Разработка гелиотехнологии разогрева и сбора амбарной нефти (на примере месторождения «Узень» Мангистауской области) 25. 00. 36 Геоэкология



жүктеу 336.83 Kb.
Дата16.04.2019
өлшемі336.83 Kb.
түріАвтореферат
УДК 577.4:628.33 На правах рукописи

юнусов нусратулла хайрулович


Разработка гелиотехнологии разогрева и сбора амбарной нефти

(на примере месторождения «Узень» Мангистауской области)

25.00.36 – Геоэкология




Автореферат

диссертации на соискание ученой степени

кандидата технических наук

Республика Казахстан



Т

араз, 2009


Работа выполнена в Каспийском государственном университете технологий и инжиниринга им. Ш. Есенова


Научный руководитель:




доктор технических наук

Кенжетаев Г.Ж













Официальные оппоненты:




доктор технических наук

Сейтказиев А.С.









кандидат технических наук

Кутжанова А.Н.



Ведущая организация:




Атырауский институт

нефти и газа



Защита диссертации состоится «__ » __________2009 года в « » часов на заседании Диссертационного Совета Д 14.13.02 в зале заседания Ученого совета Таразского государственного университета имени М.Х. Дулати по адресу: 080003, г. Тараз, ул. Толе би, 60


С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке Таразского государственного университета имени М.Х. Дулати.
Автореферат разослан «___» _________ 2009 г.

Ученый секретарь

диссертационного совета М. Сахы
ВВЕДЕНИЕ

Общая характеристика работы. Основной экологической проблемой, возникающей при различных авариях на нефтепромыслах, нефтепроводах является загрязнение нефтью и нефтепродуктами грунта и воды, что приводит к катастрофическим последствиям для окружающей природной среды.

Разливы нефти и замазученность почвенного покрова наблюдаются вокруг эксплуатационных нефтяных скважин. Прорывы внутрипромысловых и магистральных трубопроводов приводят к образованию нефтяных амбаров.

Все известные методы улучшения экологического состояния нефтяного месторождения основаны на применении термического воздействия, обеспечивающего транспортировку с помощью насосного оборудования и дальнейшую подготовку нефти по существующей технологии. Выполнение этой операции связано с большими капитальными затратами и необходимостью модернизации существующей техники (разработка систем подогрева ковшей экскаваторов или транспортеров), предназначенной для погрузки амбарной нефти.

Ввиду отличительного характерного свойства – высокой температуры застывания, большую часть времени года нефть находится в твердом агрегатном состоянии, и технология ее утилизации должна включать процедуру плавления.

Для решения этой задачи в работе представлена технология сбора нефти, которая использует интенсивность разогрева нефти за счет лучистого теплообмена. Основанием возможности максимального использования гелиотехнологии в системе подогрева и сбора парафинистой нефти являются условия жаркого климата Мангистауской области Республики Казахстан.

Актуальность проблемы. При разработке нефтяных месторождений Карамандыбас и Узень из-за несовершенства технологического процесса сбора и подготовки нефти происходит загрязнение почв и грунтов нефтепродуктами. При этом нарушается водно-воздушный режим почв, происходит резкое снижение природных окислительно-восстановительных реакций. Почва пропитывается нефтью и после высыхания превращается в асфальтоподобное образование.

При разработке технологии утилизации парафинистой нефти необходимо изучить теплофизические свойства нефтепродукта, условия загрязнения фазы, изменение агрегатного состояния, а также состав компонентов содержащих нефть и нефтепродукты. Оценка существующих методов сбора амбарной нефти показывает отсутствие энергосберегающих технологий с использованием солнечной энергии, что приводит к применению экологически и энергетически неэффективных устройств и систем.

Данная работа направлена на ликвидацию отстойников амбарной нефти, с использованием солнечной энергии в условиях жаркого климата Мангистауской области. Применение энергосберегающей технологии является актуальной и представляет практический интерес для природоохранных мероприятий.

Цель работы. Разработать экологически эффективную энергосберегающую гелиотехнологию разогрева и сбора амбарной нефти.

Задачи исследования. Для реализации поставленной цели предусматривалось решить следующие задачи:


  • геоэкологическая оценка исследуемого региона;

  • исследование агрегатного состояния нефти в амбарах-накопителях;




  • разработка технологии подогрева и сбора амбарной нефти с применением гелиоподогревателя;

  • проведение испытания гелиоподогревателя в промысловых условиях – амбарах накопителях;

  • эколого-экономическая оценка эффективности гелиосистемы подогрева и сбора высокопарафинистой амбарной нефти.

Методы и объект исследования. В работе проводились экспериментальные исследования применения солнечной энергии для разогрева и сбора амбарной нефти. Физические свойства высокопарафинистой нефти определялись классическим методом. Объектом исследования являются амбары-накопители месторождения «Узень» Мангистауской области.

Научная новизна работы:

- установлена зависимость застывания высокопарафинистой нефти от скорости движения потока и температуры окружающей среды;

- составлена математическая модель тепловых процессов гелиоподогрева амбарной нефти, определена характеристика теплообмена между гелиоподогревателем и амбарной нефтью под воздействием внешнего источника излучения;

- предложена методика расчета эколого-экономической эффективности применения гелиоподогревателя.



Положения, выносимые на защиту:

- закономерность изменения агрегатного состояния высокопарафинистой нефти в амбарах-накопителях;

- технология гелиоподогрева для сбора высокопарафинистой амбарной нефти.

Идея работы. На основе использования солнечной энергии разработать экологически эффективную технологию подогрева и сбора высокопарафинистой амбарной нефти.

Практическая значимость работы определяется тем, что разработанная технология сбора амбарной нефти, позволила спроектировать гелиоподогреватель, испытания которого в натурных условиях на амбарах месторождения Узень, показали целесообразность данного технического решения.

Натурные испытания показали, что применение подогревателя позволяет собрать до 50 тонн амбарной нефти в сутки при температуре наружного воздуха 25-30°С. Полученные результаты исследований могут быть рекомендованы для решения экологических вопросов в нефтепромысловых хозяйствах при использовании гелиоподогревателей для утилизации амбарной нефти.



Достоверность и обоснованность полученных выводов и предложений подтверждается разработанной технологией и устройством сбора амбарной нефти, с использованием запатентованного гелиподогревателя.

Обоснованность выбора, предлагаемой гелиотехнологии подтверждена испытаниями, проведенными в промышленных условиях.



Апробация работы. Основные результаты доложены и обсуждены на: Международной научно-практической конференции «Инновационные технологии в образовании и подготовке кадров по естественно-техническим наукам» Таразский государственный университет им. М.Х. Дулати. (Тараз, 2007); Международной научно-практической конференции «Реформа образования – путь к реальной конкурентоспособности Казахстана» VII Байконурские чтения. Жезказганский государственный университет им. О.А. Байконырова., (Жезказган, 2007); Международной научно-технической конференции «Экономические аспекты развития народного хозяйства Западного Казахстана» Западно-Казахстанский аграрно-технический университет. (Уральск, 2007); Международной научно-технической конференции «Инновационные пути развития нефтегазовой отрасли Республики Казахстан» Казахский национальный технический университет им. К.И. Сатпаева., (Алматы, 2007).

Публикации: По теме диссертации опубликовано 20 научных работ, в том числе 10 статей в изданиях, входящих в список, рекомендованный Комитетом по контролю в сфере образования и науки МОН РК, 4 работы в сборниках международных научно-практических конференциях, получен предварительный патент РК на гелиоподогреватель высокопарафинистой нефти.

Структура и объем диссертации. Работа состоит из введения, четырех глав, заключения, списка использованных источников и приложения. Содержит 51рисунок. В приложении приведены акты испытания гелиоустройства для подогрева амбарной нефти.

ОСНОВНАЯ ЧАСТЬ
Во введении обоснована актуальность темы, сформулированы цели исследования, отмечены научная новизна и практическая значимость работы, приведены основные положения выносимые на защиту.

В первой главе диссертации обосновывается гелиопотенциал условий жаркого климата, позволяющий вовлечь солнечную радиацию в энергобаланс месторождений региона, для решения проблемы очистки загрязненных нефтью с аномальными свойствами. Приводятся аналитические закономерности теплообмена с изменением агрегатного состояния высоковязкой парафинистой нефти, с высокой температурой застывания 29-32°С. Дана оценка явной и нежелательных последствий для окружающей природной среды, птиц и мелких животных от наличия амбаров-накопителей. В конце главы сформулирована постановка задачи исследования.

Мангистаускую область отличает, резко континентальный климат, засушливое продолжительное лето, низкая относительная влажность, и, наконец, малая облачность, что благоприятствует интенсивности проникновения лучей к земной поверхности. Умеренная географическая широта 42°с.ш., отсутствие лесного покрова, весьма слабая облачность и продолжительность солнечного сияния обуславливает большой приток солнечного тепла. Так, средняя плотность потока лучистого теплообмена, поглощенного поверхностью Земли на широте города ≈41°с.ш. Новый-Узень, составляет 13 ккал/(см2·месяц), или 210 Вт/м2, что свидетельствует о самой наибольшей инсоляции по Республике Казахстан.

В работе по данным исследований нами проанализировано распределение ясных и пасмурных дней по территории Казахстана. Так, в Кызылорде число ясных дней по общей облачности составляет 120 за год, а по нижней облачности – 221, в Жезказгане соответственно – 86 и 188, в Костанае – 48 и 129. В городах Актау – 156 и 286 и Новый-Узень – 178 и 284. Приведенные исследования позволяют отнести Мангистаускую область РК к району с большим количеством солнечных дней и условиями, благоприятными для использования солнечной энергии.
Основной проблемой, возникающей при различных авариях на нефтепромыслах, нефтепроводах, является загрязнение нефтью и нефтепродуктами грунта и воды, что приводит к экологической катастрофе.

Высокопарафинистая нефть месторождения «Узень» при средней молекулярной массе р = 310 имеет температуру начала кипения около 90°С. Для выяснения аспектов изменения агрегатного состояния нефтепродукта установлено, что имеется два следствия, влияющих на тепловой режим тела: при перемещении границы затвердевания выделяется скрытая теплота фазового перехода и изменяются теплофизические характеристики материала.



Вторая глава посвящена исследованию агрегатного состояния нефти в амба-рах-накопителях, разработке гелиоподогревателя высокопарафинистой нефти и определению границ ее затвердевания. Приводятся теоретические и технологические аспекты разработки гелиоподогревателя для использования в технологии подогрева и сбора амбарной нефти. Известно, распределение температуры в затвердевшей и жидкой областях является функцией ошибок Гаусса. Так, решая уравнение теплового баланса на границе затвердевания и определив коэффициент пропорциональный скорости продвижения границы затвердевания нефти β, можно определить местоположение границы затвердевания:
(1)
Решение (1) показывает, что продвижение границы затвердевания не имеет предела и идет со скоростью, пропорциональной корню квадратному от времени. Если на поверхности нефти имеется слой температурного сопротивления (слой абразива) > 0 и, кроме того, в начальный момент времени часть нефти находится в затвердевшем состоянии (> 0), то
(2)
Величина xk предела не имеет.

Наиболее близкими к реальной задаче застывания слоя нефти с высоким содержанием парафина, по условиям однозначности, при использовании гелиоподогревателя можно считать задачи полуограниченного стержня (цилиндра) с изолированными боковыми поверхностями и бесконечной пластины при граничных условиях I рода, когда задана температура на границе исследуемой системы.

Результаты решения поставленной задачи двумя методами совпадают с достаточной степенью точности. При этом темп застывания разогретой нефти при толщине слоя х=25 мм составляет τ1 час; мм – τ2 часа; х=40 мм – τ3 часа; х=50 мм – τ5 часов; х=100 мм – τ15 часов.

Следует отметить, что прекращение поступления нефти в каналы может наступить раньше рассчитанного времени. Это связано с изменением гидродинамического режима течения нефти.


Высокое содержание парафина в нефти месторождения Узень в сочетании с высокой температурой его застывания приводит к осложнениям в технологической системе. По мере выпадения и осаждения парафина в насосно-компрессорных трубах, трубопроводах на технологических объектах уменьшается площадь сечения труб, в конечном счете, система оказывается заблокированной, что приводит к аварийным ситуациям сопровождаемых разливами нефти. В результате этого возникают аспекты опасности, связанные с наличием амбаров-накопителей, выражающиеся в явной и существующей опасности прогнозированной во времени.

Анализ технической задачи, связанный с ликвидацией скопления значительного количества нефтепродуктов, расположенных в естественном углублении земли и имеющих высокую температуру извлечения, показал, что ее решение путями, известными в настоящее время, описанными в технической литературе или патентной документации, влечет за собой значительные затраты труда и энергии.

В самом начале работ нами был выбран путь, предусматривающий создание нового способа образования «жидких каналов» вокруг горячих U-образных труб, заполненных расплавленной нефтью, с использованием условий жаркого климата.

В этой связи был выбран путь, предусматривающий создание новой разработки для плавления высоковязкой нефти с максимальным использованием солнечной энергии, на основе существующего и используемого в системе подогрева и сбора нефти на месторождениях U-образного устройства подогрева.

Суть данного технического решения заключается во внедрении гелиоподогревателя для разогрева высоковязкой парафинистой нефти в объёме амбара.

Преимущество разработки заключается в том, что снабжение гелиоподогревателя (рисунки 1, 2), полыми рассекателями, установленными между поплавками и имеющими в продольном сечении клиновидную форму с острыми концами, обращенными вниз, обеспечивает ускоренное погружение устройства, что повышает эффективность нагрева высоковязкой жидкости.

Использование металлических бочек в качестве поплавков-воздухоагревателей, а также плоская верхняя поверхность полого рассекателя увеличивают тепловоспринимающую поверхность, подогревателя в целом, так как солнечное излучение собирается большей поверхностью, что позволяет обеспечить максимальную теплопередачу к нефти, через U-образные трубы, обеспечивающих жесткость за счет обвязки поплавков-подогревателей. Обеспечение жесткости устройства в свою очередь исключает его деформацию и повышает надежность гелиоподогревателя. Гелиоподогреватель для высокопарафинистой нефти содержит U-образный трубопровод 3 для нагретой воды, поплавки 1 и полые рассекатели 2, установленные между поплавками 1. Рассекатели 2 имеют в продольном сечении клиновидную форму с острыми концами, обращенными вниз. Трубопровод 3 расположен вдоль обеих боковых сторон поплавков 1 и рассекателей 2 и скреплен с ними. Боковые стороны рассекателей 2 имеют дугообразные выемки 4 для крепления к трубопроводу 3, а верхняя часть рассекателей снабжена теплопоглощающим покрытием 5. Поплавки 1 выполнены из металлических бочек. При этом могут быть использованы металлические бочки, бывшие в употреблении. На поверхность нефти в земляных амбарах-накопителях укладывают гелиоподогреватель. По трубопроводу 3 перекачивают теплоноситель в виде нагретой воды, которая циркулирует по обеим сторонам поплавков и рассекателей, передавая тепло для разогрева нефти.

Нагрев теплоносителя в трубопроводе 3 интенсифицируется за счет разогретых солнечным излучением и примыкающих к трубопроводу рассекателей 2 и поплавков 1. За счет клиновидной формы рассекателей 2 ускоряется процесс погружения гелиоподогревателя в верхний слой нефти до уровня, регулируемого поплавками, и образование больших по площади и глубине каналов с расплавленной нефтью. Это позволяет производить непрерывный отбор жидкой нефти.


1 – поплавки-воздухонагреватели из металлических бочек; 2 – клиновидные полые рассекатели; 3 – U-образные трубы-подогреватели (обвязка) с теплоносителем в виде воды; 4 – дугообразные выемки для крепления рассекателя; 5 – теплопоглощающее покрытие полого рассекателя.


Рисунок 1 – Гелиоподогреватель парафинистой нефти

Рисунок 2 – общий экспериментального образца гелиоподогревателя нефти


Темп разогрева нефти вокруг «горячей» U-образной трубы гелиоподогревателя (рисунок 3) без учета интерференции температурных полей может быть определен по соотношению
(3)

Рисунок 3 – Темп разогрева нефти вокруг U – образных труб

При глубине залегания труб подогревателя δ = 0,04 м время подогрева нефти до поверхности составит τ =0.8 часа, при δ =0,05 м τ 1,1 часа; при δ =0,06 м τ =2,0 часа; при δ =0,07 м τ2,8 часа. Расстояние между ветвями U–образных труб по конструктивным соображениям составляет l 700 мм, (что равно диаметру металлических бочек) расположенных между ветвями-обвязками. При таком расстоянии время формирования канала разогретой нефти составляет τ ≈ 3.0. часа, при температуре наружного воздуха 30°С.

В третьей главе приводятся результаты экспериментальных исследований и испытаний опытно-промышленного образца гелиоподогревателя в промысловых условиях. В качестве теплоносителя использовались вода, температура её на выходе изменялась от 10 до 60ºC с шагом 5ºC при температуре окружающей среды 16-30ºC. Одновременно определялся коэффициент поглощения поверхности солнечного абсорбера путем измерения суммарной и отраженной солнечной радиации. Общий коэффициент теплопередачи Кобщ вычисляется по формуле:
(4)
Исходя из этого для определения коэффициента теплопередачи Кобщ измеряются следующие параметры: температура теплоносителя на входе в абсорбер tжк и на выходе из него tжн, температура окружающего воздуха tн, расход теплоносителя прошедшего через абсорбер G, подвижность воздуха на поверхности абсорбера v.

Особый интерес представляет анализ полученных осадков и компонентный состав выделенной твердой фазы. Данные анализа осадков нефти месторождения «Узень», полученные при центрифугировании, представлены в таблице 1.


С понижением температуры отмечается постоянное увеличение содержания парафина в выделенной центрифугированной твердой фазе. В отношении асфальтеносмолистых отложений наблюдается обратная зависимость: с понижением температуры их количество в осадке уменьшается. Если предположить, что частицы, выпадающие в осадок, при центрифугировании обуславливают и парафинизацию, закрепляясь на поверхностях осаждения, то можно определить и размер этих частиц, как средний размер частиц дисперсной фазы:
Таблица 1 – Содержание твердых осадков при центрифугировании


Фракция

Содержание, %

парафин

асфальтеносмолы

остаток

Нефть месторождения Узень:

Выделенный осадок:

при t = 5-10°С

при t = 15-20°С

при t = 30-40°С

7,6


40,51

18,33


14,25

9,22


14,40

27,00


32,40

83,18


45,09

54,67


53,35


(5)

где d – диаметр частиц: R – наружный радиус вращения центрифугированной нефти; r - внутренний радиус вращения; t = время центрифугирования; n – число оборотов центрифуги.



Проверка полученных результатов осуществляется по критерию Стьюдента

для проведенного числа опытов n при избранной доверительной вероятности α. В большинстве случаев при исследованиях принимают α = 0,95. Найдя значение



и используя ранее полученное значение , рассчитывают погрешность найденного среднего результата:


(6)
С повышением расхода теплоносителя от 0,013 до 0,02 кг/с, наблюдалось возрастание коэффициента теплопередачи, а при дальнейшем увеличении расхода он изменяется незначительно (рисунок 4).

Установлено, с увеличением угла наклона значение теплового потока возрастает, так как с этим возрастает величина лучистого теплового потока. Даже криволинейная поверхность цилиндрических воздухонагревателей-поплавков из металлических бочек, нагревались гораздо быстрее, чем горизонтальная тепловоспринимающая поверхность рассекателей.

Скорость подвижности воздуха, м/с

1 – 0 м/с; 2 – 2,0 м/с; 3 – 3,0 м/с; 4 – 4,5 м/с.

Рисунок 4 - Зависимость общего коэффициента теплопередачи Кобщ от скорости подвижности воздуха при α, град.


При исследовании работы солнечного абсорбера на экспериментальном стенде получен общий коэффициент теплопередачи в зависимости от состояния поверхности, скоростей ветра и расхода теплоносителя. От расхода теплоносителя конвективный тепловой поток зависит незначительно, что согласуется с экспериментами, хотя с его увеличением наблюдается слабое возрастание теплового потока.

Промышленные испытания опытно-промышленного образца подогревателя проводились в июне месяце 2006 года на месторождении «Узень» (рисунок 5). Нефтяной амбар имеет длину 800 м, ширину 600 м, глубину порядка 2 м, с толщиной нефтяного слоя 0,5 м. В начале испытаний в 800 часов утра, температура наружного воздуха составляла 21°С, при этом температура поверхности нефти была чуть ниже, то есть 17°С, что объясняется действием эффективной температуры небосвода, в ночное время суток. Нефть была густая, находилась практически в аморфном состоянии.


Рисунок 5 – Фрагмент испытаний гелиподогревателя в условиях месторождения

По поверхности нефти были распределены 3 ветви подогревателей, для устойчивости закрепленные захватками между U – образными трубами. Для отбора разогретой нефти использовалось насосное оборудование, обеспечивающее объёмный расход VН = 1,0; 3,5; 5,0; 6,0 м/с. Следует заметить, что для выяснения более энергетически эффективной длины образующихся вокруг горячих труб длины, использовались подогреватели разной длины (9,0 м, 12,0 м, 15,0 м).

Отбор разогретой нефти стекающей в каналы вокруг подогревателей, показал, что наиболее целесообразным оказалось применение подогревателей длиной 15,0 м. результаты испытаний показали, что для обеспечения производительности сбора нефти с поверхности амбара, или пропускной способности каналов, в пределах VК = 3,5 – 5,0 л/с, необходимо формирование трех каналов глубиной 0,4 – 0,5 м и шириной δ = 0,3 м, каждый (рисунок 6). Такая производительность отбора нефти была обеспечена системой из трех подогревателей с длиной 15,0 м, расстоянием между ними 0,7 м, и толщине слоя разогретой нефти 0,2 м. время образования каналов «жидкой нефти» не превышало 3 часов, что несколько меньше расчетного периода.

Наличие плёнки расплавленной нефти на поверхности амбара позволяло отключать систему подогрева сразу после образования каналов. Значительная инерционность подогревателя, позволяет продлить эксплуатацию системы в ночной период времени, а в наиболее жаркие месяцы (порядка 17 дней июня, июль, август) вести круглосуточную работу, это свидетельствует о том, что активный сбор нефти можно продлить на 2 месяца. Облачность и сравнительно низкие температуры способствовали постепенному замещению нефти в канале эмульсией, и обводнённость откачиваемой жидкости увеличилась до 10-20%. Результаты испытаний показали, что начало работ, может быть смещено на апрель месяц. И это в той связи, что уже при температуре разогрева до 40-60°С, нефть приобретает подвижность, достаточную для её транспортировки, и максимум не должен превышать 90°С, так как это приводит к выкипанию нефтяных фракций, и потере качества продукта.

1 – в = 0,3 (п = 1); 2 - в = 0,6 (п = 2); 3 - в = 0,9 (п = 3)


Рисунок 6 – Зависимость пропускной способности VК от глубины каналов

При этом, установлено, что уже при температуре наружного воздуха 25°С, металлические поверхности (поплавков – бочек и полого рассекателя) в течение 2,3 часов нагревались до температуры 51°С, с последующей теплопередачей через U – образные трубы в тело аморфной массы амбара.

В используемой на месторождениях технологии подогрева и сбора амбарной нефти как наиболее энергетически эффективная принята система сбора с созданием каналов длиной 25 м (с соответствующей длиной подогревателей). Разработанный гелиоподогреватель, при длине почти вдвое меньшей обеспечивает такую же производительность. Это объясняется тем, что эффективность достигнута за счет увеличения тепловоспринимающей поверхности, путем использования поплавков-бочек в виде воздухонагревателей. Если при длине применяемого в системе сбора U – образного подогревателя 25 м, с диаметром труб 100 мм тепловоспринимающая поверхность составляет 5,0 м2, то предлагаемый подогреватель при длине 15,0 м, располагает площадью поверхности облучаемой солнечной радиацией 8,5 м2, что и отражает эффективность. Вместе с этим установлено, плотность потока теплового излучения солнечной радиации, поглощаемого поверхностью применяемых в настоящее время U – образных подогревателей даже без учета конвективного теплообмена сравнительно мала, так qSЛ – 242 Вт/м2, за счет небольшой тепловоспринимающей их поверхности. Это обуславливает большую металлоемкость, и, следовательно, громоздкость трубчатых водоподогревателей, при длине труб 25 м, и диаметре Ø 100 мм, что показывает их высокую энергоёмкость.

В четвертой главе приводится обоснование эколого-экономической эффективности внедрения энергосберегающей технологии сбора амбарной нефти, с использованием солнечной энергии.

Практическая задача выбора рациональной экологически чистой технологии или гелиоустройства, состоит в определении получаемого энергетического эффекта в сопоставлении его с дополнительными единовременными и текущими затратами.

В связи с тем, что до сих пор отсутствуют твердые цены на гелиотехнические устройства и установки, целесообразно сопоставить их с традиционными системами, в частности используемыми при подогреве воды и системах теплоснабжения.

В качестве теплоносителя для интенсификации процесса разогрева нефти по U-образной трубе, находящейся в сформированном ею канале, и по трубам теплообменного аппарата циркулирует горячая вода.

Проходя по этой системе вода охлаждается с температуры t1 = 90°С до t"1= 50°С. В качестве теплоносителя для интенсификации процесса разогрева нефти по U-образной трубе, находящейся в сформированном ею канале, и по трубам теплообменного аппарата, расположенного в баке-приемнике, циркулирует горячая вода (рисунок 7).

Выбор оптимального варианта гелиосистемы горячего водоснабжения в каждом конкретном случае должна производиться на основе технико-экономического расчета, проведенного с учетом всех особенностей рассматриваемого хозяйственного объекта. Поэтому для получения обоснованных технико-экономических данных, прежде всего, необходимо сгруппировать потребителей по общности их основных характеристик, затем для каждой группы потребителей привести технико-экономические показатели возможных вариантов.



Рисунок 7 – Схема бака-приемника и подогревателя


Вместе с этим вывод об экономической эффективности применения тепловых устройств и установок с использованием солнечной энергии, необходимо увязывать с конкретным вариантом организации производства, и соответствующими единовременными, капитальными вложениями в производственные фонды.

Освоение нового вида энергии снижает удельные затраты или вообще снижает потребление традиционных энергоресурсов на подогрев и удаление высоковязкой нефти с поверхности амбаров-накопителей.

Путем проведения вариантных расчетов устанавливаются границы применяемости тех или иных конструкций гелиоустановок для различных групп потребителей. Гелиоустройства, установки и системы призваны обеспечить получение производственного энергетического эффекта, поэтому эффективность гелиосистемы должна, прежде всего, определяться экономией органического топлива, которая может быть получена при ее эксплуатации.

Ожидаемый годовой экономический эффект от внедрения солнечных водонагревателей определяется по формуле:


(7)
где , - эксплуатационные издержки на 1м3 горячей воды, получаемой с помощью солнечного подогревателя; К1, К2 - удельные капвложения на сравниваемые варианты; Р2 - коэффициент реновеляции, принят равным 0,11; ЕН - нормативный коэффициент, равный 0,15; А2 - объем нагретой воды с помощью солнечного подогревателя; - производственные затраты, равные 145000 тенге (1000 м2). Для вычисления годового экономического эффекта от внедрения солнечных воздуховодонагревателей (1000 м2) воспользуемся следующими расчетными данными: Р2=0,06; ЕН=0,15; =37,99 тенге/сезон; =168,3 тенге/сезон; А2=48 м3/сезон; =14500 тенге; =240,89 тенге; К1=58 тенге; К2=189 тенге.

В результате внедрения гелиоподогревателя для разогрева и сбора застывшей нефти с поверхности накопителей, в условиях НГДУ-4 ОА «Узеньмунайгаз», экономический эффект составил 9 063 560 тенге.


ЗАКЛЮЧЕНИЕ

На основании изложенного можно сделать следующие выводы:



  1. Обоснован гелиопотенциал условий жаркого климата благоприятного для использования солнечной радиации в энергоёмких технологиях подогрева, сбора и ликвидации амбаров-накопителей. Вместе с этим проанализированы различные аспекты опасности наличия накопителей, и дана оценка экологической обстановки в районах разлива аномальной нефти

  2. Доступность получения низкотемпературной теплоты за счет использования солнечной энергии, и анализ известных технических разработок, с выявлением особенностей подогрева и сбора амбарной нефти, позволили создать и предложить гелиоподогреватель высокопарафинистой нефти, и получить решение о выдаче предварительного патента РК на изобретение.

  3. Предложен способ гелиоразогрева и сбора амбарной нефти, путем прямого нагрева устройства и нефти солнечной радиацией, с последующим отбором жидкой нефти. На основе расчета температурных режимов был изготовлен опытный образец гелиоподогревателя. Результаты промышленных испытаний на месторождении Узень, показали работоспособность предлагаемого устройства для подогрева амбарной нефти с последующим отбором жидкой нефти.

  4. Установлено, что при отсутствии циркуляции в течение 12-15 часов при температуре окружающей среды 15°C нефть в трубах не застывает, и этот процесс зависит от диаметра труб и изоляции. Принято, что коэффициент теплопередачи зависит от подвижности воздуха и расхода (массового) теплоносителя от 0,013 до 0,02 кг/с.

  5. Проведены расчеты тепловых режимов на основе условий однозначности, позволяющие обосновать предлагаемое техническое решение подогрева и сбора амбарной нефти, и устройство для его осуществления. Расход теплоносителя в солнечном контуре изменялся от 0,089 до 0,355 кг/с с шагом 0,133 кг/с, при следующих значениях расхода воздуха в воздушной системе: 27,78; 88,88; 102,78 и 185,28 кг/с.

  6. Проведены испытания опытно-промышленного образца гелиоподогревателя в промышленных условиях на нефтяных амбарах месторождения «Узень». Опытно-промышленные испытания подогревателя в системе сбора амбарной нефти, установили возможность внедрения разработанного технического решения в производство.

  7. По результатам испытаний проведен технико-экономический расчет, подтверждающий эффективность данной технологии подогрева и сбора амбарной нефти. Результаты оценки экологоэнергетической эффективности, показывают преимущество гелиоподогревателя для высокопарафинистой нефти, перед известными устройствами, отличающейся большей площадью вхождения солнечной радиации при меньшей длине распределения по поверхности амбара. При сокращении длины подогревателя тепловоспринимаюшая поверхность увеличена почти вдвое.

Оценка полноты решения поставленных задач. Поставленные задачи в диссертации полностью решены, цель работы направленная на разработку экологически эффективной энергосберегающей технологии разогрева и сбора амбарной нефти достигнута. Использование технологии подогрева и сбора амбарной нефти с применением гелиоподогревателя увеличивает тепловоспринимающую поверхность, что дополнительно повышает интенсивность разогрева. Натурные испытания показали, что применение подогревателя позволяет собрать до 50 тонн амбарной нефти в сутки при температуре наружного воздуха 25-300С.

Рекомендации по использованию результатов исследований. Результаты работы можно применять к устройствам для нагрева жидкостей в открытой емкости и быть использованы в системах прудов-испарителей, а также для подогрева застывших высоковязких материалов, например, застывшей нефти с высоким содержанием парафина.

Полученные в диссертационной работе результаты могут быть также рекомендованы для решения экологических вопросов в нефтепромысловых хозяйствах при использовании гелиоподогревателей для утилизации амбарной нефти.



Технико-экономическая оценка эффективности внедрения

Внедрение результатов исследования в практику дает эколого-экономическую эффективность с применением нового гелиоподогревателя, позволившего увеличить срок активного периода подогрева и сбора нефти на 1,5 месяца. Ожидаемый экономический эффект от применения нового нагревателя составил 9 063 560 тенге.



Оценка научного уровня выполненной работы в сравнении с лучшими достижениями в данной области

Все исследования выполнены на современном научно-техническом уровне с использованием нового подогревателя, математической модели теплофизических процессов гелиоразогрева амбарной нефти.

Разработанная технология отличается большей площадью вхождения солнечной радиации при меньшей длине распределения по поверхности амбара.

СПИСОК ОПУБЛИКОВАННЫХ РАБОТ ПО ТЕМЕ ДИССЕРТАЦИИ
1 Кенжетаев Г.Ж., Атабаева А.М., Юнусов Н.Х. К вопросу определения конечных температур подогрева высоковязких нефтепродуктов // Научный журнал МОиН РК «ПОИСК». Серия естественных и технических наук. № 2, Алматы 2003, С. 221-226.

2 Кенжетаев Г.Ж., Атабаева А.М., Юнусов Н.Х. К вопросу определения температуры и теплопередачи нефтепродуктов при подогреве // Научный МОиН РК «ПОИСК». Серия естественных и технических наук. № 3, Алматы, 2003. С. 182-187.

3 Кенжетаев Г.Ж., Атабаева А.М. Юнусов Н.Х. «Кристаллизация парафина как составляющая реологических уравнений при транспортировки нефти с высоким содержанием парафина».//. «Вестник» МОиН и НАН РК №2, Алматы 2003, С. 115-120.

4 Айткулов А.У., Атабаева А.М., Юнусов Н.Х. Анализ состояния разработки месторождения Каракудук. Научный журнал МОиН РК «Поиск» Серия естественных и технических наук. № 4, Алматы 2005 С.198-206.

5 Айткулов А.У., Атабаева А.М., Юнусов Н.Х. Унифицированные технологические схемы комплексов сбора и подготовки нефти, газа и воды нефтегазодобывающих районов. Республиканская научно-практическая конференция «Применение новых технологий в образовании: проблемы и пути их решений». Актау 2005. С. 67-71.

6 Айткулов А.У., Атабаева А.М., Юнусов Н.Х. Исследование эффективности применения ступенчато-термального заводнения // Научный журнал МОиН РК «ПОИСК». Серия естественных и технических наук. №1, Алматы 2006, С.182-192

7 Айткулов А.У., Атабаева А.М., Юнусов Н.Х. Регулирование процесса разработки многопластового нефтяного месторождения путем создания неустановившегося движения жидкости // Научный журнал МОиН РК «ПОИСК». Серия естественных и технических наук. №2, 2006. С.182-192.

8. Кенжетаев Г.Ж., Турдалиева З.Ж., Мусаев Е.К., Омирзак А.А., Юнусов Н.Х. Задачи теплообмена при изменении агрегатного состояния сливной парафинистой нефти // Международная научно-практическая конференция «Инновационные технологии в образовании и подготовке кадров по естественно-техническим наукам» 30-31 марта Таразский государственный университет им. М.Х.Дулати. Тараз 2007, С. 222-228.

9 Кенжетаев Г.Ж, Рзаева К.С., Утеушова А.М., Юнусов Н.Х. Аспекты интенсификации извлечения высоковязкой сливной нефти из накопителей // Международная научно-практическая конференция «Инновационные технологии в образовании и подготовке кадров по естественно-техническим наукам» 30-31 марта. Таразский государственный университет им. М.Х.Дулати. Тараз 2007, С. 217-222

10 Атабаева А.М., Юнусов Н.Х. Причины снижения проницаемости ПЗС месторождения Каламкас// Республиканская научно-практическая конференция «Современные проблемы в нефтегазовой отрасли» Актауский государственный университет. Актау 2007. С 68-73

11 Юнусов Н.Х Изменение агрегатного состояния высокопарафинистой нефти в амбарах-накопителях // Республиканская научно-практическая конференция «Академик Ш.Есенов - его роль в развитии науки и освоении природных богатств Казахстана», Актауский.государственный университет им.Ш.Есенова., Актау 2007. С. 47-50.

12 Кенжетаев Г.Ж., Атабаева А.М.. Рзаева К.С., Юнусов Н.Х. Аспекты теплообмена при изменении агрегатного состояния парафинистой нефти в накопителях // Международная научно-практическая конференция «Реформа образования - путь к реальной конкурентоспособности Казахстана» VII Байконурские чтения. Жезказганский государственный университет им.О.А.Байконырова., 25.05.2007, Жезказган. С. 49-54.

13 Кенжетаев Г.Ж. Рзаева.К, Утеушова.А., Юнусов Н.Х. Гелиоподогреватель для разогрева парафинистой нефти // Научный журнал МОиН РК «ПОИСК» Серия естественных и технических наук. №1, Алматы 2007. С.233-237.

14 Юнусов Н.Х. Исследование причин осложнений в технологических системах транспортировки парафинистой нефти // Научный журнал МОиН «ПОИСК». Серия естественных и технических наук. №2, Алматы 2007. С. 260-266

16 Юнусов Н.Х.Солнечный коллектор, типа лист-труба для разогрева нефти //. «Вестник» МОиН. НАН РК № 2, Алматы 2003. С. 61-63

17 Юнусов Н.Х Оценка энергетической эффективности гелиоподогревателя парафинистой нефти «БАЯНДАМАЛАРЫ ДОКЛАДЫ» НАН РК «Вестник» МОиН. НАН РК №2, Алматы 2007. С. 72-74

18 Кенжетаев Г.Ж., Рзаева К.С., Айтимова А., Юнусов Н.Х. Аспекты интенсификации подогрева и сбора нефти с поверхности накопителей. Международная научно-техническая конференция «Экономические аспекты развития народного хозяйства Западного Казахстана» Западно-Казахстанский аграрно-технический университет 24 июня 2007. Уральск 2007. С. 353-357

19 Кенжетаев Г.Ж, Ахмеджанов Т.К., Атабаева А.М., Юнусов Н.Х. Тепловая задача при наличии теплоизоляции на поверхности застывшей нефти // Международная научно-техническая конференция «Инновационные пути развития нефтегазовой отрасли Республики Казахстан», г.Алматы, КазНТУ, 12-14 декабря 2007г. С 253-256.

20 Юнусов Н.Х. К вопросу изменения распределения фаз нефтяного слоя на поверхности накопителя // Международная научно-техническая конференция «Инновационные пути развития нефтегазовой отрасли Республики Казахстан», г.Алматы,, КазНТУ, 12-14 декабря 2007, С 250 -253

21 Решение от 04.12.2007 № 12-2/4-800 о выдаче предварительного патента РК. Гелиоподогреватель для высокопарафинистой нефти. Заявка № 2006/1300.1. / Кенжетаев Г.Ж., Ахмеджанов Т.К., Юнусов Н.Х, Рзаева К.С., Утеушова А.М., Диханова Ж.С.

22 Предварительный патент РК № 19485, F24J 2/00 (2006.01). Гелиоподогреватель для высокопарафинистой нефти / Кенжетаев Г.Ж., Ахмеджанов Т.К., Юнусов Н.Х, Рзаева К.С., Утеушова А.М., Диханова Ж.С. - Промышленная собственность РК. Официальный бюллетень. № 5 от 15.05.2008. С. 145.

23 Авторское свидетельство № 54714, F24J 2/00 (2006.01). Гелиоподогреватель для высокопарафинистой нефти / Кенжетаев Г.Ж., Ахмеджанов Т.К., Юнусов Н.Х, Рзаева К.С., Утеушова А.М., Диханова Ж.С. - Промышленная собственность РК. Официальный бюллетень. № 5 от 15.05.2008. С. 145.

24 Юнусов Н.Х., Кенжетаев Г.Ж. Устройство для гелиоразогрева выссковязкой нефти в накопителях. // Научно-теоретический и практический журнал «Современный научный вестник» № 17 (43) 2008. Белгород. С. 18-23.

ТҰЖЫРЫМ
Юнусов Нусратулла Қайроллаұлы
Айлақты мұнайды күн сәулесі арқылы жылытужәне жинау технологиясын дайындау (мысалы, Маңғыстау облысы, «Өзен» кенорны)
25.00.36 – Геоэкология
Зерттеу нысаны – Маңгыстау облысы «Өзен» АҚ кен орны кәсіпорны.

Жұмыстың мақсаты – айлақтық мұнайды күн сәулесі арқылы жылыту және жинақтау технологиясындағы энергияны оңтайлы пайдаланудың экологиялық тиімділігін анықтау.

Аталған мақсатты жүзеге асыру үшін төмендегідей мәселелерді шешу қажет:

- зерттеу аймағындағы күн сәулесін экологиялық тұрғыда бағалау;

- айлақтық – қамбалардағы мұнайдың агрегаттық күйін зерттеу;

- күн сәулесі арқылы жылытуды қолданып аймақтық мұнайды жинау және жылыту технологиясын дайынндау;

- күн сәулесімен жылыту құралын пайдаланып суынған айлақтық мұнайды жинауға тәжірибелік зерттеу және өндірістік жағдайдағы құрылымда зерттеу жүргізу;

- күн сәулесі жүйесімен жылыту және парафинді мұнай төгілуін жинаудың экологиялық –экономикалық тиімділігін бағалау;

Зерттеу әдістері: алынған зерттеу нәтижелерінің дұрыстығы мен дәләлдлігі мұнай айлақтары жылыту арқылы жинақтауға ұсынылған тәсіл негізінде жасаланатын өндірістік құрылғының сынақ ұлгісін құрастырып, оны табиғи кәсіптік сыналықпен анықталады. Мұнай балқыту процесстері, теңдеу бірлігі пайдалануда шығарылған жылыту техникалық есептеулер арқылы негізделді.

Жұмыстың ғылыми жаңалығы:


  • күн энергиясын пайдаланып айлақтық мұнайды жинау құрылымын және технологиясын дайындау;

  • жоғары парафинді мұнайды жылыту тиімділігін арттыру негізінде жылу алмасудың есептеуі келтірілді;

  • сыртқы көздердің әсерімен айлақтық мұнайды күн сәулесімен жылыту процесінің теплофизикалық картинасы және математикалық моделі ұсынылды.

Алынған нәтижелердің дұрыстығы мен дәлелденгендігі ұсынылған және патенттелген гелиожылытқыш негізінде жасалған сыналған қондырғы үлгісін құрумен және жүргізілген өнеркәсіптік зерттеулер деректемелерімен расталады. Гелиотехнология негіздемесі жылу режимдерінің қатаю шекарасындағы есептерімен температураның қалпын анықтайтын бір қатарлы жағдайлар негізінде жүргізілген.

Жұмыстың нәтижелерi:

Айлақ-жинаушыларды жылыту, жинау мен жою жылу технологияларында күн радиациясын пайдалану үшін қалыпты ыстық ауа күйіндегі гелиопотенциал негізделді.

Осымен қатар жинақтардың қауіптілігінің сан алуан аспектілері талданды және аномальдық мұнай төгілу аймақтарындағы экологиялық жағдайлары бағаланды. Күн жылуын пайдалану есебінен төменгі температурадағы жылуды алуға және айлақтық мұнайды жылыту мен жинау ерекшеліктерін табумен белгілі техникалық жасау талдауларын алуға қол жету, жоғарыпарафинді мұнайдың гелиожылытқышын құру мен ұсынуға жол берді, сондай-ақ өнертабыстыққа алдын-ала ҚР патентін беру туралы шешім қабылдауға. Айлақтық мұнайды қондырғы мен мұнайды тікелей күн радиациясымен қыздырудың одан әрі сұйық мұнайды сұрыптау жолдарымен гелиожылытқыш әдісімен жинау әдісі ұсынылды. Температуралық режимдер есебі бойынша сыналған гелиожылытқыш үлгісі жасалды. Өзен кен орнындағы өнеркәсіптік сынақтардың нәтижелері айлақтық мұнайды жылыту үшін ұсынылған қондырғының жұмысқа төзімділігін көрсетті. Айлақ бетіндегі қатайып қалған мұнайдың агрегаттық қал күйінің өзгеруімен бірге айлақ бетіндегі мұнайды жинау жылдамдығының өндірісін болжамдайтын жылу алмасу үлгісі анықталды.

Бір қатарлы жағдайлар негізінде айлақтық мұнайды жылыту мен жинаудың ұсынылған техникалық шешімін және оны жүзеге асыру үшін қондырғысын негіздеуге жылу режимінің есептері жүргізілді.

Ұсынылған әдісті пайдаланып айлақтық мұнайды жылыту мен жинаудың гелиотехнологиясы жасалды, Өзен кен орнындағы мұнай айлақтарындағы өнеркәсіптік жағдайда гелиожылытқыштың сынақтық-өнеркәсіптік үлгісін сынау жүргізілді. Айлақтық мұнайды жинау жүйесіндегі жылытқыштың сынақтық-өнеркәсіптік сынаулары арқылы жасалған техникалық шешімді өндіріске енгізу мүмкіншілігі анықталды, сынау нәтижелері бойынша айлақтық мұнайды жылыту мен жинау технологиясы деректемелерінің тиімділігін көрсететін техникалық-экономикалық есеп жүргізілді.

Бағаның экологиялық-энергетикалық тиімділігінің нәтижелері жоғарыпарафиндік мұнайға арналған гелиожылытқыштың айлақ бетіндегі аз ұзындықпен таратылған күн сәулесінің үлкен ауданмен кіруімен ерекшеленетін басқа белгілі қондырғылар алдындағы артықшылығын көрсетеді. Жылытқыш ұзындығының екі есе қысқартылу кезінде жылу қабылдағыш қабаты 1,6 есеге көбейген.

Жаңа гелиожылытқышты қолданып, зерттеу нәтижелерін енгізу өндірісте экологиялық –экономикалық тиімділігін арттырып, мұнай жинау мен оның жылыту аралығын 1,5 айға ұзартуға мүмкіндік береді. Жаңа гелиожылытқышты қолданғанда болжамдық экономикалық тиімділік 9063560 теңгені құрайды.

Алынған жұмыстың нәтижелері ашық сыйымдылықтағы сұйықты қыздыру үшін құрылымдағы және бөгенді буланғыштар жүйесінде пайдаланылады, сонымен қатар, жоғары құрамды парафинді суынған мұнайларды жылытуда қолданылады.



SUMMARY
Yunusov Nusratulla Khairullovich
Development of Solar technology for heating and gathering sump crude oil

(on example of "Uzen" oilfield of Mangistau region)
Speciality: 25.00.36 – Geoecology

The main problem of oil extraction at oilfields is ecological issue of having spilled oil settling pits. In this regard the conception of frozen crude sumps liquidation at the expense of oil heating and collecting makes the research actual.



Scientific research objective: developing a procedure for collecting sump crude oil, running the device field testing and determining the offered solution’s effectiveness.

Scientific research subject: technical implementation of applying solar energy for heating and extracting frozen sump crude and the offered project ecological-economic justification.

Studying heat exchange processes at thermal impact on waxed crude oil via applying an external heat source, assessing effectiveness of the developed procedure and Solar Heater through running real testing.



The purpose of work. To develop ecologically effective energy-conservation solar heating technology and gathering sump crude.

Research problems. For realization of an object in view it was provided to solve the following tasks:

- solar ecology an estimation of researched region;

- research of a modular condition of crude in sump gathering;

- development of technology for heating and gathering sump crude with application solar heat booster;

- experimental researches of gathering sump crude with use solar heat booster and to carry out tests of the device in field condition;

- the ecology economic estimation of efficiency solar systems for heating and gathering drain for heating and gathering sump crude oil.



The positions which are present on defense:

- solar ecology an estimation of researched region and the condition crude in sump gathering;

- development of technology for heating and gathering sump crude and ecology -economic efficiency.

Rebiality and validity: It has been proven that hot climate conditions helio-capability is sufficient for using solar radiation in energy intensive technologies for oil sumps heating, collecting and liquidating.

Moreover several dangerous aspects of having sumps have been analyzed and environmental impact in abnormal spilled oil regions has been assessed.

Low-temperature heat accessibility through using solar energy and common engineering designs analysis with revealing specific traits of heating and collecting sump oil – all of these let create and suggest Solar Heater for high-paraffin crude and acquire preliminary KZ invention patent.

Sump oil heating-up and collecting technique has been proposed which is based on direct heating of device and crude oil by solar radiation with consequent liquid oil withdrawal.

Considering specific temperature conditions a Solar Heater trial model has been designed. Uzen oilfield commercial tests’ results demonstrated the suggested device efficiency intended for heating sump crude oil.

The type of heat exchange system on the sump surface at changing frozen crude oil aggregative state has been determined which let forecast oil collection rate efficiency from the sump surface.

Thermal conditions based on unambiguity principle have been computed which enabled to justify the suggested innovative technology on sump crude heating and collection as well as the device for carrying out the process.

Solar-technology for sump crude heating and collection applying the suggested method has been developed; the Solar Heater trial-commercial model was tested in plant conditions at «Uzen» oil field crude sumps.

The Solar Heater trial-commercial testing within sump crude collection system has let us have an opportunity to introduce the developed innovative technology into full-scale production, a technical and economic assessment based on the testing results has been made which proved the effectiveness of sump crude heating and collection technology.

The results of ecological and energetic effectiveness assessment proved Solar Heater advantage for high-paraffin crude over common devices differing by large area of solar radiation exposure at relatively small distribution length over the sump surface.

At cutting in almost half the Solar Heater length the heat absorbing surface has been increased more than 2,0 times.

Recommendations on use of results of researches.

Results of work can be applied to devices to heating liquids in open capacity and to be used in systems of ponds - reservoir, and also for heating stiffened extra-viscous crude oil materials. For example, the stiffened crude oil with the high contents of paraffin.

The results received in dissertational work can be recommended also for the decision of ecological questions in oil-field economy at use soil heating for recycling crude oil.

Technical and economic estimation of efficiency of introduction.

Introduction of results of research in practice gives ecology-economic efficiency with application new soil heating, allowed to increase term of the active period and for heating gathering of oil by 1,5 months. Expected economic benefit of application of a new heater has made 9 063 560 tenge.

Подписано в печать 20.05.2009 г.

Формат 60х80 1/16. Усл п.л. 1.25. Уч. изд.л. 1.29

Т

ираж 100 экз.







Каталог: rus -> all.doc
all.doc -> Қазақстан Республикасының мереке (демалыс) күндері
all.doc -> М. Х. Дулати мұраларын ұЛЫҚтау міндетіміз бақторазов С. У. М. Х. Дулати атындағы ТарМУ, Тараз
all.doc -> Ғылыми кітапхана
all.doc -> Өмірбаяны байбатша Ә. Б
all.doc -> Библиографиялық құралдар құрастыру Кеңес Библиографиялық құрал
all.doc -> Әож 80: 930. 24 МҰхаммед хайдар дулатидің Ұстазы бабыр және оның Өмір сүрген кезеңІ
all.doc -> Ғылыми кітапхана Көркем әдебиет секторы «Бір ел – бір кітап» акциясы
all.doc -> Халық қаһарманы Бауыржан Момышұлы: Библиографиялық көрсеткіш/ Құраст. Д. Искакова. Тараз: ТарМУ. Ғылыми кітапхана, 2013. 63б. «Халық қаһарманы Бауыржан Момышұлы»
all.doc -> Кµрмені ќалай безендіруге болады


Достарыңызбен бөлісу:


©kzref.org 2019
әкімшілігінің қараңыз

    Басты бет