Халықаралық ғылыми-тәжірибелік конференциясының ЕҢбектері



жүктеу 8.29 Mb.

бет43/81
Дата12.01.2017
өлшемі8.29 Mb.
1   ...   39   40   41   42   43   44   45   46   ...   81

 

ЛИТЕРАТУРА 

 

1.  Коротков  В.П.,  Конради  В.В.,  Туманян  Б.П.,  Челинцев  С.Н.,  Беккер  Л.М.  Применение 

депрессорной присадки при трубопроводном транспорте смесей высокозастывающих нефтей северных 

месторождений  Тимано-Печерской  нефтегазовой  провинции  //  Трубопроводный  транспорт  нефти.  -

1994. –№ П. –СП. 

2.  Ишмухаметов  И.Т.,  Исаев  С.Л.,  Лурье  М.В.,  Макаров  СП.  Трубо-проводный    транспорт   

нефтепродуктов. – М.:   Нефть   и газ, 1999. 

3.  Бурова  Л.И.,   Дмитриева   Н.А.,   Пономарев   М.С.,   Тертерян Р.А.,    Блейхер   Э.М.,   Челинцев   

С.Н.    Выбор   присадки   к высокозас-тывающим   нефтям   Туркмении   //   Транспорт   и хранение нефти 

нефте-продуктов: НТИС.  – М.: ЦНИИТЭнефтехим, 1976.-№ 2.-Сб. 



 

 

ВЛИЯНИЕ РН  НА КОМПЛЕКСООБРАЗОВАНИЕ СОПОЛИМЕРОВ НА ОСНОВЕ  

2-ГИДРОКСИЭТИЛАКРИЛАТА И МЕТИЛАКРИЛАТА С ПОЛИКАРБОНОВЫМИ 

КИСЛОТАМИ 

 

Оралханова Д., Шайхудинова А.А., Елигбаева Г.Ж. 

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

 

Полимеры,  проявляющие  стимулчувствительные  свойства,  привлекают  огромное  внимание 



исследователей на протяжении последних двух десятилетий, в связи с их обширным применением в 

различных областях. В частности, водорастворимые полимеры, имеющие НКТР, являются одними из 

наиболее  перспективных  стимул  чувствительных  полимеров,  обладающих  широким  спектром 

потенциального  применения  в  системах  с  контролируемой    доставкой  веществ,  технологиях  по 

разделению и обогащению, стабилизации коллоидных частиц, наноэлектронике и т.д. 

Исследования  в  этой  области  требует  разработки,  внедрения  новых  полимеров,  а  также 

оптимизации 

существующих 

систем, 

обладающих 

такими 

свойствами. 



Выраженную 

чувствительность  гидрофильных  полимеров  к  изменению  температуры  окружающей  среды  можно 

наблюдать,  когда  макромолекулы  имеют  надлежащий  гидрофильно-гидрофобный  баланс.  В 

растворах,  эти  полимеры  подвергаются  разделению  фаз  при  нагреве,  а  для  их  сшитых  аналогов 

(гидрогелей)  наблюдается  резкое  сжимание  (коллапс)  либо  контракция  объема.  Так,  например, 

сополимеры, полученные комбинацией термочувствительных мономеров, таких как НИПААМ с рН-

зависимыми  сомономерами  дает  возможность  получать  сополимеры  чувствительные  к  нескольким 

воздействиям одновременно. 

 


 

257


0

20

4 0



6 0

80

1 0 0



12 0

1 4 0


1 4 5

1 5 0


1 5 5

1 6 0


1 6 5

1 7 0


1 7 5

1 8 0


 

 

m in

 (1 )


 (2 )

 (3 )


V /V 0

d e m o


d e m o

d e m o


d e m o

d e m o


d e m o

d e m o


d e m o

d e m o


d e m o

d e m o


d e m o

d e m o


d e m o

d e m o


d e m o

d e m o


d e m o

d e m o


d e m o

d e m o


d e m o

d e m o


d e m o

d e m o


d e m o

d e m o


d e m o

d e m o


d e m o

 

РИСУНОК 1 



 [ГЭА][МА], =90:10 (1), 80:20 (2), 70:30(3) моль% 

Набухающее поведение гидрогеля ПАК  в растворе сополимера  ГЭА-МА при рН=8 

 

Методом  вещественной  радикальной  сополимеризации  были  синтезированы  водорастворимые 



сополимеры  на  основе  мономеров,  отличающихся  по  своей  активности  и  природе,  а  именно 

гидрофильного  неионного  ГЭА  и  гидрофобного  МА.  В  работе  изучено  влияние  рН  на 

комплексообразование  в  системе  дифильного  сополимера  (СПЛ)  2-гидроксиэтилакрилата  (ГЭА)  и 

метилакрилата  (МА)  с  макромолекулами  полиакриловой  кислоты  (ПАК).  О  взаимодействии  между 

сеткой  и  линейным  полимером    в  растворе  судили  по  изменению  относительного  объема  образцов 

гидрогеля ПАК в различных условиях. 

Исследовано межмолеулярные взаимодействия с точки зрения влияния рН среды раствора. При 

этом  следует  отметить  уже  выведенную  закономерность  в  изменении  набухающего  поведения 

образцов  гидрогелей  в  растворах  линейных  дифильных  сополимеров  ГЭА-МА:  гидрогели,  за  счет 

взаимодействия  с  поликислотой  набухают  в  слабокислой  и  слабощелочной  средах  (рН=5,5  и  8,0),  и 

коллапсируют в кислой среде (рН=4).  

В щелочной среде при рН 8, при высокой степени диссоциации карбоксильных групп поликислоты 

образцы  гидрогеля  ПАК  и  ПМАК  в  растворе  СПЛ  ГЭА-МА  заметно  набухают,  что,  возможно, 

обусловлено  изменением  качества  растворителя,  а  также  формированием  гидрофиль-ных  ассоциатов 

между  сеткой  и  линейным  неионным  полимером  (рисунок  3,  рисунок  4).    При  переходе  к  растворам 

сополимеров  с  более  высоким  содержанием  гидрофобного  компонента,  эффект  дополнитель-ного 

набухания  гидрогелей  ПАК  и  ПМАК  усиливается.  Это,  видимо,  объясняется  большой  эффективностью 

взаимодействия полианионных сеток с линейными сополимерами (кривые 2 и 3).  

 

0

2 0



4 0

6 0


8 0

1 0 0


1 20

1 40


16 0

50

55



60

65

70



75

80

85



90

 

 



 (1 )

 (2 )


 (3 )



m in

V/V0

d e m o


d e m o

d e m o


d e m o

d e m o


d e m o

d e m o


d e m o

d e m o


d e m o

d e m o


d e m o

d e m o


d e m o

d e m o


d e m o

d e m o


d e m o

d e m o


d e m o

d e m o


d e m o

d e m o


d e m o

d e m o


d e m o

d e m o


d e m o

d e m o


d e m o

 

РИСУНОК 2 



[ГЭА][МА], =90:10 (1), 80:20 (2), 70:30(3) моль% 

Набухающее поведение гидрогеля ПМАК в растворе сополимера ГЭА-МА при рН=8 



 

258 


При  переходе  к  слабокислым  средам  (рН=4)  гель  подвергается  контракции  в  результате 

формирования  интерполимерных  комплексов  между  неионизированными  карбоксильными  группами 

ПАК  и  ПМАК  и  атомами  эфирного  кислорода  СПЛ  ГЭА-МА  (рисунок  1  и  2).  Процесс  контракции 

сетки  длится  около  60  минут  из-за  диффузии  макромолекул  внутрь  сети  ПМАК.  Очевидно,  что 

диффузия  макромолекул  СПЛ  ГЭА-МА  внутрь  сетки  происходит  в  результате  двух  процессов, 

обеспечивающих  силы притяжения,  которые  вызывают  контракцию  геля.  Один  из  них  заключается  в 

том, что  образование водородных связей между сеткой и молекулами ГЭА-МА существенно снижает 

гидрофильность  цепи  ПМАК,  поскольку  у  части  СООН-  групп  поликислоты  в  результате 

взаимодействия  с  группами  ГЭА-МА  вытесняются  молекулы  воды.  В  то  же  время,  присутствие 

гидрофобного  компонента  в  составе  сополимера  (за  счет  присутствияСН

2

)  делает  сетку  более 



гидрофобной.  Второй  процесс  заключается  в  том,  что  молекулы  ГЭА-МА  выступают  в  роли 

дополнительного сшивающего агента, поскольку они сорбируются внутрь геля. 

0

20

40



60

80

100



120

80

85



90

95

100



105

110


115

120


125



min

 (1)


 (2)

 (3)


V/V0

d e m o


d e m o

d e m o


d e m o

d e m o


d e m o

d e m o


d e m o

d e m o


d e m o

d e m o


d e m o

d e m o


d e m o

d e m o


d e m o

d e m o


d e m o

d e m o


d e m o

d e m o


d e m o

d e m o


d e m o

d e m o


d e m o

d e m o


d e m o

d e m o


d e m o

 

РИСУНОК 3 



[ГЭА][МА], =90:10 (1), 80:20 (2), 70:30(3) моль% 

Набухающее поведение гидрогеля ПАК в растворе сополимера ГЭА-МА при рН=4 

 

0

20



40

60

80



100

120


47

48

49



50

51

52





min

 (1)


 (2)

 (3)


V/V

0

d e m o


d e m o

d e m o


d e m o

d e m o


d e m o

d e m o


d e m o

d e m o


d e m o

d e m o


d e m o

d e m o


d e m o

d e m o


d e m o

d e m o


d e m o

d e m o


d e m o

d e m o


d e m o

d e m o


d e m o

d e m o


d e m o

d e m o


d e m o

d e m o


d e m o

  

РИСУНОК 4 



[ГЭА][МА], =90:10 (1), 80:20 (2), 70:30(3) моль% 

Набухающее поведение гидрогеля ПМАК в растворе сополимера ГЭА-МА при рН=4 



 

 

 

 

259


Литература 

 

1.  Кабанов В.А., Паписов И.М. // Высокомолек. соед. А. 1979. Т.21. № 2. С.243. 

2.  Бектуров Е.А., Бимендина Л.А. Интерполимерные комплексы. Алма-Ата: Наука. 1977. 

3.  Tsuchida E., Abe K. // Adv. Polym. Sci. 1982. V.45. P.1. 

4.  Нуркеева З.С., Мун Г.А., Хуторянский В.В. // Высокомолек. Соед. Б 2001. Т. 43.  №5. С. 925. 

5.  Ikawa T., Abe K., Honda K., Tsuchida E. // J. Polym. Sci., Polym. Chem.. Edn. 1975. V.13. P. 1505. 

6.  Baranovsky V., Petrova T., Rashkov I. // Eur. Polym. J. 1991. V.27. P. 1045. 

7.  Кирш Ю.Э., Калниньш К.К. // Журнал прикладной химии 1999. Т.72. №8. С. 1233 

8.  Бельникевич  Н.Г.,  Будтова  Т.В.,  Иванова  Н.П.,  Панарин  Е.Ф.,  Панов  Ю.Н.,  Френкель  С.Я. // 

Высокомолек Соед. А 1989. Т. 31. №8. С. 1691. 

 

 

ПОВЫШЕНИЕ НЕФТЕОТДАЧИ ПЛАСТОВ 

 

Мухаммед Абдель-Гани Халифа*, Орынгожин Е.С., Шукманова А.А. 

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

 

Основными требованиями при подготовке нефти в пластовых условиях в настоящее время считается 



получение следующих факторов: 

- снижение поверхностного натяжения на границе нефть-вода и нефть-порода; 

- снижение капиллярного эффекта; 

- расстановка скважин на линиях максимальных градиентов давлений; 

- выбор наиболее целесообразных расстояний между скважинами (рядами); 

-  создание  наиболее  благоприятных  условий  фильтрации  в  призабойных  зонах  добывающих 

скважин. 

Таким образом, общепринято, что при этих условиях возможно максимальное извлечение нефти 

из пласта. 

Динамика  внутрипластовых  процессов  определяется  характерис-тикой  нефтесодержащих  пород  и 

флюида  (нефть,  газ,  вода),  насыщающего  пласт  пластовым  давлением  и  температурой.  Исследования 

непрерывно  продолжаются  и  вышеперечисленные  требования  подготовки  нефтяного  пласта  и  нефти  к 

разработке  дополняются  все  новыми  показателями  и  факторами,  которые,  надо  сказать,  дают  малый 

эффект повышения коэффициента нефтеотдачи (максимум от 3 до 12% [1,2], правдоподобность которых, 

к сожалению невозможно проверить). 

В  работе  [3],  не  выражая  показатель  коэффициента  нефтеотдачи  в  числовом  виде,  авторы 

приводят,  что  «опытно-промысловые  испытания  предложенного  способа  повышения  нефтеотдачи 

пластов на выбранном участке позволили дополнительно добыть 10600т нефти». 

В  описании  патента  РФ  на  способ  вытеснения  нефти  №2134774  [4]  приводят  прирост 

коэффициента  нефтеотдачи  на  12,5%.  По-видимому,  этот  показатель  в  описании  изобретения 

слишком завышен. 

В  объявлении  «Улучшение  качества  нефти  и  увеличение  коэффи-циента  нефтеотдачи 

месторождений»  Кайдалова  С.  Н.,  помещенном  в  Интернете,  отмечается,  что  среднегодовая 

экономическая  эффектив-ность  применения  созданной  фирмой  технологии  и  реагентов  в  процессах 

подготовки  воды,  только  на  одной  нагнетательной  скважине,  при  объеме  закачиваемой 

«подготовленной» воды до 5000 м

3

 в сутки, составляет более 5 млн. долларов США.  



Для более полного использования ресурсов недр разработаны процессы, включающие методы: 

-  совершенствующие  систему  заводнения,  улучшающие  вымывающие  способности  воды 

(применение  поверхностно-активных  веществ  ПАВ,  углекислоты,  серной  и  других  кислот), 

улучшающие способности воды вытеснять, а также применение полимерных материалов полиакрила-

мида (ПАА), эмульсий, пен и др;  

- вытеснение нефти взаиморастворяющимися продуктами; 

-  вытеснение  (со  смешиванием  с  использованными  растворителями)  природного  газа,  газа  под 

высоким давлением; 

-  снижающие  вязкость  изменяющие  фазовые  равновесия  многокомпонентной  системы 

нагнетанием пара, горячей воды, прогревом призабойных зон; 

-  внутрипластового  горения  (сухое,  влажное),  жидкофазного  окисления,  изменяющие 

коллекторские свойства и физические параметры пород, вмещающих нефть. 



 

260 


В  рефератах,  приведенных  в  сайте  http:monax.ru/order  Интернета  отмечается,  что  увеличение 

коэффициента  вытеснения  должно  вести  к  увеличению  нефтеотдачи,  но  все  промысловые 

эксперименты  по  применению  методов,  увеличивающих  коэффициент  вытеснения    не  дали 

однозначного  четкого  результата.  Далее  в  рефератах  делается  вывод,  что  эффективность 

полимерного заводнения также неоднозначна, а в технологиях выравнивания профиля приемистости 

реагент  закачивается  в  объеме  5-40  м

3

  на  1  м  мощности  пласта.  В  приведенных  рефератах  вопрос 



«почему  до  закачки  реагентов  низкопроницаемые  пласты  не  принимали  воду,  а  после  закачки 

реагента  начали  принимать  при  тех  же  давлениях  закачки»?  -  оставлен  без  ответа.  Подчеркивая 

важность  оценки  фактического  прироста  коэффициента  нефтеотдачи  пластов  (КНП)  за  счет 

применения методов увеличения нефтеотдачи (МУН), далее добавляют, что о промысловых оценках 

прироста  КНП  пытались  выполнить  путем  сравнения  технологических  показателей  разработки 

опытных  и  контрольных  участков,  но  последние  по  всем  геолого-физическим  свойствам,  так  и  по 

условиям  разработки  практически  не  бывают  идентичными  (констатируют  факты  в  рефератах). 

Обращают  внимание  также  на  то,  что  точности  замера  дебита  жидкости  скважин  и  определения 

обводненности  их  продукции  влияют  на  точность  определения  дополнительной  добычи  нефти.  При 

этом турбинный расходомер имеет высокую погрешность измерения. Чем ниже дебит скважины, тем 

меньше  точность  измерения.  Тахометрическим  массовым  счетчиком  измеряют  объемы    с 

погрешностью  в  среднем  порядка  18%.  К  тому  же  отмечается,  что  дебит  скважин  вообще  не 

измеряется  при  высоковязкой  жидкости,  наличии  в  последней  взвешенных  механических  частиц, 

обводненности близкой к 100%. 

В  конце  рефератов  отмечают:  «по  всем  методам  эффективность  завышена»,  дополнительная 

добыча  нефти  будет  иметь  место  в  течение  определенного  срока,  что  вообще  говоря  непонятно”, 

“непонятно,  как  определяется  срок  действия  метода”?  И  после  этих  сомнений,  в  реферате  делают 

отрицательное  заключение  о  подлинности  прироста  нефтедобычи  и  повышении  коэффициента 

нефтеотдачи пластов, приводимых в литературных источниках. 

К настоящему времени по результатам многочисленных исследований делается вывод, что величина 

коэффициента нефтеотдачи составляет в СНГ от 37 до 40%, а в США- 33% (по данным Торри). 

Работа  по  сайту 

www.rogtecmagazine.com

  в  интернете  сообщает,  что  “повышение  отдачи  всего 

на 1% может добавить около 80 миллионов баррелей нефти в мировых масштабах”, далее добавлено, 

что  нефтяные  компании  осознали  этот  потенциал  и  поставили  задачу  повышения  коэффициента 

нефтеотдачи  своих  месторождений  не  менее  чем  до  70%.  По-видимому,  эта  проблема  70% 

нефтеотдачи  еще  долго  будет  занимать  место  только  на  бумаге,  так  как  в  работе  большое 

предпочтение  отдается  решению  задач  автоматизацией,  с  использованием  компьютерных  программ 

при  моделировании  большого  объема  параметров  статистического  материала  по  моделированию. 

Результаты последних зачастую бывают далеки от практических применений. 

В  описании  изобретения  [5],  констатируя  то,  что  на  месторождениях  нефти  высокие  линейные 

перепады давления характерны в призабойной зоне эксплуатационных и нагнетательных скважин, а 

низкие  перепады  давления  –  на  основной  площади  залежи  между  скважинами,  авторы  считают,  что 

повышение эффективности разработки возможно путем создания значительных градиентов давления 

в  пласте  на  значительных  удалениях  от  забоев  скважин.  И  достигают  максимального  коэффициента 

нефтеотдачи созданием при давлениях в пласте ниже  давления насыщения режима пенного течения 

нефтегазовой смеси.  

В изобретении [6] для всего месторождения определяют текущий коэффициент энергетической 

нефтеотдачи  (КЭН),  исходя  из  того,  что  коэффициент  объемной  упругости  нефти  на  порядок  выше 

коэффициента объемной  упругости воды, в связи с чем нефть является более  емким аккумулятором 

пластовой энергии, чем вода. Поэтому, “если оценивать эффективность работы добывающих скважин 

с  помощью  КЭН,  то  появляется  возможность  вести  постоянный  контроль  за  работой  всего 

месторождения в целом, оптимизируя весь процесс нефтедобычи”, - отмечают авторы. 

В  работе  [7]  приводят,  что  после  высокочастотного  электромагнит-ного  воздействия  на  пласт 

генератором ВЧГ 13,56/60 мощностью 60 квт в течение 50 часов коэффициент нефтеотдачи пласта возрос 

от 35 до 45%. 

В  объемной  работе  [8]  –  “Экономическая  эффективность  внедрения  тепловых  методов 

повышения  нефтеотдачи  на  месторождениях  ОАО  “Удмуртнефть””,  приводится  значительный 

материал  по  повышению  коэффициента  нефтеотдачи  пластов  с  применением  тепловых  методов. 

Однако  по  табличным  данным  этой  работы  можно  судить,  что  достигнуты  верхние  пределы 

коэффициента нефтеотдачи, не превышающие 45%. 



 

261


Из    вышеизложенного  краткого  обзора  состояния  вопроса  о  повышении  коэффициента 

нефтеотдачи пластов можно заключить, что вопрос является проблемным и фактически нерешенным. 

В  опубликованных  источниках  информации  приводятся  в  основном  достигнутые  пределы 

коэффициента  нефтеотдачи  пластов,  максимум  до  45%.  Отдельные  достижения  по  повышению 

коэффициента нефтеотдачи пластов доходят от 1 до 3,5%. 

Последние  показатели  явствуют  о  том,  что  традиционными  спо-собами  разработки  нефтяных 

месторождений  невозможно  кардинально  увеличить  коэффициент  нефтеотдачи  пластов.  Поэтому  в 

перспективе  при  разработке  нефтяных  месторождений  следует  вносить  существенные  новшества  в 

систему  разработки,  отказаться  от  догматически  укоренившихся  вертикальных  скважинных  систем, 

возможности  которых  многократно  отражены  в  коэффициентах  нефтеотдачи  пластов,  имеющих 

величины по США 30%, а по СНГ – 30-35%. 

Поэтому предполагаем, что в перспективе, остатки разведанных запасов нефти порядка 60-65%, 

следует  разрабатывать  горизонтальными  и  наклонными  скважинами  и  горными  выработками. 

Последние,  возможно,  следует  комбинировать  с  подготовкой  шахтных  стволов  для  приема 

значительных  объемов  нефти  при  применении  горизонтальных  и  наклонных  подготовительных 

горных  выработок,  идущих  от  ствола  к  нефтяным  пластам.  Немаловажную  роль,  по-видимому,  при 

разработке  остаточных  нефтяных  залежей  будут  играть  также  буро-взрывные  методы  разрыхления 

нефтеносных  пород,  ведущие  одновременно  к  положительным  эффектам:  к  повышению  пластового 

давления  за  счет  газов  взрыва;  созданию  трещиновато-кусковатой  нефтеносной  среды  с 

повышенными пропускными способностями для флюидов нефти и нефтегазовых смесей. 



 

Литература 

 

1.  Состав  для  повышения  нефтеотдачи  пластов.  Патент  РФ  №2131971,  МКИ  Е21  В43/22.  Дата 



публикации 20.06.1999. Патентообладатель Институт химии, нефти СО РАН. 

2. Хлебников В.Н., Волошин А.Н. и др. Способ повышения нефтеотдачи месторождения. Патент 

РФ №2277632, МКИ Е2 В43/32; 43/24. Опубликовано 2006, Бюл. №16. 

3.  Позднышев  Г.Н.,  Манырин  В.Н.,  Досов  А.Н.  и  др.  Способ  повышения  нефтеотдачи  пласта. 

Патент РФ №2164595, МКИ Е21 В43/22. Дата публикации 27.03.2001. 

4.  Исламов  Ф.Я.,  Алмаев  Р.Х.,  Плотников  И.Г.  и  др.  Способ  вытеснения  нефти.  Патент  РФ 

№2134774, МКИ Е21 В43/32. Опубликовано 20.08.1999. 

5.  Ермаков  Г.И.,  Ярышев  Г.М.,  Ярышев  М.Г.  Способ  разработки  нефтяной  залежи.  Патент  РФ 

№2162935, МКИ Е21 В43/20. Опубликовано 10.02.2001. 

6. Заничковский Ф.М., Заничковская О.В. Способ разработки нефтяного месторождения. Патент 

РФ №2044870, МКИ Е21 В43/20. Опубликовано 27.09.1995. 

7. Ковалева Л.А., Насыров Н.Н., Зинатуллин Р.Р. Способ разработки залежи высоковязкой нефти 

и битума. Патент РФ № 2399753, МКИ Е21 В43/24. Опубликовано 01.2006.  

8.  Кудинов  В.И.,  Савельев  В.А.,  Головина  Т.И.  Экономическая        эффективность  внедрения 

тепловых  методов  повышения  нефтеотдачи  на  месторождениях  ОАО  “Удмуртнефть”,  “Геология 

нефти и газа”, №5, 1998.   



 

 

О НЕВОЗМОЖНОСТИ  ТРЕЩИНООБРАЗОВАНИЙ В ПОРОДАХ НЕФТЯНОГО  

ПЛАСТА ПРИ ПРОВЕДЕНИИ ГРП 


1   ...   39   40   41   42   43   44   45   46   ...   81


©emirb.org 2017
әкімшілігінің қараңыз

войти | регистрация
    Басты бет


загрузить материал