CC BY
24Самыми распространенными моделями являются прямотрубные кожухотрубные теплообменники и теплообменники типа «труба в трубе». Достаточно, хоть и в меньшей степени, распространены теплообменники и-образного типа. Менее всего на нефтехимических предприятиях распространены теплообменники с плавающей головкой.
В нефтехимической промышленности количество процессов на предприятии еще больше, чем при первичной переработке нефти. Причем на разных предприятиях данные процессы различны. По продуктам процессы, в которых используются теплообменники, можно подразделить следующим образом: производство мономеров (этилен, пропилен и т. д.); производство полимеров (полиэтилен, полипропилен и т. д.); производство смол (карбамидоформальдегидные смолы) [2].
На основе пространственной модели и численного моделирования изучается столкновение переохлажденных капелек воды и н-гептана с перегретой плоской поверхностью. Динамическая характеристика капелек объясняется при помощи решения несжимаемых определяющих уравнений, используя неподвижную сетку и конечный объем, объединенных с методом трехмерного установленного уровня. В модели рассматриваются теплопередача внутри каждой фазы и на межфазной границе: твердое тело — пар/жидкость — пар. Динамика течения пара и тепловой поток через слой пара решаются при рассмотрении кинетической прерывности на границах: жидкость — пар и твердое тело — пар в режиме скользящего течения. Динамика моделированных капелек и влияние охлаждения твердой поверхности сравниваются с экспериментальными данными из литературы. Обнаружено хорошее соответствие. С использованием представленной модели также анализируется влияние начальной температуры капелек.
Литература
1. Ахметов С. А. Технология глубокой переработки нефти и газа: учебное пособие для вузов. - Уфа: Гилем, 2002. - 672 с.
2. Интенсификация теплообмена. Успехи теплопередачи, 2 // Под ред. проф. Жукаускаса А. А. и проф. Калинина Э. К. - Вильнюс, Мокслас, 1988. - 188 с.
Показатели физико-химических свойств буровых растворов, получаемых из глин Навбахорского месторождения Тошев Ш. О.1, Нуруллаева З. В.2, Хожиева Р. Б.3
1Тошев Шерзод Орзиевич / Toshev Sherzod Orzievich - старший преподаватель;
2Нуруллаева Зарина Валиевна / Nurullayeva Zarina Valiyevna - ассистент; 3Хожиева Рухсора Бахтиёровна /Hojiyeva Ruhsora Bahtiyorovna - ассистент, кафедра технологии нефтехимической промышленности, факультет химической технологии, Бухарский инженерно-технологический институт, г. Бухара, Республика Узбекистан
Аннотация: в этой статье рассмотрены физико-химические свойства буровых растворов, полученных из глин Навбахорского месторождения.
Ключевые слова: буровой раствор, глина, глинистая суспензия, композиция, бентонит, карбонатный палыгорскит, солестойкость, термо- и солеустойчивые буровые растворы.
В Узбекистане для бурения глубоких скважин в сложных геологических условиях необходимы термо- и солеустойчивые буровые растворы, получаемые использованием местных глин и химических реагентов. Так, например, на Гиссарском и Бухара-
Хивинском прогибах, где на относительно большой глубине имеются мощные солевые отложения, кроме солевой и температурной агрессии наблюдаются еще и сероводородная. Для такой среды целесообразно использовать полиминеральные композиции глин с добавкой необходимых химических реагентов [1].
Получение эффективных буровых растворов только на одном виде глины практически не возможно. Кроме того в природе не имеются комовые глины, состоящие только из одного вида минерала.
Поэтому создание эффективных полиминеральных композиций глин и химических реагентов зависит от цели и задач использования получаемого бурового раствора и условий его применения [2].
Использование полиминеральных композиций глин имеет ряд преимуществ по сравнению с потреблением комовой глины:
- приготовление бурового раствора из композиции глин требует меньше времени, раствор получается высокого качества;
- диспергирование (набухание) мелких частиц происходит быстрее и полнее, чем крупных;
- высокое качество композиции глин обеспечивает получение буровых растворов с малым содержанием твердой фазы.
Одним из основных технико-экономических показателей разрабатываемой композиции глинопорошков считается выход бурового раствора, измеряемый в м3 из 1 т глинопорошка [3]. Так, например, щелочной бентонит и карбонатный палыгорскит Навбахарского месторождения (Навоиская область) имеют сильно отличающиеся показатели по выходу бурового раствора, что требует учитывать при создании полиминеральных композиций на их основе.
В таблице представлены результаты исследований выходов буровых растворов из индивидуальных глин Навбахорского месторождения и их композиций. При этом, для опытов использованы глинопорошки с влажностью не более 10 % от общей массы с помолом не менее 85 % при переходе через сито 200 меш. Буровой раствор считался готовым при достижении вязкости глинистой суспензии равной не менее 15 сП (по Стормеру).
Как видно из таблицы наибольший выход бурового раствора с требуемой вязкостью (не менее 15 сП) имеет карбонатный палыгорскит Навбахорского месторождения. Следует отметить, что при полном распускании данной глины в соленасыщенную воду получаемый буровой раствор имеет такую же вязкость, как и в пресной воде. Щелочной и щелочноземельный бентонит НМ этими свойствами не обладают. Причем, для буровых растворов, затворенных на минерализованной (соленой) воде, карбонатный палыгорскит НМ требуется меньше, чем щелочного или щелочно-земельного бентонитов.
Таблица 1. Показатели вязкости и выхода буровых растворов, получаемых из глин Навбахорского месторождения (НМ) и их композиций
Наименование глинопорошка или композиции Вязкость бурового раствора, сП Выход бурового 3 раствора, м3
Щелочной бентонит (ЩБ НМ) 16,9 14,3
Щелочноземельный бентонит (ЩЗБ НМ) 16,0 8,5
Карбонатный палыгорскит (аттапульгит) (КП НМ) 15,2 20,7
Композиция ЩБ НМ : ЩЗБ НМ = 1:1 15,3 10,8
Композиция ЩБ НМ : КП НМ = 1:1 16,5 18,4
Композиция ЩЗБ НМ : КП НМ = 1:1 16,1 14,7
Композиция ЩБ НМ : ЩЗБ НМ : КП НМ = 1:1:1 16,0 15,6
Карбонатный палыгорскит НМ в буровом растворе довольно медленно повышает его вязкость и поэтому для увеличения вязкости бурового раствора после добавок карбонатного палыгорскита требуется некоторое время.
Нами изучены и другие, не менее важные технологические параметры буровых растворов, полученных на основе глин Навбахарского месторождения.
Литература
1. Городнов В. Д. Буровые растворы. - М.: Недра, 1985-206 с.
2. Литяева З. А. Глинопорошки для буровых растворов. М.: Недра, 1992-192 с.
3. Михеев В. Л. Технологические свойства буровых растворов - М.: Недра, 1979-239 с.
Содержание химических соединений и дисперсный состав бентонитов и палыгорскита Навбахорского месторождения Тошев Ш. О.1, Нуруллаева З. В.2, Хожиева Р. Б.3
1Тошев Шерзод Орзиевич / Toshev Sherzod Orzievich - старший преподаватель;
2Нуруллаева Зарина Валиевна / Nurullayeva Zarina Valiyevna - ассистент;
3Хожиева Рухсора Бахтиёровна /Hojiyeva Ruhsora Bahtiyorovna - ассистент, кафедра технологии нефтехимической промышленности, факультет химической технологии, Бухарский инженерно-технологический институт, г. Бухара, Республика Узбекистан
Аннотация: в этой статье рассмотрены химические соединения и дисперсный состав бентонитов и палыгорскитов Навбахорского месторождения. Ключевые слова: буровой раствор, глина, композиция, суспензия, бентонит, щелочной бентонит, щелочно-земельный бентонит, карбонатный-палыгорскит, палыгорскит, солестойкость.
Освоение новых месторождений глин и производство буровых растворов на их основе сопряжено с исследованием их физико- и коллоидно-химических свойств. За последние годы в Узбекистане промышленной разработке и освоению начато Навбахорское месторождение глин в Навоийское области [1].
Специфической особенностью данного месторождения состоит в том, что здесь одновременно добываются 3 вида глинистых минералов:
1) щелочной бентонит;
2) щелочно-земельный бентонит;
3) карбонатный-палыгорскит.
В табл. 1 представлены химические составы данных глин, которые определены по методам [2, 3].
Из табл. 1 видно, что щелочной и щелочно-земельный бентониты в основном различаются между собой содержаниями TiO2, MgO, Na2O, K2O2 и др. Более существенным отличием в химическом составе, наблюдаются между бентонитами и карбонатным палыгорскитом, где в последнем значительно меньше Al2O3, SiO2, MgO и больше СаО.
Известно, что в бентонитах содержится более 70 % монтмориллонита-высокодисперсного слоистого алюмосиликата. Кристаллохимическое строение которого, обуславливает наличие на его поверхности ионообменных катионов, определяющих его химические и физические свойства как минерала. Избыточный отрицательный заряд, компенсирующий обменные катионы межслоевого пространства монтмориллонита, обуславливают высокую гидрофильность бентонитов. При затворении бентонитов водой она проникает в межслоевое
