Содержание к диссертации
Введение
1 Литературный обзор 7
1.1 Происхождение нефтешламов 7
1.2 Состав и экологические характеристики нефтешламов 9
1.3 Причины аномально высокой агрегативной устойчивости эмульсионного нефтешлама 13
1.4 Обзор методов переработки нефтешлама 14
2 Объекты и методы исследований 36
2.1 Краткая характеристика объектов исследований 36
2.2 Методы исследований свойств образцов нефтешлама 40
3 Результаты исследований и их обсуждение 51
3.1 Изучение процесса термофизического обезвоживания нефтешлама 51
3.2 Исследование влияния основных параметров на процесс термофизическо обезвоживания эмульсионного нефтешлама 54
4 Моделирование процессов обезвоживания и сбора эмульсионного нефтешлама 67
4.1 Моделирование процесса термофизического обезвоживания эмульсионного нефтешлама 67
4.2 Моделирование сбора эмульсионного нефтешлама из шламохранилища 82
5 Технологическая часть. технико-экономическое обоснование технологии переработки эмульсионного нефтешлама 92
5.1 Технология переработки эмульсионного нефтешлама 92
5.2 Технико-экономическое обоснование технологии переработки эмульсионного нефтешлама 100
Выводы 104
Общие выводы 105
Литература 106
Приложение А
- Состав и экологические характеристики нефтешламов
- Методы исследований свойств образцов нефтешлама
- Исследование влияния основных параметров на процесс термофизическо обезвоживания эмульсионного нефтешлама
- Моделирование сбора эмульсионного нефтешлама из шламохранилища
Введение к работе
Рациональная переработка нефтешлама на сегодняшний день является актуальной задачей для окружающей среды. Так, например, только в шламохранилищах ОАО Салаватнефтеоргсинтез накоплено свыше 1 млн. тонн нефтешлама.
Состав и физические свойства нефтешламов, могут варьироваться в зависимости от источника образования. Важным объединяющим фактором является то, что все нефтешламы содержат как воду, так и твёрдые примеси. Зачастую они образуют стойкую не расслаивающуюся эмульсию. Это затрудняет процесс разделения, и большинство методов, которыми перерабатываются нефтешламы, не справляются полностью с поставленной задачей. Наиболее распространенными методами являются: отстаивание, которое является медленным и неэффективным процессом т.к. требует отстойников с большой полезной площадью и дорогих химикатов; фильтрование через пресс делит нефтешламы только на две части -отделяет примеси от жидкой составляющей, а также имеет низкую пропускную способность. Кроме того, этот процесс оставляет нерешенной проблемы утилизации отфильтрованного материала и отделения воды; - сжигание нефтешламов вместе с водой и механическими примесями является дорогим процессом, при котором ценная углеводородная составляющая безвозвратно уничтожается.
Все вышеуказанные методы по-прежнему применяются на сегодняшний день, однако они с большой скоростью вытесняются более современными и эффективными технологиями, включающими в себя сочетание различных методов.
Поэтому только сочетание различных методов переработки нефтешлама позволит достичь положительных результатов, а использование нефтешлама в качестве вторичного сырья в какой-то степени обеспечит сохранение природных ресурсов и снизит уровень загрязнения окружающей среды.
Цель работы
Разработка технологии переработки эмульсионного нефтешлама.
Научная новизна
В результате исследования процесса термофизического обезвоживания (ТФО) эмульсионного нефтешлама выявлены основные закономерности динамики процесса термофизического обезвоживания эмульсионного нефтешлама.
Впервые на основе изученной нами динамики процесса ТФО разработана математическая модель пленочного противоточного испарителя.
Впервые разработана математическая модель для моделирования сбора эмульсионного нефтешлама из шламохранилища.
Практическая ценность
Предложена новая технология переработки эмульсионного нефтешлама, включающая в себя: сбор эмульсионного нефтешлама из шламохранилища; фильтрование эмульсионного нефтешлама; термофизическое обезвоживание эмульсионного нефтешлама. Материалы диссертационной работы приняты к реализации ООО «Салаватреммонтаж» в ходе выполнения работ по ликвидации шламохранилищ.
Апробация работы
Основные положения диссертационной работы были представлены на международных научно-практических конференциях: «Нефтегазоперерабока и нефтехимия - 2005» (Уфа, 24 мая); «Нефтегазоперерабока и нефтехимия - 2007» (Уфа, 22 мая); «Нефтепереработка - 2008» (Уфа, 21 мая); «Нефтегазоперерабока и нефтехимия - 2009» (Уфа, 26 мая), а также на XI межрегиональном конкурсе научных работ молодых ученых, аспирантов и студентов вузов приволжского федерального округа. «Безопасность жизнедеятельности» (Уфа, 2007 г.)
Публикации
По материалам работы опубликовано 13 работ, в том числе 5 статей в научно-технических журналах и 6 тезисов доклада, 1 патент и 1 заявка на изобретение.
Объём работы
Диссертация состоит из введения, пяти глав, выводов, списка литературы и приложений. Материал изложен на 128 стр. машинописного текста, содержит 21 таблиц и 46 рисунков, библиографию из 197 наименований и приложения.
Автор выражает огромную благодарность заместителю директора по научно-исследовательской работе Уфимского государственного нефтяного технического университета филиала в г. Салавате, к.т.н., Клыкову М.В., за содействие в написании диссертационной работы.
Состав и экологические характеристики нефтешламов
Нефтешламы представляют собой аномально устойчивые эмульсии, постоянно изменяющиеся под воздействием атмосферы и различных процессов, протекающих в них [8, 9].
В наиболее упрощенном виде нефтешламы представляют собой многокомпонентные, устойчивые, агрегативные физико-химические системы, состоящие главным образом, из нефтепродуктов, воды (содержание хлоридов колеблет-ся от 7 до 10000 мг/дм , а общая минерализация составляет от 100 до 16000 мг/дм ) и механических примесей (твердых песчаных и глинистых частиц, производственной пыли, кокса и сажи, продуктов коррозии, частиц гидроокиси металлов, карбонатов щелочноземельных металлов, карбонатов и сульфидов железа, элементарной серы, а также биообрастаний системы оборотного водоснабжения).
Нефтешламы в шламохранилищах и ловушечные нефти в резервуарах не зависимо от источников формирования с течением времени отстаиваются и разделяются на слои: - верхний слой - малообводненная нефть с относительно невысоким мае-совым содержанием механических примесей от 0,5 % (ловушечные нефти) до 1,5 % (амбарные нефти). Такую дисперсную систему по классификации следует отнести к третьей группе эмульсий [10]; - средний слой - мелкодисперсная эмульсия сложного типа ("прямая" и "обратная") с массовым содержанием воды до 70—80 % и механических примесей 1,5-15 %. Обычно он бывает небольшим по объему. Доля воды и механических примесей могут возрастать сверху вниз, могут различаться хаотично по объему, а могут распределяться практически однородно; - водный слой - свободно отстоявшаяся вода с плотностью от 1,01 до 1,19 г/см3; - донный слой - для ловушечных нефтешламов это обычно вода с повышенным содержанием механических примесей; для шламохранилищь - остатки нефти с содержанием механических примесей до 80 %. Характер изменения состава нефтешлама по глубине шламохранилища представлен на рисунке 1.1. Из него видно, что каждый из слоев представляет собой неравновесную дисперсную систему, в которой непрерывно протекают физико-химические процессы [11]. Согласно литературе [12] по физическому состоянию нефтешлам представляет собой полидисперсную систему, содержащую частицы крупностью более десятых долей миллиметра, суспензии и эмульсии с размерами частиц от десятых долей миллиметра до 0,1 мкм и коллоидные - от 0,1 до 0,001 мкм. Анализ производственной деятельности НПЗ согласно литературе [13] показывает, что 8-12 % механических примесей поступает с нефтью, 20-25 % со свежей речной водой и 65-70 % образуется на самом НПЗ. Механические примеси, присутствующие в сточных водах, сорбируют в канализационных коллекторах нефтепродукты. На очистных сооружениях эти примеси выпадают в виде осадка - нефтешлама. В открытых шламохранилищах часто на поверхности нефти бывает слой свободной воды. Это результат накопления атмосферных осадков [1]. С целью изучения экологических характеристик в работе [14] были использованы оригинальные методики для: -исследования группового состава с помощью тонкослойной хроматографии, спектроскопии ядерно-магнитного резонанса (ЯМР), жидкостно-адсорбционной хроматографии, хромато-масс-спектрометрии; -определения содержания металлов с помощью атомно-абсорбционной спектрофотомерии; - полярографического определения содержания ПАВ;- кулонометрического определения содержания серы;- определения элементного состава углеводородной части.
Согласно спектральным данным, в исследованных нефтешламах содержатся разнообразные моно- и полициклические ароматические соединения, в основ ном нелинейного ряда. Наиболее высокое содержание отмечено для нафталинов, способных к дегидрополиконденсации с образованием углеродистых продуктов. Из полученных данных следует, что групповой состав углеводородной части нефтешламов практически соответствует составу средних фракции (180-380 С). Наличие более 50% конденсированных углеводородов, отличающихся наибольшей токсичностью от углеводородов других групп, указывает на необходимость их нейтрализации химическим или физико-химическим связыванием. Результаты хромато-масс-спектрометрии свидетельствуют о содержании полициклических ароматических углеводородов, обладающих канцерогенными свойствами: фенантрена, метилфенантрена и др. Следовательно, необходима более жесткая оценка экологической опасности указанных отходов. При загрязнении вод нефтями и нефтепродуктами в водную фазу переходят прежде всего моно- и полициклические (в основном би- в четырехцикличе-ские) ароматические углеводороды. Учитывая это, ущерб от загрязнения фунтовых и поверхностных вод следует считать не по интегральному показателю - содержанию нефтепродуктов, а по содержанию отдельных компонентов (моно- и полициклических ароматических углеводородов), обнаруженных в результате исследования. Результаты анализов показали, что уровень содержания никеля, меди, кадмия, свинца и ртути превышает допустимый. Нужно учитывать, что ПДК тяжелых металлов для почв отличаются от ПДК этих металлов для водных источников. Результаты исследований указывают на необходимость ужесточения оценки экологической опасности указанных отходов. В работе [15] рассмотрена методика оценки содержания полихлорирован-ньгх дибензодиоксинов (ПХДД) и дибензофуранов (ПХДФ) в нефтешламах АПК Башнефть с использованием хромато-масс-спектрометра INCOS 50 с газовым хроматографом Varian 3400. В результате приводятся следующие данные. Поли-хлорированных дибензодиоксинов не обнаружено, из полихлорированных дибензофуранов обнаружены гепта- и октаизомеры. Наличие в шламах высокохлориро-ванных изомеров ПХДФ может свидетельствовать о возможности прохождения
Методы исследований свойств образцов нефтешлама
Для определения плотности высоковязких нефтепродуктов их необходимо разбавить точно равным объемом органического растворителя с известной плотностью (в нашем случае применялось дизельное топливо см. пункт 2.1). Плотность анализируемого вязкого образца нефтепродуктовой части нефтешлама вычислялась по формуле [164]где рх - плотность смеси [165], кг/м ; р2 - плотность растворителя, кг/м3.
Нефтешлам представляет собой эмульсию вода в нефтепродукте. Допуская аддитивность их объемов, средняя плотность нефтешлама определялась по правилу смешения [166]
Определение плотности образцов нефтешлама выполнялось ареометром по [167].Вязкость, как и плотность, важный физико-химический параметр, используемый при проектировании технологического оборудования и схемы переработки сырья.Измерение вязкости производилось на вискозиметре Гепплера (рисунок 2.1).1 - шарик; 2 - трубка с жидкостью; 3, 4, 5 - кольцевые метки на трубке; 6 - термостатирующая жидкостная баня; 7 - термометр; 8 - штуцер; 9 - уровень. Рисунок 2.1 - Вискозиметр Гепплера со «скользящим шариком»где [її - вязкость нефтешлама при соответствующем угле наклона измерительной трубки, Па-с;
К - постоянная вискозиметра (зависит от угла наклона трубки), Па-м3/кг;рш- плотность материала шарика, кг/ м ;рж - плотность материала нефтешлама, кг/ м ; - время прохождения шариком контрольных меток (см. рисунок 2.1), с.
Величина вязкости нефтешлама вычислялась как среднеарифметическое из значений, полученных для трех угловгде [і - вязкость нефтешлама, Па-с;/лг - вязкость при угле наклона измерительной трубки 15, Па-с; \іг - вязкость при угле наклона измерительной трубки 30, Па-с; fi3 - вязкость при угле наклона измерительной трубки 45, Па-с.
Измерение вязкости нефтешлама проводилось в интервале температур 20-90 С, придавлений 101,3 кПа.
Поверхностное натяжение - это величина, характеризующая состояние поверхности жидкости и численно равная работе, которая затрачивается при образовании единицы поверхности. Эта работа затрачивается на преодоление сил притяжения между частицами поверхностного слоя при выходе молекулы на поверхность. В результате действия сил поверхностного натяжения жидкость стремится сократить свою поверхность. В тех случаях, когда действие силы тяжести весьма мало, жидкость принимает форму шара. Единицей поверхностного натяжения в системе СИ является Н/м [168].
Поверхностное натяжение на межфазной границе вода - нефтепродукт определено экспериментально. Для определения поверхностного натяжения использовался методом сидячей капли [169].
Методика сидячей капли заключается в следующем: если каплю жидкости поместить в среду той же плотности, то эта капля примет сферическую форму. Если же плотность капли будет отличаться от плотности среды, то действие поверхностного натяжения окажется соизмеримо с действием гравитационных сил, и капля будет иметь форму не сферы, а некой фигуры вращения (рисунок 2.2).
По форме этой капли можно рассчитать поверхностное натяжение на границе двух сред по выражениюгде Лр - разность плотностей капли и окружающей ее среды, кг/м ; д - ускорение свободного падения, 9,81 м/с ; h - расстояние от вершины капли до ее максимального сечения, м.Учитывая, что вода при атмосферном давлении имеет температуру кипения 100 С определение поверхностного натяжения на границе вода - нефтепродукт ограничивается этой температурой. Зависимость поверхностного натяжения на границе нефтепродукт - вода в интервале температур 100-170 С определена экстраполированием.
Температурная зависимость поверхностного натяжения на межфазной границе обезвоженный нефтепродукт - воздух было определено косвенным методом (с использованием промежуточной жидкости с известными параметрами и химически нейтральной по отношению к нефтепродуктовой части нефтешлама; в нашем случае применен глицерин, см. пункт 2.1) по правилу Антонова [170].
По правилу Антонова, если жидкости ограниченно растворимы друг в друге, то межфазное поверхностное натяжение о определяется какгде erf — поверхностное натяжение насыщенного раствора второй жидкости в первой на границе с воздухом, Н/м;G\ — поверхностное натяжение насыщенного раствора первой жидкости во второй на границе с воздухом, Н/м.
Последовательность эксперимента по определению температурной зависимости поверхностного натяжения на границе нефтепродукт - вода заключалась в:- определении поверхностного натяжения обезвоженного нефтепродукта на границе с водой в интервале температур 20-100 С (метод сидячей капли);- экстраполировании температурной зависимости поверхностного натяжения на границе нефтепродукт - вода в интервале температур 100-170 С;- определении поверхностного натяжения обезвоженного нефтепродукта на фанице с глицерином в интервале температур 20-170 С (метод сидячей капли);- определении поверхностного натяжения обезвоженного нефтепродукта на фанице с воздухом (правило Антонова).
Первые два пункта позволили определить температурную зависимость поверхностного натяжение на фанице нефтепродукт — вода, а третий и четвертый пункты - зависимость поверхностного натяжения нефтепродуктовой части нефтешлама на фанице с воздухом.
Диффузией называется самопроизвольно протекающий в системе процесс выравнивания концентрации молекул, ионов или коллоидных частиц под влиянием их теплового хаотического движения. Таким образом, диффузия является макроскопическим проявлением теплового движения молекул и поэтому всегда идет тем быстрее, чем выше температура.Коэффициент диффузии численно равен количеству вещества,
Исследование влияния основных параметров на процесс термофизическо обезвоживания эмульсионного нефтешлама
Методика исследования поверхностного натяжения изложена в пункте 2.2.3. Иллюстрация опыта по определению поверхностного натяжения в зависимости от температуры среды представлена на рисунке 3.4. Температурные зависимости поверхностного натяжения приведены на рисунке 3.5. Из рисунка 3.5 видно, что поверхностное натяжение воды из нефтешлама на границе с воздухом меньше, чем поверхностное натяжение чистой воды на границе с воздухом. Также поверхностное натяжение на границе нефтепродукт - вода ниже, чем каждой из жидкостей на границе с воздухом. Все это свидетельствует о наличии поверхностно активных веществ в эмульсионном нефтешламе ОАО «Салаватнефтеоргсинтез». Действительно, из литературы [175] известно, что наличие над слоем первой жидкости слоя другой, не смешивающейся с ней жидкости, приводит к понижению межфазного поверхностного натяжения, так как молекулы второй жидкости притягивают к себе молекулы первой и, таким образом, уменьшают действие некомпенсированных сил на поверхности первой жидкости. Понижение межфазного натяжения тем значительнее, чем меньше различие в полярностях обеих жидкостей. Температурная зависимость поверхностного натяжения на межфазной границе нефтепродукт - вода описали полиномом второй степени где o(t) — функция изменения поверхностного натяжения на границе раздела фаз нефтепродукт — вода, Н/м; t - температура, С; a,b,d- эмпирические коэффициенты (для образцов нефтешлама ОАО «Салаватнефтеоргсинтез» экспериментально найдены значения коэффициентов: а = - 4,93-10"7; Ъ = 2,13-Ю"5; d = 1,17-Ю"2). Также из литературы [176] известно, что поверхностно активные вещества (ПАВ), адсорбируясь на границе раздела фаз нефтепродукт - вода образуют бронирующие оболочки, препятствуют коагуляции глобул воды, определяют размеры глобул и как следствие способствуют повышению давления насыщенных паров в глобулах. Учитывая это, на основе экспериментальных данных, и на основании выражения (3.1), получены зависимости радиусов водяных глобул от давления насыщенного пара воды, создаваемого внутри глобул, при соответствующей температуре и давлении в системе (рисунок 3.6) в виде Давление в глобуле Pa6c(t), кПа Рисунок 3.6 - Зависимости радиусов водяных глобул от давления насыщенного пара воды в глобулах (цифры на линиях соответствуют давлению в системе) Зависимости (рисунок 3.6) показывают какое внутреннее давление способны выдержать бронирующие оболочки водяных глобул различного диаметра при соответствующем давлении в системе (см. рисунок 3.2) и представляют собой гиперболические зависимости вида [177] где у = г - величина радиуса водяных глобул, м; х = Рабс (0 абсолютное давление насыщенных паров воды в глобуле, Па; b = a(t) - поверхностное натяжение на границе нефтепродукт вода, Н/м; а — Рсист - асимптотическая ось, Па. Выражение (3.3) позволяет рассчитать радиусы водяных глобул, распределенных в нефтепродукте, и тем самым показывает возможность существования эмульсионной воды в жидком виде при температурах выше нормальной температуры кипения при данном давлении в системе из условия С целью изучения влияния диффузии на процесс выпаривания воды из эмульсионного нефтешлама проведен термогравиметрический анализ образцов нефтешлама ОАО «Салаватнефтеоргсинтез» с различными скоростями подъема температуры, при давлении 101,3 кПа. Результаты представлены на рисунке 3.7.
Анализ проводился на дериватографе Q-1500D. В результате исследования процесса диффузии воды в эмульсионном нефтешламе выявлена зависимость коэффициента диффузии от температуры, которая хорошо описывается уравнением Аррениуса [178], приведенным к виду (3.6), и представляющим собой линейную зависимость (рисунок 3.9). где D - коэффициент диффузии, м7с; D0 — предэкспоненциальный множитель, м7с; R — универсальная газовая постоянная, Дж/(моль-К); Т - абсолютная температура, К; Е - энергия активации диффузионного процесса, Дж/моль. Из литературы [179] известно, что в эмульсиях дисперсная фаза может диффундировать сквозь слой дисперсионной среды по двум механизмам: а) диффузия молекул; б) диффузия глобул. Для ответа на вопрос, к какому механизму относится диффузия воды в нефтешламе, был поставлен эксперимент. В тигель помещалась вода, отстоянная из нефтешлама, по верх которой был образован слой обезвоженного нефтешлама. Вся эта система выдерживалась определенное время в изотермических условиях при температурах 70, 80 и 90 С при атмосферном давлении на торсионных весах. Установлено, что слой нефтепродуктовой части нефтешлама является непреодолимым барьером для молекул воды. Изменение массы сопровождалось периодическими выбросами пара и барботажем, напоминающем кипение. Однако, в эмульсионном нефтешламе при аналогичных условиях изменение массы происходило в неподвижном слое. Таким образом, показано, что именно броуновское движение молекул в нефтепродукте способствует перемещению распределенных в нем глобул воды к свободной поверхности, откуда и происходит испарение воды. Предположение о том, что отстоянная из шлама вода может иметь пониженную температуру кипения, за счет растворенных в ней ПАВ, не подтвердилось. При атмосферном давлении в интервале температур 20-100 С, скорость испарения воды подчиняется экспоненциальной зависимости (рисунок ЗЛО), пузырьковое кипение не наблюдается, что соответствует испарению с поверхности чистых жидкостей в соответствии с дырочной теорией жидкого состояния вещества, предложенной Френкелем ЯМ. [180]. Следует заметить, что опубликовано очень мало данных по коэффициентам диффузии в жидкостях при температурах выше 30 С. Вэй [181], который на ограниченном числе углеводородных систем изучал влияние температуры на диффузию, приводит значения энергии активации от 12,6 до 28,1 кДж/моль. Зависимость коэффициента диффузии от температуры, согласно уравнению Стокса - Энштейна, соответствует энергиям активации от 10,5 до 21,0 кДж/моль [181]. Экспериментально найденное нами значение энергии активации Е = 12,5 кДж/моль диффузионного процесса воды в эмульсионном нефтешламе ОАО «Салаватнефтеоргсинтез», попадает в интервал приводимых в литературе экспериментальных данных по диффузии в жидкостях, что свидетельствует о достоверности наших экспериментов. На основе термогравиметрических данных о выпаривании воды из нефтешлама, рисунок 3.7, получены функции распределения воды в эмульсионном нефтешламе ОАО «Салаватнефтергсинтез» в зависимости от радиуса водных глобул: интегральная (рисунок 3.11) и дифференциальная (рисунок 3.12). В результате выявлено, что с уменьшением скорости подъема температуры кривая распределения водяных глобул в нефтешламе смещается в сторону
Моделирование сбора эмульсионного нефтешлама из шламохранилища
Для управления процессом сбора верхнего слоя эмульсионного нефтешлама предложено создать искусственную замкнутую циркуляцию водного слоя в шламохранилище. Схема движения жидкостей в шламохранилище представлена на рисунке (рисунок 4.8). На основе решения уравнения Навье — Стокса совместно с уравнением неразрывности разработана модель ламинарного установившегося движения жидкости в шламохранилище. . Для одномерного ламинарного движения жидкости под действием силы тяжести вдоль оси х, совпадающий с направлением потока, уравнение Навье-Стокса имеет вид [192] Это уравнение решается совместно с уравнением неразрывности, имеющего вид [193] да)х , д(оу В этих уравнениях 0)хі и 0)yi - скорости жидкости в направлениях вдоль и по нормали к горизонту соответственно, м/с; t - время, с; pt — плотность среды г -го слоя, кг/м ; ді кинематическая вязкость среды /-го слоя, м/с; Pi - гидростатическое давление столба жидкости, Па; (pt — угол наклона свободной или межфазной поверхности z -ro слоя к горизонту, град; і - порядковый номер /-го слоя жидкости (рисунок 4.9). Рассмотрим вынужденное течение жидкости в шламохранилище, состоящем из двух слоев: верхнего - эмульсионный нефтешлам; нижнего - (преимущественно вода). Для получения частных решений уравнений Навье - Стокса необходимо пренебречь некоторыми величинами и сделать некоторые допущения: при д(Ох дсох „ д2сох п . установившемся движении —- = 0, —— = 0, ——j- = 0 поскольку профиль скоростей в направлении движения считается неизменным; при ламинарном режиме потока жидкости движения по нормали к поверхности нет, следовательно, Шу = 0; движение жидкости будет осуществляться за счет изменения гидростатического давления столба жидкости по длине шламохранилища (рисунок 4.9). Гидростатическое давление столба жидкости высотой 8г равно и соответственно столба жидкости высотой 8г + 62 тогда в дифференциальной форме получим выражения вида Допустим, что уклон дна шламохранилища к горизонту р0 = 0. С учетом выше изложенного уравнение (4.36) для каждого из слоев принимает видіг — вязкость верхнего слоя, Па-с; \і2 - вязкость нижнего слоя, Па-с. В результате интегрирования уравнения (4.42) с учетом граничных условий (-р = 0 при уг = 61з т.е. на верхней границе слоя) получим " У г В результате интегрирования уравнения (4.43) с учетом граничных условий (д(ох2 = 0 при у2 = 0, т.е. на нижней границе слоя) получим Касательные напряжения, действующие на межфазной границе слоев жидкостей, равны между собой, т12 = т21 [193] Тогда на границе слоев имеем Решая систему уравнений (4.49), с учетом того, что на границе слоев у± = 0 и уг = 82, получим Решая совместно уравнения (4.45) и (4.47) с учетом (4.50), а также зная, что а)х12 = сох21 при уг = 0 и уг = 82 получим Подставляя выражение (4.50) в (4.47), а также (4.51) в (4.45) получим где Модель справедлива при ламинарном режиме течения слоев жидкостей в шламохранилище (критерий Рейнольдса для открытых русел Rex Kp 580). 4.2.2 Проверка адекватности математической модели процесса сбора эмульсионного нефтешлама из шламохранилища Разработанная математическая модель процесса забора эмульсионного нефтешлама из шламохранилища (уравнения 4.58 .67) позволяет определить распределение скорости по сечению слоев, углы наклона поверхности слоев и критерий Рейнольдса. Проверку адекватности математической модели процесса сбора эмульсионного нефтешлама из шламохранилища проводили в лабораторных условиях на модельной системе. Исходные данные для расчета профиля скоростей эмульсионного нефтешлама и воды в шламохранилище приведены в таблице 4.5
