CC BY
54энергии, вкладываемой в разряд для получения продукта. Эта задача является в настоящее время одной из важнейших и наиболее общих задач плазмохимии.
На базе плазмохимического разложения сероводорода возможно создание безотходной экологически чистой технологии его переработки. Твердые и жидкие отходы в процессе переработки не образуются. После разложения в продуктах присутствуют сера в жидком или газообразном состоянии, водород и остатки неразложившегося сероводорода. Сера отделяется конденсацией.
Исследование диссоциации сероводорода проводилось при давлении 100 ГПа. Мощность Wn, поглощаемая плазмой, равнялась 1,2 кВт. Полученные результаты показали, что минимальные энергозатраты на образование молекулы водорода составляют 0,85 кВт ч/м3 Н2 при степени диссоциации сероводорода а = 45 %. Эксперименты с СВЧ - разрядом проводились на частоте 2,45 ГГц при мощности генератора до 2 кВт. Тангенциальная составляющая скорости газа, поступающего в разрядную зону, иф ~ 3 104 см/с. Средняя мощность, поглощаемая разрядом 1,2 кВт, давление в плазмотроне - 50-1 00 ГПа, расход сероводорода 0,15-0,5 л/с. Степень диссоциации сероводорода определялась с помощью газоанализатора. При минимальных энергозатратах 0,7 эВ/мол степень диссоциации составила 45 %. Максимально достигнутая степень диссоциации сероводорода составила 80 %. Мощность генератора составляла 4 кВт, частота - 40 МГц, расход плазмообразующего газа был 0, 1 5-0,4 л/с при давлении 100 ГПа. Сероводород подавался в разряд тангенциально со скоростью вращения, близкой к скорости звука. Достигнутая максимальная величина энергозатрат составляла 1 эВ/мол, максимальная степень конверсии близка к 100 % [2].
Литература
1. Мирзаев С. С., Кодирова Н. Дж., Нуруллаев М. М., Хужжиев М. Я. Изучение энергозатрат при плазмохимической диссоциации сероводорода. // Молодой ученый. Россия, Чита, 2013. № 2 (49), С. 49-52.
2. Русанов В. Д., Фридман А. А. Физика химически активной плазмы. - М.: Наука, 1984. - 415 с.
Образование устойчивых водонефтяных эмульсий Очилов А. А.1, Суяров М. Т.2
1Очилов Абдурахим Абдурасулович / Ochilov Abdurahim Abdurasulovich - старший
преподаватель;
2Суяров Матниёз Тура угли / Suyarov Matniyoz To 'т o ^Ы - студент, кафедра технологии нефтехимической промышленности, факультет химической технологии, Бухарский инженерно-технологический институт, г. Бухара, Республика Узбекистан
Аннотация: в статье рассматривается образование устойчивых водонефтяных эмульсий с повышением обводнённости продукции скважин.
Ключевые слова: добыча, нефть, скважин, эмульсий, поверхностно-активные вещества (ПАВ), вязкость, углекислоты, мицелляр, полимер, асфальтен.
Известно, что на начальном этапе разработки нефтяных месторождений, как правило, добыча нефти происходит из фонтанирующих скважин практически без воды. Далее, на каждом месторождении наступает такой период, когда из пласта вместе с нефтью поступает вода сначала в малых, а затем все в больших количествах. На сегодняшний день практически 2/3 всей нефти в мире добывается в
обводненном состоянии. Пластовые воды, поступающие из скважин различных месторождений, могут значительно отличаться по химическому и бактериологическому составу. Наличие в нефти даже 0,1 % воды приводит к интенсивному вспениванию её в ректификационных колонках нефтеперерабатывающих заводов, что нарушает технологические режимы переработки и, кроме того, загрязняет конденсационную линию [1].
Поверхностно-активные вещества (ПАВ) обладают способностью понижать поверхностное натяжение в наличном слое, т.к. они избирательно растворяются в одной из фаз - дисперсионной среде, концентрируются на границе раздела фаз и образуют там адсорбционный слой в виде плёнки. Снижение поверхностного натяжения при этом способствует увеличению дисперсности дисперсной фазы [2].
Водонефтяные эмульсии характеризуются вязкостью, дисперсностью, плотностью, электрическими свойствами и агрегативной устойчивостью (стабильностью). Их вязкость обычно изменяется в широких пределах и зависит от собственной вязкости нефти, температуры, соотношения нефти и воды.
На практике размеры капель дисперсных фаз водонефтяных эмульсий могут быть самыми разными, и колеблются в пределах от 0,1 мкм до нескольких десятых миллиметра. Причем, водонефтяные эмульсии относятся к полидисперсным системам [2].
Сегодня увеличение обводнённости добываемых нефтей и транспортирование по трубопроводам даже малообводнённых нефтяных эмульсий вызывают необходимость защиты от коррозии трубопроводов линий сбора нефти, а также водоводов дренажных вод и установок подготовки нефти.
Нефтяная эмульсия стабилизируется адсорбционными пленками, которые и являются физическим барьером контакта между диспергированными капельками воды. Эти пленки состоят из сложных по составу природных эмульгаторов нефти, которые действуют в сочетании с неактивными компонентами. Главными компонентами граничной пленки являются: комплексы порфирина, асфальтены, смолы, ионы, минеральные частицы (глина, ил, песок, соли), микрокристаллы парафина [3]. По данным толщина этих пленок (так называемых чёрных пленок) в равновесии составляет 300 А. Со стороны нефтяной фазы наблюдалась зернистая поверхность. Предполагается, что эти зерна представляют собой сгустки или мицеллы асфальтенов с размерами от 100 до 300 А.
Смолы, находящиеся в сырой нефти, считаются слабыми органическими кислотами с более низкой по сравнению с асфальтенами молекулярной массой. При более высоких значениях рН смолы образуют более прочную пленку, чем при низких его значениях. Качественная оценка асфальтенов и смол на свойства нефтяных эмульсий показана в табл. 1.
Таблица 1. Изменение свойств водонефтяных эмульсий в зависимости от содержания
асфальтенов и смол
Содержание в нефти, % Свойство эмульсии и её межфазного адсорбционного слоя
асфальтенов смол эмульсия адсорбционный слой
0-0,01 0-0,9 Нестабильная Подвижный
0,05-0,1 9-10 Относительно стабильная Подвижный
0,7-2,4 5-12 Стабильная Жесткий
Другими компонентами защитной пленки являются минеральные вещества и микрокристаллы порфирина, не проявляющие поверхностной активности. Они повышают вязкость защитной пленки и тем самым стабильность эмульсии [4].
Литература
1. Ахметов С. А. Технология глубокой переработки нефти и газа. Уфа: Гилем, 2002. С. 180.
2. Адизов Б. З., Абдурахимов С. А. Термохимическое обезвоживание устойчивых водонефтяных эмульсий местных нефтей. // Узбекский журнал нефти и газа. 2008, № 4, С. 33 - 34.
3. Адизов Б. З., Абдурахимов С. А., Атауллаев Ф. Ш. Особенности состава и свойств местных водонефтяных эмульсий. // Узбекский журнал нефти и газа. 2008, № 2, С. 10 - 11.
4. Сатторов М. О. Особенности состава и свойств устойчивых водонефтяных эмульсий местных нефтей. // Молодой ученый. № 2 (60) 2016. С. 219-221.
Адсорбция ароматических углеводородов Очилов А. А.1, Суяров М. Т.2
1Очилов Абдурахим Абдурасулович / Ochilov Abdurahim Abdurasulovich - старший
преподаватель;
2Суяров Матниёз Тура угли / Suyarov Matniyoz To 'т o ^Н - студент, кафедра технологии нефтехимической промышленности, факультет химической технологии, Бухарский инженерно-технологический институт, г. Бухара, Республика Узбекистан
Аннотация: в статье изучено использование силикагеля для промышленного разделения углеводородов.
Ключевые слова: силикагель, адсорбент, адсорбция, углеводород, бензол, толуол, циклогексан, деароматизация, парафин, циклопарафин, фракция.
Силикагели относятся к анионному типу адсорбентов. В этом случае на адсорбционную способность и характер адсорбции большое влияние оказывает химическая природа адсорбтива: специфические взаимодействия адсорбированных молекул накладываются на общий «фон» взаимодействий, обусловленных дисперсионными силами.
Ароматические углеводороды избирательно адсорбируются силикагелем из смесей с углеводородами других классов. На рис.1 представлены кривые адсорбционного равновесия бинарных смесей бензола и толуола с нормальными парафинами и циклопарафинами С6-С6 при 1500С [1]. Кривые указывает, что адсорбируемость бензола значительно превышает адсорбируемость н-гексана и циклогексана приблизительно соответствует адсорбируемости н-октана. Избирательность адсорбции углеводородов насиликагелях широко используется для анализа многокомпонентных смесей [2].
