УДК 622.276.52

Б 904

О. В. Бузова, К.А. Жубанова

ПЕРСПЕКТИВНЫЕ МЕТОДЫ В ДОБЫЧЕ ВЫСОКОВЯЗКОЙ НЕФТИ

Известно, что запасы высоковязких нефтей на порядок больше чем обычных [1, 2]. В Казахстане

разведанные запасы высоковязкой нефти составляют 726 млн т. Наиболее крупные запасы

высоковязкой и битуминозной нефти находятся в Канаде – 522,5 млрд т. Второй страной по запасам

этого вида нефти является Венесуэла, ее запасы оцениваются в 177,9 млрд. т Значительными запасами такой нефти располагают также Мексика, США, Россия, Кувейт и Китай. В 71 крупнейшем месторождении с тяжелой и битуминозной нефтью содержится около 82% всех мировых запасов нефти. Нефтяных месторождений с тяжелой нефтью, полностью или частично расположенных в море, насчитывается 184, из которых 15 гигантские. Большая часть их находится на территории Венесуэлы и Мексики. Поэтому все нефтяные компании мира уделяют большое внимание разработке более эффективных методов их добычи, так как существующие методы являются очень энергоемкими.

При добыче высоковязкой нефти используется тепловое воздействие горячего энергоносителя на нефть в нефтеносном пласте [10]. Термические методы повышения нефтеотдачи пластов не имеют в настоящее время альтернативы при разработке нефтяных месторождений, содержащих высоковязкую нефть. Кратко рассмотрим известные методы, применяемые для этих целей.

Известен паровой метод воздействия на высоковязкую нефть, заключающийся в нагнетании горячего водяного пара в нефтеносный пласт. При этом за счет воздействия тепла вязкость нефти снижается, повышается подвижность нефти и воды в пласте. Метод отличается большими затратами энергии на получение пара. В качестве примера можно отметить обсуждаемый в Канаде проект строительства в районе залегания высоковязкой нефти в провинции Альберта атомной электростанции, основным назначением которой должно быть получение водяного пара для подачи его через нагнетательные скважины в нефтеносный пласт. Известно, что атомные электростанции требуют больших капиталовложений при их строительстве. Недостатком метода, кроме того, являются большие затраты энергоресурсов для получения энергоносителя, а также большие потери тепла при транспортировке пара от источника его получения, особенно непосредственно в скважине, где происходят охлаждение пара и его конденсация, что снижает эффективность его воздействия на нефть.

Развитием метода является применение парогазового метода теплового воздействия. Метод заключается в сжигании углеводородного топлива в наземном устройстве и последующем нагнетании продуктов сгорания углеводородного топлива в смеси с водяным паром в нефтеносный пласт. Для этого в продукты сгорания углеводородного топлива инжектируется вода, увеличивая объем парогазовой смеси и корректируя ее температуру. По сравнению с использованием только пара парогазовый метод имеет ряд существенных преимуществ:

- нагнетание продуктов сгорания топлива совместно с водяным паром оказывает положительное влияние на коэффициент вытеснения нефти, повышает темп отбора жидкости из пласта, понижает паронефтяной и водонефтяной факторы; газонапорный режим, развивающийся за счет неконденсируемых газов (азот, диоксид углерода), является одним из основных факторов повышения эффективности парогазового процесса;

- закачка растворимого в углеводородах газа (оксид или диоксид углерода) с паром ведет к дополнительному снижению вязкости нефти, увеличению ее объема и проявлению режима растворенного газа;

- водный раствор диоксида углерода вступает в реакцию с карбонатами пород, растворяет их, при этом увеличивается проницаемость коллектора, возрастает поглотительная способность нагнетательных скважин; кроме того, при нагнетании воды, содержащей диоксид углерода, не происходит разбухание глин.

Сравнительная эффективность указанного метода может быть проиллюстрирована следующими результатами промышленного применения парового и парогазового методов на различных месторождениях России [2]: на терригенном типе коллектора парогазовый фактор (затраты пара или парогаза в расчете на 1 т добытой нефти) при использовании пара составил 6,5, а парогаза — 2,0. На терригенном и карбонатном типе коллектора аналогичные показатели равны 2,1 и 1,2. Следовательно, эффективность парогазового метода в 2 — 3 раза выше парового.

Ранее были опубликованы методы эффективного использования солнечной энергии для добычи, транспортировки и переработки нефти [3 — 9].

В данной работе рассматривается метод влияния двухкомпонентных парогазовых смесей (горючего и окислителя) в забойном парогенераторе, т.е. парогенераторе, опускаемом в скважину до уровня нефтеносного пласта. Расположение парогазогенератора в скважине в области нефтеносного пласта уменьшает потери тепла при воздействии парогаза на нефтеносный пласт. В качестве горючего использовались водород, метан, аммиак, в качестве окислителя - кислород. При использовании водорода (Н2) продукты сгорания представляют собой водяной пар, т.е. метод аналогичен паровому. При использовании метана (СН4) в продуктах сгорания присутствуют водяной пар и диоксид углерода, а при использования аммиака (NH3) - водяной пар и азот, т.е.

кроме водяного пара в этих случаях в продуктах сгорания будут присутствовать неконденсирующиеся газовые компоненты, следовательно, в этом случае метод аналогичен парогазовому варианту.

Метод характеризуется большими энергозатратами на компримирование газообразных компонентов топлива при их подаче в забойный парогазогенератор, находящийся в скважине и работающий при высоком давлении. Кроме того, при использовании данного метода при разработке нефтеносного пласта на глубине 1500 — 3000 м требуются специальные многоступенчатые компрессоры высокой мощности для сжатия газовых компонентов топлива.

Свою роль играет также высокая пожаровзрывоопасность при работе с отмеченными компонентами топлива.

Несколько снижаются затраты энергии при применении забойных парогазогене-раторов, работающих на двухкомпонентном топливе, при использовании в качестве окислителя газообразного кислорода, а в качестве горючего хорошо растворимого в воде углеводородного горючего, такого, как метанол (СН3ОН), этанол (С2Н5ОН), пропанол (С3Н7ОН), изопропанол (СНз)2СНОН). Выбор горючих компонентов обусловлен двумя причинами. Во-первых, они содержат как водород, так и углерод, поэтому при сгорании образуются как водяной пар, так и диоксид углерода, что с точки зрения воздействия на нефтеносный пласт соответствует парогазовому методу. Во-вторых, эти горючие вещества растворимы в воде, что имеет несколько последствий: 1) при использовании горючего компонента в жидком виде и даже в виде смеси с водой снижаются затраты энергии на подачу горючего компонента в забойный паро-газогенератор; 2) при сгорании водной смеси образуются как газообразные продукты сгорания, так и водяной пар, что благоприятно отражается при тепловом воздействии на нефтеносный пласт; 3) температура парогаза не должна превышать 350 оС во избежание коксования нефти в песчаном коллекторе, что может привести к снижению его проницаемости, а наличие воды обеспечивает снижение температуры сгорания. Однако использование окислителя в виде газообразного кислорода не снимает проблем в связи с необходимостью подачи в парогазогенератор газообразного окислителя.

Испытывался метод внутрипластового горения. При таком методе в пласт подается только окислитель, а тепло и продукты сгорания получают за счет сгорания нефти в зоне поступления окислителя по напорной скважине. Как оказалось, при таком процессе в первую очередь сгорают легкие фракции нефти. Добытая нефть имеет существенно меньшее качество с точки зрения ее переработки и последующего получения моторных топлив.

Существует открытый метод добычи битуминозных песков, при котором производится вскрыша нефтеносного слоя с битуминозным песком. Пески, насыщенные нефтью, добываются при помощи землеройной техники, вывозятся на перерабатывающее предприятие, где за счет прогрева песка нефть отделяется от минеральной части. Такой метод применим только при малой глубине залегания пластов и отличается большими затратами на вскрышу пласта. По этой причине он практически неконкурентоспособен, поскольку в настоящее время добыча нефти осуществляется все с больших глубин ее залегания.

Из этого обзора методов добычи высоковязкой нефти можно сделать вывод, что наибольшими преимуществами обладает парогазовый метод теплового воздействия при помощи забойного парогазогенератора в напорной скважине. Для повышения его конкурентоспособности необходимо решить проблему снижения или даже полного исключения проблем, связанных с закачкой в пласт газообразного окислителя. Для решения этой проблемы желательно иметь как горючий компонент, так и окислитель в жидком виде, а еще большую перспективу должен представлять состав в виде единого жидкого вещества, содержащего как горючий, так и окислительный компоненты.

Подобные вещества, одновременно содержащие как горючий компонент, так и окислитель, которые в обычных условиях не взаимодействуют друг с другом, но при определенных условиях между ними происходят окислительно-восстановительные реакции с выделением энергии, называются монотопливом. В монотопливе горючий компонент, чаще всего водород, а также окислитель - кислород находятся в связанном виде, как правило, в виде соединений с азотом. При определенных условиях (давление, температура, а также при иницировании реакции за счет искры, детонации, нагрева и т.п.) такие вещества распадаются на составные компоненты, происходят газораспад исходных компонентов топлива и сгорание образовавшегося при газораспаде горючего вещества при соединении его с кислородом с выделением тепловой энергии.

На принципе монотоплива комбинируются многие взрывчатые вещества. Известны два типа взрывчатых веществ. Взрывчатые вещества, скорость распространения волны давления в которых превышает скорость звука и которые обладают дробящим эффектом, называются бризантными.

Другой тип взрывчатых веществ, представляющий интерес в рассматриваемом случае, имеет умеренную скорость реагирования компонентов, которая задается при помощи подбора состава, его плотности, введения нейтральных присадок и т.п. Такие вещества называются метательными (баллистными) взрывчатыми веществами или порохом.

Баллистные взрывчатые вещества чаще всего твердые. Такие монотоплива используются в ракетно-космической технике в качестве топлива для мощных маршевых ракетных ступеней, а также в двигателях ориентирования космических аппаратов. Все твердотопливные двигатели разового применения.

В процессе развития ракетной техники и поиска состава ракетных топлив были получены жидкие виды монотоплива, названные монерголями. Жидкое монотопливо позволяет многократно запускать и останавливать двигательные установки, регулировать их мощность. В качестве жидкого монотоплива известно применение веществ на основе азотоуглеводородных соединений, таких, как нитрометан (CH3NO2), нитропропан (C3H7NO2), нитробензол (C6H5NO2). Такие монотоплива ранее рассматривались в качестве ракетных топлив, а в демонстрационном варианте испытывались в поршневых и турбинных двигателях еще в 1930-е гг. В настоящее время такое топливо используется в качестве добавок к обычному углеводородному топливу в спортивной практике. Подобные монотоплива взрывоопасны, что не позволяет использовать их в качестве энергоносителя в установках общего применения.

В дальнейшем в качестве монерголя исследовались водный раствор закиси азота в аммиаке (N2O N H 3), жидкость Дайверса - водный раствор смеси нитрата аммония и аммиака (NH4NO3.NH3).

В настоящее время известно применение в качестве монерголя сложного соединения OttoFuel-II, которое представляет собой смесь горючего компонента на основе динитрата пропиленгликоля (СЗН6(ONO2)2) и окислителя в виде гидроксиламмоний-перхлората (NH2OH.HClO4 - смесь соли хлорной кислоты HClO4 и гидроксиламина NH2OH). Такое монотопливо используется в качестве энергоносителя двигателей производимых российским концерном «Гидроприбор» морских торпед, а также торпед США. Состав монотоплива выбран исходя из высокого энерговыделения, технологичности, т.е. жидкой формы, позволяющей подавать топливо в камеру сгорания насосом, включать и выключать двигатель, регулировать его мощность. При этом вопросы токсичности и стоимости явно не рассматривались.

Практически все монерголи, т.е. жидкие монотоплива, как используемые как в ранних исследованиях, так и в современной военной технике, токсичны, некоторые из них взрывоопасны, требуют особых условий хранения и применения, что исключает их применение в гражданской технике.

Благоприятные перспективы увеличения добычи высоковязкой нефти при использовании в технологии теплового воздействия на нефтеносный пласт монерголя послужили основанием рассмотрения его в нефтедобывающей промышленности. В 1996 г. в России был оформлен патент [11] на применение при добыче высоковязкой нефти монерголя в виде жидкости Дайверса водного раствора нитрата аммония и аммиака (заявка на патент была подана в 1992 г.). В процессе отработки технологии были получены следующие рекомендуемые значения содержания компонентов в топливе: нитрат аммония - 60-80%, аммиак - 9-25%, вода -3-27%, а также условия устойчивого воспламенения и горения топлива, которое происходит при температуре стенок камеры сгорания 650—1150 оС. Промышленного использования технологии по этому патенту не известно, а сам патент в настоящее время прекратил свое действие.

В 2002 г. российский инженер-химик, специалист по взрывчатым веществам А.Ф. Макаров, исходя из преимуществ монерголей как альтернативных топлив, а также отыскивая нетоксичные его варианты на основе производимых промышленностью компонентов в большом объеме, пришел к идее использования монотоплива в виде водного раствора нитрата аммония (аммиачной селитры NH4NO3) и карбамида (мочевины CO(NH2)2). В этом составе нитрат аммония представляет собой окислитель, имеет некоторое количество водорода как горючего элемента, а карбамид является другим источником горючего. Азот в обоих веществах является связующим элементом, обеспечивающим существование этих компонентов в едином водном растворе без взаимного реагирования. Такое топливо нетоксично, оба компонента по соответствующему ГОСТу относятся к 4-й группе веществ - «вещества малотоксичные». Водный раствор этих веществ не пожароопасен, не взрывоопасен, поскольку вода является флегматизатором, одновременно обеспечивая технологичность и позволяя перекачивание раствора насосами. Кроме производства химическими заводами аммиачной селитры и мочевины для нужд сельского хозяйств, горнорудной и химической промышленности миллионами тонн в гранулированном виде промышленность производит водный раствор карбамидо-аммиачной смеси (КАС) при различных соотношениях компонентов как жидкое азотное удобрение по техническим условиям ТУ 113-03Идея жидкого монотоплива была впервые публично высказана автором в ноябрьском номере журнала «Техника-молодежи» за 2002 г. Однако предварительно, в августе 2002 г. им была подана заявка на патент России, который был утвержден в 2004 г.

Эвтектическая смесь нитрата аммония (80%) и карбамида (20%) при воздействии температуры и давления реагирует по схеме, в сумме описывающей ряд промежуточных процессов преобразования следующей реакцией:

В процессе реагирования выделяются 990 л парогаза (в расчете на нормальные условия), состоящего из 51% водяного пара, 35% азота и 14% диоксида углерода, а также 3600 КДж/кг (850 ккал/кг) тепловой энергии, обеспечивающей температуру парогаза в зависимости от содержания воды в растворе от 2000 оС для безводной смеси и соответствующего снижения при увеличении количества воды как растворителя. В отличие от углеводородного топлива полное энерговыделение азотоводородного топлива складывается из двух составляющих: вначале за счет газообразования при распаде твердых компонентов и получения газовых продуктов существенно большего объема и далее за счет нагрева газов с повышением их объема или давления. В целом энерговыделение такого азотоводородного топлива составляет примерно 20—25 МДж/кг. В расчете на единицу массы это примерно в 2 раза меньше энерговыделения углеводородного топлива при его сгорании, но по ряду факторов (в основном по практически отсутствующей токсичности продуктов сгорания) применение такого энергоносителя имеет положительные свойства. По стоимости в расчете на эквивалентное энерговыделение азотоводородное топливо близко к стоимости нефтяного топлива, но в перспективе обладает преимуществом в связи с тенденцией снижения стоимости азотоводородного топлива при совершенствовании технологии его получения и противоположной тенденции постоянного роста стоимости углеводородного топлива.

Идею использования монотоплива на основе водного раствора аммиачной селитры и мочевины в технологии добычи высоковязкой нефти подхватила российская инновационная топливно-энергетическая компания ОАО РИТЭК. В 2005 г. в статье сотрудников этой компании [2] в качестве возможных методов добычи высоковязкой нефти рассматривался «...парогазогенератор на основе монотоплива, в котором топливом и окислителем одновременно является водный раствор аммиачной селитры с добавлением водородосодержащих компонентов».

На основании этого РИТЭК в 2005—2008 гг. провел полный комплекс работ (обоснование, НИР, ОКР, промышленное испытание) по применению отмеченного монотоплива в технологии добычи высоковязкой нефти. После публикации обзорной статьи о запасах высоковязкой нефти и первого высказывания о целесообразности применения монотоплива в технологии добычи высоковязкой нефти [2], в ноябре 2005 г. совет директоров компании рассмотрел бизнес-план в составе инновационных программ на 2006 г., где было принято решение о проведении работ по промышленной эксплуатации парогенератора на монотопливе для добычи высоковязкой нефти.

При этом проект использования монотоплива отнесен к важнейшим инновационным проектам компании. Работы по выполнению парогазогенератора и его стендовые испытания проводились в краснодарском филиале компании РИТЭК «РИТЭККубаньнефтемаш». В публикации в журнале «Нефть и газ Евразия» в мае 2007 г. отмечается, что «.монотопливо компании представляет водный раствор нитратов и используется для выделения тепла и газа, т.е. закачиваемый раствор превращается в водяной пар, азот и углекислый газ» [12], что однозначно свидетельствует о применении именно рассмотренного выше монотоплива на основе азотоводородных соединений (см. приведенную выше формулу реагирования монотоплива). Промышленные испытания забойного парогазогенератора на монотопливе были проведены в декабре 2007 г. на скважине № 249 Мельниковского месторождения НГДУ «ТатРИТЭКнефть» на глубине 913 м. Информация об использовании технологии добычи высоковязкой нефти с применением паргазогенератора на монотопливе приведена в работе [13].

Работы по освоению монотоплива на основе азотоводородных соединений развиваются и в Казахстане [14–16]. Азотоводородное монотопливо в основном рассматривается в качестве альтернативного моторного топлива, обладающего высокими экологическими показателями. До настоящего времени акцент в этом направлении делался именно на двигательное направление использования монотоплива, т.е. его применение как альтернативного моторного топлива, а также разработку вариантов его использования в двигателях различного типа и адаптацию двигателей к этому новому виду топлива.

Вместе с тем следует отметить, что в Казахстане существует проблема добычи высоковязкой нефти. Вариант теплового воздействия на нефтеносные пласты при помощи забойного парогазогенератора на монотопливе обладает существенными преимуществами, так как, во-первых, позволяет при размещении парогазогенератора в скважине в области нефтеносного пласта подавать один поток жидкого энергоносителя, а во-вторых, получаемый парогаз не только обеспечивает тепловое воздействие на нефть и снижение ее вязкости за счет высокой теплоемкости водяного пара, но и при воздействии газовых компонентов влияет на качественные показатели нефти, улучшая нефтеотдачу пласта.

В настоящее время в Казахстане восстановлена работа одного из крупнейших в мире химических заводов азотной промышленности «КазАзот» в г. Актау, в Западном Казахстане, где в основном сосредоточена нефтедобывающая промышленность республики. Это позволит при освоении технологии использовать в ней энергоноситель, полученный на территории Казахстана.

Сейчас на всех предприятиях азотной промышленности водород в цикле производства химических компонентов азотного монотоплива получается из природного газа. Между тем в перспективе азотоводородные компоненты для получения монотоплива можно получать из возобновляемого сырья — воды, воздуха, растительной биомассы. При использовании в технологии производства компонентов монотоплива возобновляемых источников энергии (электроэнергии от гидравлических, ветровых или фотопреобразовательных электростанций) технология производства азотного монотоплива становится полностью возобновляемой. С учетом экзотермических реакций при синтезе компонентов и возможности регенерации энергии технология производства может быть с малыми затратами энергии.

В мировой практике имеется опыт производства продукции азотной промышленности с использованием возобновляемых источников сырья и возобновляемых источников энергии. Так, в Норвегии развитая электроэнергетика на базе гидроэлектростанций послужила основой широкого развития электрохимии и получения продукции азотной промышленности (азотных удобрений, промышленных взрывчатых веществ) при использовании в качестве исходного сырья воздуха и воды. Сегодня Норвегия является одним из крупных экспортеров продукции азотной промышленности на мировом рынке Освоение возобновляемых источников энергии активно развивается в мире и имеет большие перспективы в Казахстане.

Применение в технологии производства монотоплива на основе азотоводородных соединений возобновляемого сырья, изготовленного на базе использования возобновляемых источников энергии, позволяет неограниченно наращивать мощности по производству этого энергоносителя. При этом следует учесть, что в последнее время появился ряд новых технологий:

мембранное разделение воздуха, биофотолиз и др. — с малыми затратами энергии, что позволяет совершенствовать технологии производства альтернативного энергоносителя на основе азотоводородных компонентов.

Рассмотренный вариант применения альтернативного возобновляемого энергоносителя в нашем случае имеет двойственный эффект. С одной стороны, применение альтернативного возобновляемого энергоносителя позволяет увеличить добычу традиционного для настоящего времени ископаемого углеводородного энергоносителя, расширяя добычу высоковязкой нефти, позволяя осваивать новые ее месторождения, увеличивая добычу углеводородного топлива. С другой стороны, использование такого альтернативного энергоносителя, который в перспективе может быть полностью возобновляемым, позволит накапливать опыт использования возобновляемых энергоносителей для широкого использования их в будущей практике как альтернативы нефтяному топливу.

Таким образом, применение монотоплива на основе азотоводородных соединений может стимулировать развитие целого комплекса отраслей промышленности, в частности нефтедобычи, причем высоковязкой нефти, включая нефтяное машиностроение, что имеет значение не только для Казахстана, но и мира. Помимо этого, активизируется развитие азотной отрасли химической промышленности, причем на новом качественном уровне при использовании возобновляемых источников сырья и энергии. Стимулируется развитие машиностроения и, в частности, двигателестроения, где должны решаться вопросы конструирования и производства двигателей на альтернативном азотоводородном монотопливе. В целом освоение азотоводородно-го энергоносителя определяет появление новой перспективной отрасли промышленности, основанной на новых наукоемких технологиях, охватывающей несколько подотраслей, стимулирующей создание новых предприятий, обеспечивающей появление новых промышленных предприятий, а также большого числа рабочих мест, что в общем положительно повлияет на экономику республики. При этом достижения Казахстана могут быть востребованы рядом стран, имеющих предпосылки для использования такой технологии в своей экономике.

При освоении новой технологии добычи высоковязкой нефти, увеличении добычи такой нефти и снижении затрат на ее добычу сдвигается по времени вероятность «нефтяного коллапса»

и появляется возможность для человечества решить проблемы энергетики на новом качественном уровне. Это вполне реально, так как залежи высоковязкой нефти превышают в несколько раз остаточные извлекаемые запасы нефти малой и средней вязкости, запасы которой могут быть исчерпаны в ближайшие 40—50 лет. Реальная основа для технического решения такой проблемы имеется. Тем не менее, приглашаем специалистов к обсуждению данной проблемы.

ЛИТЕРАТУРА

2. Максутов Р., Орлов Г., Осипов А. Освоение запасов высоковязких нефтей в России // Нефть и капитал.

Технологии ТЭК. 2005. Декабрь.

3. Руденко М. Ф. Стратегия развития гелиоэнергетической техники для элементов новых технологий добычи и переработки нефти // Материалы III Международных научных Надировских чтений. Шымкент, 2005. С. 45-50.

4. Низовкин В. М., Надиров Н. К. Проблемы использования солнечной и комбинированной энергии в Казахстане // Физико-химические основы преобразования солнечной энергии: Доклады II международного научно-практического семинара. Алматы, 2006. С. 11-19.

5. Надиров Н. К., Низовкин В. М., Куанышев Б. И. Использование солнечной энергии при транспортировании и переработке высоковязкой нефти // Физико-химические основы преобразования солнечной энергии: Доклады III международного научно-практического семинара. Алматы, 2007. С. 65-78.

6. Надиров Н. К., Низовкин В. М. Об энергоэкологической цивилизации будущего // Физико-химические основы преобразования солнечной энергии // Там же. С. 41-49.

7. Надиров Н. К. Энергия нефти или Солнца? // Нефть и газ. 2005. №2. С. 111118.

8. Надиров Н. К., Низовкин В. М. Использование возобновляемых источников энергии для добычи, транспорта и переработки высоковязких нефтей // Нефть и газ. 2007. №3. С. 64-68.

9. Надиров Н. К., Исенгалиев Б. М., Низовкин В. М. Возможность использования возобновляемых источников энергии для бурения нефтяных скважин // Нефть и газ. 2007. №4. С. 109-118.

10. Надиров Н. К., Вахитов Г. Г., Сафранов С. В. и др. Технология повышения не-фтеизвлечения. АлмаАта, 1982. 273 с.

11. Патент РФ № 2060376, 20.05.1996. Способ получения парогаза для термического воздействия на нефтеносный пласт / Королев В.Л., Кравишвили Д.И., Маркин С.Е., Осмоловский А.П., Петров В.Б., Сухов А.И.

12. Жук Е. «РИТЭК» создает парогазогенератор на монотопливе для добычи высоковязких нефтей и битумов // Нефть и газ Евразия. 2007. Май.

13. Орлов Г.И. Создание технико-технологического комплекса забойного парогазового воздействия на базе раствора монотоплива для разработки запасов вязких и высоковязких нефтей. Стендовый доклад. SPE Russian Oil and Gas Technical Conference and Exhibition, 28-30 октября 2008 г.

14. Некрасов В.Г., Макаров А.Ф. Есть ли альтернатива нефти? //Oil & Gas of Kazakhstan. 2007. №3. С.

42-45.

15. Макаров А.Ф., Некрасов В.Г. Альтернативный, возобновляемый, экологически чистый энергоноситель на азотоводородной основе// Научно-технические и социально-экономические аспекты использования возобновляемой энергетики: Доклады IV международной научно-практической конференции (ноябрь 2007 г.). Алматы, 2008. С. 56-59.

16. Макаров А.Ф., Некрасов В.Г. Альтернативное, возобновляемое, экологически чистое моторное монотопливо на основе азотоводородных соединений// Научно-технологическое развитие нефтяного комплекса: Доклады Шестых Международных Надировских чтений (Актау, май 2008 г.). Алматы, 2009. С.

300-313.

Жоары мнайдын оры арапайым мнай орынан біршама кп екендігі керсетілген. Алайда, оларды шыаруды орташа коэффициенті 30-35% урайды. Бул маалада деттегі дістерді сараптамасымен атар жоары ттыр мнайды шыару дегейін ктеруге арналан кн уатын пайдалану, азот-сутегі моноотыны [80% аммоний нитраты жне 20% карбамидіні осындысы] сияты аса жаа тиімді уат сатаушылары арастырылды. Кунделікті жай жадайда бір-бірімен арым-атынаса тспейтін, біра белгілі бір жадайда араларында уат блініп шыатын тотыу-айта алпына келу реакциялары жретін бір уаытта жаныш компоненттен жне тотытырыштан тратын заттар моноотындар деп аталады. Моноотындаы жаныш компоненті - сутегі, тотытыргышы - оттегі, бейтарап азот осындылары мнайдын шыуын едуір ынталандырады.

It is shown that of high-viscous oil stocks 10 times more than usual. However the coefficient of extraction of them is 30-35% on the average. In present article along with the analysis of traditional methods new more effective energy carriers for increase of degree of extraction of high-viscous oils are considered: solar energy use, nitrogeneous-hydrogen monofuel [mix of ammonium nitrate (80%) and carbamide (20%)].

Substances which simultaneously contain both a combustible component and an oxidizer which in usual conditions do not react with each other but under certain conditions oxidation-reduction reactions occur between them with energy liberation are named as monofuel. In monofuel a combustible component - hydrogen, an oxidizer oxygen, neutral nitric compounds considerably stimulate an oil recovery.

Актюбинский государственный