Халықаралық ғылыми-тәжірибелік конференциясының ЕҢбектері



жүктеу 8.29 Mb.

бет37/81
Дата12.01.2017
өлшемі8.29 Mb.
1   ...   33   34   35   36   37   38   39   40   ...   81

 

 

 

220 


Литература 

 

1.  СТ  ТОО  50531783-01-2009.  Реагент  противотурбулентный  «ГБТФ-2009».  –  Алматы:  ТОО 

«Промышленная компания «Гербициды», 2009. – 11с. 

2.  Отчет  о  НИР.  Проведение  исследований  возможности  при-менения  противотурбулентной 

присадки на МН «Атасу-Алашанькоу / АО «КазТрансОйл». – Алматы: 2010. – 39с. 

 

 



ОЦЕНКА ЭФФЕКТИВНОСТИ ГИДРОРАЗРЫВА ПЛАСТА В УСЛОВИЯХ  

РАЗРАБОТКИ МЕСТОРОЖДЕНИЯ РК 

 

Кусайнова Г.М., Тайбагаров Е. 

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

 

В настоящее время из года в год ухудшается структура запасов нефти, как на разрабатываемых, так и 



на новых месторождениях. При общем росте, за последнее 50 лет извлекаемых запасов нефти, в целом по 

странам  независимых  государств  (СНГ)  почти  в  три  раза,  объем  трудноизвлекаемых  запасов 

(высоковязкие  нефти,  низкопродуктивные  плотные  поровые,  трещиноватые  и  порово-трещиноватые 

пласты  с  прерывисто-неоднородными  коллекторами  и  т.д.)  увеличился  более  чем  в  десять  раз.  Следует 

отметить, что  одновременно с изменением структуры запасов наметилась тенденция  отставания темпов 

выработки  запасов  нефти  из  трудноизвлекаемых  залежей.  Как  свидетельствует  анализа  фактического 

состояния разработки нефтяных месторождений дальнего и ближнего зарубежья, при приближающемся 

объеме геологических трудноизвлекаемых запасов нефти почти к 1 (одному) трлн.м

3

, доля добытой нефти 



от  этих  запасов  составляет  всего  лишь  0,2%.  Вышеизложенные  способствовали  снижению  темпа 

извлечения  запасов  нефти,  которые  потребовали  созданию  различных  методов  воздействия  на 

призабойную  зону  скважины  с  целью  повышения  ее  продуктивности.  Одним  из  эффективных  методов 

повышения  продуктивности  скважин,  наряду  с  песко  -  и  гидропескоструйной  перфорацией,  соляно  -  и 

глинокислотной  обработкой,  сжиганием  пороховых  зарядов,  а  также  газоконденсатной  обработкой, 

является  гидравлический  разрыв  пласта  (ГРП).  Гидравлический  разрыв  пласта  является  механическим 

методом  воздействия  на  продуктивный  пласт,  при  котором  порода  разрывается  по  плоскостям 

минимальной  прочности,  где  образуются  трещины.  Последнее  позволяет  расширять  область  пласта, 

дренируемой скважиной, что повышает дебит добывающих или приемистость нагнетательных скважин за 

счет снижения фильтрационных сопротивлений в призабойной зоне и увеличения площади поверхности 

фильтрации  скважины.  Этот  метод  позволяет  увеличить  конечную  нефтеотдачу  пласта  за  счет 

приобщения к выработке слабо дренируемых зон, участков и пропластков. 

В  результате  ГРП  кратно  повышается  дебит  добывающих  или  приемистость  нагнетательных 

скважин  за  счет  снижения  гидравлических  сопротивлений  в  призабойной  зоне  и  увеличения 

фильтрационной  поверхности  скважины,  а  также  увеличивается  конечная  нефтеотдача  за  счет 

приобщения к выработке слабо дренируемых зон и пропластков. 

Несмотря на ряд  достижений в области теории и практики гидравлического разрыва пластов, в 

настоящее время имеется  еще ряд трудностей,  которые  снижают, темпа роста процесса повышения 

эффективности  и  успешности  операции.  Так  например,  на  нефтяных  месторождениях  СНГ,  в 

последнее  время  в  течение  пяти  лет  добычи  нефти,  полученной  от  каждой  операции  ГРП  (включая 

эффективные и неэффективные), в среднем составляет 300 тонн, а успешность всего лишь 65%. Если 

довести эффективность до 110%, а успешность до 70%, то тогда дополнительный прирост, из расчета 

500  операции  в  год  повыситься  на  26  тыс.тонн нефти.  Это  свидетельствует  о  том,  что  возможности 

для увеличения эффективности и успешности ГРП не исчерпаны и поэтому требуется решение ряда 

задач, связанных с его теорией и технологией проведения. Особенно важно изыскать пути и способы 

совершенствования  теоретических  методов,  по  повышению  эффективности  ГРП  тем  более,  что 

будущее  нашей  нефтедобывающей  промышленности  связано  с  увеличением  глубин  залегания 

продуктив-ных  залежей.  Поэтому  постоянное  улучшение  технологии      проведения  ГРП  путем 

совершенствования  теоретических  методов  изучения  влияния  ГРП  на  фильтрационные  процессы 

флюидов в призабойной зоне скважины, является актуальной и трудной проблемной задачей. 

В  настоящее  время  в  разработку  широко  вовлекаются  трудно-извлекаемые  запасы  нефти, 

приуроченные к низкопроницаемым, слабодренируемым, неоднородным и расчлененным коллекторам. 

Одним из эффективных  методов  повышения продуктивности  скважин, вскрывающих  такие  пласты, и 

увеличения  темпов  отбора  нефти  из  них,  является  гидравлический  разрыв  пласта  (ГРП). 



 

221


Гидравлический разрыв может быть определен как механический метод воздействия на продуктивный 

пласт, при котором порода разрывается по плоскостям минимальной прочности благодаря воздействию 

на  пласт  давления,  создаваемого  закачкой  в  пласт  флюида.  Флюиды,  посредством  которых  с 

поверхности  на  забой  скважины  передается  энергия,  необходимая  для  разрыва,  называются 

жидкостями  разрыва.  После  разрыва  под  воздействием  давления  жидкости  трещина  увеличивается, 

возникает ее связь с системой естественных трещин, не вскрытых скважиной, и с зонами повышенной 

проницаемости; таким образом, расширяется область пласта, дренируемая скважиной. В образованные 

трещины  жидкостями  разрыва  транспортируется  зернистый  материал  (проппант),  закрепляющий 

трещины в раскрытом состоянии после снятия избыточного давления. 

В  результате  ГРП  кратно  повышается  дебит  добывающих  или  приемистость  нагнетательных 

скважин  за  счет  снижения  гидравлических  сопротивлений  в  призабойной  зоне  и  увеличения 

фильтрационной  поверхности  скважины,  а  также  увеличивается  конечная  нефтеотдача  за  счет 

приобщения к выработке слабо дренируемых зон и пропластков. 

 

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 «Мангистау-мунайгаз». Журнал «Нефть и Газ Казахстана», №3, 2002, 58-63с. 

 

 



ИСПОЛЬЗОВАНИЕ ТЕПЛОВЫХ НАСОСОВ ДЛЯ 

ПОДОГРЕВА НЕФТИ ПРИ МАГИСТРАЛЬНОМ ТРАНСПОРТЕ 

 

Кустангельдинова М.С., Алисултанова З.Т. 

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

 

В  настоящее  время  наметилась  тенденция  увеличения  доли  добываемой  высоковязкой  нефти. 



Если  светлые  нефтепродукты  легко  транспортируются  по  трубопроводам  в  любое  время  года  и 

операции  сними  не  вызывают  особых  затруднений,  то  операции  с  темными  нефтепродуктами 

вызывают значительные трудности. Объясняется это тем, что темные нефтепродукты при понижении 

температуры  воздуха  становятся  более  вязкими.  В  связи  с  этим  возникают  проблемы,  связанные  с 

неизбежным  ростом  гидравлического  сопротивления  магистральных  нефтепроводов  по  которым 

перекачиваются 

высоковязкие 

нефтии 


транспортирование 

их 


без 

подогрева 

становится 

невозможным.  Так  же  применение  обогрева  требуется  для  поддержания  определенной  температуры 

продукта,  что  гораздо  сложнее,  чем  непосредственный  разогрев  продукта,  связано  не  только  с 

технологическими процессами, но и с потерями тепла: 

- от естественного падения температурного режима атмосферы; 

-  от  существующей  теплопроводности  как  самих  конструкций  резервуара,  так  и 

теплоизоляционных материалов; 

- за счет движения воздуха, даже если внешняя температура остается неизменной; 

- от теплового излучения. 

На  территории  Республики  Казахстан  действуют  несколько  магистральных  неизотермических 

трубопроводов,  перекачивающих  высокопарафинистые  нефти.  На  данных  нефтепроводах  применяются 

различные технологии перекачки высоковязких, высокозастывающих нефтей. На нефтепроводе Кумколь-

Каракоин-Шымкент    для  улучшения  реологических  свойств,  применяются  депрессорные  присадки;  на 

нефтепроводе Узень - Гурьев - Самара используются печи для нагрева нефти.[1] 

На  данный  момент  существует  множество  различных  вариантов  решений  проблемы  для 

подогрева нефтепродуктов при магистральном транспорте, основными из которых являются: 

1.  С  помощью  жидких  или  газообразных  теплоносителей  пропускаемых  по  встроенным  в 

емкость трубопроводам. 

2.  Газовоздушный  обогрев  двустенных  резервуаров  с  использованием  газовых  теплогенераторов. 

Источником топлива для генератора может быть магистральный газ или баллонный пропан. 

3.  Электрический  нагрев  с  помощью  ТЭНов.  Их  мощность  и  расположение  определяются 

решаемой задачей. 

4.  Обогрев резервуаров и труб греющими электрическими кабелями. 

5.  Бесконтактный индукционный нагрев.  



 

222 


Применение  на  магистральном  действующем  нефтепроводе  технологии  горячей  перекачки 

требует  строительства  энергоемких  пунктов  подогрева  нефти.  Для  перекачки  с  попутным 

пароподогревом  необходимо  строительство  котельных  установок,  прямого  паропровода  и обратного 

конденсатопровода.  Использование  систем  электроподогрева  требует  монтажа  на  трубопроводе  систем 

попутного  электроподогрева  и  их  контроля,  тепловой  изоляции.  Использование  каждой  технологии 

приводит к значительным капитальным и эксплуатационным затратам. 

Одним  из  устройств,  способных  внести  существенный  вклад  в  экономию  энергии,  является 

тепловой  насос.  Впервые  тепловые  насосы  получили  применение  в  нефтяной  отрасли  в  70-х  годах 

XX  века  в  период  Арабского  нефтяного  эмбарго.  Вопросу  использования  тепловых  насосов 

посвящены  труды  казахстанских  и  зарубежных  исследователей  Тогашева  А.Р.,  Татыханова  Г.С., 

Кожахметов С.К., Репина В.В., Глушкова А.А. 

В работах Репина В.В. произведено сравнение парокомпрессионных тепловых насосов с различными 

типами  компрессоров.  Показано,  что  для  подогрева  нефти,  перекачиваемой  по  магистральному 

нефтепроводу, наиболее целесообразно использовать тепловые насосы с центробежным компрессором. 

Несмотря  на  высокую  стоимость  тепловых  насосов,  использование  природных  источников 

низкотемпературного тепла для снижения гидравлического сопротивления и увеличения пропускной 

способности  магистрального  нефтепровода  может  быть  эффективным  и  представляет  собой  задачу 

исследования.[5] 

По  прогнозам  Мирового  энергетического  комитета  (МИРЭК),  к  2020г.  75%  теплоснабжения 

(коммунального  и  производственного)  в  развитых  странах  будет  осуществляться  с  помощью 

тепловых насосов. По данным  на  2009г., тепловые насосы выпускаются  с тепловой мощностью  от   

2 кВт до 200 МВт. 

Использование  тепловых  насосов  для  подогрева  нефти  при  магистральном  транспорте  имеет 

определенные преимущества. 

Во-первых,  применение  тепловых  насосов  позволяет  исключить  из  технологии  перекачки 

высокотемпературный  процесс  сжигания  топлива  в  печах  и  удовлетворить  основное  требование 

экологической безопасности: сохранение нулевого теплооборота на поверхности Земли. 

Во-вторых,  тепловые  насосы  чрезвычайно  экономично  трансформируют  низкотемпературное 

природное  тепло,  обеспечивая  минимальный  уровень  нагрева  нефти,  рассосредотачивая  его 

практически  равномерно  по  длине  нефтепровода  на  уровне,  достаточном  для  преодоления 

гидравлического сопротивления только за счет напора hpacn, создаваемого насосными станциями. 

В-третьих,  при  минимальном  уровне  нагрева  нефти,  тепловые  насосы  имеют  высокую 

эффективность.[2] 

Применение  тепловых  насосов  позволяет  обращаться  с  тепловой  энергией  болееэффективно. 

При этом самыми энергосберегающими являются в первую очередь теустановки, которые привязаны к 

системам  регенерации  тепла  из  промышленныхпроцессов.  Производимые  тепловые  потери  могут  быть 

снова выгодно использованы взданиях. Это огромный потенциал, который прежде почти не применялся. 

"К  тому  же,  тепловые  насосы,  работающие  на  природных  хладагентах,  например,  на  аммиаке  NH

3



чрезвычайно  экологичны,  -  отмечает  Томас  Шпених,  член  правления  «EUROMMON»,  европейской 



инициативной  группы  по  продвижению  природных  хладагентов.  –  Вотличие  от  синтетических 

хладагентов  они  практически  не  имеют  или  же  имеютпренебрежительно  малый  потенциал  глобального 

потепления.  Тепловые  насосы  наприродных  хладагентах  уже  сегодня  используются  с  максимальной 

рентабельностью  и  энерго-эффективностью.  Они  могут  индивидуально  проектироваться  и  строиться 

всоответствии с конструктивными нормами и пожеланиями заказчика. Поэтому нужноисходить из того, 

что рынок тепловых насосов в ближайшем будущем будетинтенсивно развиваться".[3] 

Применение  предлагаемой  технологии  подогрева  нефти  требует  тщательного  обследования 

трассы  нефтепровода  на  наличие  приоритетных  источников  низкотемпературного  тепла.  При 

наличии  по  трассе  нефтепровода  водных  источников  тепла,  теплонасосные  пункты  подогрева 

привязываются к месту их нахождения из-за более низкой стоимости внешнего теплообменника. Если 

частота  расположения  водных  источников  недостаточна  для  обеспечения  требуемого  распределения 

температуры, то можно использовать доступный повсеместно грунт. 

Даны  рекомендации  по  выбору  грунтового  теплообменника.  Предпочтение  отдается 

вертикальным грунтовым теплообменникам с глубиной монтажа 50 – 200 м. 

Рекомендовано  осуществлять  подогрев  нефти  на  теплонасосных  пунктах  подогрева  нефти  на 

величину  не  более  7 

о

С  и  использовать  тепловые  насосы  с  центробежным  компрессором,  коэффициент 



преобразования энергии которых в условиях эксплуатации на нефтепроводе превышает значение.[4] 

 

223


Таким  образом,  Использование  тепловых  насосов  для  подогрева  нефти  при  магистральном 

транспорте  является  наиболее  эффективным    способом  транспортировки  высоковязкой  нефти  с 

ограничением процессов сжигания за счет использования низкопотенциального природного тепла. 

 

Литература 



 

1.  Глушков  А.А.  Транспортировка  высоковязкой  нефти  по  магистральному  нефтепроводу  с 

использованием тепловых насосов: Автореф. дис. канд. техн. наук: 25.00.19. - Уфа: УГНТУ, 2009. - 23 с 

2.  Тогашева  А.Р.  Технология  транспорта  высокопарафиновых  нефтей  на  основе  применения 

депрессорных присадок: Автореф. дис. канд. техн. наук: 25.00.19. - Уфа: ГУП «ИПТЭР», 2007. - 22 с. 

3. Euromoon, Inc(1996) Центр по применению природных хладагентов. Frankfurt, Euromoon web: 

http://www.eurammon.com/sites/default/files/attachments/120229_warmepumpen_eur_ru.pdf

 

4.  Кудайбергенов  С.Е.,  Светличный  Д.С.,  ИбраеваЖ.Е.  Создание  композитных  гидрогелевых 



«скребков»  для  очистки  внутренней  полости  нефтепроводов/  Материалы  7-ой  Междунар.  конф. 

«Химия нефти и газа». 21-26 сентября, 2009г. Россия. - Томск, 2009. - С.402-406 

5.  Ахмадуллин К.Р.  Энергосберегающие  технологии трубопроводного  транспорта  нефтепродуктов: 

Автореф. дис. д-ра.техн. наук: 25.00.19. - Уфа: УГНТУ, 2005. -46 с. 



 

 

ОСНОВНЫЕ ПРОБЛЕМЫ РАЗВИТИЯ ПОДЗЕМНОГО ХРАНИЛИЩА ГАЗА  

ЮЖНОГО РЕГИОНА РЕСПУБЛИКИ КАЗАХСТАН 

 

Ессама Абдельрахман Мохаммед*, Кумар Б.К., Макашев Е.Б. 



Каирский  технический университет, Египет*, 

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

 

1.  Введение 

Как  известно,  для  топливно-энергетического  комплекса  характерно  наличие  потребителей  с 

переменным  режимом  производства  продукции.  Неравномерный  режим  потребления  природного 

газа,  обусловленный  объективными  факторами,  оказывает  существенное  влияние  на  загрузку 

мощностей наиболее капиталоемких звеньев отрасли – промыслов и газопроводов. В итоге возможно 

наличие  столь  нежелательного  явления,  когда,  с  одной  стороны,  рабочие  мощности  могут  быть 

недоиспользованы, а с другой – не в состоянии покрыть пиковые расходы газопотребления. 

В  результате  формируются  сложная  технико-экономическая  проблема,  которая  сводится  к 

устранению  несогласованности  в  режимах  подачи  и  потребления  природного  газа  таким  образом, 

чтобы  мощности  по  добыче  и  транспорту  работали  с  максимальной  загрузкой,  а  потребители 

получали газ в необходимых количествах в течение всего года, включая периоды пиковых спросов. 

Решению  этой,  наиболее  актуальной  проблемы  отрасли,  способствуют  технические  средства 

резервирования,  призванные  по  своему  целевому  назначению  замещать  мощности  по  добыче  и 

транспорту газа  в периоды повышенного на него спроса.  

Внедрение  подземных  хранилищ  газа  (ПХГ)  в  систему  газоснабжения  привносит  в  вопросы 

прогнозирования  перспективного  развития  отрасли  ряд  существенных  особенностей:  повышение 

надежности  рассматриваемых  систем  и,  как  следствие,  улучшение  экономических  показателей 

добычи и транспорта газа. 

Особенностью  рассматриваемой  проблемы  является  возможность  взаимозаменяемости  между 

мощностями промыслов и газопроводов, с одной стороны, и ПХГ – с другой.  

Эти  положения  обуславливают  многовариантность  технических  решений  при  определений 

оптимального  соотношения  мощностей  рассматриваемых  систем,  при  котором  выбранный  критерий 

эффектив-ности  достигает  экстремума.  Все  вышесказанное  подтверждает  актуальность  проводимых 

исследований, а именно оптимального прогнозирования [1].  

2.  Общая оценка к подходу для перспективного развития ПХГ 

Наиболее  эффективное  воздействие  всех  звеньев  технологичес-кой  цепочки  от  промыслов  до 

конечно потребителя может быть дос-тигнуто при синхронизации основных факторов, на него влияющих:  

  Природные (ресурсная база, геологические условия для создания ПХГ); 

  Технические  (внедрение  новых  технологий,  развитие  мощностей  газотранспортной  и 

распределительной системы); 

  Экономические  (влияние  рыночных  механизмов,  дифференциация  ценообразования  на  газ, 

объемы инвестиции); 



 

224 


  Правовые (комплексный контроль) 

Оценка  перспектив  развития  системы  ПХГ  в  регионе  основывается  на  комплексном  анализе 

различных  факторов,  влияющих  на  экономическое  развитие  региона  в  целом  и  газопотребления  в 

частности. 

Основными этапами данного подхода являются:  

  Анализ энергопотребления в регионе за ретроспективный период;  

  Анализ газового рынка региона 

  Оценка перспектив развития газового рынка с учетом взаимозаменяемости источников энергии  

  Анализ действующей нормативной базы в газовой сфере 

  Оценка современного состояния ПХГ в регионе 

  Определение необходимого объема резерва газа в ПХГ исходя из его разноцелевого назначения 

 

Определение вероятных мест размещения ПХГ[1,2].



 

3.  Общее представление о ПХГ «Акыртобе» 

Подземное  хранилище  газа  «Акыртобе»  расположено  в  Республике  Казахстан,  Джамбульской 

области в 60 км к северо-востоку от г.  Тараз в непосредственной близости от поселка Акыртобе. 

ПХГ  Акыртобе  является  последним  по  трассе  газопроводов  регулятором  сезонной  и  суточной 

неравномерности  газопотребления  и  резервом  газоснабжения  Джамбульского  и  Алматинского 

регионов южного Казахстана. Анализ общей геологической ситуации в Алматинском регионе показывает 

на крайне ограниченные возможности создания нового ПХГ, более приближенного к городу Алматы 

и приемлемого по технико-экономическим показателям. 

Алматинский регион является концевым участком газотранспорт-ной системы БГР – Ташкент – 

Бишкек  –  Алматы.  Протяженность  этой  системы  газопроводов  составляет  1342  км.  Трасса 

газопроводов  проходит  по  территории  нескольких  государств,  характеризуется  существенно 

осложненными природно-климатическими условиями[3]. 



4.  Причины ухудшения эксплуатационных характеристик 

На  начало  сезона  отбора  2011-2012  гг.  объем  газа  в  пласте  по  балансу  составлял  600  млн. м

3

  газа. 


Максимальное пластовое  давление на начало отбора  составляло 80 кг/см

2

. Сезон отбор газа 2011-2012 гг. 



начался с октября по май месяц 2012 г.  

В сезоне отбора газа 2011-2012 гг. выйти на планируемые показатели отбора за сезон по ПХГ не 

удалось.  

Основными причинами заниженного по сравнению с утвержденным режимом отбора газа являются: 

-  активное обводнение скважин; 

Анализируя  зависимость  нарастающего  водного  фактора  и  пластового  давления  от 

нарастающего отбора газа по ПХГ (рисунок 1) можно отметить следующее: 

 

 



 

Рисунок 1. Зависимость нарастающего водного фактора и Рпл. от нарастающего отбора газа в сезоне. 

 


 

225


Из диаграммы видно, что при отборе газа отмечается низкий (практически равный нулю) водный 

фактор. После отбора при среднем пластовом давлении, водный фактор начинает увеличиваться.  

-  четкой  зависимости  водного  фактора  от  количества  подключенных  к  отбору  скважин  не 

наблюдается. Поскольку водный фактор увеличивается пропорционально нарастающему отбору газа 

практически через месяц после начала отбора. 

Таким образом, в сезоне отбора 2011-2012 гг. после отбора газа при среднем пластовом давлении 

в залежи отмечается активное обводнение скважин. Это приводит к снижению суточной производитель-

ности  хранилища,  несмотря  на  практически  полностью  подключенный  к  отбору  эксплуатационный 

фонд ПХГ «Акыртобе»[3,4]. 



1   ...   33   34   35   36   37   38   39   40   ...   81


©emirb.org 2017
әкімшілігінің қараңыз

войти | регистрация
    Басты бет


загрузить материал