CC BY
30вершины из В*. Так как любая база-наибольшее по включению подмножество системы независимых множеств матроида, то B*=V\B - база матроида паросочетаний, а В - база матроида дефицита и выполняется условие двойственности матроидов (3). Таким образом, матроид дефицита является двойственным к матроиду паросочетаний. Выводы.
1. Структура доступа с разграничением секрета может быть исследована с помощью двудольных графов и основана на использовании матроида паросочетаний или матроида дефицита.
2. Комбинаторная сложность раскрытия секрета злоумышленниками будет экспоненциально зависеть от числа вершин двудольного графа, моделирующего разделяемый секрет, и потребует перебора порядка 2п комбинаций соединения п вершин двудольного графа.
Литература
1. Оре О. Теория графов.-2-е изд.-М.: Наука, Главная редакция физико-математической литературы, 1980.- 336 с.
2. Ященко В. Введение в криптографию. // Ященко В., Черемушкин А.: МЦНМО, 2000.- 271 с.
3. Свами М., Тхуласираман К. — Графы, сети и алгоритмы. - М.: Мир. 1984. 456 с.
Изучение характеристики нерастворимой примеси в нефти Сатторов М. О.1, Нуруллаева З. В.2, Бакиева Ш. К.3
1Сатторов Мирвохид Олимович / Sattorov Mirvohid Olimovich - преподаватель;
2Нурутаева Зарина Валиевна /Nurullayeva Zarina Valiyevna - преподаватель;
3Бакиева Шахноза Комиловна /Bakiyeva Shahnoza Komilovna - преподаватель, кафедра технологии нефтехимической промышленности, факультет химической технологии, Бухарский инженерно-технологический институт, г. Бухара, Республика Узбекистан
Аннотация: в статье изучены характеристики и количество нерастворимой примеси (сероводород, соленая вода, кислород) в нефти.
Ключевые слова: неуглеводородные примеси, сероводород, соленая вода, кислород.
Нефть представляет собой многокомпонентную смесь, в основном углеводородов разного строения с различной молекулярной массой и с небольшой примесью неуглеводородных соединений. При добыче, транспортировании и переработке нефти коррозионное действие на оборудование и трубопроводы оказывают, главным образом, неуглеводородные примеси нефти (сероводород, соленая вода, кислород). В нефтях разных месторождений они содержатся в различных количествах [1].
Как известно, нефть вместе с сопутствующей ей пластовой водой залегает в геологических формациях, состоящих из таких пород, как песчаники, известняки, доломит и др. Породы, в которых залегает нефть и с которыми контактирует пластовая вода (хлориды, сульфиды, карбонаты и др.), определяют состав и концентрацию минеральных солей, содержащихся в ней. В процессе добычи нефти обычно сопутствующая пластовая вода своим напором вытесняет нефть из пористых пород пласта к скважинам.
На промыслах для обезвоживания нефти широко используют так называемый внутритрубный способ деэмульгировання как наиболее эффективный. После промысловой подготовки содержание олеофобных примесей в нефти, поступающей на нефтеперерабатывающие предприятия, обычно составляет (см. Таблицу 1):
Вода, % 0,1-2,0
Хлориды, мг/л 20-3000
Механические примеси, ррт 2,5-1500
Сероводород (нерастворенный), % 0-0,5
Таким образом, в сырой нефти остается относительно небольшое количество олеофобных загрязнений. Однако даже в таком количестве олеофобные примеси в нефти, поступающей на переработку, приносят большой вред, поскольку вызывают хлористоводородную и сероводородную коррозию всего нефтеперегонного оборудования. Кроме того, при подогреве нефти выпадающие из пластовой воды соли забивают трубы теплообменников, печей и нарушают нормальный технологический режим установок, что приводит к ухудшению качества нефтепродуктов и сокращению сроков работы оборудования. Уже на испарение воды при перегонке затрачивается в восемь раз больше тепла, чем на испарение такого же количества углеводородов нефти. В присутствии воды при подогреве нефти происходит гидролиз хлоридов и образуется соляная кислота, оказывающая сильное коррозионное действие на оборудование [2].
Кроме эмульсии пластовой воды в некоторых нефтях иногда содержатся кристаллические хлориды, что еще более усложняет подготовку нефти к переработке, кристаллические соли в нефти могут быть и результатом испарения воды при местных перегревах в процессе сепарации и подготовки нефти, когда вода частично испаряется, а соли выпадают в виде кристаллов. Вымывание кристаллов солей водой из нефти связано с большими трудностями, так как кристаллы обволакиваются гидрофобной пленкой асфальтенов и смолистых веществ, препятствующих смачиванию их водой [3].
Наряду с хлоридами в пластовой воде, содержащейся в нефти, присутствуют и другие неорганические соли, иногда в значительных количествах (гидрокарбонаты и сульфаты кальция, магния и др.). Наибольшие затруднения на нефтеперерабатывающих предприятиях вызывают гидрокарбонаты кальция и магния, содержащиеся в значительных количествах в бухара-хивинских нефтях, пластовые воды которых имеют щелочную реакцию. Гидрокарбонаты кальция и магния хорошо растворяются в воде (соли временной жесткости воды), но при подогреве выше 60°С они теряют часть диоксида углерода и превращаются в нерастворимые в воде карбонаты, которые выпадают в виде осадка и забивают трубы теплообменников. Содержание в пластовой воде сульфата кальция также способствует увеличению отложений солей в трубах при подогреве нефти, так как его растворимость в воде с повышением температуры понижается.
Литература
1. Громов В. П. Промысловая подготовка нефти. М.: Недра, 1977. - 181 с.
2. Сойибов С. А., Сатторов М. О. Подготовка продукции скважин на Бухара-Хивинском регионе в период падающей добычи. // Наука, техника и образование. 2016. № 2 (20). С. 70-72.
3. Ямалетдинова А. А., Абдуллаева Ш. Ш. Физико-химические основы процесса подготовки нефти на месторождении Кокдумалак. // Наука, техника и образование. 2016. № 2 (20). С. 58-61.
