ҚАЗАҚСТАН РЕСПУБЛИКАСЫ БІЛІМ ЖӘНЕ ҒЫЛЫМ МИНИСТРЛІГІ Л.Н. ГУМИЛЕВ АТЫНДАҒЫ ЕУРАЗИЯ ҰЛТТЫҚ УНИВЕРСИТЕТІ
Студенттер мен жас ғалымдардың
«Ғылым және білім - 2014»
атты IX Халықаралық ғылыми конференциясының БАЯНДАМАЛАР ЖИНАҒЫ
СБОРНИК МАТЕРИАЛОВ
IX Международной научной конференции студентов и молодых ученых
«Наука и образование - 2014»
PROCEEDINGS
of the IX International Scientific Conference for students and young scholars
«Science and education - 2014»
2014 жыл 11 сәуір
Астана
УДК 001(063) ББК 72
Ғ 96
Ғ 96
«Ғылым және білім – 2014» атты студенттер мен жас ғалымдардың ІХ Халықаралық ғылыми конференциясы = ІХ Международная научная конференция студентов и молодых ученых «Наука и образование - 2014» = The IX International Scientific Conference for students and young scholars «Science and education - 2014».
– Астана: http://www.enu.kz/ru/nauka/nauka-i-obrazovanie/, 2014. – 5830 стр.
(қазақша, орысша, ағылшынша).
ISBN 978-9965-31-610-4
Жинаққа студенттердің, магистранттардың, докторанттардың және жас ғалымдардың жаратылыстану-техникалық және гуманитарлық ғылымдардың өзекті мәселелері бойынша баяндамалары енгізілген.
The proceedings are the papers of students, undergraduates, doctoral students and young researchers on topical issues of natural and technical sciences and humanities.
В сборник вошли доклады студентов, магистрантов, докторантов и молодых ученых по актуальным вопросам естественно-технических и гуманитарных наук.
УДК 001(063) ББК 72
ISBN 978-9965-31-610-4 © Л.Н. Гумилев атындағы Еуразия ұлттық
университеті, 2014
4052
Потребности в хлоре и каустической соды постоянно растут, что вызывает постоянное расширение производства этих химических продуктов. Для удовлетворения растущей потребности в дополнительном количестве каустической соды в городе Павлодаре открыто предприятие по его производству. На данном предприятии производство осуществляется каустической соды и хлора мембранным методом.
Рассмотренный современный мембранный метод производства хлора и каустической соды имеет ряд преимуществ, в том числе экологические преимущества перед другими методами, что позволяет использовать данный метод на производстве.
Список использованных источников
1. Кубасов В.Л., Банников В.В. Электрохимическая технология неорганических веществ. – М.:
Химия, 1989. – 288 с.
2. Якименко Л.М. Производство хлора, каустической соды и неорганических хлорпродуктов.
М.:Химия, 1974. – 600 с.
3. Якименко Л.М., Серышев Г.А. Электрохимические процессы в химической промышленности электрохимический синтез неорганических соединении. – М.: Химия, 1984. – 160 с.
УДК 665.6.035.6:66.097.8:621.6(574.54)
ИССЛЕДОВАНИЕ ВЛИЯНИЯ ДЕПРЕССОРНЫХ ПРИСАДОК НА РЕОЛОГИЧЕСКИЕ ПАРАМЕТРЫ НЕФТИ МЕСТОРОЖДЕНИЯ КУМКОЛЬ
Касымбаева Дана Сериккалиевна [email protected]
Магистрант кафедры химии Государственного университета имени Шакарима города Семей, Казахстан
Научный руководитель – С. Кудайбергенов
Застывание парафинистой нефти и отложение парафинов на внутренних стенках нефтепроводов представляет серьезную проблему для переработки и транспортировки казахстанских высокопарафинистых нефтей. Своевременное удаление парафиноотложений (ПО), вызванных сниженной скоростью потока, необходима для того, чтобы избежать возможную потерю трубопровода. ПО являются сложной и очень дорогостоящей, и как следствие актуальной проблемой нефтяной промышленности Казахстана, которая широко изучалась и освещалась в последние десятилетия. [1] Одним из перспективных методов борьбы, широко используемых в настоящее время, является химический способ с применением ингибиторов асфальто-смолистых и парафиновых отложений (АСПО). [2] Целью данной статьи является изучение воздействия депрессорных присадок на реологические параметры нефти месторождения Кумколь.
Экспериментальная часть
Плотность нефти определяли с помощью ареометров в термостатируемых цилиндрах для измерения плотности Technoglass (Голландия) в соответствии с ГОСТ Р 51069-97 и МИ 2153-2001.
Выделение парафинов, асфальтенов и смол из нефти проводили по методикам ГОСТ 11851-85 и ГОСТ 11858-66.
Температуру потери текучести (Тпт) определяли на установке «S.D.M. – 530» (Германия), снабженной тремя камерами для поддержания температур 0, -17 и - -2006.
Эффективную вязкость и напряжение сдвига измеряли на ротационном реометре RHEOLABQC фирмы AntonPaar (Австрия) с рубашкой для температурного контроля LTD180, с использованием системы измерительной стандартной CC39/T200/XL/AL и измерительной чашки C- CC39/T200/XL/AL. [3]
Измерения кажущейся (эффективной) вязкости и напряжения сдвига проводили в режиме линейного изменения температуры (скорость охлаждения 300С/час) при постоянной скорости сдвига (5 с-1), и линейного изменения скорости сдвига (от 0 до 100 с-1) при постоянной температуре.
Анализируя полученные кривые находили температуру перехода ньютоновской жидкости в неньютоновскую, определяли коэффициент неньютоновской жидкости, коэффициент текучести и предельное напряжение сдвига используя реологические модели Ньютона, Гершеля-Балкли и др.
4053
Модель Ньютона: , (1)
где k1 – вязкость по Ньютону, D – скорость сдвига
Модель Гершеля-Балкли: (2)
где 0 – предельное напряжение сдвига (предел текучести), - коэффициент текучести, n - коэффициент неньютоновской жидкости [4]
Ингибирование асфальто-смолистых и парафиновых отложений (АСПО) изучали методом
«холодного стержня» (―cold finger‖) на специальной установке (рисунок 1) моделирующей процесс осаждения АСПО на магистральном трубопроводе. [3]
Рисунок 1. Схема установки, моделирующей процесс осаждения АСПО
на магистральном трубопроводе.
1 – охлаждаемый стержень, 2 – термостатируемый стакан,
3 – магнитная мешалка.
Результаты и обсуждение
Компонентный состав и реологические параметры Кумкольской нефти представлены в таблице 1.
Кумкольская нефть характеризуется высоким содержанием парафинов, и сравнительно низким содержанием смол и асфальтенов. При этом температура потери текучести (Тпт) Кумкольской нефти, отвечающая за переход нефти из свободно-дисперсного в связанно-дисперсное состояние, достаточно высока, что обусловлено высоким содержанием парафинов. Кинематическая вязкость имеет высокое значение и варьируется в пределах от 8 до 13мм/с2.
Таблица 1 Компонентный состав и реологические параметры нефти месторождения Кумколь Образец
нефти
ξ при 20 0С, кг/м3
Тпт, 0С
Кинематическ ая вязкость,
мм/с2 (при 200С)
Парафины % Смолы
% Асфальтены%
Кумколь 815-818 +6/+9/+12 8-13 12-14 5-6 До 1
Реологические характеристики кумкольской нефти (напряжение сдвига , эффективная вязкость , динамическое предельное напряжение сдвига 0, коэффициент текучести Ктек) приведены в таблице 2
Таблица 2 Реологические параметры нефти месторождения Кумколь Образец нефти t, 0C
(D=5c-1) (D=5c-1) 0, Па Ктек, Па*с
Кумколь
60 0,055 0,011 0 0,011
50 0,100 0,020 0 0,020
40 0,726 0,144 0,760 0,054
30 3,619 0,717 2,800 0,208
25 18,16 3,595 23,17 0,534
Из данных таблицы 2 следует, что существует прямая зависимость значений напряжения сдвига,
D k
1D
n 04054
эффективной вязкости, динамического предельного напряжения сдвига от температуры, что обусловлено уменьшнием содержания парафинов в нефти. Нефть месторождения Кумколь в диапазоне температур 20-500С сохраняет ньютоновское поведение, хотя находится в свободно- дисперсном состоянии.
Изучена зависимость эффективной вязкости от скорости сдвига. Кривые зависимости эффективной вязкости от скорости сдвига представлены на рисунке 2.
Рисунок 2 - Кривая зависимости эффективной вязкости от скорости сдвига Кумкольской нефти при различных температурах.
Данные исследований показывают, что при температурах близкой к пластовой (250С)–
Кумкольская нефть является неньютоновской тиксотропной жидкостью, а при более высоких температурах нефть является типичной ньютоновской жидкостью. При повышении температуры от 25 до 55 0С эффективная вязкость нефти снижается от 9 до 3 мПа*с, что обусловлено разрушением сложной пространственной структуры коагуляционно-кристаллизационного типа. Значительное уменьшение вязкости связано с высоким содержанием парафинов в нефти Кумкольского месторождения.
С целью установления ингибирующей эффективности, исследовали влияние ряда зарубежных присадок на температуру потери текучести исходной нефтесмеси Кумколь, которая составляет +12 0С (Таблица 3).
Таблица 3. Влияние зарубежных ингибиторов АСПО на температуру потери текучести нефтесмеси Кумколь
Наименование реагента Температура потери текучести, 0С Концентрация, ppm
200 500 1000
Dewaxol 7201 +15 +12 +12
Dewaxol 7210 +9 +12 +6
MR-1055/980 +15 -18 -15
MR-1055/981 +9 +6 +15
Dewaxol TM 0 -9 -15
PPD-3 +15 +15 +15
RPA-1 +18 +9 +15
Deprop 4125 +12 -3 0
Dysrop V08 +15 +12 +12
WX 161 -9 -9 -9
Среди исследованных ингибиторов АСПО наиболее эффективной оказалась DewaxolTM, которая в пределах концентраций 200-1000 ppm снижает температуру потери текучести до -
Таким образом для дальнейших исследований была выбрана присадка DewaxolTM.
Данные о влиянии депрессорной присадки DewaxolTM на реологические характеристики нефти
0 20 40 60 80 100
-0,005 0,000 0,005 0,010 0,015 0,020 0,025 0,030 0,035 0,040 0,045 0,050 0,055 0,060 0,065 0,070
Viscosity, Pa·s
Shear Rate, 1/s
25oC 30oC 35oC 40oC 45oC 50oC 55oC 60oC
4055 месторождения Кумколь представлены на рисунке 3 (а, б, в)
0 20 40 60 80 100
0,0 0,5 1,0
Viscosity, Pa·s
Shear Rate, 1/s
-10oC -5oC 0oC
0 20 40 60 80 100
0 5 10 15 20 25 30
Viscosity, Pa·s
Shear Rate, 1/s
-10oC -5oC 0oC
а) б)
0 20 40 60 80 100
-0,14 -0,12 -0,10 -0,08 -0,06 -0,04 -0,02 0,00 0,02 0,04 0,06
Viscosity, Pa·s
Shear Rate, 1/s
-10oC -5oC 0oC
в)
Рисунок 3 – Зависимость эффективной вязкости ( от скорости сдвига (γ) для нефти Кумколь при различных температурах количеством: а) 200ppm; б) 500ppm; в) 1000ppm.
Из представленных данных видно, что депрессорная присадка DewaxolTM способствует нефти Кумколь вести себя как типичная ньютоновская жидкость при минусовых температурах.
Процесс выделения АСПО из сырой нефти исследовали с помощью установки «холодный стержень», моделирующей процесс осаждения АСПО на магистральном трубопроводе.
При работе стальной стержень охлаждали до температуры, которая приблизительно на 30С ниже ТПТ нефти. Температура нефти Кумколь от 60 до 200С. АСПО, выпавшие на холодной стальной поверхности, удалялись механически. Результаты исследований представлены в таблице 4
Таблица 4 - Количество АСПО, выделившихся из нефти Кумколь Тнефти / Тстержня
оС/оС
Масса АСПО, г (нефть Кумколь без
депрессорной присадки)
Масса АСПО, г (нефть Кумколь + DewaxolTM 500ppm)
60/5 6,2 2,3
50/5 4,5 2,1
40/5 7,3 3,1
30/5 7,1 2,6
20/5 7,8 2,2
Из представленной таблицы видно следующее:
4056
3. чем выше температура нефти (т.е. разница температур между нефтью и холодной стальной поверхностью растет), тем меньшее количество АСПО выпадает на поверхности стержня – но в этих АСПО превалирует содержание длинноцепных парафинов (содержание асфальтено- смолистых веществ низкое). При этом консистенция выделившихся АСПО становится плотнее, что затрудняет их механическое удаление. И наоборот, с уменьшением разницы температур между нефтью и холодной стальной поверхностью стенкой стержня наблюдается увеличение количества выпадающих на стержне АСПО. Причем, в составе таких АСПО происходит увеличение асфальто- смолистых веществ. По своему физическому состоянию образцы АСПО становятся более рыхлым, текучими при комнатной температуре и легко удаляются механически.
4. Применение депрессорный присадки DewaxolTM позволяет снизить количнство АСПО практически вдвое.
Список использованных источников
1. Azevedo, L.F.A., Teixeira, A.M., 2003. A critical review of the modeling of wax deposition mechanisms. Petrol. Sci. Technol. 21, 393–408
2. Тетерян Р.А. депрессорные присадки к нефтям, топливам и маслам. - М.: Химия,1990, 3 стр 3. Темержанов А.Т , Мырзахметов Е.Б, Крупник Л.А, Сладковски А.В. Исследование влияния кавиатационно-гидродинамического воздействия на реологические свойства вязкой нефти.
Материалы Межд. Научно-практической конф. «Подготовка кадров для реализации программы развития горно-металл. комплекса на 2012-2014 годы», 8-9 декабря 2011 г. Алматы, КазНТУ.-133 4. Алдыяров Т.К., Махмотов Е.С., Дидух А.Г., Габсаттарова Г.А., Боранбаева Л.Е. Реология нефтей и нефтесмесей / -Алматы: Дала, 2012. -228, 233с.
УДК 662.613.11:621.311.22(574-25)
ИЗУЧЕНИЕ СОСТАВА ЗОЛООТВАЛОВ ТЭЦ-2 Г.АСТАНА Койбагарова Роза Асылхановна
Магистрант 1 курса МХЕ-11 факультета Естественных наук ЕНУ им. Л.Н.Гумилева, Астана, Казахстан
Научные руководители – к.т.н. З. Нуркина, В. Ким
Стремительное накопление техногенных отходов представляет реальную экологическую опасностью. В тоже время, складированные отходы являются потенциальными источниками добычи недоизвлеченных ценных компонентов в будущем, когда уровень технологического развития позволит осуществлять их рентабельную переработку.
На теплоэлектростанциях Астаны ТЭЦ-2 ежегодно проводятся работы по расширению масштабов производства и увеличению мощности вырабатываемой энергии, что связано с возрастающей потребностью растущего мегаполиса. Однако, с увеличением сжигаемого топлива увеличиваются и отходы ТЭЦ, золоотвалы электростанций на данный момент занимают площадь 79га. Проводимые работы рекультивации этих отвалов сводятся к засыпке их почвой и поливом водой, причем ежедневно. Остановка полива поверхности золоотвала приводит к ее выветриванию и выносу почвы на город Астана. Кроме этого, ежегодно из казны Госсударства выделяются немалые инвестиции для наращивания и укрепления дамб золоотвалов.
Изучение состава золы, извлечение из нее полезных компонентов и использование ее в качестве вторичного ресурса, не только решит экологическую проблему города, но и даст дополнительный доход в качестве вторсырья.
С данной целью нами был выполнен анализ проб золы из золоотвалов ТЭЦ-2 г.Астана. Для получения полной и правильной информации по составу золы, были соблюдены следующие процедуры отбора проб. А именно: взят сухой отбор золы 3-4 раза по 5-10 кг из различных участков золоотвала. Золу тщательно перемешивали в полиэтиленовом мешке. После этого высыпали содержимое горкой, переформировывали эту горку в виде горного хребта, разделили по вертикали перегородками и взяли пробы из 3 секторов с разных точек – вблизи краев (но не с самого края), и с центра. Разделение золы на фракции проводили магнитной сепарацией с использованием магнита,
