CC BY
29Визначеш енергоефективш заходи щодо зни-ження споживання теплово! енерги на опалення бу-дiвлi передбачають глибоку термомодершзацш бу-дiвлi, що дозволить знизити споживання теплово! енерги на опалення бшьш н1ж вдвiчi ввд базового рiвня споживання та досягнути середньоевропейсь-ких показник1в енергоефективностi будiвлi, при до-триманнi комфортних умов.
Список лггератури
1. Енергозбереження - стратепя розвитку Бо-городчанського району [Електронний ресурс] // МГЕО "Наш дiм - Манява". - 2012. - Режим доступу до ресурсу: http://manyava.org/news/energozberezhennja_strategij a_rozvitku_bogorodchanskogo_rajonu/2012-09-19-435
2. Економiя паливно-енергетичних ресурсiв -важливий крок до змiцнення енергетично! безпеки Укра!н [Електронний ресурс] // Матерiали до за-гальнообласного Дня шформування населення. -
2010. - Режим доступу до ресyрсy: http://www.rv.gov.ua/sitenew/goschansk/ua/publicatio n/print/4923. htm.
3. Волков В.П. Проблеми енергозбереження в житловому фондi / В. П. Волков // Экономический вестник университета. Сборник научный трудов ученьк и аспирантов, 2013. - №20-1. - С.83-90. [Електронний ресурс]. - Режим доступу: http://cyberleninka.ru/article/n/problemi-energozberezhennya-vzhitlovomu-fondi
4. Концеба С.М. Енергозберiгaючi теxнологiï в Укрш'ш: економiчний ефект i перспективи впро-вадження / С.М. Концеба, О.О. Непочатенко // 36í-рник науковт праць Уманського нaцiонaльного yнiверситетy сащвництва. - 2007. - № 63. - С. 1-5.
5. Матвшчук Н.М. Приоритеты реализации политики энергосбережения в Украине / Н.М. Мат-вшчук // ECONOMICS AND MANAGEMENT. Juvenis scientia. - 2016. - № 1. - С. 97- 100.
КЛАССИФИКАЦИЯ НЕФТЕЙ ЗАПАДНОГО КАЗАХСТАНА ПО СВОЙСТВАМ
ВОДОНЕФТЯНОЙ ЭМУЛЬСИИ
Шугаепов Н.А.
Кандидат технических наук, доцент, Атырауский университет нефти и газа имени С. Утебаева. г. Атырау
Ахметов Н.М. д.т.н., профессор,
Атырауский университет нефти и газа имени С. Утебаева. г. Атырау
Турдиев М.Ф.
Кандидат физико-математических наук, профессор Атырауский университет нефти и газа имени С. Утебаева. г. Атырау
Сулейменова Р.Т. Докторант 2 курса Satbayev University, г. Алматы.
Даврешов М.Н. Магистрант кафедры «НГД» Атырауский университет нефти и газа имени С. Утебаева. г. Атырау
CLASSIFICATION OF OILS OF WESTERN KAZAKHSTAN BY THE PROPERTIES OF WATER-
OIL EMULSIONS
Shugaepov N.
Candidate of Technical Sciences, Associate Professor, Atyrau University of Oil and Gas named after S. Utebaev. Atyrau
Akhmetov N.
Doctor of Technical Sciences, Professor, Atyrau University of Oil and Gas named after S. Utebaev. Atyrau
Turdiev M.
Candidate of physico-mathematical sciences, professor Atyrau University of Oil and Gas named after S. Utebaev. Atyrau
Suleimenova R.
2-year doctoral student Satbayev University, Almaty.
Davreshov M. Master student of the department "NGD" Atyrau University of Oil and Gas named after S. Utebaev. Atyrau
Аннотация
Обсуждается вопросы классификации нефти Западного Казахстана по свойствам водонефтяной смеси и определена основные факторы, влияющие на формирование и стабильность эмульсии. В нефтепромысловой практике встречаются эмульсии нефти и пластовой воды двух типов. При смешивании двух жидкостей на образование типа эмульсии влияет соотношение объемов нефти и пластовой воды.
Abstract
The issues of the classification of oils in Western Kazakhstan by the properties of the oil-water mixture and the determination of the main factors affecting the formation and stability of the emulsion are discussed. In oilfield practice, there are two types of emulsions of oil and produced water. When two liquids are mixed, the formation of an emulsion type is affected by the ratio of the volumes of oil and produced water.
Ключевые слова: Водонефтеной и нефтеводянные смеси, эмульсии, пластовая вода, минерализация пластовой воды,дисперстность.
Keywords: Oil-water and oil-water mixtures, emulsions, formation water, formation water mineralization, dispersion.
1) физико-химические свойства нефти (плотность, вязкость, содержание -парафина, смол, ас-фальтеновых частиц, механических примесей),
2) температура образования (смешивания) и отстоя эмульсии,
3) минерализация пластовой воды,
4) дисперсность капель (глобул) воды.
Нами предлагается следующий метод подхода при рассмотрении склонности нефти конкретного месторождения образовывать стабильные эмульсии
В таблице-1 приводится результат лабораторного эксперимента формирования водонефтяной эмульсии с парафинистой нефтью. Из таблицы-1 видим, что при температуре 20 °С и перемешивании нефти с водой образуется водонефтяная эмульсия связывающая до 66% воды, которая не расслаивается даже после нагрева до +60 °С.
Физико-химические свойства. Анализ фактического, лабораторного и промыслового материала добываемых нефтей основных месторождений Западного Казахстана с позиции вышеуказанных факторов позволил нам применительно к промысловой подготовке нефти классифицировать ее на четыре группы(таблица-2): -легкая нефть, -средняя нефть, -парафинистая нефть , -высокосмолистая битумная нефть.
Таблица 1
Лабораторные испытания по формированию водонефтяной высокопарафинистой эмульсии
Цикл перемешивания Контроль за водонефтяной эмульсией
Условия эксперимента № ВНЭ (исходное Связанная вода Содержание Свободно выде-
содержание нефти 100 g) (исходная пластовая вода 62 ml) воды в нефти, % лившаяся вода, ml
1. Формирование эмульсии
Т=20 °С 0 100 62 38 0
перемешивание 1 162 5 0
n=250 r/min 2 167 5 0
t=10min 3 172 5 0
Нефть - естественная 38 % ВНЭ 10 212 5 0
15 237 5 следы капель
Вода - пресная, в каждом цикле (N=1- 25) приливали 25 292 5 66 2 ml
в эмульсию 5 ml воды.
2. Термостабильность 66 % ВНЭ
Т=60 °С, отстой 2 часа 66 0
В нефтепромысловой практике встречаются эмульсии нефти и пластовой воды двух типов. Первый тип нефть в воде Н/В и второй тип вода в нефти В/Н. Преобладание имеют эмульсии второго типа.
При смешивании двух жидкостей на образование типа эмульсии влияет соотношение объемов нефти и пластовой воды. Теоретически при смешивании двух жидкостей возможно получение:
а) истинного раствора,
б) эмульсии,
в) коллоида.
В существующих условиях смешивания (диспергирования) нефти с пластовой водой на месторождениях практически приходится иметь дело с эмульсией. По своей природе эмульсии относятся к термодинамическим нестабильным системам и поэтому они с течением времени должны расслаиваться на составляющие нефть и пластовую воду. Однако этого на практике не происходит из-за значительного содержания эмульгаторов (стабилизаторов эмульсии) в составе сырой нефти. По этой же причине несмотря на преобладание водной фазы часто в нефтепромысловой практике имеем дело с эмульсиями второго типа В/Н.
Многолетние исследования, выполненные на водонефтяных эмульсиях, позволяют определить следующие основные факторы, влияющие на формирование и стабильность эмульсии:
Для каждой из этих групп присущи общие тенденции свои особенности, которые можно определить следующими технологическими свойствами:
- легкая нефть практически не создает устойчивых эмульсий типа В/Н, за исключением случаев повышенного содержания в ней механических примесей (более 0,6%) и низких температур (ниже 15 °С);
- средняя нефть также не склонна к образованию стабильных эмульсий типа В/Н, хотя и может удерживать в себе 2-3 кратный объем пластовой воды (70 %);
- парафинистая нефть от средней нефти отличается склонностью удерживать эмульсионную воду в своей кристаллической решетке, поэтому дополнительным условием при разрушении эмульсий
образованных данным классом нефти является расплавление этой решетки (Тпл ~ 54-57 °С);
- высокосмолистая битумная нефть, хотя и плохо смешивается с водой при обычной температуре (до 50 °С) она также с трудом расстается с эмульсионной водой из-за высокой вязкости и плотности.
Температура образования (смешивания) и
отстоя эмульсии типа В/Н. Для рассмотренных выше 4-х групп нефти фактор температуры является решающим при формировании эмульсии.
Легкая нефть может образовать стабильную эмульсию только при низких температурах, увеличение температуры выше 25 °С, приводит к полному расслоению эмульсии с образованием незначительного промежуточного слоя объемом не более 5%.
Таблица 2
Предлагаемая классификация нефти по группам и рекомендуемые интервалы значений основных
№ Технологические свойства сырой нефти Ед. изм. Классификация нефти на группы
Легкая (нефть, нефтеконденсатная смесь) средняя парафинистая высокосмолистая битумная
1 - динамическая вязкость Pas
при 20 °С 0,004-0,010 0,005-0,015 0,057-0,114 1,34-45,0
40 °С 0,002 - 0,005 0,003 - 0,006 0,048-0,019 0,36-8,5
60 °С 0,0015-0,0036 0,002 - 0,005 0,018-0,010 0,1 - 1,6
2 - плотность, 20 С kg/m 810-865 830-870 870 - 960 940 - 990
3 - давление насыщен, паров нефти при 38 °С mm Hg 253 - 500 193-421 90-313 25 - 145
4 - температура застывания °C ниже минус 10 ниже 0 от 0 до 33 от 10 до 25
5 - фракционный состав
тем^ начала кипения UC до 35 35-70 60-80 выше 100
выход фракций до 150 С % от 10 до 40 от 8,0 до26,0 от 4,0 до 12,0 не более 3,0
6 - содержание %
серы 1,66-2,37 1,25-2,09 0,16-1,07 1.9 - 9,3
смол силикагелевых 2,99-10,38 4,68 - 9,6 14,0-38,69 34,0-71,2
асфальтенов 0,51 -2,08 0,25 - 2,9 0,13-5,18 4,8 - 9,8
парафина 0,48 - 6,33 3,22 - 8,0 11,5-14,2 2,2 - 4,0
7 - газосодержание m3/t 10-1000 10-1000 30 - 200 0-10
8 - стабильность эмульсии в области температур 25 -60°С % не более 5 не более 35 не более 55 до 90
9 - коэф. поверх, натяж. (при тем-ре, С) dyn/cm 26,8-39,0 (20) 24,4-36,7 (20) 45,7-70,5 (30) 36,4-68,2 (40)
Средние нефти при температуре выше 50 °С не образуют стабильные эмульсии, поэтому их разрушение достигается обычно только одним методом термохимического обезвоживания.
Парафинистые нефти рекомендуется добывать с использованием депрессорных присадок, препятствующие росту кристаллов парафина при снижении температуры от начальной пластовой выше 60 °С до 30 °С и ниже на поверхности, и тем самым исключается запирание в них капель воды. Другой метод извлечения капель воды из пара-финистой решетки это применение комбинирован-
ного способа разрушения эмульсии с использованием термохимического обезвоживания с разрушением кристаллической решетки парафинов под воздействием физических полей.
Высокосмолистые битумные нефти могут при температурах наблюдаемых в стволе скважины и системе сбора (60 °С и ниже) образовывать эмульсии содержащих 25-55 % воды. Поэтому эффективным является способ, направленный на предотвращение создания эмульсии - это внутрискважинная деэмульсация и применение режима гидротранспорта в сборных коллекторах путем создания в трубе пристенного маловязкого слоя из раствора
ПАВ, то есть обеспечение искусственных условий обращения фаз.
Минерализация пластовой воды может стать основной причиной образования трудно разрушающихся эмульсий. Практика показала, что если общая минерализация пластовой воды выше 180 g/dm , то для процесса разрушения эмульсии требуются дополнительные затраты.
Дисперсность - водонефтяная эмульсия типа В/Н относится к полидисперсным системам. На стабильность эмульсии влияние оказывает размер глобул воды удерживаемых в нефти. Важен состав бронирующей оболочки вокруг капель диспергированной воды. Бронирующая оболочка упрочняется, если в составе нефти и пластовой воды имеются стабилизаторы эмульсии (эмульгаторы), а также со временем при длительном хранении бронирующая оболочка окисляется, а микроглобулы размером
менее 1,0 / т стабилизируются с образованием кластеров способных удерживать и растворять в себе большое количество воды и механических примесей (до 90 % и более). Разрушение таких застарелых эмульсий сложно, поэтому следует руководствоваться правилом - добытую нефть обезвоживать как можно быстро.
Список литературы
1. Смирнов Ю.С. Применение деэмульсаторов для подготовки нефти на промыслах. -М: ВНИИОЭНГ. 1997
2. Позднышев Г.Н Стабилизация и разрушение нефтяных эмульсий. - М.: Недра. 1992-221с.
3. Губайдулин Ф.Р. и др. Методы стабилизации работы установок подготовки нефти.//Ж. Нефтяное хозяйство. 2006. № 2 С 66-68
ОБОСНОВАНИЕ ВЫБОРА РЕКОМЕНДУЕМЫХ СПОСОБОВ ЭКСПЛУАТАЦИИ СКВАЖИН, УСТЬЕВОГО И ВНУТРИСКВАЖИННОГО ОБОРУДОВАНИЯ
Шаяхметова Ж.Б.
К.т.н., доцент кафедры «НГД», АУНГимени С. Утебаева
Сулейменова Р.
Доторант 2 курса кафедры «НИ», Satbayev University Нурсапаева Б., Сабыр И., Романкызы А.
Магистранты кафедры «НГД», АУНГ имени С. Утебаева
JUSTIFICATION FOR THE SELECTION OF RECOMMENDED METHODS FOR OPERATING WELLS, WELLHEAD AND DOWNHOLE EQUIPMENT
Shayakhmetova Zh.
Candidate of Technical Sciences, Associate Professor department "OGD", A UNG named after S. Utebaev
Suleimenova R.
2-year student of the Department of "Oil Engineering", Satbayev University
Nursapaev B., Sabyr I., Romankyzy A.
Graduates of the department "OGD", AUNG named after S. Utebaev
Аннотация
Совершенствование и обоснование рациональной системы промышленной разработки и добычи нефти месторождения Сазанкурак согласно существующему Уточненному проекту разработки, а так же по установившемуся режиму эксплуатации пластов месторождения, принята технология выкачивания нефти винтовыми насосами. Такой вид эксплуатации хорошо зарекомендовал себя на всем протяжении производства работ по добыче.
Abstract
Improvement and justification of a rational system for industrial development and oil production of the Saz-ankurak field in accordance with the existing Revised development project, as well as according to the established mode of operation of the reservoir layers, the technology of pumping oil with screw pumps was adopted. This type of operation has proven itself throughout the production of mining operations.
Ключевые слова: нефть, вода, отложения, горизонт, эксплуатационный объект, балансовые, извлекаемые запасы нефти, коэффициент нефтеотдачи, темп отбора, скважина, сетка скважин, добыча нефти, дебит нефти и жидкости, заводнение, себестоимость, прибыль, эффективность.
Keywords: oil, water, sediments, horizon, operating object, balance, recoverable oil reserves, oil rate, selection rate, well, sustainability and sustainability.
Во время действия Дополнения к уточненному проекту разработки в эксплуатации будут находиться два объекта:
I объект - нижнемеловой и среднеюрский горизонты Центрального блока
II объект - включает меловой горизонт Северного блока в пределах Западного и Восточного поля и триасовый горизонт в пределах Западного поля Северного блока.
Свойства нефти в пластовых условиях изучались по пробам из продуктивных горизонтов М-12.
