Халықаралық ғылыми-тәжірибелік конференциясының ЕҢбектері



жүктеу 8.29 Mb.
Pdf просмотр
бет33/81
Дата12.01.2017
өлшемі8.29 Mb.
1   ...   29   30   31   32   33   34   35   36   ...   81

0,03

0,06

0,09

0,12

0,15

0,18

0,21

0,24

0,27

0,3

Концентрация урана в растворе, г/л

С

о

д

ер

ж

а

н

и

е 

у

р

а

н

а

 в 

см

о

л

е,

 %

USX 500TSO4

USX 500TCl

SX 002

 

 



Рисунок 2. Изотермы сорбции урана из продуктивного раствора 

 

0



0,5

1

0



0,002

0,004


0,006

0,008


0,01

концентрация урана в растворе , г/л

С

о

д

ер

ж

а

н

и

е 

у

р

а

н

а

 в

 с

м

о

л

е,

%

USX 500 TSO4

USX 500 TCl

SX 002


 

 

Рисунок 3. Начальная область изотермы сорбции урана из продуктивных растворов 



 

197


Можно отметить, что лучшими сорбционными свойствами для растворов данного состава обладают 

сорбенты СYBBER USX 500T SO4, СYBBER USX 500T Cl, т.е. сильноосновные аниониты. Анализируя 

более подробно начальный участок изотерм сорбции (рис. 3), можно определить пороговую остаточную 

емкость сорбента на стадии десорбции. 

Таким образом, в результате проведенных лабораторных иссле-дований, учитывая необходимые 

требования достижения остаточной емкости сорбента по урану, было  установлено, что исследуемые 

сорбенты  подходят  по  своим  термодинамическим  характеристикам  для  сорбционного  извлечения 

урана из растворов ПВ.  

 

Литература 

 

1.  Кунин Р.,  Прайс П.  Общий  обзор  типов  и  характеристик  ионообменных  смол,  используемых 

при  извлечении  урана.  –  В  кн.  Труды  I  Международной  конференции  по  мирному  использованию 

атомной энергии (Женева, 1955), Т.8. – М.: Металлургиздат, 1958. 

2.  Инструкция  «Апробирование  анионообменных  смол  и  технические  требования  к 

анионообменным смолам». – АО «НАК «Казатомпром». – 2006. – 27 с. 



 

 

ЕДИНЫЕ ПРАВИЛА ОХРАНЫ НЕДР ПРИ РАЗРАБОТКЕ МЕСТОРОЖДЕНИЙ  

ТВЕРДЫХ ПОЛЕЗНЫХ ИСКОПАЕМЫХ, НЕФТИ, ГАЗА, ПОДЗЕМНЫХ ВОД 

В РЕСПУБЛИКЕ КАЗАХСТАН 

 

Кайранбаева А.Б. 

ДТОО «Институт ионосферы», г. Алматы, Республика Казахстан 

 

Единые  правила  охраны  недр  при  разработке  месторождений  полезных  ископаемых  и 

переработке  минерального  сырья  (далее  именуется  Правила)  разработаны  в  соответствии  с 

требованиями Указа  Президента  Республики  Казахстан,  имеющего  силу  Закона,  от  24.06.2010 г.    № 

291-IV, «О недрах и недропользовании» [1]. 

Правила содержат комплекс требований по рациональному и комплексному использованию недр 

и их охране на всех этапах недропользования. 

Применяемые  термины  и  определения  в  Правилах  соответствуют  принятой  в  законодательстве  о 

недрах,  а  также  в  действующих  межотраслевых  и  отраслевых  нормативно-технических  документах 

(положениях,  инструкциях,  методических  указаниях),  регламентирующих  разработку  месторождений 

полезных ископаемых. 

Выполнение  правил  обязательно,  для  всех  юридических  и  физических  лиц  независимо  от  форм 

собственности, осуществляющих поиск и разведку, проектирование, проводку и эксплуатацию скважин, 

ведение  разработки,  обустройство  и  строительство  сопутствующих  промысловых  сооружений, 

подготовку технологических жидкостей, энергоисточников и сброса отходов. Правила также не отменяют 

требований действующих межотраслевых и отраслевых нормативных документов в области охраны недр 

в той части, которая не противоречит настоящим Правилам и действующему законодательству о недрах. 

Единые  правила  охраны  недр  при  разработке  месторождений  твердых  полезных  ископаемых  в 

Республике  Казахстан  устанавливают  комплекс  требований  по  рациональному  и  комплексному 

использованию недр при разработке месторождений твердых полезных ископаемых и охране недр. 

Требования  по  рациональному  использованию  и  охране  недр  при  добыче  твердых  полезных 

ископаемых  геолого-технологическими  и  другими  нетрадиционными  методами  (подземное 

выщелачивание,  подземная  выплавка  серы,  подземная  газификация  углей  и  т.п.)  должны 

предусматриваться 

в 

отраслевых 



инструкциях, 

утверждаемых 

Комитетом 

геологии 

и 

недропользования  Министерства  индустрии  и  новых  технологий  Республики  Казахстан  и 



Министерством по чрезвычайным ситуациям Республики Казахстан. 

Разрешением на проведение операций по недропользованию является наличие Акта регистрации 

Контракта на недропользование. 

Планы  развития  горных  работ  разрабатываются  организацией  по  согласованию  с  Комитетом 

геологии и недропользования Министерства индустрии и новых технологий Республики Казахстан и 

Министерством по чрезвычайным ситуациям Республики Казахстан. Развитие планомерных работ – 

планомерное,  последовательное  выполнение  операций  по  недропользованию  по  годовому  плану 

горных  работ,  составленному  согласно  проекту  разработки  месторождений  полезных  ископаемых,  с 



 

198 


обеспечением  рационального  использования  недр  и  безопасного  ведения  работ.  Планы  развития 

горных  работ  разрабатываются  на  год  и  на  перспективу,  в  соответствии  с  проектом  и  технико-

экономическими показателями организаций. Порядок состав-ления и согласования планов (проектов) 

развития  горных  работ  и  нормативов  потерь  и  разубоживания  устанавливается  методическими 

указаниями,  утвержденными  Комитетом  геологии  и  недропользования  Министерства  индустрии  и 

новых  технологий  Республики  Казахстан  по  согласованию  с  Министерством  по  чрезвычайным 

ситуациям  Республики  Казахстан.  Планы  (проекты)  развития  горных  работ  утверждаются 

Министерством  нефти  и  газа  Республики  Казахстан  по  согласованию  с  Комитетом  геологии  и 

недропользования Министерства индустрии и новых технологий Республики Казахстан. Разрешение 

на  застройку  площадей  залегания  полезных  ископаемых  в  местах  размещения  подземных 

сооружений, не связанных с добычей полезных ископаемых, выдается в соответствии с Положением, 

утвержденным Правительством Республики Казахстан, от 27.06.2011 № 720. 

Инструктивные  документы  организаций,  регламентирующие  производственную  деятельность, 

должны соответствовать настоящим Правилам. 



 

Литература 

 

1.  Указ  Президента  Республики  Казахстан  от  24.06.2010  г.  №  291-IV,  "О  недрах  и 

недропользовании". 

 

 



АНАЛИЗ ЭФФЕКТИВНОСТИ СКО НА МЕСТОРОЖДЕНИИ ТЕНГИЗ 

 

Каламбаева Д.Е. 

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

 

По  мере  разработки  месторождения  происходит  процесс  снижения  и  ухудшения  коэффициента 



продуктивности добывающих скважин, что в свою очередь влияет на дебит фонда данных скважин и 

на общую добычу нефти по месторождению в целом. 

Данный факт обуславливается ухудшением показателя скин-фактора, образованием отложений в 

стволе скважины, появляющиеся в результате эксплуатации добывающей скважины. 

Проведение  кислотной  обработки  и  гидроразрыва  пласта  (ГРП)  обеспечивает  эффективную 

борьбу с вышеперечисленными осложняющими факторами, влияющими на продуктивность скважин. 

Тенгизское месторождение по типу коллекторских пород относится к карбонатному месторождению. 

В  связи,  с  чем  в  качестве  кислоты  для  кислотной  обработки  будет  использоваться  соляная  кислота 

СКО, которая предназначена именно для обработки карбонатных пород.  

Применение  СКО  обеспечивает  образование  новых  и  раскрытие  старых  каналов  для 

продвижения нефти к забоям добывающих скважин.  

Солянокислотная обработка скважин – это воздействие соляной кислоты на материал пласта.  



Описание продуктивного коллектора 

М-р 


Тенгиз 

является 

супер 

гигантским 



трещинноватым 

карбонат-ным 

нефтяным 

месторождением,  расположенным  на  западе  Казахстана.  Чтобы  лучше  понять  поведение 

продуктивного  коллектора,  м-р  Тенгиз  было  разделено  на  три  продуктивных  Объекта.  Объект  1 

является  основным  продуктивным  интервалом;  объект  содержит  высокотрещин-ные  бортовые  и  

крыльевые фации, а также наиболее проницаемые платформенные фации. Фильтрационно-емкостные 

свойства  Объектов  2  и  3  как  правило  хуже,  поэтому  при    истощении  первоначального  пластового 

давления,  в  этих  объектах  давление  остается  выше.  В  целом,  внутри  коллектора  наблюдается 

хорошая сообщаемость. 



История проведения кислотных обработок 

За  последние  два  десятилетия  стратегии  кислотной  обработки  на  месторождении  прошли 

несколько этапов. 

На этапе с использованием системой вязкоупругого кислотного реагента (ВУКР) и саморазлагаемых 

волокон кислотными обработками матрицы были охвачены скважины Объекта 1. Впервые на месторож-

дении  был  успешно  применен  новый  саморазворачивающаяся  вязко-упругий  кислотный  реагент. 

Результаты  дебитометрии  после  обработки  показали,  что  в  скважинах,  простимулированных  с 

вязкоупругим кислотным реагентом, профили добычи улучшились и значительно увеличилась добыча. 



 

 

199


Характеристики вязкоупругого кислотного реагента (ВУКР) и саморазлагаемых волокон  

Вязкоупругий  кислотный  реагент  представляет  собой  самораз-ворачивающуюся  систему, 

состоящую  из  соляной  кислоты  и  поверхностно-активного  загустителя.  Данная  химическая  система 

имеет  уникальные  реологические  свойства,  снижающие  вероятность  образования  превалирующей 

червоточины  в  процессе    кислотной  обработки  матрицы.  При  вступлении  кислоты  в  реакцию  с  

карбонатами, вязкоупругий кислотный реагент блокирует рост червоточин, создавая в ней временный 

барьер  и,  таким  образом,  сокращая  дальнейший  уход  флюида  в  червоточины.  Система  образует 

вязкий  гель  по  мере  увеличения  объемов  отработанной  кислоты.  Повышенная  вязкость  развивается 

только при реакции кислоты с карбонатами в пласте. Загущенная кислота распадается при контакте с 

углеводородной фазой или универсальным растворителем на этапе вытеснения.  

В  своей  работе,    я  предлагаю  решение  проблем,  проявляющихся  при  проведении  обычной 

соляно-кислотной  обработки.  Я  советую  использование  отклонителей  на  гелевой  основе  при 

проведении СКО для неоднородных карбонатных коллекторов.  

Применение  отклонителей  позволяет  обеспечивать  равномерное  распределение  закачиваемой 

кислоты  во  все  закупоренные  поры  и  каверны,  составляющие  скелет  горных  пород  в  пределах 

платформенной части Тенгизского месторождения и в пределах всего коллектора Карачаганака. 

Предлагаемый отклонитель представляет собой вязкоэластичную самоотклоняющуюся кислоту, 

имеющую свойство геля.  

 Отклонитель имеет следующие параметры: 

1. Растворимый гель, неповреждающий свойства кислоты; 

2. Концентрация HCl 15-20 %;  

3.  Одноступенчатая,  неповреждающая  обработку      и  отводящая  кислоту  в    необходимый 

интервал смесь; 

4. Гель, блокирующий проникновение жидкости; 

5. Не теряет свои свойтсва в кислой среде (содержащей сероводород H2S); 

6. Мгновенно вступает в реакцию с образовавшимся в ходе обработки хлоридом кальция CaCl2, 

с образованием легко вымывающихся веществ. 

 

 



 

Рисунок 1. Предлагаемый отклонитель  ВЭСК 

 

Во  время  прохождения  преддипломной  практики  мною  были  получены  данные  о  результатах 



проведения  соляно-кислотной  обработки  с  применением  гелеобразного  отклонителя  на  скважинах 

платформенной части Тенгизского месторождения.  

Таким  образом,  применение  гелеобразного  отклонителя  при  проведении  соляно-кислотной 

обработки,  обеспечивает  более  существенное  увеличение  дебита  и  значения  коэффициента 

продуктивности.  Это  свойство  реагента  в  конечном  итоге  позволяет  производить  равномерную 

разработку  всего  продуктивного  интервала  пласта,  что  подтверждается  на  графиках,  полученных  в 

ходе проведения гидродинамических исследований скважин. 

Новая стратегия кислотных обработок включала два ключевых компонента: 

  В Программе кислотных обработок в качестве базовой флюидной системы используется 15% 

соляная  кислота,  которая  подается  задавливанием  с  устья,  либо  с  использованием  ГНКТ,  в 

зависимости от типа НКТ. 


 

200 


  Система  кислотной  развертки,  включающая  использование  вязкоупругого  кислотного 

реагента и саморазлагаемых волокон. 

Новая  развертывающаяся  кислотная  система  обеспечивает  отличный  зональный  охват  от 

естественных трещин до искусственно образованных трещин при интенсификации очень  мощного и 

высокодебитного  карбонатного  пласта.  Данные  дебитометрии  выявили  поступление  притока  из 

интервалов и новых перфораций, ранее не участвовавших в добыче.   

Графики и таблицы прилагаются в презентации. 

 

Литература 



 

1. Ю.П. Желтов, 1198г. Разработка нефтяных месторождений 

2. Л.П.Дейк, 2009г. Основы разработки нефтяных и газовых месторождений 

3. Статья Нефть и газ 2012г №4(70) «Классификация методов повышения нефтеотдачи» 

4. Акционерное общество научно-исследовательский и проектный институт нефти и «Нипинефтегаз» 

5. Итенберг С.С. Геофизические исследования скважин, 1987г, Недра-М 

6. ОАО «Гипровостокнефть». Технологическая схема разработки месторождения Тенгиз. ТШО, 2002. 

7.  Гиматудинов  Ш.К.  Справочное  руководство  по  проектированию  разработки  и  эксплуатации 

нефтяных месторождений. – М.: Недра, 1983. 

 

Ссылки 

1.Albuquerque,  M.A.,  Ledergerber,  A.G.,  Smith,  C.L.  and  Saxon,  A.:  “Use  of  Novel  Acid  System 

Improves  Zonal  Coverage  of  Stimulation  Treatment  in  Tengiz  Field,”  paper  SPE  98221  presented  at  the 

2006  SPE  International  symposium  and  Exhibition  on  Formation  damage  held  in  Lafayette,  LA,  15-17 

February.   

2. Arangath, R., Hopkins, K.W., Lungershausen, D. and Bolyspayev, N.T.: “Successful stimulation  of 

Thick, Naturally-Fractured Carbonates Pay Zones in Kazakhstan,” paper SPE 112419 presented at the 2008 

SPE International Symposium and exhibition on Formation Damage Control held in Louisiana, USA, 13-15 

February. 

3.  Bitanov,  A.A.,  et  al:  “Productivity  Impact  from  matrix  Stimulation  Thick  Interval  Using  a  Non-

damaging Self-diverting Acid System: A Northwestern Kazakhstan Case Study,” paper SPE 92831 presented 

at  the  14

th

  SPE  Middle  East  Oil  &  Gas  Show  and  Conference  held  in  Bahrain  International  Exhibition 



Centre, Bahrain, 12-15 March 2005. 

 

 



АНАЛИЗ СУЩЕСТВУЮЩИХ МЕТОДОВ БОРЬБЫ С ОТЛОЖЕНИЕМ ПАРАФИНА 

 

Касенова Г.М., Омарова А.Ж. 

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

 

Отложение  парафина  в  насосно-компрессорной  колонне  и  наземных  выкидных  трубопроводах 

— это проблема, возникающая в тех районах, где добывается особый вид сырой нефти, называемый 

парафинистая сырая нефть. Нефти многих месторождений Казахстана парафинистые. В таких нефтях 

содержание парафинов (углеводородов от С16Н34 и выше) превышает 2 %. В нормальных условиях 

парафины- твердые кристаллические вещества, в пластах они чаще всего растворены в нефти. [1] 

Нефть,  состоящая  из  смеси  как  легких,  так  и  тяжелых  углеводородов,  при  пластовых  условиях 

находится, как правило, в термодинамическом равновесии. При изменении термобарических условий 

в  призабойной  зоне  и  в  самой  скважине,  связанных  с  понижением  давления  и  температуры, 

нарушается  фазовое  равновесие,  и  из  смеси  углеводородов  выделяются  как  газообразные,  так  и 

твердые компоненты. Важнейшей характеристикой образования твердой фазы является температура 

кристаллизации 

парафина, 

характеризующая 

появление 

в 

смеси 



углеводородов 

первых 


микрокристаллов  парафина.  При  снижении  давления  свободный  газ,  выделяющийся  из  нефти, 

понижает  ее  растворяющую  способность  и  образует  границы  раздела,  которые  провоцируют 

образование  твердой  фазы  в  виде  микрокристаллов  парафина  и  церезина,  а  также  микроагрегатов 

асфальтенов  и  смол.  Образовавшиеся  микрокристаллы  и  микроагрегаты  твердой  фазы  могут 

оставаться  во  взвешенном  состоянии  и  выноситься  потоком  смеси.  В  противном  случае 

микрокристаллы парафина и церезина, а также микроагрегаты асфальтенов и смол слипаются между 

собой,  образуя  сгустки  твердой  фазы,  прилипающие  к  внутренней  поверхности  шероховатых 


 

201


насосно-компрессорных  труб,  особенно  в  муфтовых  соединениях.  Со  временем  этот  процесс 

развивается,  приводя  к  отложению  парафина  и  снижению  живого  сечения  подъемника  с 

соответствующим снижением дебита скважины. Экспериментально установлено, что глубина начала 

отложений  парафина  совпадает  с  глубиной  начала  выделения  газа.  Далее  под  термином  «парафин» 

будем  понимать  твердые  компоненты  нефти,  формирующие  отложения.  Механизм  и  характер 

формирования  отложений  парафина  достаточно  сложны  и  зависят  от  совокупности  следующих 

характеристик: давления насыщения в подъемнике Р'шс, газонасыщенности нефти (газовый фактор), 

температурного  режима  работы  скважины,  содержания  парафина  в  нефти,  температуры 

кристаллизации  парафина,  давления  на  устье  скважины,  дебита  скважины,  обводненности 

продукции,  состояния  внутренней  поверхности  подъемника  (его  шероховатость),  типа  этой 

поверхности  (гидрофильная  или  гидрофобная),  характера  работы  скважины  (работа  с  постоянным 

дебитом или в пульсирующем режиме) и др. 

Совершенно  очевидно,  что  отложения  парафина  в  подъемнике  приводят  к  нарушению 

нормальной  работы  скважины:  снижению  ее  дебита  и  коэффициента  полезного  действия  процесса 

подъема. 

Таким  образом,  накопление  парафина  редко  вызывает  затруднения  на  дне  скважины,  но 

становится острой проблемой вблизи поверхности, где температура ниже 

Существуют два принципиальных подхода к борьбе с этим нежелательным явлением: 

 1. Предотвращение отложений парафина (превентивный подход). 

 2. Различные методы удаления отлагающегося парафина.  

Первый  подход  является  предпочтительным  и  базируется  на  создании  условий  в  процессе 

работы  скважины,  исключающих  формирование  отложений  парафина  или  облегчающих  их  срыв  с 

внутренней  поверхности  подъемника.  Данный  подход  включает  следующие  методы:  снижение 

шероховатости  внутренней  поверхности  НКТ  путем  нанесения  на  нее  стекла,  эмали,  эпоксидной 

смолы  или  специальных  лаков;  использование  специальных  химических  реагентов,  называемых 

ингибиторами  парафиноотложений.  Сущность  такого  метода  заключается  не  только  в 

гидрофилизации  внутренней  поверхности  подъемника  за  счет  адсорбции  на  ней  химических 

реагентов, но и в адсорбции этих реагентов на образовавшихся кристаллах парафина и формировании 

на  них  тонкой  гидрофильной  пленки,  препятствующей  росту  кристаллов  парафина,  их  слипанию  с 

образованием  сгустков  твердой  фазы  и  последующим  их  отложением  на  стенках  НКТ.  Сегодня 

известно  определенное  количество  ингибиторов  парафиноотложений  на  базе  как  водорастворимых, 

так и нефтерастворимых ПАВ[2] 

Второй подход является широкораспространенным и делится на несколько методов: 

1.  Механические  –  использование  различных  по  конструкции  и  форме  скребков,  спускаемых  в 

подъемник либо на проволоке с помощью специальных автоматизированных лебедок, устанавливаемых 

на  устье  скважины,  либо  так  называемых  автоматических  летающих  скребков.  Конструктивно  скребок 

устроен  таким  образом,  что  при  спуске  полукруглые по  форме  пластинчатые  ножи  сложены  и  скребок 

свободно  спускается  в  НКТ.  При  подъеме  ножи  раскрываются,  их  диаметр  становится  равным 

внутреннему  диаметру  НКТ,  и  они  срезают  отложившийся  парафин,  который  потоком  продукции 

выносится  за  пределы  устья  скважины.  К  недостаткам  механической  очистки  подъемных  труб  от 

парафина следует  отнести то, что у каждой скважины приходится иметь дополнительное  оборудование, 

которое  необходимо  обслуживать  и  которое  является  источником  дополнительных  неполадок  при 

эксплуатации скважин (обрыв проволоки, выход из строя отдельных узлов и т.д) 

2.Тепловые  –  прогрев  колонны  НКТ  перегретым  паром,  закачиваемым  в  скважину  с  помощью 

специальной  паропередвижной  установки.  Такой  процесс  называется  пропариванием  НКТ.  Часто 

используют  и  прокачку  горячей  нефти.  В  настоящее  время  используются  и  специальные  греющие 

кабели,  спускаемые  внутрь  НКТ.  При  подаче  на  кабель  напряжения  он  разогревается,  а 

отложившийся парафин расплавляется и выносится потоком продукции за пределы  устья. Тепловые 

способы очистки подъемных труб от парафина трудоемки и громоздки, так как требуют применения 

специальных технических средств. 

3.  Химические  –  использование  различных  растворителей  пара-финовых  отложений, 

закачиваемых в скважину. Таким образом, в настоящее время имеется достаточный арсенал методов 

и средств ликвидации осложнений в работе скважин, связанных с отложениями парафинов.  

Наиболее  эффективный  метод  борьбы  с  отложением  парафина  в  трубах  –  покрытие  их 

внутренних  поверхностей  специальными  лаками,  эмалями  и  стеклом.  Практика  показала,  что 

парафин  выпадает  на  остеклованной  или  покрытой  лаком  поверхности  в  ограниченном  коллективе, 

слабо  удерживается  на  ней  и  легко  смывается  потоком.  Это  объясняется  двумя  причинами: 


 

202 


небольшими  сцеплениями  между  частицами  парафина  и  гладкой  поверхностью  покрытия,  плохой 

смачиваемостью  поверхности  покрытия  нефтью  и  диэлектрическими  свойствами  покрытий, 

благодаря  которым  частицы  парафина,  обладающие  электрическим  зарядам,  не  могут 

взаимодействовать  с  металлом  труб.  Стеклянные,  эмалевые  и  лаковые  покрытия  обладают 

стойкостью  против  кислот,  щелочей  и  пластовых  вод,  поэтому  они  играют  также  роль  защиты 

металла труб от коррозии [3] 

 



жүктеу 8.29 Mb.

Поделитесь с Вашими друзьями:
1   ...   29   30   31   32   33   34   35   36   ...   81




©emirb.org 2020
әкімшілігінің қараңыз

    Басты бет