Халықаралық ғылыми-тәжірибелік конференциясының ЕҢбектері



жүктеу 8.29 Mb.
Pdf просмотр
бет30/81
Дата12.01.2017
өлшемі8.29 Mb.
1   ...   26   27   28   29   30   31   32   33   ...   81

 

 

179


Литература 

 

1. Жуковский Н.Е., «О гидравлическом ударе в водопроводных трубах», М – Л., 1989 г. 

2.  Калицун  В.И.,  Дроздов  Е.В.,  Комаров  А.С.,  Чижик  К.  И,  «Основы  гидравлики  и 

аэродинамики», «Стройиздат», 2002 г. 

3.Вильнер Я.М. Справочное пособие по гидравлике, гидромашинам и гидроприводам. 

4.  Егоров  О.И.,  Куванышева  А.К.  Развитие  нефтедобывающей  промышленности  Казахстана.  – 

Алма-Ата, 1991 

5. Лапшев, Николай Николаевич. Гидравлика: учеб.для вузов по специальности "Строительство" 

/ Н. Н. Лапшев. - М. : Академия, 2007. 

 

 

МЕТОДЫ  РАЗРАБОТКИ  НЕФТЕГАЗОВЫХ  МЕСТОРОЖДЕНИЙ В  УСЛОВИЯХ 

ЗАМЕРЗАЮЩИХ МОРЕЙ  В СЛОЖНЫХ  КЛИМАТИЧЕСКИХ  И   

ГЕОЛОГИЧЕСКИХ УСЛОВИЯХ 

 

Елеукулов  Н.Е., Ыскак  А.С. 

КазНТУ имени К.И. Сатпаева, г. Алматы, Республика Казахстан 

 

Открытие значительных  запасов нефти  и  газа в  зоне  Арктики  явилось  стимулом  к  разработке  



большого    числа    новых    проектов  морских  оснований  и  эксплуатационного  оборудования,  

предназначен-ных  для  работы  в  суровых   климатических  условиях.  И  хотя  осуществлены  только  

некоторые  из    этих    проектов,    все    они  обладают    определенными    достоинствами,    которые    следует   

учитывать  в  новых  разработках. 

Конструкция    оснований    для    разработки    морских    месторождений    в    Арктике    определяется    в   

основном    величиной    воздействия    на    нее    горизонтальных    сил    движущегося      льда.  Если    среднее  

давление    ветра    на    платформу    принимается    равным    2  кПа,    волн  -  от  96  до  144    кПа,  то    ледовая  

нагрузка  составляет  2,88  МПа  и  более.  В  связи    с    доминирующей    величиной  ледовой  нагрузки  

большинство      построенных    до    настоящего    времени  морских  оснований    представляет    собой  

искусственные    острова  на    мелководной    части    шельфа.  Из-за    недостатка  точных    данных  о  ледовой 

нагрузке  их  сооружали  массивными.  По  мере    накопления    знаний    об    окружающей    среде    и    опыта  

работы    стали    разрабатывать    и    осуществлять    проекты    строительства    стальных,  бетонных    и  

грунтовых  оснований. 

Разработка  морских  месторождений,  а  особенно  в  суровых    климатических    условиях,  сильно 

осложняет    извлечение    флюидов  из    недр    земли  чем    на    суше.  Для    разрешения    этой    проблемы 

нужна  правильно    выбранная  система    разработки.  А  все    доступные    средства    разработки  

месторождений  и  добычи  нефти и  газа  на  глубине  около 300 м. и  более  четко  подразделяются  

на три  группы: системы, закрепленные на дне моря, швартуемые и привязные плавучие  системы, а  

также  подводные  добычные  системы. 

Для  разработки  месторождения,  в    первую    очередь,  мы    должны    ее  обустроить  и    создать  

необходимые  условия.  Эти    условия    кроются    в  постоянстве  и  непрерывности  работы 

эксплуатационной    платформы.  А  для  этого  воздействие  ледовых    нагрузок    надо    свести    к  

минимуму  и  выбрать  подходящую  систему  разработки. 

Выбор подходящих систем разработки предполагает оценку  стандартных  физических  условий 

добычи:  глубины    моря,  строения    коллектора  и    его  расположения,  доступности    транспортировки  

нефти  и  газа. 



ВЫБОТ  СИСТЕМЫ  РАЗРАБОТКИ 

Выбор подходящих  систем  разработки  предполагает  оценку  стандартных   физических  условий  

добычи:    глубины    моря,    строения    коллектора  и  его  расположения,  доступности  транспортировки 

(отдельно)  нефти и газа. Кроме того, необходимо учитывать ограничения со   стороны местных органов 

власти и льготы, предоставляемые  инвестору. 

ГЛУБИНА  МОРЯ.  Реалии  физических  законов  и  ограниченная    прочность  и  гибкость 

материалов  делают  глубину  решающим  фактором  в  выборе  системы    разработки.  Приблизительные 

значения максимальной глубины для каждого  из возможных типов платформ   приведены   ниже: 

Стационарные платформы....................................................до  460 м 

Гравитационные   платформы..............................................до  300 м 

Гибкие   платформы...............................................................до  910 м 



 

180 


Платформы  с  натяжным  вертикальным  якорным   

креплением   ( TLP).............................................................до  1500 м 

Штанговые  платформы......................................................до  2290 м 

Плавучие нефтедобычные системы  (FPS)................неограниченно 

Подводные добычные  системы.................................неограниченно 

Доступность  коллектора.  Зачастую  процесс  разработки  затрагивает  одновременно  несколько 

коллекторов.  Тогда    доступность      различных      коллекторов      может    определять      и    выбор   

подходящей   схемы.  Если   они расположены неподалеку  (на расстоянии не более 3  км),  полезным 

оказывается  направленное  бурение из одной точки. Чтобы  облегчить  добычу,  каждую  свкажину  

можно    оснастить    надводным      оборудованием  на  единой  добычной  платформе.  Здесь  удобно 

исполь-зовать  стационарную    платформу,  однако  не  исключена    и    разработка    с    помощью  

подводной  добычной  арматуры.  Если  же  коллекторы   находятся  на  большом  расстоянии,  более  

разумным  будет  задействовать  стационарную  платформу  или  плавучее  основание,   к   которому  

скважины    подсоединены    с    помощью    трубопроводов.    Как    только    на    некоторой    территории  

начинается  разведка,  обычно   появляются  разные   сочетания  надводной  подводной  арматуры.  

Особенностью  разработки  шельфовых  месторождений  является  повсеместное  использование 

горизонтальных  скважин.  Это  обуслов-лено  тем,  что  при  размещении  платформы  в  одной  точке, 

необходимо  обеспечить  максимальный  охват  залежи  скважинами.  Разработка  шельфовых 

месторождений  характеризуется  высокими  не  только  капитальными,  но  и  эксплуатационными 

затратами,  так  же,  ограничено  время  жизни  одной  добывающей  платформы,  особенно  в  суровых 

условиях  арктического  региона.  Это  приводит  к  необходимости  интенсификации  добычи 

углеводородов,  сокращению  сроков  их  извлечения,  ускорению  достижения  проектного  (пикового) 

уровня  добычи  УВ  и  уменьшению  эксплуатационного  фонда  скважин.  Поэтому  необходимо 

использовать  различные  методы  увеличения  нефтеотдачи.  Анализ  мирового  опыта  разработки 

шельфовых место-рождений показал, что в последнее время наибольшее распрос-транение получило 

применение  метода  гидроразрыва  пласта  (ГРП),  как  на  вертикальных,  так  и  на  горизонтальных 

скважинах.  В  данной  работе  разработан  шаблон  выбора  различных  систем  заканчивания  в 

зависимости от проницаемости и толщины продуктивного горизонта для шельфовых месторождений. 

Бурение  на  нефть  и  газ  в  арктических  условиях  имеет  свои  особенности  и  зависит  от  ледовой 

обстановки  и  глубины  моря.  Существует  3  способа  бурения  в  этих  условиях:  c  плавучего  судна;  co 

льда;  c  установленной  на  дне  платформы  или  судна,  способных  противостоять  действию  льда. 

Большой опыт по бурению co льда накоплен в Kанаде, где бурят на глубине до 300 м. При отсутствии 

мощного ледового основания и значительных глубинах применяются массивные плавучие кессонные 

конструкции,  оснащённые  подрули-вающими  устройствами,  способные  функционировать  без 

человека года и противостоять действию движущегося льда, волн, ветра и течений. Для раскалывания 

крупных  льдин  и  отвода  айсбергов  служат  вспомогательные  суда.  При  наличии  крупных айсбергов, 

отвод  которых  затруднён,  кессонная  эксплуатационная  конструкция  отсоединяется  от  дна  и 

отводится в сторону при помощи подруливающих устройств.   

В  сезон ,  когда  море  свободно  ото  льда,  все  нефтяные  компании  обычно начинали  бурение с 

буровых  судов,  полупогружных  или    самоподъемных  платформ,  а  потом  пытались    продлить    время  

работы  с  помощью  противоледовой  защиты  корпуса  и других  мер. 

Неплавучие  основания    можно    устанавливать    непосредственно    на    морское    дно    или    на  

искусственную    подводную    насыпь.  В    ряде  случаев  насыпь  выполняет  функцию    мола,  который  

снижает  давление      льда  на  основание.  Наибольшее  число  разработанных  неплавучих      оснований 

относится  к  сооружениям  гравитационного  типа.  Их  отличительные  признаки  -  большой  диаметр 

фундамента, обеспечивающего  устойчивость конструкции, и относительно  малый  диаметр сечения  

опорной  колонны    на    уровне    моря,  благодаря    чему      ледовая  нагрузка  снижается  до  минимума. 

Примером такой  конструкции является   платформа  на моноопоре,  предназначенная  для  работ  в  

Северном  море. Позднее она была рекомендована  для  работы в   глубоководной  части  Берингово  

моря.  Гравитационные опоры  башенного   типа могут  снабжаться  неподвижным   или   верткально  

перемещающимся  коническим  ледоломом. 

Однако  нефтяные  компании  отдавали  предпочтение    полнопрофиль-ным  основаниям.  Защита 

основания от айсбергов может осуществляться   с помощью оградительного кольца, которое  можно  

монтировать   после   установки  основания. 

Основания  со  свайным  креплением  ко  дну  хорошо  зарекомендо-вали  себя    в    умеренной  

субарктической    ледовой      обстановке    залива      Кука.  Основания  этого  типа  были  построены 

специально для Арктики.  Они могут быть многоопорными или с одной цилиндрической опорой. 



 

181


В  основаниях  со  смешенным  способом   крепления   ко  дну  сваи  обеспечиают устойчивость 

на    слабом  грунте.  У  составного    основания    при  угрозе    столкновения      с    очень    крупными  

айсбергами  средний  блок  опоры и  палубу  можно  демонтировать,  а  фундамент,  прикрепленный  

к  грунту  сваями,  оставить  на  месте   для   защиты  устьевого  оборудования. 

Четырехопорное основание с моноблочной палубой можно устанав-ливать на дно без крепления 

или  дополнительного  использования    сваи.    Относительно    короткие    сваи    большого    диаметра  

значительно    повышают  устойчивость    основания,    так    как    выдерживают    большую    поперечную  

нагрузку. 

Плавучие  основания  не  рассчитаны  на  значителную  ледовую  нагрузку,  но  при  разведочном 

бурении  и  добыче  в  глубоких  водах  их  практическое  значение  велико;  кроме  того,  при  угрозе 

столкновения  с  айсбергом  они  могут  передвигаться.  Стационарное  основание  с  якорной  системой 

представляет собой большой кессон в форме двойного конуса на уровне  моря, который взламывает 

лед сверху и снизу за счет своей конфигурации и вертикальных колебаний всего сооружения  

   Основным  направлением  в  создании  плавучих  оснований  с  якорной  системой  для  Арктики 

является разработка противоледовой защиты с целью продления ксплатационного сезона. Примером 

служит    коническое  основание,  ломающее  лед  сверху.  По  другому  решается  вопрос  в  случае 

применения  бурового  судна,  снабженного  вертлюгом.  Вертлюг  обеспечивает  выгодное  положение 

судна  по  отношению  к  движущемуся  льду.  Полупогружные  арктические  основания  снабжаются 

коническими  ледоломами  на вертикальных  кессонах  и  вокруг  бурильной  колонны.  В  двух  проектах 

использована  идея  протаивания  полыньи  внутри  кессона,  имеющего  противоледовую  защиту,  с 

помощью гибких труб, по которым подается горячий воздух. 

Интересной 

является 

и 

проект 



плавучего 

основания 

с 

системой 



динамического 

позиционирования. Это основание снабжено вращающимся ледорезом.  

Новизной  научной  работы  является  использование  эксплуата-ционных  платформ  фундамент 

которых  снабжен  кольцевой  оградителной  стеной,  которая,  в  свою  очередь,  оснащена  наклонными 

металличес-кими  конусообразными  зубцами  и  вращается  в  момент  приближения  дрейфующих 

айсбергов.  Это  поможет  сэкономить  энергию.  И    вдобавок,  она    оснащена    понтонами  для 

передвижения. 

 

Литература 



 

1.  Глубоководная    разведка  и    добыча    нефти  /  Леффлер    Уильям.,  Паттароззи  Ричард  А. //-М.: 

ЗАО <<Олимп-Бизнес>>. -2008.-с. 101 - 111 

2.  Морская    нефть.  Развитие    технических    средств  и  технологий  /  Э.М.  Мовсум-заде,  Б.Н. 

Мастобаев // - СПб.: Недра. - 2005.- с. 192 - 209 

3.  Геология,  разведка,  бурение    и    добыча    нефти  /  Норман    Дж.    Хайн  //  -М.:  ЗАО  <<Олимп-

Бизнес>>. -2008.-с. 436 - 455 

4. Морские  нефтегазовые  сооружения /А.И. Булатов, Ю.М. Проселков // - Краснодар: Просвещение -

Юг. - 2006 - с. 277 - 283 

5."PETROLEUM" - №2. - Апрель  2012 

6. Освоение  шельфовых  месторождений / Т.К. Ахмеджанов,  А.С. Ыскак // -Алматы: КазНТУ. - 

2008. - с. 243 - 250 

 

 

МҰНАЙ ӨНІМДЕРІН САҚТАЙТЫН РЕЗЕРВУАРЛАРДЫ ҚОРҒАУДАҒЫ 



ИНГИБИТОРЛАРДЫҢ ТИІМДІЛІГІ 

 

Есенәлі А.Қ., Байманов Д.Е, Құмар Б.Қ. 



Қ.И. Сәтбаев атындағы КазҰТУ, Алматы қ, Қазақстан Республикасы 

 

Кәсіптік  жабдықтарды  коррозиядан  қорғаудың  ауқымды  және  негізгі  тәсілінің  бірі  ингибирлеу 



болып  табылады.  Коррозия  ингибиторларын  қолдану  өте  тиімді,өйткені,  ингибиторларды  дайындау 

кезінде қалдықтар мен органикалық қоспалардың синтезінің жартылай өнімдері қолданылады.  

Металл  конструкциялардың,  құбыр  жолдардың,  резервуарлардың    металдардың  ішкі  бетінің 

коррозияға  ұшырауының  себептерінің  бірі  -    сақталатын  немесе  тасымалданатын  ортада  судың, 

тұздардың  және  агрессивті  газдардың  болуы.  Бұл  жағдайда  металл  жабдықтарының  ішкі  бетіне 

коррозия  қалыптасатын  ортаға  әртүрлі  химиялық  заттарды  соның  ішінде  нейтрализаторлар  мен 



 

182 


ингибиторларды  қосу  арқылы  тоқтатылуы    мүмкін.  Бүгінгі  таңда  нейтрализаторларға  қарағанда 

ингибиторлар коррозия түрінің нақты мәліметтері немесе шарттары белгілі болса ғана қолданылады. 

Қондырғылардың  барлық  түріне    ингибиторларды  енгізудің  бір  қатар  тәсілдері  жетілдірілген.  Олар 

ингибиторлардың қондырғының ең қиын аймақтарына өтуін қамтамасыз етеді. 

Жалпы ингибиторлар электрохимиялық реакцияның кинетикасына әсер етсе, коррозия үрдісінің 

жылдамдығы өзгеретінін ескере отырып үш топқа бөліп қарастырамыз: 

•  металл ионизациясының тек анодты реакциясын тоқтататын;  

•  деполяризацияның тек катодты реакциясын баяулататын; 

•  реакцияның екеуін бірдей баяулататын. 

Коррозия  ингибиторларының  әрекеті  ингибиторды  абсорбциялау  салдарынан  металл  беті 

жағдайының  өзгеруімен  немесе  қиын  еритін  құрамалар  металының  катиондарын  түзумен 

шартталады.  Коррозия  ингибиторларымен  құрылатын  қорғау  қабаттары  салынатын  жабындылардан 

әрқашан  да  жұқа  болады.  Коррозия    ингибиторлары  екі  жолмен  әрекет  етуі  мүмкін:белсенді 

жазықтық алаңын азайту, коррозия үдерісін белсендіру энергиясын өзгерту [1,3]. 

Коррозия  ингибиторлары  мұнай  өніміндерін  сақтайтын  резервуарларда  да  қолданылады.  Бұл 

жағдайда қорғаудың бірнеше түрі қарастырылған: 

1) Резервуарлар подволкаларын қорғау- ішкі кеңістік арқылы резервуар қақпағында орналасқан 

арнайы диспенсерлерден тұратын потенттелген ұшқыш ингибиторларды беру. Резервуар қақпағының 

ішкі жағы агрессивтік таттануға жақын, оның жылдамдығы мен сипатын алдын ала білуге болмайды. 

Бұл,  мұнай  өніміндегі  газ  кеңістігінде  химиялық  әр  түрлі  агрессивтік  компоненттерінің  болуы-мен 

байланысты.  Температура,  мысалы,  40°C  –дан  +  80°C-ға  дейін  ауысуы  мүмкін,  ал  салыстырмалы 

ылғалдық  100%-ға  дейін  жетуі  мүмкін.  Белсенді  дамитын  нүктелі  және  саңылаулы  коррозия  резер-

вуар  қақпағында  саңылаулардың  түзілуіне  әкеледі,  ол  пайдалануға  қауіпті  жағдай  жасайды  және 

қоршаған ортаға зиян келтіреді.  

Шикі  мұнайда  және  көптеген  мұнай  өнімдерінде  күкірт,  әр  түрлі  органикалық  және 

бейорганикалық,  ұшқыш  және  ұшқыш  емес  химиялық  құрамалар  және  резервуар  қақпағының  ішкі 

жағына  мұнай  өнімдерінің  бетінде  орналасатын  бұзылмайтын  конструкцияларында  бұзушы  әсер 

етеін  газ  ортасындағы  резервуардың  подволкасында  құрылатын  суы  болады.  Белсенді  дамитын 

нүктелік  (питтингтік)  және  саңылаулық  коррозия,  дәнекерлейтін  құраманың  гальваниялық  таттану 

резервуарлар  қақпағына  саңылауды  түзуге  әкеледі.  Резервуардың  ішкі  жазықтығын  қорғау 

жабындысы жазықтық коррозиясын төмендетеді.  

Резервуардың  ішкі  жазықтығын  қорғаудың  кешендік  жүйесі  шикі  мұнайды  сақтау  үшін- 

патенттелген  құрамдағы  еритін  ингибиторларды  берумен  үйлесімдегі  катодтық  қорғау.  Осы 

жүйесінде  резервуардың  қызмет  көрсетудегі  әр  түрлі  деңгейінде    коррозиядан  қорғаудың  екі 

әдістерімен  ортақ  әсер  етуі  нәтижесінде  синергетикалық  әсерін  пайдаланады  (ингибирленген  және 

протекторлық қорғау).  

Резервуарлардың  екі  қабатты  түбін  және  түбінің  сыртқы  жағын  кешенді  қорғау-  патенттелген 

құрамның  ұшатын  және  еритін  инги-биторларды  беру  үйлесімде  катодтық  протекторлық  қорғау. 

Катодтық  қорғау,  ингибиторларды  жеткізу  және  бақылау  жүйесі  резервуар  түбін  ауыстыру  кезінде 

орнатылады.  Ингибитордың  бастапқы  порциясы  жүйені  орнату  сәтінде  құммен  араласады.  Жүйе 

тиімділігін кезекті бақылауы және ингибиторларды толтыру жүзеге асырылады.  

Резервуарлар  түбін  ішкі    жағын  коррозиядан  қорғау  кезінде  мұнайды  сақтау  үшін  жер  үсті 

резервуарлардың  түбінде  жиналатын  топтама  тауарлық  су  маңызды  коррозиялық  бұзуларды  және 

күтілмеген материалдық жоғалтуларды және экологиялық салдарды тудырады. Қазіргі кезде, жер үсті 

резервуарларды  коррозиядан  қорғау  үшін  қолданылатын  эпоксидтік  жабындылар  үлкен  қаржылық 

шығындарды  талап  етеді.  Сонымен  қатар,  эпоксидтік  жабындылар  қызметінің  жобалық  мерзімі  10 

жылды құрайды, сол кезде мұнайға арналған жер үсті резервуарлар қызметінің күтілетін мерзімі 30-

40  жылды  құрайды.  Резервуар  ішінде  катодтық  қорғау  жүйесі  орнатылуы  мүмкін,  ол  коррозиядан 

қосымша  қорғауды  қамтамасыз  етеді.  Алайда,  катодтық  қорғау  жүйесі  резервуар  түбінде  тұнған  су 

өткізетін  орта  ретінде  қолданылады.  Коррозиядан  қорғау    егер  тұнған  су  сорылатын  болса,  онда 

қамтамасыз етілмейді. Сол кезде, судың шламы және тұнбалары нақты және жазықтықтық таттануды 

дамытудың жергілікті учаскелерін түзуге әкеледі.  

Жер  үсті  мұнай  резервуарларының  ішінде  түзілетін  ортада  ерекше  күтілмейтін  қасиеттерін 

меңгерген.  Бұл  сақталатын  өнім,  қоршаған  ортаның  температурасы,  құрылыс  және  резервуар 

конструкциясының  тәсілі  ретінде  маңызды  түрлермен,  сондай-ақ  өндірістік  алаңда  белгіленген  әр 

түрлі  көмекші  жүйесінде  болуымен  шартталған  (мысалы,  резервуар  ішінде  араластырғыштар 

және/немесе қыздырғыш құрылғылар, жабындылар, катодтық қорғау жүйесі және т.б.) [2]. 


 

183


Су  ертінділерді  тұндыру  (күкірт  су  тегі  және  күкіртті  газ  және  т.б.  сияқты  әр  түрлі  құрамалар 

болады) және резервуардың түбінде шлам  резервуардың түбінде ішкі жазықтықта жалпы және нақты 

коррозияның  дамытуына  әкеледі.  Болашақ  проблема,  шламмен  араласудағы  коррозия  -белсенді 

сұйықтық  кезінде  тереңдетеді.  Түбіндегі  кеңістікте  судың  көп  бөлшегін  сору  белгілейді,  осылайша 

қалған суда коррозия-белсенді ластайтын концентрациясын жоғарлатуға ғана әкеледі яғни, коррозия 

бұзу  үдерісін  жақсартады.  Нәтижесінде,  жазықтық  және  жаралық  коррозия    үйлесімінде  болады, 

проблема саңылауын ақырындату жолымен шешілмейді және тұтас түбінде ауысу әкеледі. Коррозия 

зақымдаудың  жоғары  деңгейі    жазықтықтық  және  нүктелік  таттану  нәтижесінде,  осындай 

резервуарлардың  түбінде  болатын  ағымдағы  жөндеу  жұмыстары  немесе  әрбір  10-12  жылда  таттану 

нәтижесінде түзілген саңылауларды   күрделі жөндеу жұмыстар арқылы  жояды.  



 

Әдебиет 

 

1.  Ахмеджанов Т.Қ., Қартабай А.Т., Нұранбаев Б.М., Молдабаева Г.Ж. “Мұнай-газ жабдықтарын 

коррозияға қарсы қорғау”. - Алматы, 2011.-106  б. 

2.  Семенов 

И.В., 

Флорианович 



Г.М.,Хорошилов 

А.В., 


Коррозия 

и 

защита 



от 

коррозии./Под.ред.Семеновой И.В.-М.:Физ-матлит, 2002. -336 с. 

3.  Гафаров  Н.А.Кушнаренко  В.М.Бугай  Д.Е.,  и  др./  Ингибиторы    коррозии.  -М.:Химия,  Т.2. 

2001.-391 с. 

4.  РД  39-3-611-81  Методика  оценки  коррозионной  агрессивности    нефтепромысловых  сред  и 

защитного действия ингибиторов коррозии. 

5.  Журнал //Коррозии территории нефтегаз// выпуск №3(20 сайт:www.neftegas.info 

6.  Зубарев В.Г. Коррозии в газонефтепроводах:Учебное пособие. Тюмень: ТюмГНГУ, 1998. -  80 с. 

 

 

ПОРИСТАЯ ИСКУССТВЕННАЯ ДРЕВЕСИНА, СОДЕРЖАЩАЯ НАНО-РАЗМЕРНЫЕ 



СТРУКТУРЫ НА ОСНОВЕ МИНЕРАЛЬНЫХ ОТХОДОВ 

 

Есжанова П.Р., Шутов Ф.А., Нурсултанов М.Е. 

КазНТУ имени К.И. Сатпаева, г. Алматы, Республика Казахстан 

 

Разработаны  рецептуры  и  непрерывный  процесс  экструзии  для  промышленного  производства 



экологически  чистых  и  недорогих  строительных  материалов  «Пористой  Искусственной  Древесины  - 

ПИД»  на  основе  термопластичных  полимеров  и  твердых  наполнителей  из  отходов  топливо-

энергетической  индустрии  и  камне-добывающей  промышленной.  Эти  материалы  помогают  решить  ряд 

актуальных  глобальных  проблем,  таких  как:  вырубка  лесов  и  сохранение  миллионов  тонн  натуральной 

древесины,  сокращение  углекислого  газа  и  других  парниковых  газов  в  атмосфере,  увеличения 

содержание  кислорода  в  атмосфере,  предотвращение  глобального  потепления,    преобразование  в 

полезную  продукцию  миллионы  тонн  отходов  пластмассы  и  минеральных  отходов.  Данные  материалы 

принадлежат  к  органо-минеральным  газонаполненным  армированным  композитов:  ПИД  имеют 

пористую структуру, близкую к структуре натуральной древесины – высокую плотность поверхностной 

корки» и низкую плотность вспененной сердцевины. Пористость, созданная за счет процесса вспенивания 

полимерного связующего, обусловливает малый вес, отличную тепло-и холодно-изоляционные свойства, 

плавучесть,  энергосбережение,  звукоизоляцию.  Для  пористых  связующих  используются  как  первичные 

термопласты,  так  и  отходы  пластмасс.  Для  наполнителей  применяются  очень  недорогие  отходы  

минеральных наполнителей (типа золы), так  осадочные и вулканические породы, ПИД не имеет ничего 

общего с коммерческими Древопластами типа WPC (Wood Plastic Composites), поскольку не содержит в 

качестве наполнителей  древесные отходы, такие как древесная мука, опилки, волокна целлюлозы и т.д. 

Нами  установлено,  что  в  дополнение  к  микро-  и  макро-размер-ных  газообразных  ячеек  (пор), 

ПИД  содержат  нано-размерные  твердые  минеральные  наполнители.  Содержание  нано-структур 

зависит от выбора твердого наполнителя. Было показано, что для оптимальных механических свойств 

содержание твердых нано-наполнителей не должно превышать 10% от всех твердых частиц. Наличие 

нано-размерных  структур  значительно  улучшает  технологичность  процесса  экструзии  и 

механические свойства Пористой Искусственной Древесины. 




жүктеу 8.29 Mb.

Поделитесь с Вашими друзьями:
1   ...   26   27   28   29   30   31   32   33   ...   81




©emirb.org 2020
әкімшілігінің қараңыз

    Басты бет