Газдан тазартылған мұнайдың қасиеті

Жұмыс түрі: Курстық жұмыс
Тегін: Антиплагиат
Көлемі: 39 бет
Таңдаулыға:

Мазмұны

Кіріспе 6
1 ӘДЕБИ ШОЛУ 7
1.1 Ауданның географиялық – экономикалық 7
сипаттамасы ... ... ... ...
1.2 Мұнайдың 8
қасиеттері ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ...
... ... ... ... ... ..
1.3 Газдан тазартылған мұнайдың 8
қасиеті ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ...
1.4 Депрессорлық қосымдардың жалпы сипаттамасы және жіктелуі... 9-12
1.5 Дизельді отындарға арналған депрессорлық 13-14
қосымдар ... ... ... ... ...
1.6 Ұңғымада парафин шөгінділерінің пайда болуымен күресу 15
шараларын
талдау ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ...
... ... ... ... ... ... .
1.7 Ұңғымадағы асфальтен, шайыр және парафиннің шөгуіне қарсы 16-18
күресу
шаралары ... ... ... ... ... ... .. ... ... ... ... ... ... ...
... ... ... ... ... ... ... .
1.8 Парафиннің қатып қалуына қарсы күресу 19-20
шаралары ... ... ... ... ... ..
2 ЭКСПЕРИМЕНТАЛЬДІК 21
БӨЛІМ ... ... ... ... ... ... ... . ... ... ... ... ... ... .
2.1 Тығыздықты 21
анықтау ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ...
... ... ... ... ... .
2.2 Тұтқырлықты 21-22
анықтау ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ...
... ... ... ... ..
2.3 Күлділікті анықтау 23-25
әдісі ... ... ... ... ... ... ... . ... ... ... ... ... ... ...
... ... ... ..
2.4 Мұнайдағы механикалық қоспаны 25-28
анықтау ... ... ... ... ... ... ... ... ... ...
2.5 Индикаторлы титрлеу әдісімен хлорид мөлшерін 28-29
анықтау ... ... ... ..
2.6 Парафин 29-30
мөлшері ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ...
... ... ... ... ... ... ..
2.7 Эшка тәсілімен күкірт мөлшерін 30-32
анықтау ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ...
3 НӘТИЖЕЛЕР МЕН 33
ТАЛҚЫЛАУЛАР ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ...
3.1 Мұнай мен дизельдік отынның физика-химиялық 33-40
қасиеті ... ... ... ..
4 ҚОРШАҒАН ОРТАНЫ ҚОРҒАУ 41-42
ҚОРЫТЫНДЫ ... ... ... ... ... ... . ... ... ... ... ... ... ... ... .. 43
... ... ... ... ... ... ... ... .. ...
ҚОЛДАНЫЛҒАН ӘДЕБИЕТТЕР 44-45
ТІЗІМІ ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... .

КІРІСПЕ

Жұмыстың өзектілігі: Қазіргі таңда АШПШ түзілуін іске асыру және жоюдың
универсалды әдісі жоқ. Ең эффективтісі парафин шөгінділерінің
ингибиторларын қолдану технологиясы болуы мүмкін. Қазіргі заманғы мұнай
өндірісі АШПШ депрессаторларының кең асссортиментіне ие. Соған қарамастан
депрессаторлардың әсер ету механизмі зерттелмей қалып отыр.
Депрессаторларды таңдау мұнай құрамындағы қатты көмірсутектердің табиғаты
мен химиялық құрамына байланысты болады.
Осыған байланысты белгілі органикалық депрессаторлардың әсер ету
механизмін түсіндіру, олар арқылы мұнай мен дизельдік отындардың физика-
химиялық қасиетін қарастыру өзекті болып саналады. Органикалық
депрессаторлардың физика-химиялық қасиетін зерттеу, олардың химиялық
құрамын қарастыру депессаторлық қосымдарды дұрыс таңдауға, болжауға және
қолдануға мүмкіндік береді.
Жұмыстың мақсаты: Құмкөл кен орыны мұнайы мен дизельдік отындардың
физика-химиялық қасиетін зерттеу, құрылғылардың парафинизациялау механизмін
қарастыру және парафин шөгінділерін депрессаторлық қосымдар көмегімен
ыдырату.
Мақсатқа жету үшін келесі міндеттер қойылды:
1. Құмкөл кен орыны мұнайының парафин шөгінділерінің физика-химиялық
қасиеттерін зерттеу;
1. парафинизациялау процестерінің параметрлерін депрессаторлар
қосқанға дейін анықтау;
2. қатты көмірсутектердің және депрессаторлық қосымдар кристалдану
және еру процестерін салыстырып бағалау;
3. депрессаторлық қосымдардың ингибирлеуші қабылетін зерттеу және
парафин шөгінділеріне қарсы осымдар жасау. -

Жұмыстың ғылыми жаңашылдығы:

• Алғашқы рет Құмкөл кен орыны мұнай газдарының ұңғымаларының
тереңдігі бойынша парафин шөгуіне зерттеу жүргізілді;
• Шикі мұнай мен дизельдік отындар үшін депрессаторлық қосымдар
таңдалды, олардың біреуі тек қату температурасына ғана әсер
етсе, екіншісі парафинді көмірсутектердің кристалдану басталу
температурасын төмендететіні анықталды;
Практикалық құндылығы. Жүргізілген зерттеулер нәтижесі бойынша
депрессаторлық қосымдарды парафиннің қатып қалуын төмендетуін қамтамасыз
ету бойынша алынған ұсыныстарды газ өңдеу зауыттарында қолдануға болады.
Курстық жұмыс көлемі мен құрылымы. Курстық жұмысы кіріспеден, 4 -
тараулардан, қорытындыдан және қолданылған әдебиеттерден тұрады. Жұмыс **
беттен, ***сурет және ***кестеден тұрады.

1 ӘДЕБИ ШОЛУ

1.1 Ауданның географиялық – экономикалық сипаттамасы

Құмкөл кен орны 1984 ж. ашылды. Ол Торғай ойпатының оңтүстік бөлігінде
орналасқан. Кен орын 46°25' – 46°34' солтүстік ендігі мен 65°30'- 65° 43'
шығыс ұзақтығы географиялық координаттарымен шектелген. Әкімшілік жағынан
Қазақстан Республикасы Қарағанды облысы Ұлытау ауданының құрамына
кіргенімен, Қызылорда облысына ұзақ мерзімге жалға берілген.
Жақын орналасқан елді мекендер Жалағаш (150 км), Жосалы (210 км),
Қарсақпай (180 км), темір жол бекеттері және Сәтбаев қаласы болып табылады.
Облыс орталығы Қызылордаға дейінгі қашықтық 160км құрайды. Ал
Жезқазғанға дейін 280км бар. Кен орнынан шығысқа қарай 230 км қашықтықта
Омск-Павлодар-Шымкент мұнай желісі, ал солтүстік шығысқа қарай 20км
Жезқазған-Ленинск электр желісі өтеді [1].
Аудан экономикалық жағынан нашар игерілгендіктен тұрақты елді мекендер
жоқ. Қызылорда қаласын Құмкөл кен орнымен көлік байланысын қамтамасыз ету
үшін автомобиль тасжолы салынған және қазіргі күнде 130 км жолға асфальт
төселген. Кен орын ішіндегі қалған көлік жолдары топырақты. Көктем
мезгілінде қардың еруіне байланысты жолдың кейбір жерлерінде көліктің өтуі
қиынға түседі.
Құмкөл кен орнының алқабы негізінен қырлы болып келеді, теңіз
деңгейінен 106-169м шамаларындағы абсолюттік биіктікке дейін көтеріліп
тұратын жазықтан тұрады және аймағы тікелей созылған субмеридиональды
бағыттағы дұрыс емес сопақша түрінде орналасқан орасан зор көне заманғы көл
шұңқырының бетіне ұштастырылған. Шұңқыр солтүстік, батыс және шығыс
беттерінен жазық баурайлы шоқылармен қоршалған. Солтүстік-батысынан және
батысынан шоқы шұңқырға тік құлама түрінде түседі. Кен орынның оңтүстік
бөлігінде құмды алқаптардың шоғыры жатыр. Олардың арасындағы ең ірісі –
айналасындағы жерлерден 10-15м көтеріліп тұратын Арысқұм құм алқабы [2].
Кен орында тұрақты жер үсті су жолдары жоқ. Тек көктем айларында қардың
еруіне байланысты аймақтың кейбір төмен орналасқан жерлері уақытша мамыр,
маусымға дейін суға толуы мүмкін. Оңтүстікте ағып жатқан Сырдария өзені кен
орнынан 210 км қашықтықта орналасқан.
Алаң аймағындағы жергілікті халық жаз мезгілінде мал шаруашылығымен
айналысады. Жануарларды суару үшін алаңға жақын жерден Қызылорда
гидрогеологиялық экспедициясымен өзгермейтін тегіс жерден артезиан
ұңғымалары бұрғыланған. Техникалық және тұрмыстық қажеттіліктерге су
тереңдігі 80-100 м-дегі жоғарғы бор су қабаттарынан алынып пайдаланылады.
Кен орындағы тұщы суының құрамында фтор бар екені анықталып ауыз суды кен
орнынан 60 км қашықтықта орналасқан су скважинасынан тасымалдап әкелінеді.
Құмкөл кен орнының ілеспе газының өзіне тән ерекшелігі салыстырмалы
түрде көмірсутегі емес қоспалардың- күкіртті сутегі, азот, гелий құрамының
жоғары болуы болып табылады. Гелийдің құрамы, қор бойынша орташа салмағы
кен орны бойынша 0,026% құрайды [3].

1.2 Мұнайдың қасиеттері

Құмкөл кен орнында 2008 жылғы тексерудің технологиялық сызбасында кен
орнында барлау және сынақ-өнеркәсіптік пайдалану кезінде алынған мұнайды
зерттеудің барлық нәтижелері жинақталған.
Алайда, зерттеудің кен көлеміне қарамастан параметрлердің едәуір
шашыраңқы болуына байланысты мұнай кеніне сипаттама беру қиын. Жалпы
қорытынды мен талдау мұнайымен қатар, нәтижелердің мекемелерде алынуына
және әр кезде бір ұңғыдан алынғанмен өзара келіспегендіктен күрделене
түседі. Оның себептері сынауға алынған мұнайдың сапасыздығы, әр тәжірибе
жүргізу мен зерттеу нәтижесін өңдеуге көзқарастың әртүрлігі болуы мүмкін.
Өнімді кен орнының орналасуының термоборалық жағдайына жақындығына
қарамастан, бор қабатының қасиеті топырлы жер қабатындағы мұнайдың
қасиетінен едәуір айрықшаланады. Көп дәрежеде бұл қабатының мұнайы газ
құрамының төмен қаныққан қысыммен сипатталады. Бұл қабаттар бойынша
қанығушылық қысымның қабаттағы қысымнан асып түсуі 4,0-7,0 МПа құрайды.
Газға қанығушылыққа сәйкес қабаттағы мұнайдың басқада параметрлері болады.
Мұнай өндіру кезінде қабаттағы қысымды ұстап тұруға суық суды айдап
тұру ілесе жүргізілген. Осы кезде қабат температурасы төмендеуі мүмкін
болғандықтан қабаттағы мұнайдың жабысқақтығының қабаттағы байланыстырылығын
анықтау үшін үш ұнғы бойынша №18 (Ю-3). №1005 және № 1014 (М-1) тәжірибе
жүргізілді. Тәжірибе нәтижесі бойынша температураның 400С төмендеуі
жабысқақтықтың едәуір ұлғаюуына жеткізеді. Бұл парафиннің кристалдануымен
және мұнайда құрылымдық-механикалық қасиеттің пайда болуымен байланысты
[4].

1.3 Газдан тазартылған мұнайдың қасиеті

2005-2010 ж.ж кен орның зерттеу кезінде қосымша 40-қа жуық мұнай
сынаққа зерттелген, оның бірқатары ұңғының сағасынан алынған, бірқатары
қабаттағы сынаққа алынған мұнайды газдан тазалаған жерден және зерттеуден
кейін алынған.
Мұнайларда жоғарғы молекулалық парафинді көмір қышқылдың құрамының
көптігіне байланысты мұнайға қонған парафин температурасын анықтау үшін
зерттеулер жүргізілді. Жалпы алғанда мұнайдың 17 сынағы зерттелген. Олар
бойынша мұнайдың парафинмен қану температурасы, топырлы жер және газдан
тазаланған мұнайлар үшін сүзілген әдісінен анықталуға парафин құрамына
байланысты +41 ден 560С дейін ауытқиды және орташа +460С құрайды.
Қабаттағы мұнайдың қалушылық температурасы анықталмаған, бірақ осы
қабаттағы мұнайдың қалушылық температурасының газдан тазаланған және бор
кеніндегі газдан тазаланған мұнай үшін сүзгілік әдіспен анықталынған
парафин құрамы +41 ден 560С дейін ауытқиды және орташа +460С құрайды [5].

1.4 Депрессорлық қосымдардың жалпы сипаттамасы және жіктелуі

Депрессорлық қосымдар активті заттардың органикалық еріткіштердегі
(негізінен көмірсутектердегі) ерітінділері (яғни, тікелей депрессорлық
қасиетті қамтамасыз ететін заттар). Органикалық еріткіштер мұнай және мұнай
өнімдерінде депрессорлардың тегіс тарауын және тез еруін қамтамасыз етеді,
сонымен қатар қосымдарға тауарлық форма береді. Қазіргі таңда мұнай және
мұнай өнімдеріне қосылатын әртүрлі депрессорлық қосымдар белгілі, олар
активті заттарының химиялық табиғатына байланысты келесідей жіктеледі [6]:
1. Полимерлі заттар:
1 а. этиленнің полярлы мономерлерімен сополимерлері;
1б. полиолефиндер және олардың модификациясы;
1 в. алкил(мет)акрилаттардың полимерлері;
1 г. малеинді және фумарлы қышқылдар туындыларының полимерлері.
2. Органикалық (полимерлі емес) қосылыстар:
2а. Алкилароматты қосылыстар;
2б. Шайырлы-асфальтенді заттар;
2в. Күрделі эфирлер;
2г. Құрамында азоты бар қосылыстар.
Келтірілген класстардың негізгі қосылыстары және олардың формулалары
төменде келтірілген [7].
1а. Этиленнің полярлы мономерлерімен сополимерлері: этиленнің
винилацетатпен сополимерлері:
CH2 CH2
CH CH2

m O C
CH3 n

этилен және винилацетат негізіндегі үш еселенген сополимерлер

R

- СH2 – CH2 – - - СH – CH2 – - - C – CH -

O X
Y
m O =C – CH3 n
p
мұндағы (осында және одан әрі) R – алкил (немесе Н); X және Y –
функционалдық топтар, мысалы эфирлі, карбоксилді, гидроксилді, фенилді
немесе Н;
этиленнің алкил(мет)акрилатпен сополимерлері
CH3

- CH2 – CH2 - - -C –CH2 –

m O=C – OR n

1б. Полиолефиндер және оның модификациясы:

полиолефиндер (тармақталған полиэтилен, этиленнің пропиленмен және оның
модификацияларымен сополимерлері, хлорланған полиэтилен, жоғары
олефиндердің сополимерлері) [8].

- CH2 – CH2 - - - CH2 – CH2 -

,
CH3
(CH2 – CH2)m, m
n

- CH2 – CH(C1) – (CH2)4 – CH(C1) – CH2 – CH2 - ,

- CH – CH2 - - - CH – CH –

R X Y
m n

алкилметакрилаттар (полиалкилметакрилат, алкилметакрелатпен және басқа
да мономерлермен алкилакрилаттардың сополимерлері) полимерлері [9].

CH3
CH3

- CH2 – C - -CH2 –CH - - - CH2 – C -

COOR m COOR m COOR n

CH3

- CH2 – C - - - CH - CY

COOR m X Y n
мұндағы: R – жоғары алкил
1г. малеинді және фумарлы қышқылдар туындыларының полимерлері: этилен
және пропиленмен функционалды алмасқан маллеин ангидридінің сополимерлері,
диалилмалеинаттың стиролмен және басқа да мономерлермен сополимерлері [6].

- CH – CH - - CH – CH -

,
C C - R X
\ \\
O O O m n

- CH – CH - - - CH2 – CH -

ROOC COOR
m n

2а. Алкилароматты қосылыстар:
алкилнафталиндер

парафлоу
мұндағы: R – алкил С25 – С30

депрессатор АзНИИ

алкилфенолды қосылыстар

мұндағы: R – алкил С20-24
2б. Шайырлы-асфальтенді заттар: шайырлы-асфальтенді заттардың
күрделілігі және химиялық құрылысының әртүрлілігі оларды жалпы химиялық
формуламен беруге мүмкіндік бермейді. Мұндай заттарға жоғары молекулалы
мұнай және мұнай өнімдері жатады, химиялық құрылысы бойынша -
конденсирленген ароматты және нафтеноароматты жүйелер алкилді тізбекті,
құрамында оттек, күкірт және азоты бар (асфальтендер шайырлардың
конденсация өнімдері болып табылады және олардан молекулалық массасы
бойынша артып кетеді) байланысқан бес- және алты мүшелі гетероциклдер.
Негізінен шайырлы-асфальтенді заттар мұнай өңдеудегі ауыр қалдықтарда
концентрирленетіндіктен, соңғылары тура айдалатын (мысалы, гудрон), крекинг
қалдықтары және тотыққан қалдықтар (мысалы, битум), бөлінеді және бұл
заттар тек құрамы бойынша ғана ерекшеленеді.
2в. Күрделі эфирлер:
монокарбонды жоғары қышқылдар және көпатомды спирттер
RCOOCH2CH2OOCR - этиленгликонаттар;
RCOOCH2CH(OOCR)CH2OOCR - глицераттар;
дикарбон қышқылдары және жоғары спирттер ROOC - (CH2)n – COOR.
2г. Құрамында азоты бар қосылыстар:
алкиламиндер RNH2, R2NH, R3N, мұндағы R - жоғары алкил.
Берілген жіктелулерден көрінетіндей, барлық депрессаторлар полимерлі
және полимерлі емес заттарға бөлінеді. Мұндай бөліну полимерлі
қосылыстардың құрылысы, физика-химиялық қасиеті, алыну және анализдеу
әдістері тұрғысынан алғанда айқын нақты ерекшеліктеріне негізделген.
Активті заттар құрамы бойынша депрессорлық қосымдар бір-, екі- және көп
компонентті болады, екінші және одан кейінгі компоненттер әрқашанда
өздігінен депрессорлық эффектті қамтамасыз ететін қосылыстар болмайды.
Қолданылуы бойынша депрессорлық қосымдар бөлінеді:
1. дизельді және пештік отындарға,
2. жанар-жағар майларға,
3. мұнайларға [10].
Өздерінің функционалды қасиеттері бойынша депрессорлық қосымдар
көпфункционалды болады, яғни депрессорлық активтілік пен қатар басқа да
қасиеттерге ие болады, мысалы диспергирлеуші, жуғыштық және т.б. Мұндай
сәйкестік ыңғайлы және экономикалық жағынан тиімді.

1.5 Дизельді отындарға арналған депрессорлық қосымдар

Автомобиль және трактор техникаларының дамуы өсіп келе жатқан барлық
мүмкіндіктермен сипатталады, себебі соңғысы карбюраторлық қозғалтқыштармен
салыстырғанда бірқатар жетістіктерге ие болады, жекелей алганда отынның
шығымы аз және шығарылатын газдардың улылығы төмендетілген болады. Мұндай
тенденциялар дизельді отындарды пайдалануды жоғарылатады. Соңғысы ретінде
тура айдалған мұнай фракциялары, 160 тан 360°С шегінде қайнайтын, кей-кезде
20%-ға дейін каталитикалық крекинг өнімдері қосылады. Ертеде қысқы және
арктикалық дизельді отындарға қажеттілік нафтенді негіздегі мұнайларды
өңдеу есебінен қанағаттандырылған. Қазіргі таңда олардың осы мақсатта
қолданылу дәрежесі өндірістің жалпы көлемінің 1%-нан аспайды [11].
Парафинді мұнайлардан алынған дизельді отындарда көп мөлшерде н-алкандар
(15-30%) болады, олар отынның қалған көмірсутектеріне қарағанда
кристалданудың жоғары температурасына ие болады. Бұл отындарда төмен
температуралар кезінде қатты фазаның (парафин жиналуының) түзілуінің себебі
болып табылады, ол төмен температуралар кезінде отындарды ағызғанда,
жібергенде және дизельдермен жұмыс кезінде қиындықтар туғызады.
Отындардың төмен температуралы қасиетін жақсарту және қысқы отындарды
алудың барлық тәсілдерінің ішінен ең тиімдісі отынға арнайы заттар –
депрессорлы қосымдарды қосу болып табылады [12], ол отынның төмен
температуралы қасиетін қажетті жақсартуды қамтамасыз етіп қана қоймайды,
сонымен қатар қысқы маркалар қорын кеңейтеді. Дизельді отындарды бензинмен
араластыру практикада аз қолданылмайды, ол көлемді жану жылуын төмендетеді
және отынның шығымын арттырады, қозғалтқыштардың істен шығуын жоғарылатады.

Дизельді отындарға депрессорлық қосымдарды табу жұмыстары 30 жыл бұрын
ғана пайда болған. Бұл мәселеге зерттеушілердің осыншама кеш келуі
келесідей түсіндіріледі, депрессаторлар отынның аққыштық температурасын
төмендете отырып, оның лайлану температурасына практикалық түрде әсер
етпейді, осы уақытқа дейін қысқы уақытқа пайдалану үшін отынның нақ осы
көрсеткші негізгі болып саналды. Сонан кейін лайлану температурасы емес,
керісінше аққыштық температура, отынның алынуы және фильтрлеудің шекті
температурасы төмен температурада отынды қолдану кезінде мәселелерді шешуде
ықпал ететіндігі белгілі болғаннан бастап, дизельдік отындарға арналған
депрессорлық қосымдарды синтездеуге арналған зерттеулер қарқынды дами
бастады [13].
Лайлану температурасы деп tп отынның фазалық әртектілігі байқалатын
көзбен көрінетін максималды температура.
Аққыштық температурасы tз – отын ығысудың аз өзгерісінің өзінде өзінің
қозғалғыштығын жоғалтатын температураны айтады. Бұл температура төмен
температурада отынның фильтрленуін сипаттайды. Дизельді отындардың
температуралық қасиетін сипаттайтын лайлағыш және аққыштық температурасына
қарағанда объективті жаңа көрсеткішті көп жылдық іздеу фильтрлеудің шекті
температурасы көрсеткішін бекітуге әкелді, ол әлемнің көптеген елдерінде
қолданыла бастады. Фильтрлеудің шекті температурасы tф деп отынның берілген
көлемі белгілі бір уақыт көлемінде стандартты фильтр арқылы сорылып
алынатын минималды температураны айтады [14].
Дизельдік отынға арналған депрессорлық қосымға қойылатын келесі бір
міндет ауыр дизельді отын өндірісімен байланысты. Автотрактор техникасын
дизелизациялау дизельді отынның қажеттілігінің тұрақты өсуіне әкеледі, ал
олардың қоры дизельдік отынды ауыр мұнай фракцияларына айналдыру есебінен
күрт ұлғаюы мүмкін, яғни қайнау соңында температураның жоғарылауы (360°С
жоғары) есебінен. Алайда бұл кезде жоғары балқитын н-алкандар мөлшері
артады, ол төмен температураларда аққыштықты және қозғалтқыштың
фотоэлементтері арқылы отынның фильтрленуін күрт төмендетеді. Олай болса,
ауыр дизельді отындардың кең мөлшерін шығарудың басты кедергісі төмен
температуралы қасиеті болып табылады [15].
Дизельдік отындарға арналған депрессорлық қосымдарды таңдау кезінде
қоңдырмасы бар отынға қойылатын басқа да талаптарды ескеру қажет.
Депрессатор отынның эксплуатациялық қасиетін төмендетпеуі қажет, әсіресе
дизельдік отынның фильтрлеу коэффициентін, ол БФДТ қағаз фильтрі арқылы
фильтрлеу уақытының атмосфералық қысым кезіндегі фильтрленетін отынның
оныншы порциясының бірінші порциясына қатынасын көрсетеді.
Соңғы талаптарға сәйкес дизельді отындарға арналған депрессорлық
қосымдар аққыштық температурасы мен фильтрлеу шегін төмендетіп қана
қоймайды, сонымен қатар өлшенетін күйде қатты фазаның ұсақ кристалдарын
ұстауға қабылетті болады және отынның барлық көлеміне бірдей таралады.
Дизельдік отындарға арналған депрессорлық қосымдар ретінде
винилацетатпен этиленнің сополимеріне негізделген қосылыстар алынады:
Clariant фирмасының - депрессорлы-диспергирлеуші Dodiflow 4134, 4556, 4557
және BASF фирмасының - депрессорлы-диспергирлеуші Keroflux ES 6200, ES6301
151.
Қолданылу жағдайына байланысты дизельдік отындардың үш маркасы алынады:
Ж (жазғы) – қоршаған ортаның 0°С және одан жоғары температурасы кезінде
эксплуатациялауға ұсынылған;
Қ (қысқы) - қоршаған ортаның минус 20°С және одан төмен температурасы
кезінде эксплуатациялауға ұсынылған;
А (арктикалық) - қоршаған ортаның минус 50°С және одан төмен
температурасы кезінде эксплуатациялауға ұсынылған.
Аққыштық температурасы нормасы: ДТЛ - минус 10°С; ДТЗ - минус 35°С
[16].

1.6 Ұңғымада парафин шөгінділерінің пайда болуымен күресу шараларын
талдау

Мұнай өндіру өнеркәсібінде еңбек өнімділігін төмендететін факторлардың
бірі көтеру құбырларының, шығу желілерінің, тораптардың, кәсіби мұнай
желілерінің және сыйымдылық ыдыстарының, сонымен қатар парафинді мұнайды
өндіру кезінде ұңғыма түбінде парафин қатып қалу болып табылады.
Бұл жағдайларда ұңғымаларды қалыпты пайдалану кезінде парафинсіздендіру
жұмыстарын жүргізбеу мүмкін емес, соның әсерінен бір ұңғымаға қызмет етуге
кететін жұмыс күшінің меншікті шығыны көбейеді.
Осыдан өндірушілердің қабат жағдайымен қатар, ұңғымалар мен жер
бетіндегі өндірістік құралдардағы парафин шөгуімен күрес техникасы мен
технологиясына қандай назар аударатыны түсінікті.
Өндірістік жұмысшылар, ғылыми-зерттеу институттарының мамандары,
конструкторлар мен машина құрылысшылары ұңғыма түбіндегі, жер асты
құбырларындағы, мұнай жинау жүйелеріндегі парафин шөгуімен күресудің түрлі
әдістері мен практикалық айлаларын ойлап шығарды.
Бұл әдістердің кейбір түрлері практикалық орындалу қиындығынан және
пайдалану шығындарының көптігінен кең қолданыс таппады, ал қалған түрлері
көпшілік қолдау тапқанымен, әлі де толығымен жетілдірілмеген.
Құмкөл кен орнының мұнайы парафинмен қанығу дәрежесі жоғары мұнайға
жатады. Өнімді горизонттардың жақын жату жағдайына қарамастан, бор
горизонттары мұнайының қасиеттері юра горизонттары мұнайының қасиеттерінен
ерекшеленеді. Бор горизонттарының мұнайы төмен газдылықпен және төмен
қанығу қысымымен сипатталады, қабат мұнайының тұтқырлығы юра мұнайымен
салыстырғанда екі есе жоғары [17].
Шөгінділер және асфальтті смола парафинді заттар туғызатын қиындықтар
ұңғыманың жер асты жабдықтарында (терең сораптар, СКҚ және штангалар)
байқалады, бұл қиындықтар жер асты жабдықтарын парафинсіздендіру бойынша
алдын алу шараларын жүргізуде мәжбүр етеді.
Бұл жағдайда келесі жабдықтар қолданылады: ППУ типіндегі жылжымалы бу
генераторлы қондырғылар, ұңғымаларды парафинсіздендіруге арналған АДП-4-150
агрегаты, АЦ-5 автоцистернасы, ЦА-320, ЦА-400 агрегаттары.
Қазіргі кезде I игеру объектісіндегі ұңғымалар өнімділігін қалпына
келтіру бойынша аралық тазалау уақыты:
7 күнге дейін (Петро Қазақстан Құмкөл Ресорсиз);
4 күнге дейін (Торғай Петролеум ЖАҚ шартты территориясы) мерзімді
құрайды [18].
1.7 Ұңғымадағы асфальтен, шайыр және парафиннің шөгуіне қарсы күресу
шаралары

Кен орнындағы жер асты құралдарын түзілген шөгінділерден тазалау
мақсатында мынадай жылу тасығыштармен жылулық әсер ету нәтижесінде АСПМ-ның
балқуына негізделген жылулық әдістер қолданылады:
- ыстық мұнаймен өңдеу (ЫМӨ);
- ыстық сумен өңдеу (ЫСӨ).
Бірақ ыстық мұнаймен және сумен өңдеу жеткіліксіз. Жылу тасығыш
құрамына беттік-активті заттарды қосу асфальтті смола парафинді массаның
диспергациялауына жағдай жасайды және өңдеу тиімділігін жоғарылатады.
Құмкөл кен орны үшін XT-39, D-WAX 970 және Клеар 2517 диспергаторларын
сынауға кеңес беріледі. Ыстық сумен шаю кезінде суға МЛ-80 1-10 кгм3
түріндегі беттік активті заттар (БАЗ) қосу керек.
Жылу тасығыш температурасы 80ºС-тан төмен болмауы тиіс. АСПО балқуы
үшін сонымен қатар электр қыздырғыштар қолданылады. Бұл жағдайда ауыспалы
электр тогы беріліп, сорапты-компрессорлық құбыр (СКҚ) тізбегі бойымен
мұнайды қыздыратын жылу бөлінеді. Бұл құбырлардағы мұнай температурасын
жоғарылатады, тұтқырлықты өзгертеді, ағысты жақсартады және жабдық
парафинделуінің алдын алады. Әдістің артықшылығы ұңғыма оқпанының
бірқалыпты қызуы болып табылады [19].
Мұнай өндірістік құрал-жабдықтарына парафин шөгінділері түзілуінің
алдын алу үшін химиялық реагенттер – ингибиторлар кең қолданысқа ие болды.
Мұнай ұңғымаларын қорғау үшін басқа да тиімділігі лабораториялық және
тәжірибе-өндірістік сынақтармен дәлелденген химиялық реагенттер қолданылуы
мүмкін. Ингибиторды ұңғымаға дозалауды мыналардың көмегімен орындау
тиімдірек:
- ұңғыманың құбыр сырты кеңістігіне сағалық дозалау сораптарының
көмегімен;
- сораптың хвостовигіне орнатылған тереңдік дозаторларының көмегімен.
Ингибиторды үздіксіз айдаудың артықшылығы ұңғыма өніміндегі оның
концентрациясының тұрақтылығы болып табылады. Үздіксіз айдағандағы
ингибитордың тәуліктік шығыны (q) келесі формуламен есептеледі:
q=(V×Qм)ρ*10-3 ,
(2.3)
мұндағы V – ингибитордың меншікті шығыны, кгм3, лабораториялық
зерттеу нәтижесіне сүйене отырып, анықталады;
Qм – мұнай бойынша ұңғыма өнімі, ттәул.;
ρ – ингибитор тығыздығы, кгм3 [20].
Меншікті шығын оптимизациясы АСПО түзілу сипатының және өнім
өзгерістерін есепке ала отырып, технологиялық процесті жүргізуді бақылау
барысында орындалады.

Сурет 1. Көтеру құбырларындағы парафинмен күресу әдістерінің
жүйеленуі.

Сурет 2. Жер үсті жабдықтарындағы парафинмен күрес әдістерінің
жүйеленуі.
1.8 Парафиннің қатып қалуына қарсы күресу шаралары

Мұнай- әр түрлі көмірсутегілердің қосындысынан тұратын, сұйық зат.
Мұнай құрамындағы көмірсутегілер газ күйінде (СН4 – С5Н12) , сұйық күйінде
(С6Н14–С16Н34), қатты күйінде (С17Н36-С60Н122) болады. Қатты
көмірсутегілерге: парафин, церезин жатады. Құрамындағы қатты
көмірсутегілердің болу санына байланысты мұнай келесі топқа бөлінеді:
1) құрамында 2 % парафин болса, парафинді.
2) құрамында 1-2 % парафин болса, аз парафинді.
3) құрамында 1 % -дан аз парафин болса, парафинсіз деп аталады.
Өндірілетін мұнайдың құрамында парафин кездеседі, бірақта әртүрлі
көлемде болады. Парафинді мұнайдың қату температурасы жоғары болады. Кейбір
жағдайларда жоғары парафинді мұнайдың қату температурасы -400С-қа дейін
жетеді, температура аз ғана төмендеу әсерінен мұнайдың тұтқырлығы күрт
жоғарылап кетеді.
Парафинді мұнайдың құрамы бензинге бай болады, түсі ақшыл, салмағы
жеңіл және құрамында смола аз болады. Парафин мұнайдың құрамында еріген
күйде болады, ал жеке алып қарастыратын болсақ кристал түрінде болады.
Тазартылған парафин түссіз немесе ақ кристалл тәрізді масса құрайды, иіссіз
және дәмсіз, аздап майлы, 150С температурада бірлік салмағы 0,907 – 0,915.
Ал тазартылмаған парафиннің бірлік салмағы 0,881-0,905. Парафиннің еру
температурасы оның молекулалық салмағына байланысты, ол шамамен алғанда 390-
430 -ға тең болады және ол +49+600С аралығында ериді [21].
Мұнай құрамында кездесетін парафиндердің молекулалық салмағы 400-430-ға
тең, ал қатты көмірсутектердің одан жоғары фракциясы церезин деп аталады.

Химиялық қатынас жағынан парафин басқа химиялық реагенттерге қарағанда
берік. Мысалы, күкірт қышқылын қыздырған кезде парафинге еш әсер етпейді.
Қарапайым температурада парафинге әртүрлі негіз немесе қышқылдар әсер
етпейді.
Мұнай құрамындағы парафиндер негізінен дұрыс орналасқан метан қатарының
көмірсутегілерінен тұрады.
Мұнайгаз өндіруші кәсіпорындар парафин тұрып қалумен күресудің бірнеше
әдістерін меңгеріп, тәжірибе жүзінде қолданып келеді.
1) Мұнай және газды жинау жүйесінің саңылаусыздандырылған жоғары
арынды жүйесін қолдану (0,981-1,47 МПа);
2) Жылжымалы бу қондырғысын қолдану (ППУ);
3) Беттік активті заттарды қолдану (ПАВ) немесе парафин
кристалдарының өсуін тоқтату үшін және мұнай эмульсиясын жою
үшін ұңғыма сағасына немесе түп аймағына ингибиторларды
қолдану;
4) Құбырдың беттік кедергісін азайту үшін құбыр желілерінің ішкі
бетін әртүрлі лактармен, элоксидті шайырлармен және
стеклопластиктермен сырлау керек;
5) Мұнайдың жоғары температурасын сақтау үшін құбырларларды жылу
сақтағыш материалдармен қаптау керек;
6) Құбырлар қабырғасында тұрып қалған парафиндерді тазалау үшін
белгілі уақыт аралығында ұңғыма сағасынан топтық қондырғыға
дейін құбыр ішіне резина шарларын пайдалану керек [22].
Қазіргі уақытта Қазақстан республикасының аумағындағы мұнай кен
орындарында алғашқы үш әдіс қолданылады.
Мұнай өндіру өнеркәсібінде еңбек өнімділігін төмендететін факторлардың
бірі көтеру құбырларының, шығу желілерінің, тораптардың, кәсіби мұнай
желілерінің және сиымдылық ыдыстарының, сонымен қатар парафинді мұнайды
өндіру кезінде ұңғыма түбінде парафин қатып қалу болып табылады.
Өндірістік жұмысшылар, ғылыми-зерттеу институттарының мамандары,
конструкторлар мен машина құрылысшылары ұңғыма түбіндегі, жер асты
құбырларындағы, мұнай жинау жүйелеріндегі парафин шөгуімен күресудің түрлі
әдістері мен практикалық айлаларын ойлап шығарды [23].
Бұл әдістердің кейбір түрлері практикалық орындалу қиындығынан және
пайдалану шығындарының көптігінен кең қолданыс таппады, ал қалған түрлері
көпшілік қолдау тапқанымен, әлі де толығымен жетілдірілмеген.
Құмкөл кен орнының мұнайы парафинмен қанығу дәрежесі жоғары мұнайға
жатады. Өнімді горизонттардың жақын жату жағдайына қарамастан, бор
горизонттары мұнайының қасиеттері юра горизонттары мұнайының қасиеттерінен
ерекшеленеді. Бор горизонттарының мұнайы төмен газдылықпен және төмен
қанығу қысымымен сипатталады, қабат мұнайының тұтқырлығы юра мұнайымен
салыстырғанда екі есе жоғары.
Шөгінділер және асфальтті смола парафинді заттар туғызатын қиындықтар
ұңғыманың жер асты жабдықтарында (терең сораптар, СКҚ және штангалар)
байқалады, бұл қиындықтар жер асты жабдықтарын парафинсіздендіру бойынша
алдын алу шараларын жүргізуде мәжбүр етеді. Бұл жағдайда келесі жабдықтар
қолданылады: ППУ типіндегі жылжымалы бу генераторлы қондырғылар,
ұңғымаларды парафинсіздендіруге арналған АДП-4-150 агрегаты, АЦ-5
автоцистернасы, ЦА-320, ЦА-400 агрегаттары [24].
Жылжымалы бу қондырғысын қолдану (ППУ) қымбаттау болсада, тиімді әдіс
болып табылады. Оған КрАЗ-250, КрАЗ-257, КрАЗ-260 автомибилдерінің рамасына
орнатылған ППУА-1200100 және ППУА-1600100 қондырғылары пайдаланылады.
Қазіргі кездегі ең тиімді әрі жаңашыл әдіс ол депрессорларды қолдану
болып отыр [25].

2 ЭКСПЕРИМЕНТАЛДЫҚ БӨЛІМ

2.1 Тығыздықты анықтау

Мұнай өнімдерінің тығыздығын ареометрмен (мұнайдексиметрмен) анықтауды
тығыздықты анықтауды 0,005-0,001 жоғары дәлдікпен анықтау қажеттілігі
туындамағанда және зерттелетін өнім жеткілікті мөлшерде болғанда ғана
жүргізеді. Бұл әдіс сұйық мұнай өнімдерінің тығыздығын қарапайым және тез
анықтауға мүмкіндік береді. Мұнай өнеркәсібінде тұрақты массасы бар
стандартты ареометрлер қолданылады, оның төменгі бөлігі термометрмен
жабдықталған. Ареометр 0,0005 аралықта градуирленген және оның көрсеткіші
тікелей d420 көрсететіндей есеппен алынған. Тығыздықты анықтау үшін
зерттелетін өнімді диаметрі 5 см аз болмайтындай цилиндрге құяды. Өнімнің
температурасы бұл кезде қоршаған орта температурасынан ± 5° аспауы қажет.
Сонан кейін ақырындап және мұқият түрде, қабырғаға соқтырмай, цилиндрге
таза құрғақ ареометрді салады. Арометр түсіп кетпей, тепе-теңдік жағдайға
келгенде (тұтқырлығы аз өнімдерде ол 2-3 мин., ал тұтқырлығы жоғары
өнімдерде 158 мин.), менисканың жоғары шетінен есепке алады. Бұл кезде
ареометр цилиндр қабырғасына соқпауы, ал көз мениска деңгейінде болуы
қажет. Сонымен біруақытта зерттелетін өнімнің температурасын жазып алады.
Параллель анықтаулардың арасындағы айырмашылық 0,001 аспауы қажет [26].
Егер өнімнің температурасы 200С жоғары немесе төмен болса, онда
тығыздық мәнін ареометр көмегімен анықтау кезінде келесі формулалар түрінде
түзетулер енгізеді:
d4.20 = d4 + (у*(t – 20))
d420 = 0,828+0,00075 (25-20)=0,832 тм3

2.2 Тұтқырлықты анықтау

Тұтқырлық пештік және дизельдік отынның, мұнай майларының, басқа да
бірқатар мұнай өнімдерінің эксплуатациялық қасиетін сипаттайтын маңызды
физикалық константа болып табылады. Қолданылуына байланысты тұтқырлықты
мұнай өнімдерінің шашырауы мен ағу мүмкіндігі бойынша есепке алады.
Бұл әдіс сұйық мұнай өнімдерінің кинематикалық тұтқырлығын анықтау үшін
қолданылады, ол сынау температурасы кезінде ньютон сұйықтығы ретінде
көрсетеді. Әдістің мәнісі ауырлық күшінің әсерінен зерттелетін сұйықтықтың
белгілі көлемінің ағып өту уақытын өлшеуге негізделген. Мөлдір
сұйықтықтарға ВПЖ, ал мөлдір еместерге - ВНЖ типті вискозиметрлер арналған.
Сынауды жүргізу. Сынау басталар алдында термостатирленген сұйықтық
моншаға (спирт, су, глицерин) қажетті температураны орналастырады.
Таза, жақсылап кептірілген вискозиметрге сыналатын мұнай өнімдерін
сорып алады. Ол үшін шығатын түтігіне резеңке шланг кигізеді. Одан әрі,
саусақпен жауып және вискозиметрді төңкереді, иінді сұйықтығы бар ыдысқа
кіргізіп, оны грушаның көмегімен немесе басқа тәсілдермен М2 белгіге дейін
сорады, ол кезде сұйықтың арасында көпіршіктер болмауын қатаң қадағалау
қажет. Сұйықтық деңгейі М2 белгісіне жеткенде, вискозиметрді ыдыстан алып,
тез арада қалыпты жағдайға келтіреді. Иіннің сыртқы жағынан сұйықтықтың
артық мөлшерін алып тастап, оған резеңке түтік кигізеді.
Вискозиметрді штативке вертикалды бекітеді және сұйық деңгейінің
төменгі кеңеюі термостатта болатындай етіп, термостақа бекітеді.
Термостатта 15 минуттан аз емес уақытқа ұсталғаннан кейін, берілген
температурада сұйықты иіннен сорып алады, ол кеңею биіктігінің үштен бірін
құрайды. Иінді атмосфераға босатып, сұйықтың менискадан ағып өту уақытын,
яғни М1 ден М2-ге анықтайды.
Кинематикалық тұтқырлықты есептеу үшін үш өлшемнің ағуының орташа
арифметикалық шамасын анықтайды [27].
Сыналатын мұнай өнімінің кинематикалық тұтқырлығын келесі формуламен
есептейді:
ν= сτ ,
мұндағы ν – кинематикалық тұтқырлық, мм²с; с – вискозиметр тұрақтысы,
мм²с²; τ – өлшемнің ағу уақытының орташа арифметикалық шамасы, с.

Кесте1 Вискозиметр диаметрі, ағу уақытының арасындағы өзара байланыс

Вискозиметр диаметрі, Ағу уақыты, с Жуықтағандағы тұтқырлық,
мм сСт
басы аяғы басы аяғы
0,4 200 700 0,8 1,9
0,6 200 700 2,7 9,2
0,8 100 700 8,6 30,0
1,0 100 700 10,0 70,0
1,2 100 700 22,0 150,0
1,4 100 700 40,0 280,0
1,6 100 700 67,0 470,0
1,8 100 700 110,0 750,0
2,0 100 700 170,0 1200,0

2.3 Күлділікті анықтау әдісі.

1. Аппаратура, материалдаржәне реактивтері.
Мұнай өнімдерінің күлділігін анықтау үшін мөлдір кварц шыныдан жасалған
тигель мен чашке, платинадан жасалған чашке қолданылады. Фарфор тигель,
электр плиткалар немесе құм моншасы, электр муфель, эксикатор, тигель
қысқыштар, сынапты термометр.
Сынауға дайындау. Стақанды тигельге (чәшке) салып, үстіне сұйылтылған
тұз қышқылын құяды да, бірнеше минут аралығында қайнатады, сосын тигельді
дистилденген сумен жуады және муфельде немесе тигельді пешке қыздырады
600°С (қызарғанша) 10 минут бойына, сонан соң 5 минут уақытында ауада
суытады және эксикаторға ауыстырады.
Эксикаторда 30 минут суытқаннан кейін қателігі 0,0002г аспайтындай
етіп, тигельді өлшейді. Қыздыру, суыту және өлшеуді екі кезектес өлшеулер
арасындағы айырмашылық 0,0004г аспағанша қайталайды, яғни тұрақты массаға
жеткізеді. Сыналатын мұнай өнімдерін сыйымдылығы 34 аспайтындай
толтырылған ыдыста 5 минут бойына шайқайды.
50°С температура кезінде тұтқырлығы 60 сСт аспайтын мұнай өнімдерін
алдын-ала 50-60°С-ға дейін қыздырады.
Консистентті жаққыштарды сынау кезінде сыналатын жаққыш сыртын
шпателмен тазалап, сыртқы қабатты алып тастайды, сонан соң бірнеше жерден
(үштен аз емес) үлгі алады, бірдей мөлшерде, ыдыс қабырғасына жақын емес
жерден. Үлгілерді қосып, біртекті болғанша жақсылап араластырады [28].
Сынауды жүргізу. Тигель (немесе чашкеге), күлсізденген фильтрді
тигельдің түбі мен қабырғасына тығыз жабысатындай етіп салады. Фильтрлі
тигельді қателігі 0,01 г аспайтындай етіп, өлшейді және одан сыналатын
мұнай өнімдерінің массасын 2 кестеге сәйкес алады.
Екінші күлсізденген фильтрді екіге бүктеп, конус түрінде орайды.
Конустың жоғарғы жағын жоғарыдан 5-10мм қашықтықта қайшымен қияды және
тигельге салады.

Кесте 2 Анализ үшін алынған мұнай және мұнай өнімдерінің массасы

Мұнай өнімдерінің массасы, г.
Мұнай, отын (оның ішінде реактивті 25-2
майлар және басқа мұнай өнімдері)
Консистентті жаққыштар 5-1
10 % дейінгі күлділік қосымы 5 тен 10-1-ге дейін
10 % жоғары күлділік қосымы 2-1
Қосымды майлар 2ден 5-1-ге дейін

Конус түрінде бүктелген фильтрді (фитиль) мұнай өнімдері бар тигельге
төменге салады, ол тұрақты тұруы қажет және мұнай өнімдері бетінің көп
бөлігін жауып тұрады. Жоғары тұтқырлы мұнай өнімдері және консистентті
жаққыштарды фитилге түсіргенге дейін, балқытады.
Егер техникалық талаптарында мұнай өнімдерін булау қарастырылған болса,
онда сыналатын мұнай өнімдерін тигельге фильтрсіз салады.
Құрамында суы бар мұнай өнімдерін сынаған кезде мұнай өнімі бар тигель
және фитиль электр плиткаға қойылып, 120°С –дан аспайтын температура
кезінде 10-30минут бойына қыздырылады, қыздыруды мұнай өнімдерінің бетінде
жеңіл көпіршіктену тоқтағанша және мұнай өнімі бар фитиль қосымы жағуға
келетіндей болғанға дейін жүргізеді. Сусыздандыру кезіндегі температураны
термометр көмегімен өлшейді, ол суы жоқ және 250°С жоғары температураға ие
болатын мұнай өнімі бар тигельге салынады.
Фитиль сыналатын мұнай өнімдерін өзіне тартып болғаннан кейін оны
жағады. Жоғары тұтқырлы және парафинді мұнай өнімдері, майлар мен
консистентті жаққыштар біруақытта күйдіру арқылы электр плиткада
қыздырылады.
Булану қарастырылған мұнай өнімдері бар тигель электрплиткаға қойылады
да, қыздырылады.
Мұнай өнімдерін булау немесе жағу құрғақ көмірлі қалдық алғанша
жүргізіледі. Булау кезінде және күйдіруі басында қыздыруды мұнай өнімдері
шашырамайтындай және тигельден асып түспейтіндей етіп реттейді. Жанған
кезде жалын біртегіс және қалыпты болуы керек.
Күйдіргеннен немесе булағаннан кейін көміртек қалдықты мұнай өнімдері
бар тигельді 600°С-ға дейін немесе технологиялық талаптарда көрсетілген
температураға дейін қыздырылған муфельге (немесе тигель пешіне) ауыстырады
және осы температурада 1,5-2 сағат бойына қалдық толықтай күлсізденгенше
ұстайды.
Егер тигельді суық муфельге қойса, муфельдің жоғарыда көрсетілген
температурасын 1,5-2 сағат бойына келтіреді және осы температурада қалдық
толықтай күлсізденгенше 1,5-2 сағат ұстайды.
Егер көміртекті қалдық ұзақ күлсізденсе немесе күлсізденгеннен кейін
азотқышқылды аммоний ерітіндісінің бірнеше тамшысымен лайлану байқалса,
булауды одан әрі абайлап булайды және қыздыруды жалғасытрады.
Күлсізденгеннен кейін тигельді муфельден алып (немесе тигель пешінен),
асбестке немесе хромникельді сымы бар үшбұрышты пластинкаға немесе болат
каркасты фарфор түтікшеге ауыстырады да, 5 минут ауада салқындатып, сосын
30 минут бойы эксикаторға салып қояды, өлшейді және қайтадан 15 минут бойы
муфельге немесе тигель пешіне салып қояды.
Қыздыру, суыту және өлшеуді тұрақты массаға айналғанша бірнеше есе
қайталайды.
Сыналатын өнім күлділігі (X) пайызбен келесі формуламен есептеледі:
X=((m1-m2)m)*100,
мұндағы m – сыналатын өнім массасы, г,
m1 – күл массасы, г
m2 –екі қағаз фильтр күлдерінің массасы (фильтрдің күлділік массасы
фильтр күлінің орамында көрсетілген), г.

2.4 ... жалғасы

Сіз бұл жұмысты біздің қосымшамыз арқылы толығымен тегін көре аласыз.