К 55-летию Тюменского государственного нефтегазового университета (стр. 17 )

Список литературы

1., Тарасенко программных комплексов при проектировании ремонтов резервуаров //Материалы VII научно-технической конференции молодежи «Транснефть»: Проблемы трубопроводного транспорта нефти. – Тюмень: Феликс, 2006. – 41-43 С.

2.СП 22.13330.2011 Основания зданий и сооружений. – М.: , 2011.

3.СП Проектирование и устройство оснований и фундаментов зданий и сооружений. – М.: Официальное издание, 2004.

4.СНИП -84* Бетонные и железобетонные конструкции. – М.: Издательство стандартов, 1989.

5.СП Бетонные и железобетонные конструкции без предварительного напряжения арматуры. – М.: Официальное издание, 2003.

6.Тарасенко ремонта элементов конструкций стальных вертикальных цилиндрических резервуаров после длительной эксплуатации. Ведомственная инструкция / АООТ «Сибнефтепровод». – Тюмень, - 1997.

7., , Тарасенко стальных резервуаров и деформации их оснований / Научное издание. - М.: Издательство Ассоциации строительных вузов, 2009. – 336 с.

Сведения об авторах

, аспирант, кафедра «Транспорт углеводородных ресурсов», Тюменский государственный нефтегазовый университет,

, аспирант, кафедра «Транспорт углеводородных ресурсов», Тюменский государственный нефтегазовый университет,

Тарасенко Александр Алексеевич, д. т.н., профессор, заведующий кафедрой «Детали машин», Тюменский государственный нефтегазовый университет,

Silnitsky P. F., postgraduate student of the chair «Transport of hydrocarbon recourses», Tyumen State Oil and Gas University, phone: (34

Tarasenko M. A., postgraduate student of the chair «Transport of hydrocarbon recourses», Tyumen State Oil and Gas University, phone: (34

Tarasenko A. A., Doctor of Technical Sciences, head of the chair «Machine elements», Tyumen State Oil and Gas University, phone: (34

­­­­­­­­­­­­­_____________________________________________________________________________________

Химия и технология переработки

нефти и газа

УДК 547.9:547.458.88:6

ХИМИЗМ СТАБИЛИЗАЦИИ СВОЙСТВ БУРОВЫХ РАСТВОРОВ ПЕКТИНОМ

CHEMISM OF DRILLING MUD PROPERTIES STABILIZATION BY PECTIN

Б. Токтосунова

B. Toktosunova

Институт горного дела и горных технологий им. акад. У. Асаналиева, Кыргызский государственный технический университет им. И. Раззакова, г. Бишкек, Кыргызтан

Ключевые слова: стабилизация, буровой раствор, агрегативно-кинетическая устойчивость, пектин, адсорбционная оболочка, соотношение компонентов

Key words: stabilization, drilling mud, aggregative-kinetic stability, pectin, adsorptive shell,

components ratio

Стабилизация буровых растворов с пектиновыми веществами осуществлена при оптимальном соотношении компонентов вода:глина:пектин соответственно 100:6:1, где водоотдача (см3/за 30 мин) достигает до минимального значения 5,5, при показателях: вязкость,
сП = 16; плотность, г/см3 = 1,045 при рН 8,3; СНС, мгс/см2 = 20/26. При таком соотношении компонентов полученный буровой раствор агрегативно-кинетически устойчив.

Стабилизация свойств буровых растворов происходит из-за химического взаимодействия между стабилизирующим реагентом и основным компонентом бурового раствора —глинистым минералом в результате образования вокруг коллоидной частицы адсорбционной оболочки из гидрофильного коллоида и создания достаточно высокого
ξ дзета-потенциала.

Вышеизложенные предположения подтверждаются инструментальными методами анализа, то есть ИК-спектроскопическим методом.

Рассмотрены характеристические полосы поглощения ИК-спектров пробы «А» (комплекс глина + пектин), образцов «П» (пектин) и «ГЛ» (глина) [1, 2].

В пробе «П» v (ОН) – интенсивная широкая полоса с максимумом находится в районе 3480 см-1, по сравнению с частотой свободной гидроксильной группы v (ОН) смещена в низкочастотную область (рис.1).

Рис. 1. ИК — спектр пектина (GMT-0,5: 00; KBr)

В глинистых минералах «ГЛ» колебания v (ОН)–групп проявляются при более высоких частотах см-1, что свидетельствует об образовании слабых водородных связей (рис. 2).

Рис. 2. ИК — спектр глины (GMT-0,5: 00; KBr)

В пробе «А» полоса поглощения v (ОН) проявляется в области см-1 (рис. 3), то есть при более высоких частотах, чем в спектре «П», но более низких частотах, чем у пробы «ГЛ».

Рис. 3. ИК — спектр комплекса глина + пектин (GMT-0,5: 00; KBr)

Симметричные и асимметричные колебания v (Н2О) для образца «А» расположены на спектре поглощения в области 3417 см-1, что близко по значениям этих полос для пробы «П». Такие изменения положения полос поглощения v (ОН) и v (Н2О) могут быть объяснены участием гидроксилов в системе водородных связей.

Наблюдаемая в образце «П» полоса поглощения с максимумом 2924 см-1, характерна валентному колебанию n (ОН) в образцах «ГЛ» и «А». В ИК – спектре образца «П» проявляется полоса поглощения с максимумом у 1745 см-1, соответствующая валентным колебаниям карбонилов сложноэфирных n (С=О)Е групп (см. рис.1–3). В образце «ГЛ» в этой области наблюдается полоса 1631 см-1, характерная деформационным колебаниям
ОН — группы молекулы воды. В образце «А» эта полоса поглощения не проявляется.

Интенсивные nas (СОО– ) и ns (СОО– ) полосы колебаний ионизированного карбоксила соответственно в областях 1619 и 1442 см-1 характерны для проб «П». На полосу поглощения 1442 см-1 может накладываться полоса, связанная с деформационными колебаниями d (СН3)Е сложноэфирных групп.

В глинистых образцах «ГЛ» и «А» в этой области располагаются колебания n (С-О) карбонатов и деформационные колебания воды d (Н2О). Смещение полосы в области
1426 см-1 от 1619 до 1442 см-1 можно расценить к образованием водородных связей. Симметричные колебания ns (СОО– ), наблюдаемые у 1442 см-1 в спектре образца «П» в пробах «ГЛ» и «А», не проявляются.

Наблюдаемая в спектре пробы «П» полоса 1390 см-1, связанная с колебаниями ds (СН3)Е и n, d (С – ОН)А, и полоса поглощения 1390 см-1 в спектре пробы «ГЛ», характерная колебаниям d (Si – ОН), образуют сложную полосу поглощения с максимумом 1395 см-1 в спектре образца «А».

Стабильная частота колебаний d (СН )К = 1330 см-1, наблюдаемая в пробе «П», не меняет своего положения и в пробе «А», в то время как частота деформационных колебаний гидроксидных групп пиранозных циклов d (ОН)С в образце «А» не проявляется.

В интервале 1000–1200 см-1 располагается группа линий поглощения с максимумами 1095 см-1, 1032 см-1, 1007 см-1 в спектре пробы «П», 1101 см-1, 1032 см-1, 1007 см-1 в спектре пробы «ГЛ» и 1095 см-1, 1032 см-1, 1007 см-1 в спектре пробы «А».

В пектиновых веществах «П» эти полосы поглощения связаны с колебаниями n (С–О–С) и две полосы с колебаниями n (С-С)(С-О)К пиранозных колец, а в глинах «ГЛ» — первая полоса связана с деформационными колебаниями d (Si–ОН), а две вторые полосы — с асимметричными колебаниями n as (Si–O–Si). Изменение частоты колебаний первых полос, по-видимому, может свидетельствовать об образовании слабых водородных связей фрагментов пектина и глины. Полосы поглощения 1032 см-1 и 1007 см-1, наблюдаемые в образцах «П» и «ГЛ», видимо, дают сложную полосу в спектре «А».

Полоса поглощения 920 см-1 в спектре «П» связана с деформационными внеплоскостными колебаниями спиртовой группы g (ОН)С, а в спектре пробы «ГЛ» – с валентными колебаниями n (Si – O). В спектре «А» эти полосы не наблюдаются. Сложноэфирная группа в (ОСН3) даёт полосу поглощения 900 см-1 в спектре «П». В этой же области наблюдается полоса 912 см-1 в спектре «ГЛ», которая характерна валентным колебаниям Si – O.

Деформационные внеплоскостные колебания g (ОН)С спиртовой группы фрагмента «П» проявляются в области 832 см-1. Этой полосы нет в спектре «А», но появляется полоса
798 см-1, присутствующая и в спектре пробы «ГЛ» и характерная симметричным колебаниям ns (Si – O – Si). Валентные симметричные колебания в спектрах «ГЛ» дают две линии с максимумами 798 и 779 см-1. Эти группы могут образовывать водородные связи с карбоксильной группой g (СООН)А образца «П», дающей полосу поглощения 760 см-1. В образце «А» в этой области наблюдается полоса поглощения 798 см -1.

Крутильные колебания t (Н2О) в спектре «П» дают 690 см-1, а при 700 см -1 в спектре «ГЛ» наблюдается полоса поглощения деформационных колебаний g (Si – ОН ). Эти полосы, по-видимому, накладываются и проявляются в спектре «А» в области 779 см-1.

Вывод

На основе инструментального метода исследования, стабилизация агрегативно-кинетической устойчивости буровых растворов осуществляются в результате образовании адсорбционной оболочки из высокомолекулярных соединений на поверхности коллоидных частиц глинистых минералов достаточно большим значением ξ дзета-потенциала.

Список литературы

1. ИК-спектроскопическое определение карбоксильных групп в пектиновых веществах//Журн. аналит. химииТ.28, №5. – С..

2. Лазарев спектры и строение силикатов. – Л.:Наука, 1968. – 347 с.

Сведения об авторе

Токтосунова Батма к. х. н., доцент, заведующая кафедрой «Химия и химическая технология», Институт горного дела и горных технологий им. академика У. Асаналиева, Кыргызский технический университет им. И. Раззакова

Toktosunova B., Candidate of Sciences in Chemistry, assistant professor, Head of Department «Chemistry and chemical technology», Mining Institute named after the academician U. Asanaliev, Kyrgyz State Technical University named after I. Razzakov, phone.: 0, е - mail: b. badirova @

УДК 68

Снижение потерЬ лёгких углеводородов при больших дыханиях нефтяных резервуАров

REDUCING LOSS OF LIGHT HYDROCARBONS AT LARGE BREATH OF OIL TANKS

,

M. M. Farhan, R. Z. Magaril

Тюменский государственный нефтегазовый университет, г. Тюмень

Ключевые слова: лёгкие углеводороды, испарение, поверхностно-активные вещества

Key words: light hydrocarbons, evaporation, surfactants

Показана возможность снижения потерь легких углеводородов при больших дыханиях нефтяных резервуаров применением введения в нефть микроколичеств присадки CnH2n+1COOK, где n= 9-15.

Исходя из того, что калий значительно более дорогой металл чем натрий, мы провели исследование влияния на давление насыщенных паров нефти микроколичеств натриевой соли СЖК.

Приведены данные по влиянию концентрации натриевой соли фракции СЖК на давление насыщенных паров нефти (табл. 1, рис.1).

Таблица 1

Давление насыщенных паров нефти

Концентрация CnH2n+1COO Na, мг/кг	Давление насыщенных паров нефти, кПа
0	29,2
5	25,7
10	24,7
15	25,6
20	26,8

Из полученных данных следует, что микродобавки натриевой соли фракции СЖК существенно отличаются от влияния калиевой соли фракции СЖК.

Минимальное давление насыщенных паров наблюдается при концентрации присадки
10 мг/кг (см. рис.1).

При повышении концентрации присадки выше оптимальной эффективность её добавления снижается.

Рис. 1. Зависимость давления насыщенных паров нефти от концентрации CnH2n+1COONa

Проведена серия следующих опытов. В 1-м в нефть вводилось 10 мг/кг присадки. В последующих опытах 90% нижнего столба нефти отводилось, и вводилась свежая нефть.

Давление насыщенных паров существенно снижалось в 6-10 опытах (табл. 2, рис. 2).

Таблица 2

Давление насыщенных паров нефти в зависимости от числа опытов

Число опытов	Давление насыщенных паров, кПа	Число опытов	Давление насыщенных паров, кПа
1	29,2	11	26,7
2	24,7	12	26,8
3	24,9	13	26,9
4	24,9	14	27,0
5	25,1	15	27,0
6	25,3	16	27,3
7	25,8	17	27,6
8	26,0	18	28,6
9	26,0	19	29,1
10	26,0	20	29.2