Халықаралық ғылыми-тәжірибелік конференциясының ЕҢбектері



жүктеу 8.29 Mb.
Pdf просмотр
бет28/81
Дата12.01.2017
өлшемі8.29 Mb.
1   ...   24   25   26   27   28   29   30   31   ...   81

Трубопроводный транспорт 

Казахстан обладает огромными подтвержденными запасами нефти и газа. Для транспортировки 

углеводородов  в  республике  используется  более  20  тыс.  км  магистральных  трубопроводов. 

Проблемы  внутреннего  рынка  заключаются  в  том,  что  запасы  и  добыча  нефти  сосредоточены  на 

западе, в то время как потребители находятся на юго-востоке и индустриальном севере.  

Большинство из существующих трубопроводов были построены несколько десятилетий назад и 

предназначались для реализации целей бывшего Советского Союза. Казахстаном проделана большая 

работа  по  развитию  трубопроводной  инфраструктуры  с  учетом  того,  что  трубопроводы  являются 

самым  дешевым  и  экологически  безопасным  способом  транспортировки  углеводородов.  Новые 

трубопроводы    расширяют    географию    экспорта    и    воплощают    идею  создания  многовекторной 

системы  транспортировки  казахстанской  нефти  и  газа  [6].  Развивается  газификация  населенных 

пунктов  в  Казахстане,  увеличивается  экспорт  казахстанского  газа  и  транзит  газа  по  территории 

республики. Основными достоинствами трубопроводного транспорта являются: 

-  возможность  прокладки  трубопровода  в  любом  направлении  и  на  любое  расстояние  -  это 

кратчайший путь между начальным и конечным пунктами; 

-  бесперебойность  работы  и  соответственно  гарантированное  снабжение  потребителей, 

независимо от погоды, времени года и суток; 

- наибольшая степень автоматизации; 

- высокая надежность и простота в эксплуатации; 

- разгрузка традиционных видов транспорта. 

К недостаткам трубопроводного транспорта относятся: 

-  большие  первоначальные  затраты  на  сооружение  магистрального  трубопровода,  что  делает 

целесообразным применение трубопроводов только при больших, стабильных грузопотоках; 

-  определенные  ограничения  на  количество  сортов  энергоносителей,  транспортируемых  по 

одному трубопроводу; 

-"жесткость" 

трассы 

трубопровода, 



вследствие 

чего 


для 

организации 

снабжения 

энергоносителями новых потребителей нужны дополнительные капиталовложения. 

Трубопроводный  транспорт  –  один  из  наиболее  динамично  развивающихся  видов  транспорта. 

Пожалуй,  его  главным  отличием  от  других  видов  транспорта  является  тот  факт,  что  в  процессе 

транспортировки  товара  перемещается  сам  товар,  но  не  транспортное  средство  (во  многом  это 

обусловлено  физическими  свойствами  транспортируемого  товара  –  нефти,  газа,  др.).  Это  отличие 

является причиной ряда особенностей [7]. 

Создание широкой сети трубопроводов позволяет более эффективно перемещать природный газ, 

нефть  и  нефтепродукты  на  большие  расстояния  без  промежуточных  процессов  их  перегрузки,  что 

имеет  место  на  других  видах  транспорта.  Отсюда  возникает  важная  особенность  трубопроводного 

транспорта - непрерывность его функционирования. 

Достоинство трубопроводного транспорта - возможность прокладки его магистралей в условиях 

разного  рельефа  местности,  через  большие  водные  пространства,  в  том  числе  моря,  в  условиях 

вечной мерзлоты. Этот вид транспорта может функционировать в любых климатических и погодных 

условиях, потери при транспортировке минимальны. 

Однако  создание  газо-  и  нефтепроводов  приводит  к  определен-ным  экологическим  проблемам 

(разрыв  труб  и  выброс  нефти  и  газа,  нарушение  естественного  покрова  при  прокладке  труб,  в 

северных районах при наземных трассах трубопроводов - помехи для миграции животных). 

Нельзя  не  упомянуть  и  проблемы  дороговизны  строительства  и  ремонта.  Кроме  того  для 

обеспечения 

начала 

работы 


нового 

трубопровода 

необходимо 

заполнить 

трубопровод 

перекачиваемым продуктом, а для поддержания необходимого давления по всей длине трубопровода 



 

160 


необходимы, через  определенные расстояния, в зависимости от рельефа трассы дожимные насосные 

станции, что также требует значительных средств [8]. 

Еще  одной  отличительной  чертой  трубопроводного  транспорта  является  его  большая 

протяженность.  Суммарная  протяженность  только  магистральных  нефте-  и  газопроводов  в  мире 

приближается  к  2  млн  км,  т.е.  почти  вдвое  превышает  длину  железных  дорог  и  в  отличие  от 

последних  продолжает  увеличиваться.  Трубопроводы,  в  особенности  магистральные,  с  большой 

пропускной  способностью,  пролегают  в  основном  по  трассе  месторождение  -  переработка  – 

потребитель, которая может быть растянута на многие километры по территориям нескольких стран. 

Этот  вид  транспорта  наименее  всех  защищен  от  хищений,  так  как  сделать  отводную  трубу  очень 

просто, а проследить за многокилометровой трассой просто нереально [9]. 

В общем объеме перевезенных грузов в 2010 году доля трубопроводного  транспорта  составила 

8%,  в    грузообороте  –  23%.  В  объеме  совокупных  доходов  от  транспорта  доля  трубопроводного 

транспорта  составляет  39,8%.  В Казахстане  транспортировку  нефти  и газа  осуществляют  компании: 

«КазТрансОйл» («КТО») и «КазТрансГаз» («КТГ»). За 2010 год перекачано 194,0 млн. тонн нефти и 

газа по сравнению со 166,1 млн. тонн за 2003 год.  

Трубопроводный  транспорт  в  Казахстане  представлен  магистраль-ными  нефтепроводами  – 

7912,0  км  и  газопроводами  –  12269,0  км  .  Плотность  трубопроводов  в  расчете  на  1000  кв.  км 

территории  республики  увеличилась  в  Казахстане  в  2006  –  2010  годах  с  6,0  до          7,4  км.  По  мере 

увеличения  объемов  инвестирования  в  нефтедобычу  Казахстан  приступил  к  реконструкции 

магистральных трубопроводов. Имевшее место некоторое снижение протяженности нефтепроводов в 

период  2003  –  2006  годов  связано  с  их  реконструкцией  и  демонтажом  неиспользуемых 

трубопроводов. 

Таким  образом,  трубопроводы  являются  наиболее  безопасным  и  эффективным  средством 

транспортировки  больших  объемов  нефти  и  природного  газа  на  суше.  В  Казахстане  приоритетно 

будет развиваться трубопроводный транспорт экспортного направления, что связано с перспективой 

увеличения объема добычи нефти [10]. 



 

Литература 

 

1.  Можарова  В.В.  Транспорт  в  Казахстане:  современная  ситуация,  проблемы  и  перспективы 

развития. – Алматы: КИСИ при Президенте РК, 2011 – 216 с. 

2.  Коршак  А.А.,  Шаммазов  А.М.  Основы  нефтегазового  дела.  Учебник  для  ВУЗов.  Издание 

второе, дополненное и исправленное: - Уфа.: ООО “ДизайнПолиграф Сервис”, 2002 - 544с.  

3. Алиев Р.А., Белоусов В.Д., Немудров А.Г. Трубопроводный транспорт нефти и газа, 1988   

4. http://www.mining-enc.ru/t/transport-nefti/ 

5. http://www.pavlodar.com/zakon/?dok=01025&uro=11001 

6. http://www.kazedu.kz/referat/178198 

7. http://www.kazlogistics.kz/upload/files/info/programme.pdf 

8. http://www.kisi.kz/img/docs/5773.pdf 

9. http://www.etsrf.ru/razdel_a_10_3_dalneishie_perspectivi_razvitija_ truboprov.transp.php 

10. 

http://oilloot.ru/o-sajte/82-transportirovka-i-khranenie-gaza-nefti-i-nefteproduktov/196-dalnij-



transport-nefti-i-gaza 

 

 

ОСАЖДЕНИЕ ДИУРАНАТА АММОНИЙ ПРИ РАЗЛИЧНЫХ ЗНАЧЕНИЯХ рН 

 

Бекмурзаева А. Н., Масимханов У.Ш., Накатаев М. Е. 



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

 

Для  выделения  урана  из  растворов  можно  использовать  химическое  осаждение,  ионообменные 



процессы  и  экстракцию.  Химическое  осаждение  урана  может  быть  применен  лишь  к  хорошо 

осветленным растворам. При выщелачивании получается два типа растворов: кислые и карбонатные 

с различным соотношением урана и примесей. При проведении осаждения стремятся к уменьшению 

потерь с маточными растворами, а также к освобождению от примесей. 

Для  шестивалентного  урана  характерна  амфотерность,  причем  и  кислотные  и  основные  свойства 

выражены довольно  слабо. Поэтому соли  уранила сравнительно легко гидролизуются (при pH = 3,8–6), 



 

161


все  соли  урановых  кислот  нерастворимы.  В  силу  этого  наиболее  простой  способ  выделения  урана  из 

кислых растворов – щелочное осаждение [1]. 

При обработке сернокислых растворов урана аммиаком значитель-ная его часть расходуется на 

нейтрализацию кислотности: 

 

H

2



SO

4

 + 2NH



4

OH→(NH


4

)

2



SO

4

 + 2H



2

 



При достижении pH = 3,8 начинается гидролиз уранилсульфата: 

 

UO



2

SO

4



 + 2H

2

O → UO



2

(OH)


2

↓ +H


2

SO

4



 

В  дальнейшем  гидроксид  уранила  взаимодействует  с  аммиаком  с  образованием  полиуранатов 



аммония: 

 

2UO



2

(OH)


2

 + 2NH


4

OH→(NH


4

)

2



U

2

O



7

↓ +3H


2

 



Суммарное уравнение осаждение диураната аммония: 

 

2UO



2

SO

4



 + 6NH

4

OH→(NH



4

)

2



U

2

O



7

↓ + 2(NH


4

)

2



SO

4

 + 3H



2

O. 


 

Состав осадка переменный, он зависит от вида кислот, концентрации урана. При осаждении урана из 

разбавленных сернокислых растворов состав осадка близок к диуранату ((NH4)

2



.

 2UO


3

). При осаждении 

из концентрированных сернокислых растворов получается осадки сложного состава, например: 

 

(NH



4

)

2



[(UO

2

)



2

SO

4



(OH)

4



.

 4H


2

O[2]. 


 

Целью  данной  работы  являлось  изучение  влияния  значения  pH  осаждения  урана  из  десорбата 

позиции  R406  аммиаком  на  химический  состав  получаемого  осадка  и  крупность  образующихся 

кристаллов. 

Осаждение урана проводили титрованием десорбата, отобранного в емкости R406, 25% водным 

раствором  аммиака  при  поддержании  значения  pH  6,  7,  8.  Для  дозирования  десорбата  был 

использован перистальтический насос Ismatec REGLO Digital. Для дозирования аммиака, контроля и 

поддержания  установленного  значения  pH  был  использован  титратор  Mettler  Toledo  DL  58, 

подключенный  к  компьютеру  с  отображением  графиков  текущих  значений  pH  в  режиме  реального 

времени (рис. 1). Начальные характеристики десорбата:     рН – 1,63; концентрация U, г/л – 54,1. 

 

 

 



Рисунок 1. Схема установки для проведения теста 

 

В  ходе  исследования  в  стеклянный  стакан  наливали  воду  в  количестве  200  мл,  на  дозирующем 



насосе  установливался  расход  3  мл  десорбата  в  минуту.  Для  поддержания  заданного  значения  pH 

титратором, который измерял текущее значение pH, автоматически дозировался аммиак. Перемешивание 

проводили  с  помощью  пропеллерной  мешалки.  Эксперимент  завершали  после  переработки  300  мл 

десорбата. Опыт повторяли три раза при значениях pH 6, 7, 8. Полученный осадок  отфильтровывали на 

вакуумной фильтровальной установке и анализиро-вали на содержание урана и сульфатионов. Крупность 

образовавшихся кристаллов измеряли на лазерном анализаторе Mastersizer 2000. 

Полученные  экспериментальные  данные  в  пересчете  на  сухое  вещество,  выраженные  в  массовых 

процентах, представлены в таблице 1. 



 

162 


Таблица 1 

Содержание урана и сульфат-ионов в осадках 

 

pH 


U пересчете  

на сухое 

SO

4

2



-ионы в пересчете 

на сухое 

SO

4

2-



-ионы в 

пересчете на уран 

66,9 


9,6 

14,4 


73,4 


0,8 

1,1 


75,0 


0,7 

0,9 


 

На  рисунке  2  показано  содержание  частиц  крупностью  от  нижнего  предела  обнаружения  до        

3  мкм,  выраженное  в  процентах  от  общего  количества  частиц  каждой  порции проанализированного 

осадка. Шаг изменения крупности частиц при расчете их процентного содержания равен 0,1 мкм. 

 

 

 



Рисунок 2. Крупность частиц при различных значениях рН (%) от общего количества 

 

На рисунке 3 показано содержание частиц крупностью от нижнего предела обнаружения до 50 мкм, 



выраженное в процентах от общего объема частиц каждой порции проанализированного осадка. Шаг из-

менения  крупности частиц при расчете их процентного содержания равен 2 мкм.  

 

 

 



Рисунок 3. Крупность частиц при различных значениях рН (%) от общего объема 

 

163


Проведенные  исследования  показали,  что  с  точки  зрения  химичес-кого  состава  диуранат  аммония, 

полученный при pH8, обладает наилучшими качествами, однако, диуранат аммония, полученный при pH 7 

обладает  наибольшей  крупностью,  незначительно  уступая  при  этом  по  химическому  составу  диуранату, 

полученному при pH 8. Таким образом, pH 7 является наиболее предпочтительным из изученных значений 

для получения диураната аммония. Наихудшим по качеству является диуранат, полученный при pH 6. 

 

Литература 

 

1.  И.И.  Жерин,  Н.  С.  Тураев.  Химия  и  технология  урана.  –  М.:ЦНИИАТОМИНФОРМ,  2005.  – 

195 с. 

2.  E.C.  Бугенов,  О.В.  Василевский,  А.П.  Патрин.  “Физико-химические  основы  и  технология 



получения химических концентратов природного урана” –  185 с. 

 

 

МЕТОДЫ ОГРАНИЧЕНИЯ ВОДОПРИТОКОВ И ГИДРОФОБИЗАЦИЯ  

ПРИЗАБОЙНОЙ  ЗОНЫ ПЛАСТА 

 

Мухаммед Абдель-Гани Халифа*, Бисенгалиева Д.И. 

Каирский технический университет, Египет*, 

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

            

Неоднородность  пластов  по  проницаемости  -  одна  из  главных  причин  неравномерного 

вытеснения  нефти  водой  и  преждевременного  обводнения  высокопроницаемых  пропластков  при 

неполной  выработке  пластов,  а  в  поздней  стадии  разработки  месторождений  –  образование 

обширных  промытых  зон  в  коллекторе.  При  этом  эксплуатация  добывающих  скважин 

сопровождается отбором большого количества попутной воды. 

В  этих  условиях  для  ограничения  притока  закачиваемых  и  пластовых  вод  в  скважины 

предлагается  увеличить  фильтрационное  сопротивление  обводненных  зон  не  только  в  ПЗП,  но  и 

удаленных  зонах  от  скважины  за  счет  закачки  больших  объемов  технологической  жидкости.  Для 

достижения  этой  цели  разработаны  технологии  ограничения  поступления  вод  с  скважины  с 

использованием поли-мердисперсных систем (ПДС) со сшивающими агентами (АМГ и др.). 

Сущность технологии заключается в закачивании компонентов ПДС со сшивающими агентами. 

При закачке сшивающий агент внедряется в частички полиакриламид ПАА и глины. Частицы глинис-

той  суспензии  также  взаимодействуют  со  свободными  функциональ-ными  группами  ПАА.  В 

обводненных  зонах  высокопроницаемого  пласта  происходит  процесс  флокуляции  и  сшивки  с 

образованием  сшитой  полимердисперсной  системы.  Образующиеся  сшитые  глино-полимерные 

комплексы по своим размерам превосходят размеры низкопроницаемых зон и частиц глины до 10 и 

более  раз.  Этим  ограничивается  проникновение  частиц  глин  и  образовавшихся  флоккул  ПДС  в 

низкопроницаемые  нефтенасыщенные  зоны  коллектора.  Избирательному  воздействию  МПДС  на 

пласт  еще  способствует  отсутствие  возможного  образования  ПДС  в  углеводородной  среде,  т.е.  в 

пропластках коллектора с остаточными нефтями. 

Методы  физико-химического  ограничения  водопритоков  с  использованием  водорастворимых 

полимеров  (не  только  гипана)  имеют  один  общий  недостаток  -  механизм  их  взаимодействия  с 

проницаемой  средой  и  пластовыми  жидкостями  не  контролируется,  а  сам  процесс  снижения 

проницаемости обрабатываемого пласта не всегда поддается эффективному управлению. 

В  настоящее  время  большинство  месторождений  УВ-сырья  эксплуатируется  при  значительном 

обводнении продукции скважин. Причины и тип обводнения могут быть различными, но независимо 

от этого в призабойной зоне пласта вода блокирует поступление нефти и газа к забою добывающих 

скважин.  Создание  водяной  блокады  в  призабойной  зоне  продуктивного  пласта  является  одной  из 

самых  распространенных  причин  уменьшения  продуктивности  нефтяных  и  газовых  скважин, 

поэтому  борьба  с  водопритоком  фактически  является  одним  из  методов  повышения  нефтеотдачи. 

Снижению  обводненности  добываемой  продукции  и  интенсификации  добычи  нефти  способствует 

проведение ремонтно-изоляционных работ (РИР) с использованием полимерных материалов. 

Проведение РИР обеспечивает решение следующих проблем: 

- продление срока службы скважин;  

-  регулирование  выработки  нефтеносных  коллекторов  неоднородного  эксплуатационного 

объекта за счет отключения или селективной изоляции обводненных, пластов;  



 

164 


- уменьшение добычи попутной воды со снижением энергозатрат;  

- обеспечение охраны недр и природных ресурсов.  

В зависимости от влияния на показатели разработки извлекаемую попутно с нефтью воду можно 

разделить  на  два  вида.  К  первому  виду  относится  закачиваемая  вода,  отбор  которой  оказывает 

двоякое  влияние:  с  одной  стороны,  результатом  этого  является  увеличение  коэффициента 

нефтеотдачи  пластов,  а  с  другой  стороны  при  этом  растет  себестоимость  добываемой  нефти.  Ко 

второму  виду  относится  посторонняя  и  подошвенная  вода на  участке  отбирающей  скважины,  отбор 

которой удорожает себестоимость нефти и осложняет выработку пластов. 

Мероприятия по ограничению притока вод первого вида предусматривают изоляцию промытых 

пропластков,  отключение  обводненных  пластов  из  разработки,  ограничение  притока  закачиваемых 

вод  из  разработки  выравниванием  профиля  приемистости  нагнетательных  скважин  и  нахождение 

оптимальных величин  отбора  ее  из  пласта. Мероприятия по  ограничению притока  вод  второго  вида 

сводятся  к  улучшению  качества  цементирования  эксплуатационных  колонн  при  строительстве 

скважин (первичное крепление) и водоизоляционных работ при эксплуатации (вторичное крепление).  

На поздней стадии разработки на долю-ремонтно-изоляционных работ приходится существенная 

часть  от  общего  объема  работ,  проводи-мых  при  капитальном  ремонте  скважин.  В  то  же  время 

существующие  в  настоящее  время  технологии  и  тампонажные  составы  недостаточно  эффективны. 

Одной  из  причин  низкой  эффективности  РИР  является  широкое  использование  дисперсных 

тампонажных составов на основе цемента. Этим составам свойственны невысокая седиментационная 

устойчивость  и  высокая  вязкость.  Они  легко  разделяются  на  фазы,  взаимодействуют  с  пластовыми 

жидкостями,  газами  и  горными  породами  с  ухудшением  своих  характеристик,  обладают  высокой 

вязкостью. О низкой эффективности цементных тампонажных растворов свидетельствует то, что с их 

применением  с  первой  попытки  удается  загерметизировать  только  около  30%  скважин  с 

нарушениями эксплуатационных колонн. Многократное повторение тампонирования до достижения 

герметичности,  даже  с  учетом;  доступности,  низкой  цены  и  простоты;  использования,  во  многих 

случаях 


делает 

применение 

минеральных 

тампонажных 

материалов 

экономически 

нецелесообразным.  Применение  более  совершенных  тампонажных  составов;  часто  происходит  в  

условиях, не соответствующих критериям: их использования.  

Наличие  ряда  проблем;  связанных,  с  высокой  обводненностью  добываемой  продукции 

недостаточной  эффективностью,  технологий  ограничения;  водопритока,  указывает  на  актуальность 

задачи  совершенствования;  технологий  и  тампонажных  составов  для  РИР.  Эффективность  РИР 

может  быть  существенно  увеличена  при  определении  оптимальных  геолого-технических  условий; 

применения  известных;  технологий,  а  также  за  счет  разработки;  новых  тампонаж-ных  составов; 

обладающих  более  высокими;  технологическими;  характеристиками  и  повышенной  изолирующей 

способностью.  

Применение  гидрофобизаторов,  пеноцементных  и  осадкогеле-образующих  систем  с  целью 

воздействия на пласт для предупреждения и ограничения водопритока к добывающим скважинам. 

В  промысловой  практике  широко  известны  способы  ограничения  водопритока  в  скважину 

посредством  обработки  пласта  гидро-фобизирующей  поровое  пространство  эмульсией  на 

углеводородной  основе.  Однако  существенным  недостатком  известного  способа  является  тот  факт, 

что  экранирующий  состав  под  действием  напора  пластовых  вод  через  некоторое  время  вытесняется 

обратно в ствол скважины. 

Технический  результат  предлагаемого  способа  ограничения  водопритока  в  скважину  - 

повышение эффективности способа за счет  дополнительной гидрофобизации порового пространства 

коллектора и создания более надежного изоляционного экрана. 

Этот  результат  достигается  тем,  что  способ  ограничения  водопритока  в  скважину  включает 

закачку инициатора полимеризации силиката натрия, затем разделителя и раствора силиката натрия, 

причем  в  качестве  инициатора  полимеризации  используют  гидрофобную  инвертную  эмульсию 

следующего состава, об.%: нефть - 20-35; конденсат - 5-40; азотная кислота 20-25% - 58; эмульгатор - 

2, а в качестве разделителя применяют газовый конденсат. 

Сопоставительный  анализ  с  прототипом  показывает,  что  отличительные  признаки  нового 

способа  изоляции  водопритока  являются  необходимым  и  достаточным  условием,  характеризующим 

новизну  объекта  изобретения,  а  именно  последовательность  закачки  и  состав  отверждающего 

силикат натрия реагента. 

Существует  множество  методов  и  технологий  ограничения  водопритока  и  интенсификации 

добычи  нефти,  однако  их  недостаточная  эффективность,  а  также  разнообразие  условий  и  причин 

обводнения  способствуют  дальнейшим  разработкам  в  данной  области.  Одним  из  направлений 


 

165


снижения  обводненности  нефтяных  скважин и увеличения их продуктивности являются технологии 

на основе гидрофобизации призабойной зоны добывающих скважин. 

За  последнее  десятилетие  появилось  множество  технологий,  целью  которых  является 

гидрофобизация  призабойной  зоны  пласта  и  тем  самым  снижение  обводненности  добываемой 

продукции.  Вместе  с  тем  по  поводу  идей  гидрофобизации  существуют  и  другие  мнения, 

отрицательно  относящиеся  к  приданию поверхности  пород  пласта гидрофобных  свойств,  что,  по  их 

мнению, негативно воздействует на процесс фильтрации флюидов. 

 

Литература 

 

1.Герштанский  О.С.  Добыча  высокопарафинистых  нефтей  на  поздней  стадии  разработки 



многопластовых месторождений Казахстана. //Нефтяное хозяйство,1995, № 8, 110-113 с. 

2.  Ускумбаев 

К.Р. 

Эффективность 



технологии 

интенсификации 

добычи 

нефти 


на 

месторождениях  ПУ  «Жетыбаймунайгаз»  АО  «Мангистаумунайгаз».  Журнал  «Нефть  и  Газ 

Казахстана», №3, 2002, 58-63с. 

3.  Герштанский  О.С.  Добыча  высокопарафинистых  нефтей  на  поздней  стадии  разработки 

многопластовых месторождений Казахстана. //Нефтяное хозяйство,1995, № 8, 110-113 с. 

4.  Теслюк Е.В, Розенберг М.Д., Сафронов С.В., Герштанский О.С. и др. Принципы создания энерго-

и  ресурсосберегающих  технологий  разработки  месторождений  парафинистых  и  вязких  нефтей  с 

применением термозаводнения. //Нефтяное хозяйство, 1995 № 4, 14-18с. 

5.  Амерханов  И.М.  Закономерности  изменения  свойств  пластовых  жидкостей  при  разработке 

нефтяных месторождений. М.: ВНИИОЭНГ,1980, 49с. ( Нефтепромысловое дело). 

6.  Тронов  В.П.,  Гуськова  И.А.  Механизм    формирования  асфальто-смоло-парафиновых 

отложений на поздней стадии разработки месторождений. //Нефтяное хозяйство, 1999, № 4, 24-25с. 

7.  Дерягин Б.В., Чураев Н.В., Муллер В.М. Поверхностные силы. М.:Наука, 1985, 398. 

 

 



ИСПОЛЬЗОВАНИЕ ИННОВАЦИОННЫХ МАТЕРИАЛОВ ПРИ   СТРОИТЕЛЬСТВЕ 

МАГИСТРАЛЬНОГО ТРУБОПРОВОДА 

 

Борзова Т.В., Черезов Д.А., Букенова М.С. 

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

 

Традиционный  способ  борьбы  с  коррозией  трубопроводов  заключается,  как  известно,  в 



специальной  обработке  труб  и  проведении  периодической  диагностики,  что  требует  достаточно 

весомых  затрат  средств  и  рабочего  времени.  Применение  современных  материалов  в  производстве 

труб  позволяет  производителю  выбрать  между  старым  способом  и  новым,  радикальным.  Он 

заключается  в  переходе  на  трубы,  изготовленные  из  стекловолокна  и  полимера  (рисунок  1).  При 

использовании таких труб о существовании коррозии можно просто забыть. 

 

 



 

Рисунок 1. 



 

166 


С  точки  зрения  экономической  эффективности  одним  из  наиболее  приемлемых  вариантов 

решения  данной  проблемы  является  переход  к  стеклопластиковым  трубам.  Стеклопластики 

представляют  собой  композитные  конструкционные  материалы,  сочетающие  высокую  прочность  с 

относительно  небольшой  плотностью.  В  разных  отраслях  промышленности  они  успешно 

конкурируют  с  такими  традиционными  материалами,  как  металлы  и  их  сплавы,  бетон,  стекло, 

керамика, дерево. В ряде случаев конструкции, отвечающие специальным техническим требованиям, 

могут  быть  созданы  только  из  стеклопластика.  Изделия  из  этого  материала  получили  особенно 

широкое распространение в оборудовании нефте-химической и газодобывающей отраслей. 

Основные  преимущества  стеклопластиковых  труб  перед  традиционными  металлическими 

аналогами (таблица 1,2) [1]: 

 

в 4 раза легче, 



 

низкая стоимость монтажа, 

 

высокая коррозийная стойкость, 



 

хорошие гидравлические параметры, 

 

отсутствие коррозионных отложений на внутренней поверхности, 



 

исключительно высокая способность выдерживать давление и осевую нагрузку, 

 

в 4-5 раз больший срок службы. 



 

Таблица 1 

Сравнительная характеристика труб 

 

Характеристика материалов 



 

Сталь 


Стеклопластик 

Придел прочности при растяжении, МПа 

200 

140 


Модуль упругости, ГПа 

210 


56 

Плотность, кг/м

3

 

7800 



1900 

Коэффициент линейного температурного 

расширения 10,1% 

12 


16-22 

Теплопроводность, ккал м час 

0

С 

47 



0,5 

Удельная прочность, км 

5,8 

39,0 


 

Таблица 2 

Сравнительная характеристика труб 

 

Наименование показателя 



Стальные  

трубы 


Стеклопластиковые трубы 

Внутренний диаметр, мм 

62,0 

63,0 


Наружный диаметр, мм 

73,0 


71,3-81,3 

Погонная масса 

9,5 

2,0-4,4 


Внутреннее разрушающе давление, 

МПа 


49,0 

21,0-41,4 

Разрушающая осевая 

растягивающая нагрузка, кН 

278 

144-427 


Предельная длинна колонны, мм 

2300 


2340-3310 

Срок службы 

2-10 

50 


 

Компания  АМИАНТИТ  –  мировой  лидер  в  производстве  стеклопластиковых  труб, 

располагающая  более  чем  35-ти  летним  опытом  работы  в  сфере  технологий  их  производства, 

обеспечивает  на  своих  производствах  долговременное  техническое  и  инженерное  сопровождение 

(техническую  помощь,  разработка  и  поставка  сырьевых  материалов  по  специальным  ценам, 

совершенствование  технологического  и  производственного  процесса)  Совместно  с  Казахстанскими 

учредителями, компанией АМИАНТИТ создано предприятие по выпуску стеклопластиковых труб в 

городе Астана - ТОО «AmitechAstana» (Амитех Астана) [2]. 

Недостатком  этих  труб  является    -  высокая  их  стоимость,  длительный  срок  производства  и 

невозможность  сварки  встык.  Крепление  данных  труб  производится  применением  фланцевого  типа 

соединения  (стальные  вставки)  или  использованием  клеевых  композиций  для  монтажа  стыков 

данного типа материалов. 



 

167


Трубы  стеклопластиковые  соответствуют  самым  строгим  требованиям  в  отношении  жесткости 

материала  и  размерных  допусков.  Согласно  классу  пожарной  безопасности  -  трудногорючие.    Особое 

значение  имеют  процесс  намотки  и  научно  обоснованный  подход  к  разработке  технологии  этого 

процесса.  Автоматизация  намотки,  увеличение  числа  контролируемых  технологических  параметров,  а 

также  повышение  точности  их  контроля  и  измерения  способствуют  не  только  повышению 

производительности труда и улучшению качества изделий, но и позволяют  уменьшить число  операций, 

снизить численность персонала и сделать технологию безотходной [3]. 

Таким образом, магистральные трубопроводы, используемые для транспортировки газа и нефти, 

строятся на базе крупных предприятий, которые отвечают за качество построенного, поэтому выбор 

стекло-пластиковых материалов при строительстве совершенно оправдан [4]. 

Восстановление  трубопроводов  применяет  технологии,  при  которых  старые  трубы  из  металлов 

могут соединяться с новыми полимерными [5]. 

 

Литература 

 

1. Журнал «Трубопроводы и экология» №3, 1999 г. 

2. ТОО "Amitech Astana" (Амитех Астана), 2011 г. 

3.Коршак А.А., Шаммазов А.М. Основы нефтегазового дела: Учебник для вузов. – 3-е изд., испр. 

и доп. – Уфа.ООО «ДизайнПолиграфСервис», 2005. – 528 с 

4.  Антонова  Е.О.,  Брандман  Э.М.  История  эксплуатации  нефтегазовых  объектов  в  России  и  за 

рубежом: Учеб. Пособие. – М.: ООО «НедраБизнесцентр», 2005. – 151 с. 

5. Волобуев И. Бросок через Балтику. Газ. промыш. – 2003. 

 

 

MEOR USE OF TECHNOLOGIES FOR ENHANCED OIL RECOVERY 



 

Buller A.V

KazNTU called after K.I. Satpaev, Almaty, Kazakhstan 

 

In  the  early  years  of  microbiology,  the  ability  of  microorganisms    to    degrade  hydrocarbons  (HC)  was 



viewed as a biological curiosity but as time progressed it was speculated that they might have useful properties for 

the  petroleum  industry.  The  first  report  of  the  microbial  attack  on  a  HC  was  Miyoshi’s  report  on  paraffin 

utilization by the fungus Botrytis cinerea  in 1895 (Humphrey, 1967).  Aside from a few scattered reports on the 

utilization of HC by microbes, early research on  their potential role in the petroleum industry was carried  out  by  

Russian    microbiologists  (Mogilevskii,  1940;    Bokova  et  al.,  1947;  Nechaeva,  1949;  Kartsev  et  al.,  1959;  and 

Kuznetsov et al., 1963). In the U. S. there were very few reports dealing with petroleum microbiology aside from 

the patent literature and a few reports from universities (Beerstecher, 1954;  Sharpley, 1961; and Davis, 1967). 

As we know, some of the  microbial activities are detrimental to the industry while other activities can 

be of potential value. For example, microbes can destroy valuable HC  products;  they can destroy additives 

in  drilling  mud;  they  can  cause  plugging  in  oil  wells;  and  they  can  cause  corrosion  of  pipelines  and  other 

metallic  equipment.  On  the  other  hand,  they  can  be  used  to  locate  oil  deposits,  help  remove  paraffin  from  

producing  wells, enhance oil recovery, and be employed to help re- mediate oil spills. 

The question arises as to why  there was so little interest in the role of microbes in the petroleum industry, 

particularly in view of the potential value to the industry. It must be remembered that it was not un- til the 1940’s 

that a U. S. oil company hired a  full-time microbiologist, thus most of the research on petroleum  microbiology 

was conducted in university laboratories. Consequently, potential uses of microbes in the industry were based on 

laboratory experiments, not  field demonstrations, and were viewed with  a certain amount of skepticism. Also,  it 

must  be remembered that microbiology as a science was less than a hundred years old at the time and therefore 

people  in  other  disciplines,  e.g.,  geology  and  petroleum  engineering,  had  little  or  no  understanding  of 

microbiology.  Furthermore,  during  the  early years of petroleum microbiology, the use of microbes, particularly 

in oil wells, was thought  to be impossible because of  the temperature and salinity found in  many wells. 

With the ever-increasing demand for oil and the inevitable reduction in supply (Simmons, 2005), more 

and    more  attention  is  being  paid  to  ways  of  finding  new  deposits    and    increasing    recovery  of  oil  from 

known fields. For example, there is a  worldwide trend  to explore more and deeper into the world’s oceans. 

Consider this: Of all the oil discovered in this country to date, more than 67% of it [55.6 x 1010 m3    (3.5 x 

1011  bbl)] is economically unrecoverable  with  present  day  technology. One  method  by which some of 



 

168 


this oil could be recovered is microbial enhanced oil recovery (MEOR). 

This  paper  will  deal  mainly  with  only  two  of  the  roles  of  microorganisms  in  the  petroleum  industry, 

namely geomicrobiological prospecting and MEOR. 

By far the most active area of petroleum microbiology is microbial  enhanced  oil recovery  (MEOR).  For   

example,  Jack and Thompson (1983)  lists 91 U. S. patents  and  16 foreign  patents  on  MEOR, and Yen (1990) 

lists 133 U. S. patents, 14 Canadian  patents,  4  U.S.S.R patents,  3 patents  each from  the  United  Kingdom and 

the Netherlands, and one each from Denmark, France,  Germany, and Roma- nia. Since 1990 there have been nine 

more U. S. Patents issued. MEOR normally refers to increasing oil production  through the use of microorganisms 

to either produce compounds that enhance the recovery of oil  from  producing  formations  or  they modify the 

permeability  of  the  oil-bearing  formations  to  increase  oil  recovery.  There  are,  however,  other  microbial 

technologies  that  improve  oil  recovery,  such  as  paraffin  removal  from  producing  wells  and  heavy  oil 

modifications, but these areas will not be dealt with in this paper. 

Beckman (1926) was the first to  suggest the  use  of  microorganisms  to  enhance oil recovery, but it 

was ZoBell and his co- workers that conducted the first research in the area (ZoBell,  1946a and b, 1947a and 

b,  and  1953).  For  example,  microbes  produce  several  substances  that  can  help  recover  oil  from  petroleum 

reservoirs. The production  of acids in limestone  formations will react with the limestone, there- by opening 

new  vugs  and  making  more  oil  available  for  production.  Gases  produced  by  microbes  will    dissolve  in  oil 

and  reduce  the    viscosity,  while  the  production  of    surface-active  substances  helps  sweep  oil  from  the 

formation.  Biopolymers  can  assist  with    sweep  efficiency  by    increasing  the  viscosity  of  water  in 

waterfloods. Also, as pointed out by Updegraff (1990), microbes can selectively restrict the flow of the water 

in  the  larger  channels  causing  the  water  to  flow  through  the  smaller  channels,  thereby  increasing  the 

efficiency of the waterflood. 

The  first  patent   issued  to  Zobell (1946a) involved injecting a species of Desulfovibrio into the oil-

bearing formation to produce substances that would enhance oil   recovery. However, questions were raised 

about the ability of Desulfovibrio sp. to metabolize HC in a timely fashion and, consequently, Updegraff and 

Wren’s  patent  (1953)  recommends  injecting  a  symbi-  ont  bacterium  and  a  carbohydrate  (molasses)  along 

with the Desulfovibrio sp. 

Most of the early studies were based on ZoBell’s methods or his original cultures, but a number of workers 

were un- able to demonstrate that the Desulfovibrio cultures  were  able to  use HC. Further- more, these sulfate-

reducing   bacteria (SRB)  produce  appreciable  quantities  of  hydrogen sulfide,  which is  highly   corrosive and 

lowers the value of the oil. These facts tended to suggest the use of other microorganisms such as species in the 

genera Aerobacter (sic), Bacillus, Clostridium, and Escherichia that produce large quantities of carbon dioxide and 

hydrogen that help to recover more oil (Updegraff, 1957). Lazar et al. (1991) listed mixed cultures used as inocula 

including  SRB  mixed  with  HC-  utilizing  Pseudomonas  sp.,  mixed  sewage-  sludge  cultures,    anaerobic  

thermophilic  mixed    cultures,  and    mixed  aerobic  and  anaerobic  bacteria  belonging  to  the  genera  Arthrobacter,  

Clostridium,   Mycobacterium, Pseudomonas, and Peptococcus. 

In addition to  different cultures being  employed as inocula for MEOR,  different  nutrients  also  have been  

employed, including mineral salts, sucrose, corn syrup, and waste waters containing  biostimulators (Lazar, 1991). 

Most  of  the  early  MEOR  methods  involved  injecting  microorganisms  into  the  reservoir.  Not 

surprisingly, most bacteria (1μm or longer in  length)  are unable to penetrate very deep into the formation. 

For example, Beck (1947) and ZoBell (1947a) found that in sand packs in the laboratory bacteria were only 

able to travel 2.54 cm /d (1 in/d) or less. In an attempt to solve this problem, Bond (1961) proposed the use 

of a fracturing medium in conjunction with the  microbial  inoculum  while Hitzman (1962)  suggested using 

spores since they are smaller in size. However, even spores only travel through the formation by way of the 

large  channels.  This  prompted  Lap-  pin-Scott  et  al.,  1988)    to    propose    using  ultramicrobacteria      (UMB)  

that    have    a  diameter  of  less    than  0.3  μm.  Jack  et  al.  (1991)  reported  that  even  for  high  permeability  

formations   and   unconsolidated sands, the microbes to be injected had to be small and spherical (less than 

20% the size  of the pore throat in the  formation). Furthermore,  the cells could  not  be  actively producing 

polymers, slimes, or gas bubbles when being injected. 

In  some   early  reports  questions   were raised as to whether HC could be degraded anaerobically or 

whether the microbes were growing on some of the many non- HC components  in oil.  Today, however, the 

anaerobic  utilization  of  HC  is  firmly  established  (Kropp,  et  al.,  2000;  Aitken  et  al.,  2004).  Normally,  oil 

reservoirs are  deficient  in  nitrogen and phosphorus sources (Lee  et al., 1990; Brown, 1984) and there-  fore 

microbial    growth    will    be  virtually  non-existent.  In  fact,  under  nitrogen-  and  phosphorus-deficient   



 

169


conditions,   many organisms go into  the UMB state (Azadpour,  1992).  This raises the interesting question 

as  to  the  state  of  the  indigenous  microflora  in  the  formation.  If  they  are  in  the  UMB  form  they  must  be 

transformed  into    normal-sized    cells    (MacDonell  and  Hood,  1982)  before  they  can  function  as  normal 

microbes and this requires special conditions. 

The  alternative  to  injecting  microorganisms  into  the  reservoir  is  to  take  advantage  of  those  microbes 

indigenous  to  the  oil-bearing  formation  (Brown,  1984).  The  question  for  a  long  time  was  whether 

microorganisms are  indeed present  in the formation   or  whether  they    were   introduced  through   drilling  

and    production  activities.  There  are  many  reports  in  the  literature  relating  to  a  wide  variety  of 

microorganisms being isolated from oil field production  waters, but  there  is  serious doubt as  to whether 

the  isolates  are  in-  deed  indigenous  to  the  formation.  There  have  been  very  few  studies  reporting    on  the 

microflora  from  cores  obtained  from  newly  drilled  wells  in  areas  not  influenced  by    secondary    recovery   

processes  (Ma- got, 2005). However,  two recent  studies strongly suggest that microorganisms are present 

in some oil-bearing formations. 

In  the  first study, 97 cultures   were  isolated from cores  obtained  from  seven  wells ranging  in  depth 

from  245  m  (805  ft)  to  4,559  m  (14,596  ft)  (Azadpour  et  al.,  1996). The  wells  from  which  the  cores  were 

obtained were drilled in areas that had not been influenced by previous enhanced oil recovery activity. When  

the  cores were pulled  from  the  core  barrels they were immediately broken  into 30.48 cm (1-ft) sections, 

wiped  with  70%  ethanol,  placed  in  BBL®  Gaspak®  System  containers  under  anaerobic  conditions,  and 

transported to the laboratory. Aseptically, the cores were cut into 10.16-cm (4-inch) sections under nitrogen 

and 2.54 cm (1 inch) cut from all sides. The median portion of the core was crushed under nitrogen using a 

hydraulic press and 20,000 psi and only particles < 0.4 mm were used. Tests of the  crushed core material for 

barium  (employed  in  the  drilling  mud)  were  negative  indicating  that  none  of  the  drilling  fluid  reached  the 

portion of the core that was analyzed for microorganisms. Of the 97 cultures isolated, 37 were characterized 

and all but two  were able to utilize  oil as a sole carbon source (Azadpour, 1992; Brown  et al.,  1992). It is 

also interesting to  note that UMB  were obtained from  two of the cores (Azadpour, 1992). The same author 

reported  that  the  number  of  different  physiological  types  in  each  reservoir  was  small  and  each  reservoir 

appeared to have its own distinctive microflora. 

In the second study, Spark et al. (2000) received  cores  from  nine  fields  in  the North Sea and Irish 

Basin areas ranging  in  depths  with  in situ temperatures ranging up to 150ºC. They tested samples  from the 

whole core center at temperatures of 

30, 60, and 90ºC and demonstrated by 16S rRNA gene sequencing that the microbial population did not 

contain any of the microbial types found in the drilling mud. 

Another  factor  critical  to  the  success  of  any  MEOR  process  is  the  interaction  be-  tween  the 

microorganisms  in  the  oil-bearing  formation,  whether  the  microbes  are  indigenous  or  injected.  In  mixed  

microbial populations, the association between members can be symbiotic,  neutralistic, or antagonistic and 

the association can be  either beneficial  or  detrimental  to the process. The problems associated  with MEOR 

processes that rely on injected  microbes are difficult to assess, are  influenced by many factors, and  appear  

to  be  site  specific.  As  pointed  out  by  McInerney  et  al.  (2005)  the    indigenous  microbial  population  will 

normally  act  to  prevent  the  establishment  of  the  introduced  species  un-  less  conditions  in  the  reservoir  are 

altered  to  favor  the  newly  introduced  species  or,  as  pointed    out  by  Lee  et    al.,  (1990),  the  introduced 

microbe(s)  forms  a  symbiotic  relationship  with  the  indigenous  microorganisms.  Obviously,  while  some 

microbes  produce    products    that    help  oil    recovery  (e.  g.,  emulsifiers  and    gases),    other    microbes  may 

consume  these  products  or cause unwanted plugging of the formation (Cusack et al., 1987). 

Irrespective  of whether  a  given  MEOR process  involves the  use  of  indigenous microorganisms  or  

those    injected    into  the  oil-bearing  formation,  the  conditions  in    the  reservoir    must    be    such    that    the 

microbes can grow. Of particular importance are  temperature and  salinity. For  many  years it was thought 

that  microorganisms  could  not  grow  at    temperatures  above  100º  C,  but  we  now  know  that  they  will, 

provided  of  course, that water is under pressure and still  in the  liquid state as is the case in  deep  oil  wells. 

Kashefi  and  Lovley    (2003)  described  a  hyperthermophile  that  can  grow  at  121º  C.  Therefore,  based  on 

temperature, microbes might be expected to grow in reservoirs as deep as 4,000 m (13,123 ft). 

Another  potentially  limiting  characteristic  of  some  petroleum  reservoirs in  regard  to   microbial  

growth    is  salinity.  However,    Bhupathiraju    et  al.  (1991)  reported    that    some    extreme    halophiles  would  

grow  in  NaCl  concentrations    up  to  20%  and  Wagner  (1991)  reported  that  Clostridium  butyricum  would 

develop    at  a  NaCl  concentration  of  210  g/l  and  several  other    Clostridium  sp.    developed  at  even    higher  



 

170 


salinities.   Further,  ZoBell (1947a) reported  that  some microorganisms would grow at NaCl concentrations 

of over 300 g/l.  Therefore, considerably more producing oil fields are potentially amenable to MEOR. 

 

References 

 

1.  Hall  et  al.,  2003;  Hall,  C.,  Tharakan,  P.,  Hallock,  J.,  Cleveland,  C.,  and  Jefferson,  M.  (2003). 



Hydrocarbons and the evolution of human culture. Nature 426, 318–322. 

2 .Hall и др., 2003; containing them, and their uses European patent Office. Patent No. 0016546. Hall, 

C.,  Tharakan,  P.,  Hallock,  J.,  Cleveland,  C.,  and  Jefferson,  M.  (2003).  Hydrocarbons  and  the  evolution  of 

human  culture.  Nature  426,  318–322.Lundquist  и  др.,  2001;  Lundquist,  A.,  Cheney,  D.,  Powell,  C.  L., 

O’Niell,  P.,  Norton,  G.,  Veneman,  A.  M.,  Evans,  D.  L.,  Minda,  N.  Y.,  Abraham,  S.,  Allbaugh,  J.  M., 

Whitman, C. T., Bolten, J. A., et al. (2001). Energy for a new century: Increasing domestic energy supplies. 

In  ‘‘National  Energy  Policy.  Report  of  the  National  Energy  Policy  Development  Group,’’  pp.  69–90.  U.S. 

Government printing office, Washington, DC.          

3. Green и Willhite, 1998; Strand и др., 2003; Weihong и др., 2003; Green, D. W., and Willhite, G. P. (1998). ‘‘ 

4. Bryant и Lockhart, 2002; Bryant, R. S., Stepp, A. K., Bertus, K. M., Burchfield, T. E., and Dennis, 

M. (1993). 8. 8. 7.Microbial enhanced waterflooding field pilots. Dev. Pet. Sci. 39, 289–306. Thomas, 2008 

 

 



КРИТЕРИИ ПРИМЕНИМОСТИ ТЕХНОЛОГИИ 

ВОЗДЕЙСТВИЯ ДВУОКИСЬЮ УГЛЕРОДА С ЦЕЛЬЮ ПОВЫШЕНИЯ НЕФТЕОТДАЧИ 

ПЛАСТОВ С УЧЕТОМ МИРОВОГО ОПЫТА 

 

1

Воробьев А.Е., Молдабаева Г.Ж., Орынгожин Е.С., Сабирова Л.Б., Копжасарова А.Ж. 

1

Российский университет Дружбы Народов, г. Москва,  Россия 

2

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

 

Известно,  что  в  отечественной  нефтяной  промышленности  многие  годы  наблюдаются 

тенденции,  которые  отрицательно  влияют  не  только  на  текущую  эффективность  разработки 

месторождений,  но  и  могут  в  перспективе  сказаться  на  возможных  уровнях  добычи  нефти.  Среди 

таких проблем – снижение объемов прироста запасов нефти, ухудшение качества остаточных запасов 

при  увеличении  доли  трудноизвлекаемых,  поздняя  стадия  разработки  большинства  крупных 

месторождений. Одним из основных отрицательных факторов следует признать также недостаточные 

объемы применения в отрасли современных методов увеличения нефтеотдачи.  

Распределение  остаточной  нефтенасыщенности  пластов  требует,  чтобы  методы  увеличения 

нефтеотдачи  эффективно  воздействовали  на  нефть,  рассеянную  в  заводненных  или  загазованных 

зонах  пластов,  на  оставшиеся  с  высокой  текущей  нефтенасыщенностью   слабопроницаемые  слои  и 

пропластки  в  монолитных  заводненных  пластах,  а  также  на  обособленные  линзы  и  зоны  пласта, 

совсем  не  охваченные  дренированием  при  существующей  системе  добычи.  Представляется 

совершенно  бесспорным,  что  при  столь  широком  многообразии  состояния  остаточных  запасов,  а 

также  при  большом  различии  свойств  нефти,  воды,  газа  и  проницаемости  нефтенасыщенных  зон 

пластов не может быть одного универсального метода увеличения нефтеотдачи. 

Во всем мире с каждым годом возрастает интерес к методам увеличения нефтеотдачи пластов, и 

развиваются  исследования,  направленные  на  поиск  научно  обоснованного  подхода  к  выбору 

наиболее эффективных технологий разработки месторождений. 

Проанализировав  объемы  применяемых  МУН  за  последние  несколько  лет  мы  увидим,  что 

объемы  применяемых  газовых  МУН  значительно  превышают  объемы  применяемых  тепловых  и 

химических методов увеличения нефтеотдачи особенно это ярко выраженно в США. И основная доля 

газовых МУН это методы, основанные на закачке двуокиси углерода. 

С  целью  выработки  критериев  применения  двуокиси  углерода  в  проектах  ПНП  был  выполнен 

обзор опыта применения закачки СО

2

 по 142 проектам на 106 месторождениях в 8 странах мира.  



С  целью  определения  критериев  применимости  были  построены  распределения  по  различным 

показателям рисунке 1. 

 


 

171


Распределение объема реализации проектов по 

глубине залегания залежей

7%

21%

47%

10%

4%

7%

4%

<1000

1000-1500

1500-2000

2000-2500

2500-3000

3000-3500

>3500

Распределение  объема реализации проектов 

по начальной нефтенасыщ енности месторождений

3%

21%

31%

28%

7%

10%

<30

30-40


40-50

50-60


60-70

70-80


   

Распределение среднесуточного прироста добычи нефти по 

глубине залегания залежей

3.6

6.4

7.6

12.0

13.3

18.1

15.8

1.8

3.3

4.8

6.4

9.3

11

11.7

0

2

4

6

8

10

12

14

16

18

20

22

м

т/сут

на 1 нагнет. скважину

на 1 добыв. скважину

<1000

1500

2000

2500

3000

3500

>3500

Распределение среднесуточного прироста добычи нефти по 

начальной нефтенасыщенности месторождений

13

12.6

6.1

9.8

10.4

12.3

8

6.5

4.1

5.3

7

5.6

0

2

4

6

8

10

12

14

16

<30

30-40

40-50

50-60

60-70

70-80

т/сут

на 1 нагнет. скважину

на 1 добыв. скважину

 

 



Рисунок 1. Распределения объема реализации проектов по глубине,  

начальной нефтенасыщенности и результатам применения 

 

Таким образом исходя из полученных распределений мы видим что реализация проектов начинается 



при различных значениях нефтенасыщенности коллектора а значит и на различных статиях разработки. Так 

же проекты реализуются на различных глубинах но основной объем в интервале от 1500 – 2000 м. при том 

что наивысшей эффективностью характеризуются интервалы глубин от 2500 до 3500м.  

На  эффективность  влияет  вид  осуществляемого  вытеснения  на  больших  глубинах  где 

термобарические  условия  способствуют,  про-исходит  смешивающее  вытеснение  при  котором  СО

2

 



полностью или частично растворяется в нефти меняя ее реологические характеристики. 

Так  же  на  успешность  процесса  закачки  СО

2

  с  целью  увеличения  нефтеотдачи  оказывает 



влияние  множество  факторов,  а  именно  неоднородная  порода  коллектора,  в  ней  граничат  с  зонами 

низкой проницаемости зоны высокой проницаемости, так же немаловажен состав пластовых нефтей 

и состав растворенного в ней газа.  

В  нефтяной  промышленности  выработаны  стратегии,  позволяющие  справляться  с  такими 

трудностями. Одна из таких стратегий заключается в попеременной закачки СО

2

 и воды в так называемом 



водо-газовом воздействии. В результате данного процесса к породе формируются непрерывные оторочки 

флюидов: нефть, СО

2

, и вода, которые перемещаются от нагнетательной к добывающей скважине.



 

В определенной доле, водогазовое воздействие применяется на всех проектах по закачке СО

2

, а 


так  же  применяют  полимерные  загустители  для  перекрытия  промытых  зон  пласта  и  нейтрализации 

отрицательного воздействия из-за неоднородности коллектора.  

В  результате  многолетних  лабораторных  опытов  по  закачке  СО

2

,  опираясь на  опыт  реализации 



множества  пилотных  проектов  и  анализа  всех  операций,  были  получены  данные,  позволяющие 

выделить критерии для определения возможности закачки СО

2

. (таблица 1) 



Так же на результативность работ влияет и плотность сетки скважин, в общем, месторождения с 

сеткой  размещения  скважин  больше  32 га/скв.  менее  удобны  для  применения  технологии  закачки 

СО

2

  из-за  снижения  коэффициента  вытеснения  (охвата)  и  увеличения  затрат  на  уплотняющее 



бурение. Потенциальными месторождениями для закачки СО

2

 являются те, на которых применяется 



заводнение с расстоянием между скважинами меньше 32,3 га/скв. 

При  подробном  рассмотрении  критериев  применимости  и  полученного  опыта  на  большом 

количестве  месторождений  в  таких  странах  как  США,  Китай,  Турция,  Тринидад,  Бразилия  и.т.д 

можно  сделать  вывод,  что  данный  метод  применим  почти  повсеместно  но  с  незначительными 

ограничениями. Для достижения максимального коэффициента извлечения как показывает практика 

необходимо  организация  смешивающего  вытеснения,  так  как  его  эффективность  по  сравнению  с  не 

смешивающим  превышает  в  разы,  как  с  точки  зрения  экономики,  так  и  с  точки  зрения  эффективной 

разработки месторождений.  



 

172 


Таблица 1 

Критерии применимости 



 

Показатели 

Рекомендуемые значения показателей 

Фактические 

значения на 

успешно 


реализованных 

проектах 





Сырая нефть 

Плотность, кг/м

3

 

>922 



893-806 

Вязкость, сП 



<10 

0,3 - 6 


Состав 

Высокое содержание промежуточных  

УВ (С

5

 – С



12

 



Коллектор 

Нефтенасыщенность 

>40% 

15-70% 


Тип формации 

Песчаник  

 

 

 



Проницаемость 

Не является ограничивающим фактором в 

разумных пределах 

Глубина/ температура  Для смешивающегося вытеснения 

глубина должна быть достаточной для 

достижения давления выше 

минимального давления смешиваемости, 

которое увеличивается пропорционально 

температуре и  выше у тяжелых нефтей. 

Рекомендуемая глубина для  закачки СО

2

 

в коллектор,  должны быть следующими 



Плотность, кг/м

3

 



 

Минимальная 

глубина, м 

>825 


762 

874–824 


853,4 

887-874 


1005,8 

922 -887 

1219,2 

 

Смешивающийся  



СО

2

 



<922 

 Нет данных  

979-926 

548,6 


Несмешивающийся 

СО

2



 

<979 

 Нет данных  

 

Вопрос  эффективной  разработки  месторождений  сегодня  как  никогда  актуален  для 



месторождений крупных нефтегазодобывающих компаний. Большинство крупных месторождений на 

данный  момент  находится  на  поздней  стадии  разработки  -  период  падающей  добычи.  Для 

поддержания  и  повышения  эффективности  необходимо  внедрять  технологии,  отвечающие 

рентабельным технологическим и эконо-мическим показателям. В качестве такой технологии может 

выступать закачка СО

2

.  



 

Литература 

 

1. Обзор современных методов повышения нефтеотдачи пласта. НИК Петрос © 2010. 

Метод доступа 



жүктеу 8.29 Mb.

Поделитесь с Вашими друзьями:
1   ...   24   25   26   27   28   29   30   31   ...   81




©emirb.org 2020
әкімшілігінің қараңыз

    Басты бет