Снижение вязости высокопарафинистой нефти с использованием поверхностно–активных веществ

Установив границу температуры застывания анализируемой пробы с точностью до 4°С, определение повторяют, снижая или повышая температуру испытания. Исследование продолжают до тех пор, пока мениск не перестанет смещаться. Зафиксированная при этом температура и есть температура застывания анализируемой пробы. При повторном (проверочном) испытании при температуре на 2°С выше установленной температуры застывания мениск нефти (нефтепродукта) должен смещаться.

Для определения температуры застывания нефти или ее продуктов проводят два параллельных испытания. Среднее арифметическое результатов двух параллельных испытаний принимают за температуру застывания анализируемого продукта. Расхождения между результатами не должны превышать 2°С.

Определение содержания воды по методу Дина и Старка

Это наиболее распространенный и достаточно точный метод определения количественного содержание воды в нефтях и нефтепродуктах. Он основан на азеотропной перегонке пробы нефти или нефтепродукта с растворителями и применяется во многих странах. В нашей стране определение воды проводят по этому методу.

Приборы, лабораторная посуда, реактивы, материалы

Колбонагревателъ или электроплитка;

Приемник-ловушка;

Обратный холодильник;

Колба круглодонная вместимостью 0,5 л;

Мерный цилиндр на 1 л;

Бензин марки БР - 1;

Кипелки (кусочек пемзы, фарфора, стеклянных капиллярных трубок).

Подготовка к анализу. По этому методу в качестве растворителя используют бензин - растворитель для резиновой промышленности марки БР-1, выкипающей при 80 - 120°С и содержащий не более 3% ароматических углеводородов.

Пробу тщательно перемешивают встряхиванием в склянке в течение 5 мин. Высоковязкие продукты предварительно нагревают до 40 - 50°С. Из перемешанной пробы берут навеску 100 г в чистую сухую. Предварительно взвешенную стеклянную колбу 1, затем в колбу 1 приливают 100 мл растворителя и содержимое перемешивают. Для равномерного кипения в колбу бросают несколько стеклянных капилляров или несколько кусочков пемзы или фарфора (рис. 2.1.1).

Рис. 2.1.1. Прибор Дина и Старка: 1 - колба; 2 - приемник - ловушка; 3 -холодильник.

Колбу при помощи шлифа присоединяют к отводной трубке приемника - ловушки 2, а к верхней части приемника-ловушки на шлифе присоединяют холодильник 3. Приемник - ловушка и холодильник должны быть чистыми и сухими. Во избежание конденсации паров воды из воздуха верхний конец холодильника необходимо закрыть ватой.

Проведение анализа. Содержимое колбы нагревают с помощью колбонагревателя или электрической плитке. Перегонку ведут так, чтобы из трубки холодильника в приемник-ловушку падали 2 - 4 капли в секунд. Нагрев прекращают после того, как объем воды в приемнике-ловушке перестанет увеличиваться и верхний слой растворителя станет совершенно прозрачным. Продолжительность перегонки должна быть не менее 30 и не более 60 мин. Если на стенках трубки холодильника имеются капельки воды, то их сталкивают в приемник - ловушку стеклянной палочкой. После охлаждения испытуемого продукта до комнатной температуры прибор разбирают. Если количество воды в приемнике-ловушке не более 0,3 мл и растворитель мутный, то приемник помещают на 20 - 30 мин в горячую воду для осветления и снова охлаждают до комнатной температуры. После охлаждения определяют объем воды в приемнике - ловушке с точностью до одного верхнего деления.

Массовую долю воды X, %, рассчитывают по формуле:

где V - объем воды, собравшейся в приемнике - ловушке мл; G - навеска нефти или нефтепродукта, взятая для испытания, г.

Количество воды в приемнике-ловушке 0,03 мл и меньше считается следами.

Расхождение между двумя параллельными определениями содержания воды не должны превышать одного верхнего деления занимаемой водой части приемника - ловушки.

Определение механических примесей весовым методом

Реактивы, лабораторная посуда, материалы

Бензол или бензин марки Б - 70 или БР-1 Этиловый спирт-ректификат

Смесь этилового спирта и этилового эфира в соотношении 4:1 (по бъему.)

Стаканчик с крышкой

Стакан высокий с носиком

Воронка стеклянная

Палочка стеклянная с оплавленным концом

Промывалка с резиновой грушей

Бумажные фильтры беззольные

Бумажный фильтр предварительно высушивают в стаканчике до постоянной массы при 105 - 110°С.

Навеску берут с погрешностью до 0,05 г и разбавляют подогретым на водяной бане растворителем. Горячий раствор навески фильтруют через высушенный до постоянной массы фильтр, который помещают в стеклянную воронку, укрепленную в штативе. Воронку наполняют не более чем на 3/4 высоты фильтра. Раствор наливают на фильтр по стеклянной палочке с оплавленным концом. Стакан ополаскивают горячим растворителем и сливают на фильтр.

После окончания фильтрования фильтр промывают горячим раствором при помощи промывалки до тех пор, пока на нем не останется следов топлива, а фильтрат не будет совершенно прозрачным и бесцветным. Затем фильтр переносят в стаканчик, в котором сушился чистый фильтр, и сушат в течение 1 ч в термостате при 105 - 110°С. После этого стаканчик закрывают крышкой, охлаждают в эксикаторе в течение 30 мин и взвешивают с погрешностью до 0,0002 г. Операцию повторяют до получения расхождения между двумя последовательными взвешиваниями не более 0,0004 г.

Массовую долю механических примесей, %, рассчитывают по формуле:

M = [(m,-m2)/m3] - 100,

где, m1 - масса стаканчика с фильтром после фильтрования, г; m2 - масса стаканчика с чистым фильтром, г; m3 - масса навески продукта, г.

Содержание механических примесей вычисляют как среднее арифметическое из результатов двух параллельных определений.

Если механических примесей содержится не более 0,005%, то это рассматривается как их отсутствие.

Метод испытания на медной пластинке

Настоящий стандарт распространяется на метод определения воздействия на медную пластинку содержащихся в нефти активных сернистых соединений или свободной серы, заключающийся в фиксировании изменения цвета медной пластинки, погруженной в исследуемое вещество.

Подготовка к испытанию

1. Пластинки из электролитной меди обрабатывают шлифовальной шкуркой с зернистостью абразивного материала № 180 до чистоты поверхности V8; новые пластинки предварительно обрабатывают шлифовальной шкуркой с зернистостью абразивного материала № 150.

После шлифовки пластинки промывают в фарфоровой чашке спиртом и эфиром и просушивают на фильтровальной бумаге.

Не допускается касание руками больших поверхностей пластинок.

Проведение испытания

2. Испытуемое вещество наливают в пробирку до высоты около 60 мм и опускают в него щипцами свежее очищенную пластинку.

Предварительная фильтрация образца через бумажный фильтр не допускается.

3. Пробирку с пластинкой, предварительно закрыв корковой пробкой, помещают в водяную баню, где выдерживают при температуре 50±2°С в течение 3 ч.

Уровень воды в бане должен быть выше уровня образца в пробирке.

4. По истечении срока испытания пластинку извлекают из пробирки и промывают в фарфоровой чашке подогретым ацетоном или спирто - бензольной смесью.

5. Для каждого образца проводится два испытания.

Установление показаний

6. Образец считается не выдержавшим испытание в том случае, если хотя бы при одном испытании пластинка покрылась черными, темно - коричневыми или серо - стальными налетами и пятнами.

При всех других изменениях или отсутствии изменений цвета пластинки продукт считается выдержавшим испытание.

Методы определения плотности

Плотность измеряется массой тела, заключенной в единице его объема, и в системе единиц см, г, сек, имеет размерность г/см3. Удельный вес представляет собой отношение веса тела к весу воды в том же объеме и является отвлеченным числом, не имеющим размерности. Так как, в системе единиц см, г, сек за единицу массы принимается масса 1 см3 воды при температуре 4°С, то плотность, выраженная в г/см, будет численно равна удельному весу по отношению к воде при температуре 4°С.

Плотность нефтепродукта относится к нормальной температуре 20°С и к плотности воды при температуре 4°С, принятой за единицу. Эта плотность (в г/см3), обозначаемая р204, численно равна удельному весу (представляющему собой отвлеченное число) по отношению к воде при температуре 4°С.

В тех случаях, когда плотность нефтепродукта, по условиям опыта, определяется не при температуре 20°С, а при другой температуре t°C, ее значение рt4 может быть пересчитано в нормальное значение р204 указанным ниже способом.

Плотность нефтепродуктов определяют при заводском контроле, при сдаче приемке с целью определения количества нефтепродукта по его объему (или для обратного пересчета) и в научно-исследовательских работах.

Плотность нефти определяют ареометрами (нефтеденсиметрами), гидростатическими весами Вестфаля и с помощью пикнометров.

В нашем случае так как нефть была тяжелая, высокопарафинистая и вязкая, определение проводили нефтеденсиметрами.

Определение плотности нефтеденсиметрами

Применение нефтеденсиметров основано на законе Архимеда, согласно которому на тело, погруженное в жидкость, действует выталкивающая сила, направленная вертикально вверх и равная весу вытесненной жидкости в объеме погруженной части тела. Устройство нефтеденсиметров показано на рис.2.1.2. Иногда в среднюю часть нефтеденсиметра (поплавок) впаивают термометр, ртутный шарик которого одновременно является частично и грузом. За счет груза и симметричной формы нефтеденсиметр всегда находится в жидкости в вертикальном положении. Нефтеденсиметры выпукаются с ценой деления шкалы от 0,0005 до 0,005, с термометрами н без термометров.

Вес нефтеденсиметров подбирается таким образом, чтобы при погружении в испытуемые жидкости они не тонули и не всплывали бы выше той части, где нанесена градуировочная шкала плотности. Таким образом, по закону Архимеда, плавая в жидкости, нефтеденсиметр будет погружаться на большую глубину в более легкой жидкости и на меньшую - в более тяжелой. В равновесном состоянии по верхнему краю мениска отсчитывают на шкале плотность жидкости.

Рис.2.1.2. Нефтеденсиметр

Методика определения

В стеклянный цилиндр, диаметр которого в два и более раз больше диаметра поплавка нефтеденсиметра, осторожно по стенке или по стеклянной палочке наливают испытуемый нефтепродукт, причем в таком количестве, чтобы при погружении в него нефтеденсиметра уровень жидкости не поднялся выше края цилиндра. Чистый и сухой нефтеденсиметр берут за верхний конец и осторожно помещают в жидкость. После того как нефтеденсиметр установится и прекратятся его колебания, производят отсчет по верхнему краю мениска. Глаз наблюдателя при этом должен находиться на уровне мениска. Одновременно с этим отмечают температуру нефтепродукта. Если плотность определяют не при 20°С, а при какой-нибудь другой температуре, то полученную так называемую видимую плотность пересчитывают по формуле в с204.

В очень вязкие нефтепродукты - более 200 мм2/с (более 200 сСт), при 50°С - нефтеденсиметр не погружается. Предварительное нагревание нефтепродукта выше 40°С не дает должного эффекта, так как погрешность при вычислении действительной плотности по формуле может превысить допускаемую. Поэтому перед определением плотности очень вязкие нефтепродукты предварительно разбавляют равным объемом тракторного или осветительного керосина. Плотность разбавителя должна быть определена тем же нефтеденсиметром.

Принимая, что плотности испытуемого вязкого продукта с1 и разбавителя с2 подчиняются правилу аддитивности, т.е. плотность смеси с3 равна среднему арифметическому из плотности с1 и с2 с3 = (с1 + с2) /2, находим с1 по формуле:

с1 = 2 с3 - с2

Однако следует отметить, что при значительной разнице в плотностях испытуемого нефтепродукта и разбавителя результат определения плотности получается недостаточно точным.

Определение плотности нефтеденсиметром относится к экспресс - анализам, так как на его выполнение требуется всего несколько минут. Для определения необходимо иметь не менее 300мл испытуемого нефтепродукта.

Определение кинематической вязкости

Приборы

Вискозиметр стеклянный типа ВПЖТ, ВНЖТ или ВПЖ, ВНЖ

Термостат

Резиновая трубка

Водоструйный насос или резиновая груша

Секундомер

Сущность метода заключается в измерении времени истечения определенного объема испытуемой жидкости под влиянием силы тяжести. Испытание проводят в капиллярных стеклянных вискозиметрах. Для проведения анализа подбирают вискозиметр с таким диаметром капилляра чтобы время истечения жидкости составляло не менее 200 с. При этом используют вискозиметры типов ВПЖТ-1, ВПЖТ-2, ВНЖТ (ГОСТ 10028 - 81). Допускается использование вискозиметров типов ВПЖ-1, ВПЖ-2, ВПЖ - 4, ВНЖ (ГОСТ 10028 - 81). В лабораторной практике наиболее распространены вискозиметры Пинкевича типа ВПЖТ - 4 и ВПЖТ - 2.

Чистый сухой вискозиметр заполняют нефтью (нефтепродуктом). Для этого на отводную трубку 3 надевают резиновую трубку. Далее, зажав пальцем колено 2 и перевернув вискозиметр, опускают колено 1 в сосуд с нефтью (нефтепродуктом) и засасывают нефть (нефтепродукт) с помощью резиновой груши, водоструйного насоса или иным способом до метки М2. следя за тем, чтобы в нефти (нефтепродукте) на, образовалось пузырьков воздуха. Вынимают вискозиметр из сосуда и быстро возвращают в нормальное положение. Снимают с внешней стороны конца колена 1 избыток нефти (нефтепродукта) и надевают на его конец резиновую трубку.



Рис.2.1.3. Вискозиметры Пинкевича а - тип ВПЖТ - 4; б - тип ВПЖТ - 2; 1,2 - колено; 3 - отводная трубка; 4 -расширение капиллярной трубки.

Вискозиметр устанавливают в термостат (баню) так, чтобы расширение 4 было ниже уровня нефти (нефтепродукта). После выдержки р термостате не менее 15 мин засасывают нефть (нефтепродукт) в колено 1, примерно до V3 высоты расширения 4. Соединяют колено 1 с атмосферой и определяют время перемещения мениска нефти (нефтепродукта) от метки M1 до М2 (с погрешностью не более 0,2 с). Если результаты трех последовательных измерений не отличаются более чем на 0,2%, кинематическую вязкость v, мм/с, вычисляют как среднее арифметическое по формуле:

v = Cф,

где, С - постоянная вискозиметра, мм/с; ф - среднее время истечения нефти (нефтепродукта) в вискозиметре, с.

Допускаемые расхождения последних определений кинетической вязкости от среднего арифметического значения не должны превышать следующих значений:

Температура измерения, С: 60 - 30; 30 - 15; 15 - 150

Допускаемое расхождение, %: +2,5; +1,5; +1,2.

II.2. Объекты исследования

1. Высокопарафинистая и высоковязкая нефть Мингбулакского месторождения.

2. Мылонафт (смесь натриявых солей карбоновых (нафтеновых) кислот и свободных нафтеновых кислот) побочный продукт переработки нефтей, который является поверхностно - активным веществом анионноактивного характера и обладает гидрофобным и гидрофильными участками в составе молекул.

3. Гомологический ряд парафиновых углеводородов.

4. Дизельное топливо, в качестве растворителя

ГЛАВА III. ХАРАКТЕРИСТИКА МИНГБУЛАКСКОЙ НЕФТИ И ЕЁ ПАРАФИНОВ

3.1 Физико-химическая характеристика высокопарафинистой и высоковязкой нефти

Месторождение нефти Мингбулак находится в Наманганской области и относится к Ферганско - Андижанскому нефтяному складу и вытянуто с юго-запада на северо-восток. В таблице 3.1.1. приведены физико - химические свойства и групповой состав Мингбулакской нефти.

Физико - химические свойства и групповой состав Мингбулакской нефти

Таблица 3.1.1.

№	Показатели	Результаты
1	Плотность, при 20оС кг/м3	875
2	Вязкость кинематическая, при 20оС, сСт при 50оС, сСт	0,9 3,9
3	Кислотность, мг КОН на 100 мл	2,16
4	Коксуемость, % масс.	1,01
5	Содержание серы, % масс.	0,25
6	Содержание хлористых солей, мг/л	825
7	Содержание воды, % масс.	2,2
8	Температура застывания с термообработкой, оС без термообработкой, оС	+27 +25
9	Групповой состав, % масс. карбены и карбоиды асфальтены смолы парафин температура плавления парафина оС	0,1 9,47 9,36 14,58 54,8
10	Фракционный состав АРН - 29 температура начала перегонки, оС Н.к. до 100оС перегоняется, % масс. до 120оС перегоняется, % масс. до 150оС перегоняется, % масс. до 160оС перегоняется, % масс. до 180оС перегоняется, % масс. до 200оС перегоняется, % масс. до 220оС перегоняется, % масс. до 240оС перегоняется, % масс. до 260оС перегоняется, % масс. до 280оС перегоняется, % масс. до 300оС перегоняется, % масс. до 320оС перегоняется, % масс. до 340оС перегоняется, % масс. до 350оС перегоняется, % масс. до 360оС перегоняется, % масс.	68 0,8 2,4 6,4 8,8 15,0 19,0 26,0 31,0 36,0 42,0 48,0 53,0 58,0 60,0 64,0

Как видно из представленных данных исследования, Мингбулакская нефть является высокопарафинистой - содержание парафинов 14,58% масс., температура застывания самой нефти с термообработкой +27оС, без термообработки +25оС. Нефть сравнительно тяжелая - плотность её 875 кг/м3, малосернистая, содержание серы - 0,25% масс., смолистая - 9,36% масс. смол. Некислая, кислотность 2,16 мг КОН/100 мл, содержание хлористых солей - 825 мг/л, воды 2,2% масс.

Выход бензиновой фракции до 180оС - 15%., светлых фракций до 300оС - 42% масс.

Элементарный состав нефти (% масс.):

Н - 14,54; С - 84,93; N - 0,64.

Мингбулакская нефть относится к парафино-нафтеново-ароматическому типу, но с большим содержанием парафиновых углеводородов.

На рис.3.1.1. приведен график разгонки нефти и изменение показателя преломления и плотности фракции.



Рис.3.1.1. График разгонки Мингбулакской нефти

1 - температура разгонки; 2 - плотность; 3 - показатель преломления

поверхностный активный вещество нефть

Как видно из приведенных данных, плотность фракции изменилась от 658 до 875 кг/м3, П20Д от 1,3750 до 1,5060, выход бензина до 180оС составляет до 20%, а светлых фракции 38%.

Большое число максимумов и их высокое значение на кривой изменения показателей преломления свидетельствуют о значительном содержании парафиновых углеводородов. Причем, в соответствии с температурами кипения фракций первый пик соответствует, по видимому, в основном гексану и бензолу, далее идет пологий участок, который соответствует изомерам в основном парафиновых, ароматических и нафтеновых углеводородов. Это возможно н - октан, н - нонан, этилбензол и т.д.

Дальнейший подъем на кривой с 11 до 24 г на оси абсциссы (предел выкипания бензиновой фракции - 180оС) отвечает, видимо, более высокомолекулярным соединением.

3.2 Влияние количества парафинов на вязкость нефти и их характеристика

Физические свойства нефтей, а также их качественная характеристика зависят от преобладания в них отдельных углеводородов или их различных групп. Нефти с преобладанием сложных углеводородов (тяжелые нефти) содержат меньшее количество бензиновых и масляных фракций, содержание в нефти большого количества смолистых и парафиновых соединений делает ее вязкой и малоподвижной, что требует применения особых мероприятий для извлечения ее на поверхность и последующей транспортировки.

В зависимости от состава или некоторых свойств, нефти классифицируются на классы, типы, группы, подгруппы и виды. Это облегчает сортировку нефтей по качеству при сборе, транспортировке, а также при ее переработке.

По содержанию парафина нефти делается на три вида - малопарафинистые - с содержанием парафина до 1,5%, парафинистые - с содержанием парафина от 1,15 до 6,0% и высокопарафинистые - с содержанием парафина свыше 6% Мингбулак. Иногда встречается нефти с очень большим содержанием парафина (мангышлакские нефти Казахстана содержат до 28 - 30% парафина).

Кроме того, нефти подразделяют по основным качественным показателям - содержанию светлых бензиновых, керосиновых и масляных фракций.

Фракционный состав нефтей определяют путем лабораторной разгонки, которая основана на том, что каждый углеводород, входящий в ее состав, имеет свою определенную точку кипения. Легкие углеводороды имеют низкие точки кипения. Например, у пентана (С5Н12) точка кипения равна 36оС, у гексана (С6Н14) - 69оС. У тяжелых углеводородов точки кипения более высокие и доходят до 350оС. Поэтому при подогревании нефти выкипают и испаряются сначала ее более легкие фракции, с повышением температуры начинают кипеть и испаряться более тяжелые углеводороды.

Если пары нефти, подогретой до определенной температуры, собрать и охладить, то они снова превратятся в жидкость, представляющую собой группу углеводородов, выкипающих из нефти в данном интервале температур. Таким образом, в зависимости от температуры подогрева нефти из нее сначала испаряются самые легкие - бензиновые фракции, затем более тяжелые - керосиновые, затем солярные и т.д.

Процентное содержание в нефти отдельных фракций, выкипающих в определенных температурных интервалах, характеризует фракционный состав нефти. Обычно в лабораторных условиях разгонку нефти производят в интервалах температур до 100, 150, 230, 250, 300 и 350оС.

Простейшая переработка нефти основана на том же принципе: это и лабораторная разгонка. Это прямая перегонка нефти с выявлением из нее в условиях атмосферного давления и нагрева до 300 - 350оС различных удельных фракций.

Нефть не должна иметь соприкосновения с наружным воздухом.

Одним из основных свойств нефти является плотность и вязкость.

Плотностью называется физическая величина, определяемая массой вещества в единице объема. Отношение плотности двух веществ называется относительной плотностью. Для жидкостей и твердых веществ она определяется по отношению к плотности воды при 4оС, а для газов - по отношению к плотности воздуха при 0оС и давлении 0,1 МПа. Относительная плотность нефти и нефтепродуктов обычно определяется при 20оС и обозначается как р1515.

Плотность зависит от температуры. На рис.3.2.1. приведены температурные зависимости плотности алканов - углеводородов, определяющих удельную массу и эксплуатационные свойства нефтепродуктов, получаемых из нефти.



Рис.3.2.1. Зависимость плотности алканов от температуры

Плотность нефтей и нефтепродуктов можно определить по формуле:

рt2 = рt1 - a (t2 - t1)

где рt2 и рt1 - плотности при температурах t2 и t1 (t2 > t1), а - средняя температурная поправка.

Вязкость, как и плотность - важн?й физико - химический параметр, используемый при подсчете запасов нефти, проектировании разработки нефтяных месторождений, выбора способа транспорта и схемы переработки нефти, в химмотологии.

Различают динамическую, кинематическую и условную вязкость. Динамическая вязкость ? - это отношение действующего касательного напряжения к градиенту скорости при заданной температуре. Единица измерения динамической вязкости паскаль - секунда Па·с, на практике используют обычно мПа·с. Величина, обратная динамической вязкости, называется текучестью.

В основе определения динамической вязкости путем измерения времени истечения жидкости через капиллярные трубки лежит формула Пуазейля:

? = р · P · r2 · ф · 8V · L

где P - давление, при котором происходит истечение жидкости из капилляра; V - объем жидкости, протекающей через капилляр, ф - время истечения жидкости в объеме; L - длина капилляра; r - радиус капилляра.

Для определения динамической вязкости требуется источник постоянного давления (постоянно приложенного напряжения) на жидкость. Это условие предопределяет дополнительные технические трудности, сложность воспроизведения и трудоемкость анализа.

Кинематическая вязкость V - это отношение динамической вязкости жидкости к плотности при той же температуре:

V = ?/p

Единица кинематической вязкости м2/с, на практике используют обычно мм2/с. Согласно унифицированной программе исследования для нефтей, определяют кинематическую (или динамическую) вязкость при температурах от 0 до 50оС (через 10оС). Для маловязких нефтей определение начинают с - 20оС. Для керосиновых дистиллятов определяют кинематическую вязкость при 20 и - 40оС. Для дизельных - при 20оС. Для масляных - при 40 - 50 и 100оС. Для остатков, выкипающих выше 350оС, определяют условную вязкость при 50, 80 и 100оС.

На вязкость нефти и нефтепродуктов существенное влияние оказывает температура. С ее понижением вязкость увеличивается. Вязкостно -температурные свойства нефтепродуктов зависят от их фракционного и углеводородного состава. Наименьшей вязкостью и наиболее пологой кривой вязкости обладают алифатические углеводороды. Наибольшей вязкостью и наиболее крутой кривой вязкости - ароматические (особенно би- и полициклические) углеводороды.

Важные эксплуатационным показателем в химмотологии топлив и масел является прокачиваемость. Прокачиваемость моторных топлив и топлив для газотурбинных и котельных установок существенно зависит от их вязкости. Например, количества бензина с вязкостью 0,65 мм2/с, пступающего в двигатель за одну минуту, составляет 100 г, а бензина вязкостью 10 мм2/с - 95 г. В технических требованиях на товарные топлива и смазочные масла предусмотрены соответствующие ограничения значения вязкости. Так, топлива для быстроходных дизелей должны иметь кинематическую вязкость при 20оС в пределах 1,5 - 6,0 мм2/с.

Нефти подразделяют на три класса по динамической вязкости в пластовых условиях: с малой (менее 5 мПа · с), повышенной (5 - 30 мПа · с) и высокой (более 30 мПа · с) вязкостью. Нефти с вязкостью до 30 - 50 мПа · с эффективно добываются традиционными методами (естественный режим, обычное заводнение). Для добычи высоковязких нефтей необходимо использование тепловых, физико - химических и других методов воздействия на нефтяной пласт (например, закачки пара внутрипластового горения, закачки серной кислоты). Верхний предел вязкости высоковязкой нефти 10000 мПа·с. IX Мировой нефтяной конгресс (1984 г.) рекомендовал по этому значению вязкости разделять углеводородное сырье на нефти и природные битумы.

Так как в данной работе будет уделено внимание высокопарафинистой нефти, кратко остановимся на парафинистых высокомолекулярных углеводородах.

Твердые парафиновые углеводороды. Гексадекан С16Н34 плавится при 18,1оС. По мере увеличения молекулярной массы углеводородов CnH2n+2 - нормального строения, их температуры кипения и плавления плавно увеличиваются (табл. 3.2.1 и 3.2.2.).

Физические свойства твердых парафиновых углеводородов

Таблица 3.2.1.

Углеводороды	Формула	Температура оС	Углеводороды	Формула	Температура оС
		кипе-ния	плав-ления			кипе-ния	плав-ления
Гексадекан (цетан)	С16Н34	287	18,1	Триаконтан	С30Н62	446,4	65,8
Гептадекан	С17Н36	303	21,7	Генттриаконтан	С31Н64	455,0	67,9
Октадекан	С18Н33	317,5	28,1	Дотриаконтан	С32Н66	463,0	69,7
Нонадекан	С19Н40	331,7	32,0	Тритриаконтан	С33Н68	471,0	71,4
Эйкокан	С20Н42	345,3	36,7	Тетратриа-контан	С34Н70	478,0	73,1
Генэйкокан	С21Н44	355,1	40,5	Пентатриа-контан	С35Н72	486,0	74,7
Докован	С22Н46	367,0	44,4	Гексатриа-контан	С36Н74	493,0	76,2
Трикозан	С23Н48	373,3	47,6	Гептатриа-контан	С37Н76	500,0	77,7
Тетракозан	С24Н50	389,2	50,9	Октатриа-контан	С38Н78	513,0	79,0
Пентоказан	С25Н52	399,7	53,7	Нанатриа-контан	С39Н80	52,0	80,3
Гексакозан	С26Н54	409,7	56,4	Тетраконтан	С40Н82	-	81,5
Гептакозан	С27Н56	419,7	59,0	Пентаконтан	С50Н102	-	93,0
Октакозан	С28Н58	428,7	61,4	Гексаконтан	С60Н122	-	98,5
Нонакозан	С29Н60	437,7	63,7	Гептаконтан	С70Н142	-	105,0

Разветвление молекул, особенно при перемещении боковой цепи к центру, а также при увеличении числа заместителей и удлинении боковой цепи, значительно снижает температуру плавления изомеров по сравнению с углеводородом нормального строения. Это видно из следующих пример в (табл. 3.2.1. и 3.2.2.).

С20Н42 Эйкозан 2-метилнонадекан 9,10-диметилоктадекан	Тпл, оС 36,7 18,3 5,5	С26Н54 Гексакозан 13 - метилпентакозан 11 - амилгенэйкозан	Тпл, оС 56,4 29,0 9,1
С43Н88 Тритетракоптан 22 - метилдотетракоптан	Тпл, оС 85 66,5

Твердые парафины присутствуют во всех нефтях, но чаще в небольших количествах (от десятых долей до 5%). В типично парафинистых нефтях их содержание повышается до 7 - 12%. Таковы, например, нефти: грозненская парафинистая, горагорская (Грозний), бориславская (Западная Украина). Исключительно высокой по содержанию перафина является нефть месторождения Озек - Саут в Грозненской области. В автоловом дистиллате этой нефти 30% парафина, а в самой нефти - от 18 до 26,6%.

Парафины в нефтях находится в растворенном, либо во взвешенном кристаллическом состоянии. При перекачке мазута в масляные фракции попадают парафины, имеющие состав от С17 до С35. В гудронах концентрируются более высокоплавкие углеводороды С36 - С53. Все углеводороды нормального строения до С36 найдены в различных нефтях. Так, Карпитер с помощью вакуумной перегонки и перекристаллизации выделил из Бирманской нефти углеводороды С21 - С34. Яценко и Черножуков, комбинируя селективное комплексообразование с мочевиной, с хроматографией на угле, выделили и идентифицировали в битковской и долинской нефтях Украины все углеводороды от С16 до С35. Исследования твердых углеводородов, выделенных из масляных фракций различных нефтей, показали, что в них преобладают углеводороды ряда: CnH2n+2 нормального и малоразветвленного строения [57].

Академик Наметкин и Нифонтова, нитруя по методу Коновалова, грозненский парафин, получили до 65% вторичных нитропроизводных, что и указывает на нормальное строение основной массы исследованных углеводородов. В дальнейшем, Вознесенская и Жердева тщательно изучили 11 фракций твердых парафинов из туймазинской нефти с т. пл. 70оС. Эти фракции характеризовались по микрокристаллической структуре, физическим константам и по результатам нитрования. Авторы показали, что исследованные твердые углеводороды относятся к ряду CnH2n+2 (от С23 до С36) [57].

На рис.3.2.2. приведены температурные кривые вязкости различных российских нефтей: самотлорской, осинской, арланской, ножлевской, и казахстанской узеньской нефти. Они по этим показателям распологаются в следующий ряд:

Ножлевская > узеньская > арланская > осинская > саматлорская

Рис.3.2.2. Температурные кривые вязкости нефтей: 1. Самотлорской; 2. Осинской; 3. Арланской; 4. Ножлевской; 5. Узеньской.

Следовательно, высокая вязкость нефти обусловлена высоким содержанием в ней парафиновых углеводородов. Характеристика физико - химических свойств н - парафиновых углеводородов приведена в табл. 3.2.2.

Таблица 3.2.2.

№	Название	Эмпир. формула	М, Масса	Сос-тоя-ние	dn20	n20D	tкип 760 мм.рт. ст.	tкрист
1	н-гексан	С6Н14	86	Ж	065937	1,37486	68,740	-95,320
2	н-гептан	С7Н16	100	Ж	068376	1,38764	98,428	-90,605
3	н-октан	С8Н18	114	Ж	070252	1,39743	125,665	-56,798
4	н-нонан	С9Н20	128	Ж	071763	1,40542	150,798	-53,535
5	н-декан	С10Н22	142	Ж	073005	1,41189	174,123	-29,673
6	н-ундекан	С11Н24	156	Ж	074024	1,41725	195,890	-25,590
7	н-додекан	С12Н26	170	Ж	074876	1,42152	216,278	-9,595
8	н-тридекан	С13Н28	184	Ж	075622	1,42560	235,434	-5,383
9	н-тетрадекан	С14Н30	198	Ж	076275	1,42892	253,515	5,863
10	н-пентадекан	С15Н32	212	Ж	076830	1,43188	270,614	9,930
11	н-гексадекан	С16Н34	226	Ж	077344	1,43250	286,793	18,155
12	н-гептадекан	С17Н36	240	Тв	077802	1,43662	302,7	21,980
13	н-октадекан	С18Н38	256	Тв	d4/300773	nD301,4	317,4	28,180
14	н-нонадекан	С19Н40	268	Тв	d4/400772	nD401,4	331	31,82
15	н-эйкозан	С20Н22	282	Тв	d4/400775	nD401,4	345	36,4
16	н-генейкозан	С21Н44	296	Тв	d4/700758	nD701,4	358,4	40,2
17	н-доказан	С22Н46	310	Тв	d4/500774	-	370	44,0
18	н-трикозан	С23Н48	324	Тв	d4/700764	nD701,4	382	47,5
19	н-тетракозан	С24Н50	338	Тв	d4/700766	nD701,4	394	50,6
20	н-пентакозан	С25Н52	352	Тв	d4/700769	-	405	53,5
21	н-гесакозан	С26Н54	366	Тв	d4/700771	nD701,4	416	56,3
22	н-гептакозан	С27Н56	380	Тв	d4/700773	-	427	58,9
23	н-октакозан	С28Н58	394	Тв	d4/620779	nD621,4	437	61,3

Вместе с тем, сейчас уже не подлежит сомнению, что наряду с углеводородами CnH2n+2, в нефтях имеются твердые, способные к кристаллизации органические вещества с циклической структурой. Однако эти углеводороды, главным образом, входят в состав не парафинов, а церезинов. Церезином называется смесь более высокомолекулярных и высокоплавких углеводородов, которые выделяются либо из остаточных нефтепродуктов, либо из горючего минерала озокерита. Озокерит (земляной воск, горный воск) представляет собой минерал, образованный пористой породой, пропитанной смесью твердых углеводородов с небольшими количествами высококипящих жидких углеводородов и смол. Месторождения озокерита редки.

Реологические свойства нефти. В отличие от индивидуальных жидкостей, вязкостные, точнее, реологические свойства нефтей следует рассматривать как свойства коллоидно - дисперсных систем, склонных при определенных условиях к образованию объемных структур с четко выраженной тиксотропией [58]. Вязкостные характеристики нефтей зависят от некоторых факторов: количественного содержания высокоплавких парафиновых и асфальто - смолистых веществ и их состояния в нефти, наличия растворенного газа и полярных поверхностно - активных компонентов и т.д. Основные факторы, приводящие к резкому изменению реологических свойств нефтей, это температура и давление (для газированных нефтей), содержание, дисперсный состав и агрегативная устойчивость глобул воды для обводненных эмульсионных нефтей.

ГЛАВА IV. УЛУЧШЕНИЕ ТЕКУЧЕСТИ ВЫСОКОВЯЗКОЙ МИНГБУЛАКСКОЙ НЕФТИ

4.1 Подбор поверхностно-активного вещества для улучшения вязкости Мингбулакской нефти

В настоящей работе в качестве поверхностно - активного вещества для улучшения вязкости нефти рассматривается мылонафт - натриевая соль нафтеновых кислот, как имеющий в молекуле как гидрофильный, так и гидрофобный участок, следовательно являющийся анионактивным ПАВ [59].

Как известно, при классификации свойств веществ необходимо рассматривать как физические, так и химические свойства.

Нафтеновые кислоты относятся к кислородсодержащим веществам и к карбоновым кислотам [57,60]. Кислород в нефти, соответственно и в нефтепродуктах встречается в следующих функциональных группах и соединениях: карбонильная группа (в основном кетоны), простые эфиры, сложные эфиры, фенолы, спирты, кислоты, смолисто - асфальтеновые вещества.

карбонильные соединения фенолы, спирты простые эфиры

(в основном кетоны)

кислоты сложные эфиры

Подавляющее количество кислорода содержится в нефти в фенолах (особенно много фенолов в смолистых нефтях), нафтеновых и алифатических кислотах.

мета - этилфен в - нафтенол

Ксиленолы

Алифатические кислоты представлены в нефтях кислотами нормального и изомерного строения, в том числе изопреноидного. Как отмечено в [61], в составе кислородсодержащих соединений нефти и нефтепродуктов имеются кроме нафтеновых и жирных кислот, фенолы, а также другие кислородсодержащие соединения, как спирты, кетоны, альдегиды, простые и сложные эфиры и т.д.

4.2 Улучшение вязкости высокопарафинистой нефти путем добавки ПАВ

Исходя из анализа литературных и собственных экспериментальных данных в качестве разжижителя высокопарафинистой и высоковязкой нефти с целью улучшения ее низкотемпературных свойств взят мылонафт.

Мылонафт - технический продукт, состоящий в основном из смеси натриевых солей нафтеновых кислот. Мылонафт является побочным продуктом нефтепереработки: из щелочных отходов щелочной промывки дистиллятов, очищенных серной кислотой и обработкой соответствующих дистиллятов нефти (керосинового, солярового) раствором щелочи (едкого натра): при этом основная часть нафтеновых кислот переходит в натриявые соли по следующей реакции:

R - COOH + NaOH > RCOONa + H2O

Полученный раствор натриевых солей нафтеновых кислот и частично не вступившие в реакцию нафтеновые кислоты концентрируют упариванием, после чего высаливают с NaCl.

Мылонафт используют в качестве эмульгатора в различных областях экономики.

В настоящей работе мылонафт использован в качестве депрессорной присадки для улучшения вязкости высокопарафинистой нефти и имел следующие физико - химические показатели: Мылонафт имел мазеобразную консистенцию, коричневого цвета, раствор мылонафта обладает поверхностно - активными свойствами - поверхностное натяжение 0,5% -ных растворов 36,9 г/см2, смачивающая способность по краевому углу смачивания COS - 0,7623, хорошей эмульгирующей способностью и устойчивостью к элементам жесткости воды.

В таблице 4.2.1. приводятся результаты исследования мылонафта.

Физико - химическая характеристика мылонафта

Таблица 4.2.1.

Наименование	Значения показателей
Содержание нафтеновых кислот, % масс.	67
Содержание неомыляемых веществ (масла), % масс.	15
Кислотное число, мг КОН на 1 г нафтеновых кислот	190
Содержания минеральных солей, % масс.	1,0
В том числе хлоридов	0,3

Предварительно проверялась растворимость мылонафта в органических растворителях. Наилучший результат был получен при его растворении в дизельном топливе.

Мылонафт в количестве 0,5% вносился в небольшое количество дизельного топлива для растворения, затем - в Мингбулакскую нефть.

После тщательного перемешивания мешалкой смесь охлаждалось до комнатной температуры 20оС, и определялась ее температура застывания. При этом, температура застывания была равна 14оС, т.е. введение мылонафта снижало температуру застывания нефти - депрессия температуры застывания составляла 6оС.

Следовательно, мылонафт как поверхностно - активное вещество возможно использовать в качестве разжижителя (депрессаторной присадки) для улучшения текучести высоковязких и высокопарафинистых нефтей, в частности, для нефти Мингбулакского месторождения.

4.3 Механизм улучшения текучести высоковязких и высокопарафинистых нефтей

Как известно, состав нефтей сложен и разнообразен. Основные классы соединений в составе нефти нафтеновые, ароматические и парафиновые углеводороды. Причем, последние играют большую роль в составе новых нефтей, т.к. их количество велико. Это связано с тем, что нефти добывают на больших глубинах. Наличие большого количества парафиновых углеводородов обуславливает их высокую температуру застывания, что отрицательно влияет на их транспортировку и переработку.

В связи с этим актуальной задачей нефтепереработки является разработка разжижителей (депрессантов), желательно на базе отечественного сырья.

Анализ литературных источников показал, что депрессантов для высокопарафинистых и высоковязких нефтей практически нет. Нам известна единственная присадка ДПН - 1250, разработанная Государственной Академией нефти и газа, предложенная для улучшения реологических свойств (г. Москва) таких нефтей.

В Казахстане [24,25,37] как один из способов улучшения реологических свойств нефтей и нефтесмесей были выявлены природные депрессанты на основе изучения физико - химических характеристик, компонентного и группового состава низкотемпературных нефтей. Суть разработки заключалась в смешении высокопарафинистых нефтей с низкопарафинистыми. Было установлено, что низкозастывающие нефти, используемые как разбавители высоковязких нефтей значительно снижают вязкость и температуру застывания и это облегчает транспортировку, что дает возможность перекачки таких нефтей в летнее время без подогрева и получения качественных нефтепродуктов.

В настоящей работе в качестве улучшения текучести высокопарафинистых и, соответственно, высоковязких нефтей предлагается депрессант на основе отечественного побочного продукта нефтепереработки - мылонафта, являющего поверхностно - активным веществом.

Непременным условием проявления депрессорной активности присадки является перевод тугоплавких парафиновых углеводородов высокопарафинистой нефти из твердого состояния в жидкое. При этом образуется новая дисперсная нефтяная система, которая застывает при более низких температурах.

При введении мылонафта в жидкой фазе высокопарафинистой нефти образуются «дырки» в растворителе (нефти) с разрушением решетки кристаллического каркаса, образованного тугоплавкими парафинами и это приводит к улучшению текучести, т.е. понижению вязкости высокопарафинистых и высоковязких нефтей.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ (ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ)

1. На основе анализа отечественных и зарубежных литературных источников и данных Интернета составлен литературный обзор по теме диссертации. Установлено, что практически нет работ, рекомендующих поверхностно - активные вещества для улучшения текучести высокопарафинистых и высоковязких нефтей, каковыми являются новые нефти.

2. В качестве объектов исследования была выбрана высоковязкая и высокопарафинистая новая нефть Мингбулакского месторождения, а в качестве депрессатора - мылонафт, побочный продукт переработки нефтей, который является поверхностно - активным веществом анионно - активного характера и обладает гидрофобным и гидрофильными участками.

Установлено в составе мылонафта наличие натриевых солей карбоновых (нафтеновых) кислот с примесью самих кислот.

3. Согласно принятым Государственным стандартам определены физико - химические характеристики выбранной Мингбулакской нефти и поверхностно - активного вещества - мылонафта.

4. Нефть была высоковязкая из - за наличия высококипящих парафиновых углеводородов (содержание их было 14,58% масс.) с температурой застывания +24оС. Определены рабочие условия введения депрессора: температура, концентрация, условия подготовки смеси нефти с разжижителем. При этом, депрессия температуры застывания нефти составила 6оС.

5. Механизм улучшения текучести высоковязкой нефти при добавке поверхностно - активного вещества заключается в следующем: при попадании депрессатора в среду жидкой фазы, в данном случае нефти, он образуют «дырку», разрушая при этом «твердый каркас» парафиновых углеводородов, что в конечном счете приводит к снижению температуры застывания нефти, и следовательно улучшается её текучесть.

ИСПОЛЬЗОВАННАЯ ЛИТЕРАТУРА

1. И.А. Каримов Мировой финансово - экономический кризис, пути и меры его преодоления в условиях Узбекистана. Ташкент, Узбекистан, 2000, 48с.

2. Абрамзон А.А., Славин А.А. ЖФХ, .1970, т. 44, № 3, с. 564 - 560.

3. Абрамзон А.А. ЖПХ, 1967, т. 40, №,11, с. 2598 - 2602.

4. Славин А.А., Абрамзон А.А. Там же, 1974, т. 47, № 9, с. 1995 - 2000.

5. Френкель Д.И. Кинетическая теория жидкостей. Л., «Наука», 1959. 450 с.

6. Глесстон С., Лейдлер К., Эйринг Г. Теория абсолютных скоростей реакции. Пер. с англ. Под ред. А.А. Баландина М., ИЛ, 1948. 584 с.

7. Абрамзон А.А., Островский М. В. ЖПХ, 1968, т. 41, № 7, с. 1526 - 1535.

8. Еwеll R. H., Еуring H. J. Сhеm. Phys., 1937, v. 5, № 9, р. 726 - 736.

9. Коuzmаnn W., Еуring H. J. Аm. Сhеm. Sос., 1940, v. 62, № 11, р. 3113 - 3125.

10. Gladden J.K., Dole M. Ibid., 1953, v. 75, № 8, р. 3900 - 3904.

11. Славин А.А. Автореф. канд. дисс.Л., ЛХФИ, 1974.

12. Славин А.А., Абрамзон А.А. ЖФХ, 1972, т. 46, № 7, с. 1823 - 1826.

13. (патент РФ №2180390)

14. (патент РФ №2180396)

15. (патент РФ №2195549)

16. (патент РФ №2103389)

17. (патент WO №9213172)

18. (патент GB №2450502)

19. (патент US №5529930)

20. Ершов М.А. Снижение вязкости нефти методам гидродинамической кавитации, М., Автореф… канд. техн. наук, 2011г., 24 с.

21. Юсупова Д. Реагент Глейд для снижения вязкости нефти, Татарстан (Россия). www: www. xenos - kzn.ru.

22. Абрамзон А.А. Поверхностно - активные вещества. Свойства и применение. Ленинградское отделение изд - во «Химия», 1975, 246 с.

23. Надиров Н.К. Нефть вчера, сегодня, завтра. Алма - Ата, Наука, 1984, 254 с.

24. Кириллова Н.Г. Нефть и природный газ. Журн. «Нефтегазовые технологии», Москва, 2002, № 4, с. 15 - 20.

25. Медеубаева Д.И. Температурная зависимость вязкости западно - Казахстанских нефтесмесей, там же, с. 199 - 206.

26. Медеубаева Д.И., Джукова А.А. О влиянии реологических свойств нефтяных смесей на их транспортировку и переработку, там же, с. 206 - 211.

27. Туманян Б.П. Регулироввание фазовых переходов в процессах транспорта и первичной переработки высокозастывающего нефтяного сырья. Афтореф… доктора техн. наук, М., 1993, 48 с.

28. Ахметов И.М., Байдиков Ю.Н., Рузин Л.М., Добыча тяжелых и высоковязких нефтей. М., Недра, 1985, 206 с.

29. Батуева И.Ю., Гайле А.А., Поконова Ю.В. и др. Химия нефти, Знание, 1984, 360 с.

30. Ребиндер П.А., Влодовец И.Н. Высокомолекулярные нефтяные системы. Поверхностные явления в дисперсных системах. Коллоидная химия. М., Наука, 1978, с. 61 - 73.

31. Девликамов В.В., Хайбуллин З.А., Кабиров И.М. Аномальные нефти. М., Недра, 1975, 165 с.

32. Стахина Л.Д., Савиных Ю.В. Проблемы химии нефти. Новосибирск, Наука, Сиб. отд. РАН, 1992, С. 255 - 261.

33. Гусинская С.Л. Нефти южного Узбекистана, Ташкент изд - во АНРУз ССР, 1972. 256 с.

34. Ауезов Б.А., Жумадилова Г.Т., Карабаева Б.А., Габсаттарова Г.А., Бижанов Ж.А. Природные депрессаторы на основе Казахстанских нефтей. В матер. Вторых Международных научных Надировских чтений «Научно - технологическое развитие нефтегазового комплекса», Алматы - Кызылорда, 2004, с. 194 - 199.

35. Абузова Ф.О., Алиев Р.А., Новоселов В.Ф. и др. Техника и технология транспорта и хранение нефти и газа. Учебное пособие для ВУЗов. Под редокц. Новоселова В.Ф. М., Недра, 1992, 320 с.

36. Ибрагимов Л.Х., Мищенко И.Т. Интенсификация добычи нефти. М., нефть и газ, 1996, 478 с.

37. Алтунина Л.К., Кувгигенов В.А., Булдакова Е.П. Межмолекулярные взаимодействия и электронные процессы в растворах. Новосибирск, Наука, Сиб. отд. АН СССР, 1987, с. 18 - 22.

38. Юсупова Т.Н., Петрова Л.М., Фахрубдинов Р.З. Проблемы химии нефти., 1992, 340 с.

39. Крючков В.В. Интенсификация процесса депарафинизации остаточного сырья с помощью магнитных полей. Афтореф… дисс. канд. Наук., М., 1991, 23 с. Минг им. И.М. Губкина.

40. Сюняев Р.З. Исследование и регулирование межмолекулярных взаимодействий при обратимых фазовых переходах в нефтяных дисперсных системах., Афтореф… дисс. канд. хим. наук, М., 1982, 24 с. МИНХ и ГП им. И.М. Губкина

41. Степанова Г.С. Фазовые превращения в месторождениях нефти и газа., М., Недра, 1983, 170 с.

42. Антониади Д.Г. Научные основы разработки нефтяных месторождений термическими методами, М., Недра, 1995, 313 с.

43. Сборник трудов Межд. конф. «Проблему комплексного освоения трудно извлекаемых запасов нефти (добыча и переработка)», Казань, ИОФХ КАИ, РАН, 1994, 495 с.

44. Панченков Г.М. Теория вязкости жидкостей. М., Гостоптехиздат, 1947

45. Патент Франции № 2588877, 1987.

46. Непримеров Н.Н., Шарачин А.Г. Исследование скважин и разработка перспективных методов борьбы с парафином., Казань, изд - во КГУ, 1967, с. 117 - 125.

47. Магарил Р.З. Теоретические основы химических процессов переработки нефти. М., Химия, 1976, 310 с.

48. Фукс И.Г. Коллоидная химия нефти и нефтепродуктов. М. Знание, 1984, 61 с.

49. Петров А.А. Химия алканов, М., Наука, 1974, 243 с.

50. Тешабаев С.А., Сайдахмедов Ш.М. Совместная переработка нефти и нефтегазоконденсатного сырья Узбекистана. В матер. Межд. конф. «Актуальные проблемы переработки нефти и перспективы производства смазочных материалов в Узбекистане», Ташкент - Фергана, 1996, 57 с.

51. Ходжаев Г.Х., Дмитриев П.П., Рябова Н.Д. Нефти Узбекистана,

52. Бабалян Г.А. Физико - химические процессы в добыче нефти., М., Недра, 1974, 196 с.

53. Нефтепродукты. Методы испытаний. М., Стандартгаз, 1961, 1 и 2 том, 396 с.

54. Нефтепродукты. Методы испытаний. М., Стандартгаз, 1961, 1 и 2 том, 980 с.

55. Нефтепродукты. Методы испытаний. М., Стандартгаз, 1966, 1 и 2-ой том, 416 с.

56. Химия нефти. Практическое руководство. Ленинград. 1990, 260 с.

57. Рыбак Б.М. Анализ нефти и нефтепродуктов., М. - Л., Гостоптехиздат, 1962, 880 с.

58. Эрих В.Н. Химия нефти и газа, Л. Химия. 1966, 282с.

59. Сафиева Р.С. Физико - химия нефти, М., Химия, 1998, 448 с.

60. Абранзон А.А. Поверхно - активные вещества. Свойства и применение. Изд - во Химия, Ленинградское отд., 1975, 246 с.

61. Нарметова Г.Р., Хамидов Б.Н., Рябова Н.Д., Арипов Э.А. Очистка, идентификация и применение нафтеновых кислот. Ташкент, 1989, 144 с.

62. Каримов О.К., Ахмедов У.К. Влияние количества парафинов на вязкость нефти и их характеристика.

63. Каримов О.К., Ахмедов У.К. Подбор поверхностно - активного вещества для улучшения текучести высоковязкой нефти.

Размещено на Allbest.ru

...