Улучшение производительности процесса адсорбционной очистки минеральных масел с использованием местных ПАВ

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

Дальнейший подъем на кривой с 11 до 24г на оси абсциссы (предел выкипания бензиновой фракции - 180⁰С) отвечает, видимо более высокомолекулярным - ароматическим нафтеновым и парафиновым углеводородам, в частности, н-декану и н-ундекану.

Компаундированием 10-и градусных фракции определено потенциальное содержание светлых фракций: бензина, авиационного керосина и дизельного топлива. Выход бензина н.к.- 180⁰С 10,4 - 10,8%, авиационного керосина 120-230⁰С - 10,0%, дизельного топлива 170-340⁰С 24,9-26,3%, суммарное содержание топлив в Кокдумалакской нефти 45,7- 46%.

В остатке выше 350⁰С определено потенциальное содержание масляных дистиллятов и гудрона:

фракция 350-420 - 12,8%

фракция 420-490 - 11,0%

гудрон - 24,0%

Потенциальное содержание дистиллята по трансформаторному варианту наработки:

Дистиллят турбинный

Отбор 3,5% масс

н₅₀ - 8,9

n_д⁵⁰ - 1,4900

КТР - 63,8%

t⁰_{застыв.} +18⁰С

М. Масса -229

S - 1,8 % масс.

Гудрон. Содержание:

Асфальтенов - 1,6%

Смол -10%

Деасфальтированного остатка - 90%

Гач - 3,9% t⁰_пл. - 64,8⁰С

Содержание базовых масел в гудроне

ИВ 95 - 10,1

ИВ 90 - 12,4

ИВ 85 - 13,3

Суммарное содержание базовых масел на нефть, % масс:

ИВ 95 - 27,3

ИВ 90 - 31,15

ИВ 85 - 32,8

В результате проделанной работы установлено: по содержанию серы Кокдумалакская нефть относится к 3 классу, по содержанию фракции до 350⁰С ко второму типу, по потенциальному содержанию базовых масел к 1 группе, по ИВ базовых масел к 2 подгруппе, по содержанию парафина в нефти к 2 виду.

Таким образом, индексация Кокдумалакской нефти такова: 3, 2.1, 2.2.

Итак, проведено детальное исследование Кокдумалакской нефти. Установлено, что эта нефть высокосернистая (содержание общей серы 2,4%), парафиновая (содержание парафина 4,7%), смолистая (содержание силикагелевых смол 5,2%). Индекс нефти 3.2.1.2.2.

Содержание топливных фракций в Кокдумалакской нефти невысокое: до 200⁰С выкипает 21%, до 250⁰С 26,5%, до 300⁰С 35,4%.

Потенциальное содержание топлива:

бензин - 10,4-10,8%

авиационный керосин - 10%

дизельное топливо - 25-26%

Потенциальное содержание базовых масел с ИВ 95 составляет 27,3% на нефть.

С целью получения мазута и наработки нефтяного масла по трансформаторному варианту были исследованы смеси Узбекистанских нефтей.

На основании анализа полученных данных по составу новых нефтей, можно сказать, что они отличаются по составу и свойствам от старых, ранее промышленно освоенных нефтей - более парафинистые высоковязкие, тяжелые, смолистые и для их более рационального использования требуются новые технологии [90]. Так, например самой вязкой высокопарафинистой нефтью из исследованных является Мингбулакская нефть - содержание парафинов доходит до 16% масс.

Наличие большого количества парафина затрудняет переработку такой нефти. На поверхности земли после ее добычи она застывает и для её продвижения по трубопроводам необходимо проведение дополнительной работы по улучшению реологических свойств, т.е. текучести. Из литературных данных известно, что перегонка таких нефтей по трубопроводам осуществляется либо за счет электроэнергии или за счет введения депрессаторов, введение которых вносит какие-то коррективы в состав нефти [91]. Кроме того, избыток парафинов при извлечении может быть использован в различных отраслях народного хозяйства, например, как растворители, для получения свечей или как сырье для нефтехимического синтеза.

В данной работе в качестве депрессатора использован газоконденсат Шуртанского месторождения [92], состав которого идентичен химическому составу светлых фракций высоковязкой нефти и при введении в нефть улучшает её качества - увеличивает выход светлых фракций. Кроме того, запасы его велики и он находится на территории Узбекистана.

Вязкость - важный физико-химический показатель при выборе способа транспортировки нефти, поэтому была проделана работа [93] по определению кинематической вязкости (, мм²/с) различных соотношений газоконденсата и нефти при разных температурах (на вискозиметре ВПЖТ).

В результате многочисленных экспериментальных данных автором [93] сделан следующий вывод: в атмосферных условиях Узбекистана в летнее время при температуре 44⁰С оптимальное соотношение газоконденсата и нефти составляет 5:5, а в зимнее время при температуре 10⁰С составляет 7:3. В заводских условиях используют соотношение 8:2, т.к. отдельно компоненты не перерабатываются, а перерабатывают их смесь. Поэтому соотношение нефть - газоконденсат берут 8:2. Такая пропорция соблюдена и в данной работе.

В таблице 3.1.3. приведены физико-химические свойства Шуртанского газоконденсата.

Таблица 3.1.3.

Физико-химические характеристики Шуртанского газоконденсата

Фракция, 0С	Выход фр. масс. %	Групповой состав углеводородов, % масс.	Уд. вес, г/см3	Показатель преломления, nD20
		мета- новые	нафте- новые	аромати- ческие
65-90	9,3	58,4	21,8	19,8	0,637	1,3615
90-120	26,8	41,5	32,7	25,8	0,693	1,4312
120-150	33,1	39,20	20,7	40,3	0,732	1,4327
150-175	16,6	62,0	5,5	32,3	0,753	1,4454
175-200	12,8	52,0	20,1	27,4	0,758	1,4622
200-225	8,7	49,5	21,0	28,5	0,774	1,4525

Ниже в таблице 3.1.4. приводятся значения кинематической вязкости газоконденсата и нефти при летних и зимних температурах заимствованные из [93].

Таблица 3.1.4.

Значения кинематической вязкости смеси газоконденсата и нефтей

Соотношение г.к.:Н(%)	9:1	8:2	7:3	6:4	5:5	4:6	3:7	2:8	1:9
Значение кинематической вязкости мм2/с при = 100С	0,044	0,05	0,057	-	-	-	-	-	-
Значение кинематической вязкости мм2/с при = 100С	0,016	0,02	0,211	0,029	0,083	0,09	0,12	0,15	0,16

Разгонка смеси на узкие фракции осуществлялась в лабораторных условиях по Энглеру. Было получено 11 фракций. График разгонки светлых фракций смеси нефтей с разжижителем дан на рис. 3.1.2.

Рис. 3.1.2. График разгонки светлых фракций нефтей.

Как видно из представленных данных выход бензиновой фракции (н.к. 180⁰С) составил 15% масс., светлых фракций (до 300⁰С) - 35% масс. Содержание парафина снизилось до 7,79% масс.

В таблице 3.1.5 приведена физико-химическая характеристика и групповой состав смеси исследованных Узбекистанских нефтей в соотношении 1:1 и для приближения условий эксперимента к заводским условиям, с добавкой разжижителя - Шуртанского газоконденсата в соотношении 8:2.

Таблица 3.1.5

Физико-химические показатели смеси нефтей и их групповой состав

№	Наименование показателей	Значения
1.	Плотность при 200С кг/м3	856
2.	Вязкость кинематическая при 200С, сСт при 500С, сСт	21,78 6,69
3.	Кислотное число, мг КОН	3,8
4.	Коксуемость, %масс	3,7
5.	Зольность, %масс.	0,02
6.	Содержание хлористых солей, мг/л	218
7.	Содержание воды, %масс.	0,53
8.	Содержание серы, %масс.	0,33
9.	Температура застывания с термообработкой, 0С без термообработки, 0С	+8 +4
10.	Групповой состав: (% масс.) карбены и карбоиды асфальтены смолы силикагелевые парафин температура плавления парафина, 0С	0,11 3,8 7,5 7,7 56,2
11.	Фракционный состав: температура начала кипения, 0С до 1000С перегоняется, %масс. до 1200С перегоняется, %масс. до 1500С перегоняется, %масс. до 1600С перегоняется, %масс. до 1800С перегоняется, %масс. до 2000С перегоняется, %масс. до 2200С перегоняется, %масс. до 2400С перегоняется, %масс. до 2600С перегоняется, %масс. до 2800С перегоняется, %масс. до 3000С перегоняется, %масс.	60 4 6 10 12 15 19 23 27 31 35 40

3.2 Характеристика мазутов местных нефтей и их смесей, наработка минерального дистиллята

После отгонки светлых фракций из нефтей и их смесей для мазутов определены физико-химические характеристики, которые для Кок-Думалакской нефти и смеси нефтей приведены в таблице 3.2.1. Как и следовало, ожидать представленные показатели мазутов отличаются, друг от друга, т.к. в смеси нефтей присутствовали, и другие местные нефти которые отличались по различным параметрам (например, были высокопарафинистые и малопарафинистые) и были разбавлены газоконденсатом.

Таблица 3.2.1.

Характеристика мазутов

Показатели	Кок-Думалакская нефть (выход светл. фр. 45,7% масс.)	У нефтей (выход светл. фр. 50,0% масс.)
Отбор, % масс.	3,5	4,0
н50, 100	8,5	7,5
nд20	1,4900	1,4800
КТР, 0С	63,8	68,0
Температура застывания, 0С	+18	+16
Содержание серы, %масс.	1,8	0,66
Молекулярная масса	229	250

Так, как объектом исследования было минеральное масло из местных нефтей, была сделана наработка дистиллята из мазутов в условиях вакуума по турбинному варианту. Его потенциал 5,5% масс. В таблице 3.2.2. приведен химический состав мазута смеси нефтей с газоконденсатом.

Таблица 3.2.2

Химический состав мазута меси нефтей

№ п/п	Показатели	Значения
1.	Содержание парафинов, %масс.	4,3
2.	Температура плавления, 0С	58,2
3.	Групповой состав углеводородов (%масс.): парафино-нафтеновых с nд20 - 1,4900 ароматических углеводородов с nд20 - 1,4900 с nд20 - 1,5300 с nд20 - 1,5900 смол	42,63 17,53 5,0 33,4 1,16
4.	Потенциальное содержание базовых масел: ИВ - 95 ИВ - 90 ИВ - 85	20,0 22,0 22,7

Характеристика минерального дистиллята 300-400⁰С такова:

n_д²⁰ - 1,4805

КТР - 71⁰С

t⁰_{застыв.} - 13,5

Содержание серы - 0,8% масс.

Молекулярная масса - 250

3.3 Физико-химические свойства Навбахорского бентонита

Месторождение бентонитовых глин Навбахор открыто в 1998 году [94]. Разведочные работы по нему завершены, запасы утверждены ГКЗ РУз и оно подготовлено к промышленному освоению.

Вещественный состав бентонитовых глин изучен авторами [95] комплексными лабораторными методами (химический, термический, электронно-микроскопический и рентгено-структурный анализы), определена общая обменная емкость поглощенных оснований, соотношение обменных катионов и изучены физико-химические свойства. По результатам лабораторных исследований в разрезе продуктивной толщи месторождения выделены щелочные и щелочно-земельные разновидности глин, которые сильно отличаются по физико-химическим свойствам друг от друга. Бентонитовое число (набухаемость) щелочных бентонитов в пробах колебалась от 42 до 86, в среднем 79мл. Коллоидальность изменялась от 45 до 90,6, в среднем 80,5%. Эти показатели в щелочноземельных бентонитах значительно ниже, чем в щелочных и составляют в среднем 41 мл и 51%, соответственно. Объектами нашего исследования были щелочные бентониты.

Определенный нами химический состав образца дал следующие результаты ( приведены ниже).

Химический состав (масс, %)

SiO2	AI2O3	Fe2O3	Na2O	K2O	MgO	CaO	P2O5	TiO2	FeO	Ппп
54,20	11,78	9,29	3,36	2,53	1,77	1,34	0,15	1,37	-	14,21

Как видно из приведенных данных основным оксидом в минерале является оксид кремния ( 54,20 % масс.), содержание красящих оксидов тоже значительно: Fe₂O₃ - 9,29 и TiO₂ - 1,37; оксида алюминия - 11,78% масс. На основании проведенных исследований можно сказать, что исследуемый образец сложен монтмориллонитом. Адсорбционные характеристики, полученные из изотерм адсорбции паров воды и бензола методом БЭТ, (заимствовано из [96] показывают, что удельная поверхность по воде (237м²/г) больше, чем по бензолу (67м²/г)). Это обусловлено различием взаимодействий глин с полярными и неполярными молекулами адсорбата.

3.4 Адсорбция паров воды бентонитом, влияние температурной активации на адсорбционные свойства Навбахорского бентонита

Изучалась кинетика поглощения паров воды (Р, %масс.) бентонитом при комнатной температуре. В эксикатор наливалась вода, над ней помещалась фарфоровая чашка с высушенным бентонитом (10,00г при 180-200⁰С в течение 4-6 часов).

Рис.3.4.1. Кинетика поглощения воды бентонитом.

Вес выдерживался в эксикаторе и поглощение паров воды определялось через каждые полчаса. Результаты измерений приведены на рис. 3.4.1.

Как видно из приведенных данных, кинетическая кривая поглощения паров воды бентонитом практически укладывается в прямую линию до предельной стадии поглощения воды - до 120 мин. После насыщения парами воды из воздуха кривая кинетики сорбции сорбентом становится параллельной оси времени.

Как известно многие процессы, связанные с применением природных сорбентов бентонитовых глин, опок, опоковидных пород и т. д.; проводятся с активированными образцами. Одним из способов активации - термическая обработка. В данном разделе приводим результаты исследования влияния температурного фактора на обезвоживание Навбахорского бентонита (рассматривается только удаление адсорбированной воды).

Результаты исследования приведены ниже:

t0C	25	50	75	100	125	150	175	200	225
Р, масс% (г/100г сорбента)	0	0,2	0,24	0,29	0,295	0,3	0,3	0,	0,29

Бентонит фр. 0,25-0,5мм подвергали температурному воздействию в сушильном шкафу в течении 6 часов при следующих температурах: комнатная температура (условно принята за 25⁰С), 50, 75, 100, 125, 175, 200, 225, 250⁰С. на этих образцах адсорбционно-криоскопическим методом 72, определялась адсорбция циклогексанкарбоновой кислоты (как эталона кислородсодержащих веществ) в циклогексановом растворе из жидкой фазы в динамических условиях.

Как видно из представленных данных, термическая обработка образцов бентонита влияет на их адсорбционную активность - с повышением температуры активации адсорбционная активность увеличивается до максимума до 0,30 г/100г. сорбента и падает, что связано с обезвоживанием проб, т.е. со снижением числа поверхностных гидроксилов с которыми молекулы адсорбата соединяются через водородную связь с образованием донорно-акцепторного взаимодействия. Эти данные по адсорбции хорошо подтверждаются и термическим анализом.

Итак, на основании проведенных экспериментальных работ оптимальной температурой обработки для удаления адсорбированной, но неконституционной воды можно считать интервал 100-250⁰С.

Исходя из этих данных, можно сделать вывод что, адсорбционная структура сорбента в этом интервале температур не изменяется.

3.5 Адсорбционная активность Навбахорского бентонита по нефтяным компонентам

Для определения емкости бентонита в статических и динамических условиях из жидкой фазы по различным нефтяным компонентам и приготовления их модельных растворов выбран циклогексан, как наиболее инертный растворитель, адсорбционный индекс которого довольно низок 3,30 и который должен быть высокой степени чистоты.

Циклогексан, полученный любым из существующих методов, требует тщательной очистки от сопутствующих примесей. Разделить смесь циклогексана от примесей обычной перегонкой затруднительно. О чистоте циклогексана судить по коэффициенту преломления также трудно: различное сочетание циклогексана, бензола, метилциклопентана, а также наличие влаги может дать значение показателя преломления, близкое к значениям показателя преломления для чистого циклогексана, в то время как в нем может быть значительное количество этих примесей. Наиболее правильным критерием чистоты продукта является температура его кристаллизации, которая для циклогексана (100-ной степени чистоты) равна 6,52⁰С.

В данной работе для очистки циклогексана - до 99,00% степени чистоты использовался уголь БАУ - березовый активированный уголь.

Очистка циклогексана до требуемых норм осуществлялась следующим способом: уголь БАУ фр 0,25-0,5мм предварительно просушенный в сушильном шкафу при температуре 160-180⁰С в течение 6 часов, загружался в стеклянную колонку (обыкновенную бюретку с краником), можно в делительную воронку, и через адсорбент непрерывно пропускался циклогексан с заранее определенной температурой кристаллизации и собирался в отдельные приемники. Для каждого фильтрата определялась температура кристаллизации. Скорость фильтрации циклогексана через адсорбент - 1 капля в 1 сек. По окончании очистки пробы с одинаковыми температурами кристаллизации сливались в единую колбу. Составлялся баланс выхода чистого циклогексана.

В работе все растворы готовились на циклогексане с температурой кристаллизации 6,40⁰С.

3.6 Адсорбция в статических условиях

Так как в состав минерального масла входят углеводороды, сняты изотермы адсорбции н-гексана и самого минерального масла селективной очистки OZ DST 998:2001 (продукция Ферганского НПЗ), из неполярного растворителя циклогексана из жидкой фазы на исходном и кислотноактивированном образцах бентонита (фр. 0,25-0,5мм). Образцы сорбентов высушены при температуре 160-180⁰С в течении 6 часов. При этом условно допускали, что вся адсорбированная вода удаляется с поверхности сорбента, а гидроксильный покров бентонита оставался нетронутым.

Растворы готовились 1, 2, 3, 4, 5 %-ной концентрации. Измерения производились на рефрактометре ИРФ - 22. Предварительно построен калибровочный график и изучена кинетика адсорбции исследуемых сорбатов на бентоните. Установлено, что адсорбционное равновесие наступает через 20 часов. Поэтому равновесная концентрация растворов определялась по истечении этого времени.

Изотермы адсорбции снимали следующим образом: 1г измельченного адсорбента, предварительно дегидратированного в вышеуказанных условиях, заливали 10мл растворов сорбатов, н-гексана и минерального масла в циклогексане различной концентрации. Пробы в закрытых склянках выдерживали при комнатной температуре (20-25⁰С) при периодическом встряхивании, после чего определяли равновесную концентрацию.

Величину Гиббсовой адсорбции вычисляли по общеизвестной формуле:

C_u - C_p

r = ------------ • V, где

m

C_u - исходная концентрация раствора, моль/л

m - навеска адсорбента, г

V - объем исследуемого раствора, взятый для исследования адсорбции.

C_p- равновесная концентрация, моль/л

Причем, наибольшую активность имеет бентонит по турбинному маслу, чем по н-гексану. Это можно объяснить многокомпонентностью минерального масла [97].

Если сравнить изотермы адсорбции н-гексана на исходном и кислотно-активированном образце бентонита, то последний имеет наибольшую емкость. По значениям емкости монослоя (a_m) они располагаются в следующий ряд: исходный бентонит (a_m^масла 0,6 ммоль/л) > кислотно-активированный бентонит (a_m н-гексана 0,5 ммоль/л) > исходный бентонит (a_m н-гексана 0,45 ммоль). Установлено [98], что при адсорбции из неполярной среды (циклогексан) у природных минеральных сорбентов участвует Ѕ часть поверхностных гидроксильных групп. Это обусловлено наличием у природных минеральных сорбентов активных центров типа центров кислотности Бренстеда у атома алюминия. Вода, адсорбированная на таких центрах значительно легче диссонирует [99] и таким образом усиливается адсорбционное взаимодействие между гидроксилом природных минеральных сорбентов и водородом атомов молекул углеводородов с образованием водородной связи.

3.7 Адсорбция в динамических условиях

Головным процессом в производстве нефтяных масел является вакуумная перегонка мазута, все последующие стадии производства сводятся к различным видам очистки дистиллятного и остаточного сырья от продуктов, ухудшающих эксплуатационные свойства масел. К таким продуктам относятся смолисто-асфальтеновые вещества, полициклические ароматические углеводороды, твердые парафины, серо-, кислород -, азотсодержащие соединения.

Производство масел из восточных нефтей сильно отличается от производства масел из старых промышленно освоенных нефтей. Открытие новых перспективных месторождений высокопарафинистых сернистых, смолистых нефтей вызывает необходимость разработки новых способов и подходов их переработки для получения качественных масел.

Для улучшения качеств нефтяных масел в работе рассматривается вопрос подбора селективных адсорбентов на основе местного Навбахорского бентонита для удаления нежелательных компонентов масляных фракций, ухудшающих эксплуатационные свойства.

Поскольку исходный бентонит и продукт его кислотно-термической активации обладают определенными значениями удельной поверхности, следует полагать, что они будут обладать поглотительными способностями.

Определялась емкость исходного и кислотнотермически обработанного бентонита по широкому кругу органических веществ, которые могут встречаться в масляных фракциях: углеводородам и гетероорганическим веществам, как S-, N-, и О-содержащие соединения - для первых шести сорбатов (н-гексану, бензолу, тиофену, пиридину, фенолу, циклогексанкарбоновой кислоте) криоскопическим методом (разработка ИОНХ АН РУз [72]) и двух последних (асфальтенам и смолам) - по обесцвечиванию их растворов при прохождении через слой сорбента [100]. Сущность криоскопического метода определения динамической емкости сорбентов заключается в изменении температуры кристаллизации модельных 2% растворов сорбатов при хроматографировании через 10г. сорбента (фр. 0,25-0,5мм, стеклянная колонка диаметром 1см, скорость фильтрации 1 капля в 1 сек.).

Так как изменение температуры кристаллизации раствора пропорционально его концентрации, то, пользуясь экспериментально найденными значениями температуры кристаллизации, построим «выходные кривые», (рис.3.7.1.) откладывая по оси абсцисс количество жидкости, прошедшей через слой адсорбента, а по оси ординат - температуру кристаллизации раствора.

Рис. 3.7.1. Выходные кривые динамической емкости сорбента, определенные криоскопическим методом.

При этом площадь фигуры АВЕД, отнесенная к 1кг (или 100г) адсорбента, соответствует полной динамической емкости до проскока, на основании которой рассчитывается рабочая активность адсорбента.

По площади АВЕД (S₁) и АВСД (S₂) выходной кривой можно графически определить емкость адсорбента (m₁) по формуле:

m₁ S₁ S₁

------ = ------ m₁ = ------ M₀

M₀ S₀ S₀

где, M₀ - количество введенного вещества.

Как видно из приведенных таблиц, динамическая емкость определенная криоскопическим методом [72] по бензолу для исходного бентонита составляет 0,10 и для кислотнотермически обработанного - 0,18г/100г.

На рис 3.7.2. дана выходная кривая Навбахорского бентонита по бензолу.

Рис.3.7.2. Выходные кривые исходного (х) и кислотно-термообработанного (•) бентонита

Исходя из того, что форма и наклон кривых по одному сорбату зависит от пористой структуры сорбента, положение выходных кривых относительно осей ординат - от величин емкости исследуемого адсорбента Быковым с соавторами разработана методика определения пористости сорбента [101].

Пользуясь этой методикой - определением тангенса угла наклона касательной к точке перегиба выходной кривой динамической емкости бентонита по бензолу, исследованный сорбент отнесен к мелкопористым (tgб = 1,9) (табл.3.7.1).

Таблица 3.7.1.

Адсорбционные свойства исходного и активированного Навбахорского бентонита

Сорбент	Динамическая емкость (г/100г.) по
	Н-гексану	бензолу	тиофену	фенолу	пиридину	циклогексан карбоновой кислоте	асфальтенам	смолам
Исх. Бентонит	0,08	0,10	0,42	0,40	0,80	0,30	0,40	0,60
Актив. Бентонит	0,12	0,18	1,00	0,90	2,00	0,76	1,70	1,80

Предположительно, адсорбция анализируемых веществ происходит на активных центрах ПМС (обменные катионы, гидроксильные группы, атомы кислорода и т.д.), образуя с ними водородные связи, причем у гетероорганических соединений из-за полярности молекул значение величин адсорбции больше, чем у более инертных молекул углеводородов.

Проведенные работы показали, что для очистки масляных фракций от нежелательных компонентов можно рекомендовать исходный бентонит, а также его кислотнотермически обработанный образец, у которого адсорбционные свойства почти более чем в два раза выше [102].

3.8 Исследование исходного минерального масла

Образец минерального масла полученный после отгонки светлых фракций из смеси новых нефтей с газоконденсатом, из мазута вакуумной перегонки после фенольной очистки, депарафинизации и подвергнутый адсорбционной очистке на бентоните Навбавхорского месторождения имел следующие физико-химические показатели: цвет - слабо желтый, n_д²⁰ - 1,5212; d₄²⁰ - 0,8114; значение кинематической вязкости 31,421 сСт; воды - нет; температура вспышки 157⁰С; кислотное число мгКОН/г - 0,02; прозрачный при 5⁰С; водорастворимых щелочей и кислот нет; механические примеси отсутствуют; фенола нет.

Для улучшения эксплуатационных характеристик минерального масла при адсорбционной очистке была добавлена антиокислительная присадка ионол (или 2,6 дитретичный бутилпаракрезол, агидол - 1) в коли-честве 1%

Групповой углеводородный состав масла определен адсорбционно-криоскопическим методом [72, 103], позволяющим определить количество н-парафиновых, ароматических, нафтеновых и изопарафиновых углеводородов в одном образце (рис.3.8.1.)

Сущность метода заключается в последовательной адсорбции-десорбции из жидкой фазы различных классов органических соединений селективными адсорбентами: цеолитом СаА и силикагелем КСК, приготовленными по специальной методике. Активирование силикагеля производилось следующим образом: измельченный до необходимой фракции силикагель заливается концентрированной соляной кислотой и слегка подогревается при перемешивании. После охлаждения кислота сливается декантацией и силикагель промывается дистиллированной водой до отрицательной реакции на ион хлора на воронке Бюхнера. К промытому силикагелю приливается перекись водорода для удаления органического вещества и оставляется на 4 часа. Обработанный таким способом силикагель высушивается до воздушно сухого состояния, а затем прокаливается при 110⁰С в течение 5-6 часов. Таким путем полученный силикагель готов к употреблению.

Рис.3.8.1. Схема адсорбционно-криоскопического метода определения группового состава нефтепродуктов (полумикрометод)

Динамическая емкость активированного силикагеля, определенная адсорбционно-криоскопическим методом, по бензолу составила 1,45% до проскока и полная - 2,0% (рис.3.8.1.).

Рис.3.8.1. Выходная кривая активированного силикагеля КСК по бензолу.

Адсорбционная емкость адсорбента по отношению к тому или иному веществу и соответственно ко всему гомологическому ряду этого вещества, обуславливается не общей поверхностью или суммарным объемом пор, а только той частью поверхности или объемом пор, которые соизмеримы с порами данного вещества, как в случае силикагеля при адсорбции ароматических углеводородов [104].

В синтетических цеолитах происходит объемное заполнение пор только теми молекулами, критический диаметр которых соизмерим с размером входных окон цеолита, в данном случае цеолита СаА, селективного к нормальным парафиновым углеводородам. Были использованы фракции сорбентов 0,25-0,5 мм, которые дегидратированы в течении 6 часов при температурах: цеолит - 450-500⁰С, силикагель - 160-190⁰С.

Температура кристаллизации исходного циклогексана была 6,42⁰С (t₁), приготовленного раствора - 4,60⁰С (t₂), фильтрата полученного при хроматографировании раствора через силикагель КСК - 5,20⁰С (t₃) и фильтрата, полученного при хроматографировании t₃ через цеолит СаА (t₄) - 5,20⁰С.

Результаты определения группового состава таковы (масс, %)

н-парафиновых углеводородов - 6,00;

ароматических углеводородов - 32,00;

изо-парафиновых + нафтеновых углеводородов - 62,00.

3.9 Адсорбционная очистка минерального масла Навбахорским бентонитом

В качестве объекта исследования взято отработанное минеральное масло с турбокомпрессора.

Механизм старения (окисления) масла таков: первоначальное окисление углеводородов при умеренной температуре начинается с присоединения молекулярного кислорода к алкановым или нафтеновым связям С-Н с образованием гидропероксидов ROOH. Окисление усиливается, если в молекуле углеводорода присутствует двойная связь, например С = С. Распад гидропероксидов сопровождается реакциями, в результате которых образуются гидропероксиды, способные к конденсации и полимеризации. В реакционной смеси присутствуют также свободные радикалы, резко усиливающие действие гидропероксидов.

Распад гидропероксидов приводит к образованию окси- и кетоно- кислот; при глубоком окислительном распаде образуются циклические спирты, муравьиная и уксусная кислоты, а также СО₂, СО, Н₂О, Н₂. Альдегиды вступают в реакции полимеризации, в результате которых образуются смолы, выпадающие в осадок. Оксикислоты в процессе реакции поликонденсации образуют высокомолекулярные полимерные соединения - эстолиды. Эстолиды обладают большим кислотным числом, и их присутствие определяет высокую кислотность выпадающих из масла осадков. Образование осадков при старении масел происходит в результате окисления фенолов и нафтенов, которые вступают в реакции конденсации с образованием осадка. Дальнейшее окисление продуктов старения, в первую очередь эстолидов, приводит к образованию карбенов - асфальтосмолистых веществ с несколько повышенным содержанием кислорода. Карбены нерастворимы в масле и склонны к коагуляции. Их выпадение в осадок создает серьезную угрозу надежной эксплуатации оборудования.

Старение масел может происходить и в отсутствие его контакта с кислородом воздуха, например в герметизированных маслосистемах электрических аппаратов - трансформаторах, масляных выключателей и т.п., под действием электрических разрядов и коротких замыканий электрических цепей. В масле и в других жидких диэлектриках при этом будут накапливаться газообразные продукты, коксовые частицы, сконденсировавшиеся вещества, способствующие развитию процессов окисления масла.

Для замедления процессов в масла вводят специальные присадки - антиокислители, тормозящие реакции образования гидропероксидов. Скорость окисления определяют прежде всего концентрацией свободных радикалов, поэтому действие подобных ингибиторов окисления заключается в пассивировании той или иной группы радикалов в зависимости от избирательной способности ингибитора реагировать с данной группой радикалов. Ингибиторы добавляют в масла для улучшения физико-химических свойств и эксплуатационных характеристик.

На старение масел влияют и другие факторы: конструктивные особенности агрегата, режимные параметры масляной системы, совместно обусловливающие интенсивность процессов нагрева, аэрации, обводнения и окисления масла, а также эффективность процессов охлаждения, деаэрации, обезвоживания и фильтрования.

Регенерация минерального масла[104] производилась следующим образом: механические примеси в нем были отфильтрованы. Он имел следующие характеристики: воды нет (по методу Дина и Старка); молекулярная масса - 250; плотность - 0,8608; показатель преломления - 1,4868; кинематическая вязкость - 16,23 сСт; температура вспышки в закрытом тигле - 168⁰С. Групповой углеводородный состав, определенный адсорбционно-криоскопическим методом (3) следующий: (в мол. %) ароматических углеводородов - 18,18; н-парафиновых - 13,63 и изо-парафиновых-нафтеновых - 68,19. В работе рассмотрена возможность его регенерации адсорбционным методом с использованием нового сорбента - бентонита Навбахорского месторождения.

Адсорбент был измельчен до фракции 0,25-0,5 мм, высушен в сушильном шкафу при температуре 180-200⁰С в течение 6 часов, очистка масла велась в лабораторных условиях, при комнатной температуре перколяционным фильтрованием в стеклянной колонке высотой 1м и шириной 4,5см. Сорбента взято 30% от веса масла. После внесения адсорбента в колонку масло заливалось в вверх колонки и в закрытом состоянии выдерживалось 4 часа, затем самотеком фильтровали со скоростью 1 капля в 5 сек. (это порядка одного объема в час) пропустили в приемник до полного истечения. Отбор фракций контролировали по показателю преломления. Было отобрано 3 фракции: I - с показателем преломления - 1,4844; II - 1,4856; III - 1,4877.

Для разделенных фракций определены физико-химические показатели. Результаты приведены ниже:

№ фракций	Выход в % масс.	nд20	d420	н, сСт
I	12,5	1,4844	0,8311	24,80
II	18,5	1,4856	0,8400	22,90
III	26,6	1,4877	0,8550	19,10
IV	36,8	1,4868	0,8608	16,23

Затем в колонку залили неполярный растворитель циклогексан (адсорбционный индекс которого 3,3) и извлекли оставшееся на сорбенте масло (контроль по показателю преломления чистого циклогексана). Циклогексан отогнан, остаток доведен до постоянного веса. Это IV фракция. Она имела показатели отработанного минерального масла.

Как видно из приведенных данных, I фракция соответствует показателям чистого минерального масла. II и III фракции имеют более низкие показатели качества, чем у I фракции, но они лучше, чем у отработанного образца. Из анализа литературных [14, 17] и собственных экспериментальных данных [104] можно было предположить наличие в продуктах десорбций кислородсодержащих соединений, в частности нефтяных кислот и их солей.

С использованием различных десорбентов из элюотропных рядов была проведена ступенчатая десорбция адсорбированных веществ с бентонита.

Итак, на основании проведенных работ предлагается следующая принципиальная схема очистки отработанного минерального масла:

Следовательно, Навбахорский бентонит может быть использован при очистке отработанного минерального масла от нежелательных компонентов. Таким образом, путем адсорбционной очистки бентонитом, можно получить минеральное масло, с высокой ИВ и соответствующие нормам ГОСТа.

Выводы

1. Разработана технология адсорбционной очистки минеральных масел с использованием природного минерального сорбента-бентонита Навбахорского месторождения, приемлемая для получения минеральных масел отвечающих требованием ГОСТа.

2. На укрупненной лабораторной установке отработаны основные технологические параметры процесса адсорбционной очистки исходного и отработанного минерального масла.

3. Показана возможность регенерации отработанного минерального масла Навбахорским бентонитом и определены оптимальные условия очистки: соотношение Т:Ж, размер зерен сорбента, его активирование, растворители, десорбенты, температура и т.д. Отработаны основные параметры процессов адсорбции-десорбции минерального масла, которые положены в основу принципиальной схемы адсорбционной очистки.

4. С целью получения исходного минерального масла детально исследованы согласно ГОСТам состав и свойства нефтей новых месторождений Узбекистана: Кок-Думалакской, а также их смесей с Шуртанским газоконденсатом. После отгонки светлых фракций из мазута в условиях вакуума отогнана фракция минерального масла.

5. Изучены физико-химические и сорбционные характеристики исходного и активированного бентонита Навбахорского месторождения. Определена адсорбционная активность по ряду нефтяных компонентов из жидкой фазы в статических и динамических условиях. Установлено, что емкость активированного бентонита почти в два раза выше, чем исходного.

6. Определен групповой углеводородный состав минерального масла с использованием комплекса современных физико-химических спектральных методов.

Литература

1. Выступление президента И.А. Каримова «Гармонично развитое поколение-решающая сила в развитии строны». Международная конференция. 17 февраля. г. Таекент 2012 г.

2. Каримов И.А. Узбекистан на пороге ХХI века: угрозы безопасности, условия и гарантии прогресса. Ташкент: Ўзбекистон, 1997. С. 218-244.

3. Салимов З.С. Достижение нефтехимии - производству. В матер. Респ. научно-техн. Конф. «Актуальные проблемы переработки нефти и перспективы производства смазочных материалов в Узбекистане» Ташкент, -2000, -С.3-8.

4. Акрамходжаев А.М. Прогноз нефтегазоности (большой нефти) Центральной части Ферганской впадины подтвердился. Узб. Геолог. журн. -1982, -№2, -С.68-76.

5. Перспективы добычи нефти, газа и газового кондентсата. В журн. «Нефтегазовая промыленность Узбекистана - газовая отрасль экономики страны, Ташкент, -2004, -С.34-35.

6. Ходжаев Г.Х., Рябова Н.Д., Дмитриев П.П. Нефти Узбекистана. Ташкент, Изд-во АН УзССР, 1958, -С.242.

7. Нефти восточных регионов СССР (под редакцией Дриацкой З.В.). Спровочник, М., Химия, 1974, -С.787.

8. Рашидова Ф.М., Хамидов Б.Н., Нарметова Г.Р. Исследование Мингбулакской нефти и её бензиновой фракции. Узб. хим. журн., 1997, №1.,-С.48-51.

9. Г.Р. Нарметова, М.М. Аликулова, Б.Н. Хамидов, Н.А. Ходжиханов. Исследование состава и свойства тяжелых Узбекистанских нефтей и пути их рационального использования. Тезисы докладов. V Бакинская Межд. Мамедалиевская нефтехимическая Конф. Баку, 2002, -С.108.

10. Хамидов Б.Н., Нарметова Г.Р. Новые методы исследования нефтей и нефтепродуктов. Узб. хим. журн., -1991, -№2, -С.102-105.

11. Нарметова Г.Р. Актуальные вопросы импортзамещения продукции в нефтехимии. Узб. хим. журн., -1996, -№1, -С.1-6.

12. Абидов А.А. Развитие нефтегазовой промышленности. В матер. Респ. научн.-техн. Конф. «Актуальные проблемы переработки нефти и перспективы производства смазочных материалов в Узбекистане» Ташкент, 2000, -С.8-17.

13. Сайдахмедов Ш.М., Тожиев Э.Т. Состояние и перспективы развития нефтепереработки в Узбекистане. Химия и технология топлив и масел., 1996, -№4, -С.3-5.

14. Черножуков Н.И. Технология переработки нефти и газа. М. Изд-во Химия., 1978, -C.424 .

15. Уильям Л., Лефлер. Переработка нефти. М. ЗАО Олимп-Бизнес, М., 2003, -С.224.

16. Глазов Г.И., Фукс И.Т. Производство нефтяных масел. М., Химия, 1976, -С.192.

17. Багиров И.Т. Современные установки первичной переработки нефти. М., Химия, 1974, -С.240.

18. Коротков П.И., Исаев Б.Н., Тетерук В.Г. Первичная переработка нефти на высокопроизводительных атмосферно-вакуумных установках. М., Химия, 1975, -С.120.

19. Белосельский. Технология топлива и энергетических масел. М., Изд-во МЭИ, 2003, -С.340.

20. Нестеров И.Д. Разработка технологии фракционирования мазута для получения вакуумных дистиллятов глубокого отбора. Автореф...канд. техн. наук, Уфа, 1990, -С.24.

21. Reay D.W. Vacuum distillation of heavy residues mecting changing refinery requiremeuts. T. Chem. E. Jubille Symposium, 1982, p.51-60.

22. Carmek A.R. Energy integration in distillation system. Process. Syst. Eng. Pse 85. Compat. Chem. End. Conf. Cambridge: -№4, 1985.

23. Нестеров И.Д. Современное состояние и перспективы процесса глубоковакуумной перегонки мазута, В матер. Межд. Семинара совещания «Инновационная технология развития нефтяной и газовой промышленности.» Атырау, -2003, -С.108-117.

24. Бронфин И.Б., Тукелов А.И., Фомичев В.М. и др. Реконструкция вакуумной колонны К-6001 в составе комплекса глубокой переработки мазута КТ-1/1. Нефтяное хозяйство, -1994, -№12, -С.79-81.

25. Хвостенко Н.Н., Блохинов В.Д., Морозов В.А. и др. Модернизация установок ВТ на Ново-Ярословском НПЗ. Нефтепереработка и нефтехимия. -1995, -№9, -С.25-28.

26. Прохоренко Ф.Ф., Сапрыкина Л.И., Радаев М.И. Пуск установки ЭЛОУ-АВТ нового поколения на Куйбышевском НПЗ нефтяной компании ЮКОС. Нефтепереработка и нефтехимия., -1997, -№11, -С.13-16

27. Креймер М.П., Илембитова Р.Н., Ахмадеева Е.А. и др. Энерго- и ресурсосбереющие технологии перегонки нефти. Башкирский химический журнал. -1996, -Т.3, -№3, -С.16-23.

28. Коржаков Л.В., Школьников В.М. Современные высокоиндексные масла из нефтяного сырья. М., ЦНИИТЭ нефтехим, 1972, -С.82.

29. Варшавер Е.М., Вассерман Л.К., Дунский Ю.В. Призводство масел с применением избирательных растворителей и технико-экономические показатели. М., ЦНИИТЭ нефтехим., 1972, -С.79.

30. Коржев В.И., Шаволина Н.В., Злотников В.С. Производство высокоиндексных масел с применением гидрокрекинга. М. ЦНИИТЭ нефтехим, 1968, -С.23.

31. Производство масел и парафинов из сернистых нефтей. Труды Баш НИИНП, 1971, вып.9, -С.168.

32. Хамидов Б.Н. Технология получения пластичных смазок на основе местных сырьевых ресурсов. Узб. хим. журн., -2003, -№1, -С.104-107.

33. Гальперин А.Е. производство присадок к моторным и трансмиссионным маслам. М., Химия, 1974, -С.196.

34. Кулиев А.М. Химия и технология присадок к маслам и топливам. М., Химия, 1972, -С.360.

35. Поконова Ю.В. Химия нефти. М.П., Химия,1984 г.,-С.226.

36. Надиров Н.К. Нефть: вчера, сегодня, завтра. Алма-Ата, Наука, 1975, -С.268.

37. Хамидов Б.Н., Нарметова Г.Р., Салимова Г.З. Перспективы использования новых нефтей Узбекистана. Матер. III Бакинской Межд. нефтехимической конф., Баку, 1998, -С.58.

38. Добрянский А.Ф. Химия нефти. М., Гостоптехиздат, 1961, -С.450.

39. Товарные нефтепродукты, их свойства и применение (справочник) М., Химия, 1971, -С.414.

40. Топлива, смазочные материалы, технические жидкости. (справочник). М., Издат. Центр техинформ., 1999, -С.600.

41. Сайдахмедов Ш.М. Проспекты на масло серии ИГП-49 Гидравлическое ТУ 38.101413-97, масло серии ИГП-38 гидравлическое 38.10143-97, масло моторное «Ферганол SAE-40 AP/СВ OZDST 952:2000, масло турбинное ТП 30 ГОСТ 9972-74, Ташкент, 2004.

42. К.Ван-нес и Х.Ван-Вестен. Состав масляных фракций и их анализ. М., Изд-во ИЛ. 1954, -С.464.

43. Россини Ф.Д., Б.Дж. Мейер., А.Дж.Стрейф. Углеводороды нефти, М., Гостоптехиздат, 1957

44. Эрих В.Н. Химия нефти и газа., Л., Химия, 1969, -С.282.

45. Химия нефти. Л., Химия, 1990, -С.240.

46. Химмотология пластичных смазок. М., 1994, -С.147.

47. Экологические проблемы рационального использования смазочных материалов. М., Изд-во «Нефть и газ», 1993, -С.159.

48. Научно-технические достижения и передовой опыт в области рационального использования топлив и смазочных материалов. М., 1992, -С.52.

49. Каплан З.С., Радзевенчук И.Ф. Вязкостные присадки и загущенные масла. Л., Химия, 1982, -С.136.

50. Консервационное масло. А.С. 1780317, 1992, (Бочаков Б.В., Ле донг-Хай, Чан Сван ТХУ, Чуршуков Е.С. и др.)

51. Смазочные материалы, техника смазки, опоры скольжения и качения. Т.2. М., Машиностроение. Варшава ВКЛ, 1990, -С.412.

52. РД 3420.501-95. Правила технической эксплуатации электрических станции и сетей.

53. Грим Р.Э. Минералогия и практическое использование глин. М., Изд-во «Мир», 1967.

54. Ребиндер И.А. Поверхностные явления в дисперсных системах. Физико-химическая механика. Избр. Труды. М., Наука, 1979, 382с.

55. Грег С., Синг К. Адсорбция, удельная поверхность, пористость. М., Мир, 1970, -С.408.

56. Тарасевич Ю.И., Овчаренко Ф.Д. Адсорбция на глинистых минеральных сорбентах. Киев, Наукова думка, 1975, -С.352.

57. Закиров М.З., Арипов Э.А., Ахмедов К.С. «Монтмориллонит-гидрослюдистые глины Узбекистана». Изд-во «Фан» Узбекистана, Ташкент, 1976, -С.136.

58. Опоковидная глина Кермине. Ташкент, ФАН Узбекской ССР, 1970, 96с.

59. Опоковидные глины Узбекистана и Казахстана. Труды Ташкентского института инженеров железнодорожного транспорта. Ташкент, 1970, -С.78.

60. Физико-химические свойства минеральных сорбентов. Ташкент ФАН, 1973, -С.98.

61. Кельцев Н.В. Основы адсорбционной техники. М., Химия, 1976, -С.512.

62. Арипов Э.А. Природные минеральные сорбенты, их активирование и модифицирование. Ташкент, ФАН, 1970, -С.270.

63. Арипов Э.А., Агзамходжаев А.А. Активные центры монтмориллонита и хемосорбция. Ташкент, ФАН, 1983, -С.164.

64. Арипов Э.А., Смолина Л.Б. Физико-химические свойства дисперсий сероземных почв Узбекистана и их регулирование. Ташкент, ФАН, 1980, -С.224.

65. Муминов С.З., Арипов Э.А. Исследования в области термодинамики и термохимии адсорбции на глинистых минералах. Ташкент, ФАН, 1987, -С.144.

66. Дмитриев П.П. Известковая активация природных минеральных сорбентов для нефтепродуктов. Ташкент, ФАН, 1975, -С.85.

67. Адсорбционные свойства некоторых природных и синтетических сорбентов. Ташкент, ФАН, 1969, -С.192.

68. Адсорбенты для анализа и разделения нефтепродуктов. Ташкент, ФАН, 1975, -С.141.

69. Рябова Н.Д. Адсорбенты для светлых нефтепродуктов. Ташкент, ФАН, 1975, -С.141.

70. Брай И.В. Регенерация трансформаторных масел. М.,Химия, 1972, -С.165.

71. Физико-химические исследования природных сорбентов. Саратов, 1968.,-С.75-127.

72. Природные сорбенты. М., Наука, 1967.

73. Залезнюк П., Кирсанов Н., Ковтонюк Е., Потапов П. О регенерации отработанных масел бентонитовыми глинами Татарии. Промышленно-экономический бюллетень Татсовнархоза,1961, N3, -С.15-18.

74. Природные сорбенты Дальнего Востока. Изд-во АН СССР,1967.

75. Нефтепродукты:методы испытаний.М.,Стандартгиз.1966(1 и 2т) -С.396.

76. Нефтепродукты:методы испытаний. М.,Стандартгиз.1961(1 и 2т) -С.416

77. Б.М.Рыбак. Анализ нефти и нефтепродуктов. М., Гостоптехиздат, 1962, -С.888.

78. Исагулянц В.И., Егорова Г.М. Химия нефти. М., Химия, 1965, -С.517.

79. Нарметова Г.Р., Аликулова М., Каландаров Д., Муродов М. Исследование нефтей и продуктов их переработки хроматогарфическими методами. «Ўзбекистон минерал хом-ашёларини кимёвий ?айта ишлашнинг долзарб муаммолари» мавзусидаги Республика илмий анжумани маъруза тезисларининг тўплами. Ташкент, 2003, 8-9 бет.

80. Голдштейн Дж, Нюбери Д. И и др. Растровая электронная микроскопия и рентгеновский микроанализ. М., Мир, 1984, -С.162-169.

81. Нарметова Г.Р., Каландаров Д.А., Муродов М.Н. Рентгенографическое и микроскопическое исследование исходного и модифицированного бентонита. Матер. конф. «Современное состояние процессов перера-ботки нефти., Уфа, 2004, -С.271-272.

82. Mascarelle. Peutalozza. Zazzetta, Chimicu. Haliana, 38,1,38,08.

83. Адылова Т.Т. Адсорбционно-криоскопический полумикрометод опре-деления группового состава нефтепродуктов. Автореф. дисс. канд. хим. наук, Ташкент, 1964, -С.24.

84. Дубинин М.М. Активные угли.Свойства и применение. М.,1971, -С.140.

85. Муродов М.Н. Групповой химический состав трансформаторного масла./ Узбекистон Республикаси Фанлар академияси «Ёш олимларнинг анъанавий илмий конференцияси материаллари» Тошкент. 2004 й.71-72 б.

86. Агзамходжаев А.А., Арипов Э.А., Нарметова Г.Р., Умаров М.У. Участие гидроксильных групп адсорбентов при адсорбции нафтеновых кислот. Ж. физ. хим., 1974, т.XLVII, №8, -С.2042-2044.

87. Mortland M.> Fripiat J., Chaussidon S., Vytterhoven S. S.Phys. chem.., 67,248, 1963; 69,3274, 1965.

88. Киселев А.В., Яшин Я.И. Газоадсорбционная хроматография. М., Наука, 1967, -С.256.

89. Нарметова Г.Р., Муродов М.Н. Использование Навбахорского бентонита в газоадсорбционной хроматографии. Узб. хим. журн., Ташкент, 2004, -№3 -С.49-51.

90. Хамидов Б.Н.,Нарметова Г.Р., Исмаилов И, Мурадов М., Каландаров Ж. Разработка технологии получения пластичных смазок на основе местного сырья и идентификация их состава./ «Узбекистонда киме таълими, фани ва технологияси» Республика илмий-амалий конференцияси. Тезислар туплами, Тошкент. 2002 й. 237-238 б.

91. Быков В.Т., Преснякова О.Е. Динамический метод исследования структуры и удельной поверхности адсорбентов. Изв. АН СССР, 1957, Т.112, №4, -С.677-680.

92. Нарметова Г.Р., Хамидов Б.Н.,Каландаров Д.А., Муродов М. Абдурахманова Ф. Адсорбционная способность бентонита по отношению к нефтяным компонентам./ «IV конгресс нефтегазопромышленников России» Материалы конференции. Нефтепереработка и нефтехимия., Уфа. 2003 г. -С. 132.

93. Хамидов Б.Н., Нарметова Г.Р., Абдурахманова Ф.А., Мурадов М.Н. Изучение адсорбционной способности местного бентонита при очистке нефтепродуктов. «Кимё ва кимёвий технологияни замонавий муаммолари мавзусидаги Республика III илмий-техникавий конференциянинг материаллари, Фар?она, 2004, 225-226 б.

94. Сайдахмедов Ш.М. Разработка и промышленное освоение технологии получения нефтяных масел из местных нефтей. Автореф. Доктора технических наук, Ташкент, 2005, -С.62.

95. Казакова Л.П., Крейн С.Э. Физико-химические основы производства нефтяных масел. М., Химия, 1978 г, -С.320.

96. Бозоров Ж.Т. Исследование высомолекулярных ароматических углеводородов нефтей Бухарского оазиса. Дисс. на соиск. степени магистра. Ташкент, 2002,-С.86

97. Сергиенко С.Р. Высокомолекулярные соединения нефти. М., Химия, 1964, -С.542 .

98. Мурадов М.Н., Джалилова Д., Нарметова Г.Р. Высококачественный алюмосиликатный материал на основе Навбахорского бентонита. В матер. Респ. научн.-конф. «Пути решения проблем получения высококачественных силикатных и тугоплавких материалов на основе местных ресурсов и отходов производств», Ташкент, 2004, -С.108-109.

99. Муродов М.Н., Нарметова Г.Р. Адсорбенты для очистки нефтяных масел. В матер. Респ. научн.-практ. конф. «Использование химической технологии для решения экологических проблем производств», Карши, 2004 г, -С.161-163.

100. Мурадов М.Н., Нарметова Г.Р., Хощимова М.А. Вязкостно-температурные свойства как критерии оценки качеств нефтяных масел. В материалах научно-прикладной конференции Таш ГТУ «Энергетика муаммолари» посв.95-летию академику Фозылову Х.Ф.,Ташкент,2005 г

Размещено на Allbest.ru