Доклады

Совместная утилизация сероуглерода головной фракции коксохимических предприятий и некондиционных пестицидных препаратов

2012-11-07T19:52:19+04:00

Ранский А. П., Титов Т. С., Гордиенко О. А., Винницкий национальный технический университет, Винница, Украина

Коксохимическая отрасль Украины оказывает весьма негативное влияние на окружающую среду вследствие образования большого количества высокотоксичных органических соединений и пыли, поэтому проблема экологизации коксохимических производств очень актуальна.

Ранее нами разработана двухстадийная (однореакторная) технология утилизации сероуглерода в составе головной фракции сырого бензола Ясиновского КХЗ (г. Макеевка, Донецкая область), которая включала следующие процессы:

— образование солей диалкилдитиокарбаминовой кислоты (пат. 43463 Украины. Бюл. 2009. № 16):

(1)

где Alk = CH₃, C₂H₅, C₃H₇, C₄H₉; M = K⁺, Na⁺, NH₄⁺;

— последующее их превращение (без выделения) в соответствующие дитиокарбаматы s-, p- и d-металлов по схеме (пат. 43462 Украины. Бюл.
2009. № 16):

(2)

где M´ = Cu²⁺, Co²⁺, Ni²⁺, Zn²⁺, Mn²⁺, Fe²⁺, Sn²⁺, Pb²⁺, Hg²⁺, Сd²⁺, Mg²⁺, Ba²⁺, Сa²⁺, Sr²⁺;
An = Cl⁻, NO₃⁻, ½ SO₄²⁻.

В продолжение этих работ нами исследована возможность совместной утилизации сероуглерода в составе головной фракции сырого бензола и некондиционных пестицидных препаратов, содержащих в качестве действующего вещества органические аммониевые соли арил(гетарил)карбоновых кислот. Аминную составляющую в виде солянокислых солей выделяли как составную часть при реагентной переработке пестицидных препаратов (пат. 48145 Украины, Бюл. 2010. № 5; пат. 48146 Украины. Бюл. 2010. № 5):

		(3)
где

В таком варианте химическое связывание высокотоксического сероуглерода (схема 1) осуществляется с использованием в качестве химических реагентов аминов, полученных при нейтрализации органических аммониевых солей по схеме:

(4)

Разработанный процесс не требует существенных капиталовложений, применения специального химического оборудования и позволяет одновременно утилизировать высокотоксичные вещества: сероуглерод и некондиционные пестицидные препараты. Такой подход дает возможность минимизировать образование вторичных (третичных) отходов на заключительной стадии производства.

Продукты, выделенные при совместной утилизации сероуглерода головной фракции коксохимических предприятий и некондиционных пестицидных препаратов, можно использовать качестве полифункциональных добавок к индустриальным и моторным маслам, индивидуальных ускорителей серной вулканизации полиизопрена и 1,3-бутадиена, селективных флотационных реагентов в горнодобывающей промышленности, а также эффективных протекторов радиационной защиты и реактивов для химической синтетической практики.

Combined Utilization of Carbon Disulphide of the Coke Plants Head Fraction and Sub-Standard Pesticides

Ranskiy A. P., Titov T. S., Gordienko O. A., Vinnitsa National Technical University, Vinnitsa, Ukraine

The process of combined utilization of carbon disulfide of the head fraction of crude benzene and sub-standard pesticide products, containing organic ammonium salts ofaryl(hetaryl)carboxylic acids, is developed and investigated. Extracted products can be used in various industries.

Сведения об авторах

Ранский Анатолий Петрович, д-р хим. наук, проф., зав. кафедрой химии и химической технологии, Винницкий национальный технический университет, Хмельницкое шоссе, 95, Винниця, 21021, Украина. Тел. +38 (0432) 65-97-27, моб. +38 (067) 636-66-54. E-mail

Титов Тарас Сергеевич, аспирант, кафедра химии и химической технологии, Винницкий национальный технический университет, Хмельницкое шоссе, 95, Винниця, 21021, Украина. Тел. +38 (0432) 50-48-09, моб. +38 (097) 892-24-38. E-mail

Гордиенко Ольга Анатольевна, аспирантка, кафедра химии и химической технологии, Винницкий национальный технический университет, Хмельницкое шоссе, 95, Винниця, 21021, Украина. Моб. +38 (067) 859-56-10. E-mail

Слоистый двойной гидроксид, интеркалированный ГМДТА, – комплексообразующий сорбент для извлечения U(VI) из водных сред

2012-11-07T18:44:57+04:00

Кобец С. А., Пузырная Л. Н., Пшинко Г. Н., Косоруков А. А., Институт коллоидной химии и химии воды им. А. В. Думанского Национальной академии наук Украины, Киев, Украина

Отстаивание, фильтрация, коагуляция, флотация, биологическая очистка не обеспечивают удаление из воды многих примесей, что обусловливаетнеобходимость применения сорбционной доочистки. Как правило, эта стадия является заключительной в технологическом процессе очистки водных сред. В зависимости от дозы и природы сорбента можно удалять чрезвычайно широкий спектр загрязняющих веществ практически до любой остаточной концентрации. Особенно перспективно создание сорбентов, содержащих известные комплексообразующие реагенты, в том числе используемые в процессах очистки воды.

Один из наиболее трудноизвлекаемых и токсичных радиоактивных элементов — U(VI), что связано с его высокой склонностью к комплексообразованию с лигандами природного и техногенного происхождения. Характерная особенность таких соединений U(VI) — повышенная миграционная способность в водных средах, обусловленная образованием растворимых анионных комплексов, например карбонатных (UO₂(CO₃)₂²⁻ и UO₂(CO₃)₃⁴⁻) и фульватных.

Цель работы — исследование возможности применения комплексообразующего сорбента на основе слоистого двойного гидроксида (СДГ), интеркалированного гомологом ЭДТА с n = 6 (гексаметилендиаминтетрауксусной кислотой), — [Zn₄Al₂(OH)₁₂]·ГМДТА·8Н₂О (ZnAl–ГМДТА) для извлечения U(VI) из водных сред.

В работе использован синтезированный сорбент ZnAl–ГМДТА, поскольку карбоксилсодержащие комплексоны алифатического ряда — наиболее распространенные хеланты. Ранее нами показано, что СДГ, интеркалированный этилендиаминтетрауксусной кислотой (ЭДТА), полученный в атмосфере азота из прекурсора [Zn₄Al₂(OH)₁₂]·Сl₂·nН₂О, — один из наиболее эффективных и недорогих синтетических сорбентов для извлечения из водных сред катионных и (что особенно важно) анионных форм U(VI). Это позволяет рекомендовать его для практического использования. Показано, что повышение концентрации гидрокарбонат- и карбонат-ионов практически не влияет на степень извлечения U(VI) из сточных вод с рН = 8, что обусловлено его прочным связыванием с анионами ЭДТА в межслоевом пространстве слоистых двойных гидроксидов.

Из литературы известно, что увеличение длины полиметиленовой цепочки в гомологах ЭДТА при n ≥ 6 способствует как снижению вероятности замыкания циклов, так и повышению специфичности комплексона, которая проявляется, например, в повышении относительной устойчивости комплексов с серебром, ртутью, палладием. Это обусловлено, вероятно, тем, что больший по размеру цикл с минимальным напряжением удовлетворяет стремление к транс-расположению атомов азота в координационной сфере катиона. Именно поэтому использование комплексонов с различным числом метиленовых групп способствует повышению селективности комплексообразования. Вместе с тем невыгодность замыкания циклов с большим числом метиленовых сегментов повышает тенденцию к формированию при избытке катиона биядерных комплексонатов с равноценно связанными катионами. При этом полиметилендиаминовий фрагмент играет роль мостика.

Увеличение количества метиленовых сегментов по-разному влияет на устойчивость некоторых металлов. Возможно снижение устойчивости с последующим повышением за счет образования линейной связи между ионом металла и атомом азота N–Me–N, поскольку в процессе циклообразования стереохимические требования ионов металла играют менее важную роль, чем стереохимические свойства лиганда. Учитывая вышесказанное, мы получили комплексообразующий сорбент, интеркалированный комплексоном с шестью метиленовыми сегментами.

Ионную силу растворов І = 0,01 устанавливали с использованием NaClO₄. Сорбцию U(VI) проводили из модельных растворов и сточных (шахтных) вод в статических условиях при непрерывном встряхивании на протяжении 1 ч. Объем водной фазы 50 см³, навеска сорбентов 0,025–0,300 г. Исходная концентрация U(VI) в модельном растворе 100 мкмоль/дм³. Шахтная вода содержала уран в количестве 0,85 мг/дм³. Для повышения надежности определения его концентрации после сорбционной очистки в исходную шахтную воду дополнительно вводили U(VI) в количестве 100 мкмоль/дм³. Минерализация шахтной воды 1,5 г/дм³, рН ≈ 8. После установления адсорбционного равновесия водную фазу отделяли центрифугированием (5000 об/мин) и спектрофотометрическим методом с применением арсеназо ІІІ (λ=656 нм) определяли в ней равновесную концентрацию U(VI).

С использованием модельной водной среды с I = 0,01 исследована зависимость от рН величины сорбции U(VІ) на образце сорбента с интеркалированным ГМДТА (рис. 1).

Рис. 1. Влияние рН на сорбцию U(VI) ZnAl–ГМДТА

Рисунок 2 позволяет сравнить эффективность извлечения соединений U(VI) из сточной воды сорбентами ZnAl–ГМДТА и ZnAl–ЭДТА.

Рис. 2. Эффективность извлечения соединений U(VI) из сточной воды сорбентами ZnAl–ГМДТА и ZnAl–ЭДТА

Таким образом, в работе показана перспективность применения исследованных сорбентов для извлечения соединений U(VI) в широком диапазоне рН из водных сред, в том числе с повышенным солесодержанием. Даже при относительно больших концентрациях U(VI) в растворе (до 100 мкмоль/дм3) эффективность очистки воды сорбентами на основе СДГ, интеркалированных как ЭДТА, так и ГМДТА, достаточно высока. Однако при снижении дозы сорбента эффективность ZnAl–ГМДТА падает заметнее, чем ZnAl–ЭДТА, что обусловлено устойчивостью соответствующих комплексонатов U(VI) в растворе.

Layered Double Hydroxide Intercalated by HMDTA as a Complexing Sorbent for U(VI) Extraction from Aqueous Media

Kobets S. A., Puzyrnaya L. N., Pshinko G. N., Kosorukov A. A., A. V. Dumanskiy Institute of Colloid and Water Chemistry, National Academy of Sciences of Ukraine, Kyiv, Ukraine

The possibility to use zinc-aluminum layered double hydroxide intercalated by HMDTA of general formula [Zn₄Al₂(OH)₁₂]·HMDTA·8Н₂О to extract U(VI) from water is shown.

Состояние нефтегазодобычи в Казахстане и перспективы развития сотрудничества с Россией

2012-06-17T10:33:41+04:00

Киинов Л.К. (Вице-Министр нефти и газа Республики Казахстан),
Курбанбаев М.И. (Генеральный директор АО «КазНИПИмунайгаз» РК),
Мирошников В.Я. (Первый зам генерального директора по производству АО РД
«КазМунайГаз» РК),
Толоконский С.И. (Заведующий лабораторией ОАО «ВНИИнефть» РФ)

В настоящее время минерально-сырьевой комплекс Казахстана и его важнейшая составляющая – нефтегазовая индустрия вызывают со стороны отечественных и зарубежных инвесторов повышенный интерес. И это не случайно – по разведанным запасам углеводородного сырья республика входит в десятку крупнейших нефтяных держав мира, уступая лишь отдельным государствам Ближнего Востока, Латинской Америки, а также России и США. Доля Казахстана в общемировых разведанных запасах углеводородов составляет по нефти 3,2% (4,8 млрд. т), а по газу – 1,5% (2,2 трлн. м3).

По объемам нефтедобычи Казахстан в настоящее время занимает 18-е место в мире (и 2-е в СНГ) после стран Ближнего Востока, России, Венесуэлы, Китая, Норвегии, Канады, Великобритании, Индонезии, Бразилии и некоторых африканских государств. При этом следует отметить, что основными потребителями углеводородов являются США, Япония, Китай, Корея, Индия и европейские страны (60% мирового потребления).

Оценочный объем добычи нефти в 2010 году по Республике составил 80 млн. тонн.
В перспективе, прогнозируемая добыча нефти в Казахстане в 2015 году составит около 100 млн. тонн. Такой дисбаланс между уровнем добычи и уровнем потребления обуславливает лидерство на мировом энергетическом рынке государствэкспортеров нефти. Следует отметить (по данным 2009 года) наиболее крупных нефтеимпортеров: Евросоюз -571 млн. тонн, Китай – 200млн. тонн. и нефтеэкспортеров: Россия -248 млн. тонн, Иран- 118 млн. тонн, Ирак- 90
млн. тонн, Казахстан - 68 млн. тонн, Азербайджан - 44 млн. тонн.
Таким образом, Казахстан, как и другие страны-экспортеры, будучи нетто экспортером нефти, находится между двумя крупнейшими рынками. По итогам 2010 года на трех отечественных НПЗ переработано -13,7 млн. тонн товарной нефти или 112,8% к 2009 году. Объем производства нефтепродуктов по видам также вырос - с 7,3% до 31,1%. Из указанного объема переработанной товарной нефти 6,1 млн. тонн товарной нефти (44,5%) - это импорт из России, в основном на Павлодарский НПЗ ориентированный на переработку западносибирской нефти.

В 2010 году обеспечена стабильность поставок ГСМ на внутренний рынок, преодолены скачкообразные изменения в динамике цен, были обеспечены дешевым топливом посевные и уборочные работы. Министерством нефти и газа Республики Казахстан разработана
программа по реконструкции и модернизации перерабатывающих заводов, которая предполагает активную реализацию многих высокотехнологичных мега проектов в республике.
В результате чего можно:

увеличить суммарную мощность нефтеперерабатывающих заводов РК по переработке нефти до 17 млн. тонн в год;
обеспечить полную потребность РК высококачественными нефтепродуктами, соответствующих требованиям стандартов ЕВРО;
снизить выбросы загрязняющих веществ в атмосферу, улучшить экологию;
создать механизм государственного регулирования цен на социально чувствительные нефтепродукты, исключить непрогнозируемые колебания цен на ГСМ;
вывести с рынка нефтепродуктов «посреднические структуры», негативно влияющие на развитие конкуренции на данном рынке.

Программа будет завершена к концу 2014 года.

Сегодня реальные перспективы развития нефтегазодобывающей отрасли Казахстана связаны, прежде всего, с шельфом Каспия. По оценкам Министерства природных ресурсов Российской Федерации, наибольшим нефтяным потенциалом на Каспии располагают Казахстан и Азербайджан. Кроме того, по утверждениям азербайджанских нефтяных компаний, разведанные запасы высококачественной нефти шельфа Азербайджана составляют 2,3 млрд. т. По оперативным подсчетам Государственного
комитета по запасам РК, запасы составляют 4,8 млрд. тонн.

Прогноз добычи газа и конденсата
Казахстан занимает 13-е место в мире и 4-е в СНГ по извлекаемым запасам природного газа, которые составляют 3,7 трлн. м3 . Запасы газа промышленных категорий, так же как и нефтяные, сосредоточены в западных областях республики (98%), при этом основная их часть сосредоточена на Карачаганакском и Жанажолском месторождениях.

Следует отметить, что существующая система магистральных газопроводов является частью бывшей советской системы и ориентирована в направлении с юга на север – в Россию. Как результат, отсутствие в настоящее время мощностей для его транспортировки с месторождений, находящихся на западе Казахстана, затрудняющее удовлетворение
потребностей в газе большинства регионов страны.
Проблема обеспечения газом южных регионов Казахстана сегодня решается за счет освоения Амангельдинского газового месторождения.
Для решения данной проблемы предполагается строительство газопровода Бейнеу-Бозой-Шымкент. Строительство газопровода Бейнеу-Бозой-Шымкент планируется для транспортировки природного газа с нефтегазовых месторождений Западного Казахстана в южный регион республики для стабильного снабжения топливом Кызылординской, Южно-
Казахстанской, Жамбылской и Алматинской областей.
Северные области обеспечиваются газом, поставляемым из России.

Транспортировка нефти на мировые рынки

Одним из основных направлений транспортировки нефти для Казахстана является российское. Между Казахстаном и Россией издавна существуют тесные экономические связи, и наши страны заинтересованы в продолжении и дальнейшем укреплении взаимного сотрудничества. В сфере топливно-энергетического комплекса Россия является тратегическим
партнером Казахстана, и соответственно, взаимодействие в вопросах транспортировки углеводородов имеет огромное значение не только для развития наших энергетических отраслей, но и для укрепления энергетической безопасности наших стран, и, конечно же, удовлетворения интересов существующих и потенциальных потребителей нашего углеводородного сырья.
В настоящее время Казахстаном экспортируется до 68 млн. т нефти, из которой 81% транспортируется по действующим нефтепроводам Атырау–Самара, КТК (Каспийский Трубопроводный Консорциум).
Транспортировка нефти на мировые рынки в настоящее время рассматривается по следующим основным маршрутам: западный маршрут Казахстан - Баку – Джейхан; восточное направление Западный Казахстан –Западный Китай и через Российскую Федерацию на мировые рынки.
Решаются вопросы по укреплению экспортного потенциала республики, принимая во внимание сохраняющуюся актуальность диверсификации экспортных трубопроводных маршрутов и увеличения их пропускной способности.

Расширение Каспийского Трубопроводного Консорциума (КТК)

По трубопроводной системе КТК в настоящее время экспортируется наибольший объем казахстанской нефти - 28,2 млн. тонн (приблизительно 35%).
Проект по расширению пропускной способности КТК до 67 млн. тонн в год планируется завершить в 2013 году.

Проект создания Казахстанской Каспийской Системы Транспортировки (ККСТ)

ККСТ предназначена для экспорта возрастающих объемов казахстанской нефти с месторождений Кашаган и Тенгиз, через Каспийское море на международные рынки посредством системы Баку-Тбилиси-Джейхан и/или других нефтетранспортных систем, расположенных на территории Азербайджанской Республики и других транзитных стран.

С учетом полного расширения проекта КТК к концу 2014 года, потребность в трубопроводе Ескене-Курык появится с началом добычи нефти в рамках 2-ой фазы разработки Кашаганского месторождения, не ранее 2016 года. График реализации проекта будет уточняться, исходя из сроков освоения Кашаганского месторождения и наличия достаточной ресурсной базы.
Предполагается, что ККСТ - на первом этапе обеспечит транспортировку казахстанской нефти около 23 млн. тонн в год с последующим расширением до 38-56 млн. тонн в год.
Позволяет экспорт углеводородов нефтепровода Кенкияк-Кумколь пропускной способностью 10 млн. тонн нефти в год. В настоящее время ведется работа по расширению до 12 млн. тонн, а вообще мощность по проекту составляет до 20 млн. тонн/год. Также нефтепровод Кенкияк-
Кумколь дает Казахстану возможность прокачки нефти с запада Казахстана на нефтеперерабатывающие заводы Павлодара и Чимкента.

Газовая промышленность.
Запасы
Для Казахстана природный газ становится все более перспективным энергоносителем. Запасы газа в РК утвержденные ГКЗ, составляют 3,7 трлн. м3, в том числе: растворенного 2,4 трлн. м3; свободного 1,3 трлн. м3.

Добыча газа
Добыча газа нефтегазодобывающими компаниями республики в 2010 году достигла 37,4 млрд. м3, составив 103,9% к уровню 2009 года. Объем выработки товарного газа составил 21,1 млрд. м3, обеспечив рост на 7,1% по отношению к 2009 году. В 2010 году едропользователями продолжены работы по реализации Программ утилизации попутного газа, обеспечено сокращение объемов сжигаемого газа с 1,7 млрд. м3до 1,3 млрд. м3, т.е. более чем на 23.5%.
В соответствии с Соглашением о своп-операциях в 2010 году для населения южных и Костанайской областей обеспечена поставка газа из Узбекистана и России в объеме 3,3 млрд. м3.

Кроме того, между ОАО «Газпром» и АО «НК «КазМунайГаз» 14
декабря 2010 года подписан протокол о поставках газа для этих регионов и в
2011 году в объеме 4,4 млрд. м3.

Внутреннее потребление
Приоритетной задачей является, стабильное обеспечение газом внутреннего рынка Казахстана. При этом основные ресурсы газа сосредоточены в западных областях Республики Казахстан - 98%, соответственно уровень газификации в этих областях значительно выше, чем в остальных регионах Республики Казахстан.
Одной из актуальных проблем в республике на текущий период остается стабильное газоснабжение южных областей, где поставки природного газа традиционно осуществляются из Узбекистана.

Как уже выше отмечалось, с целью обеспечения энергетической
безопасности и уменьшения зависимости от внешних поставок, прорабатывается проект по строительству магистрального газопровода «Бейнеу-Шымкент», 1-ую очередь которого планируется завершить в 2013 году. Это позволит беспрепятственно подавать газ из западных регионов в южные регионы страны.
Значительное место на внутреннем рынке газоснабжения наряду с природным газом, занимает сжиженный углеводородный газ, производство которого, осуществляется 3 нефтеперерабатывающими и 3 газоперерабатывающими заводами с годовой выработкой 1,8 млн. тонн. Однако в поставках сжиженного газа потребителям наблюдаются перебои,
особенно в северный и центральный регионы республики. В связи с этим, в Министерстве в настоящее время изучаются вопросы регулирования поставок сжиженного газа на внутренний рынок.

Экспорт
Важной задачей дальнейшего развития газового сектора Республики является наращивание объемов экспорта газа и реализации транзитного потенциала.
Экспорт газа в 2011 году увеличится на 28,4 % по сравнению с 2009 годом и составит 9 млрд. м3. В настоящее время казахстанский газ экспортируется только в Россию. За 2010 год экспортировано 5,7 млрд. м 3.

Касательно транзитно-экспортных маршрутов газопроводов
Для Казахстана остается важным ведение согласованной энергетической политики с сопредельными странами, т.к. транзитно-экспортные маршруты проходят по их территориям. Казахстан стремится к совместным мерам по расширению пропускной способности существующих газотранспортных систем, формированию взаимовыгодных транзитных
тарифов на поставку газа.
Действующая схема газопроводов Казахстана, в основном, обслуживает транзитные потоки природного газа из Средней Азии в Европейскую часть России. Протяженность магистральных газопроводов в Республике Казахстан составляет более 11 тыс. км, что позволяет осуществлять международный транзит в объеме порядка 100 млрд. куб. м/год.

Прикаспийский газопровод
Президентами Республики Казахстан, Российской Федерации и Туркменистана 12 мая 2007 года подписана Совместная Декларация о строительстве Прикаспийского газопровода. Речь идет об увеличении производительности существующей газотранспортной системы и создании
новых мощностей для транспортировки туркменского и частично казахстанского газа дополнительно в суммарном объеме до 20 млрд. м3 ежегодно.Однако, в связи с тем, что объем перекачиваемого газа с 50 млрд. м3снизился до 30 млрд. м3, реализация проекта отложена на неопределенное время, т.е. до решения вопроса о перекачке необходимых объемов газа из
Туркмении в Россию.
Правительство Казахстана оказывает целенаправленную поддержку дальнейшему развитию отечественных нефтеперерабатывающих и нефтехимических производств, которые в остоянии достичь высокого конкурентоспособного уровня.
Усиление их производственных возможностей окажет заметное положительное влияние на повышение энергетической безопасности республики, снизит зависимость от ценовых колебаний внешнего рынка.
Организация эффективной выработки трудноизвлекаемых запасов нефти на есторождениях Казахстана, уникальных по площади, мощности продуктивной толщи, плотности запасов, характеру насыщающих флюидов (высокопарафинистых, застывающих или вязких с высоким содержанием асфальтенов и смол) было связано с преодолением значительных трудностей.
В общем случае разработку месторождений, как известно, можно подразделить на 3 этапа:

на первом этапе для добычи нефти максимально возможно используется естественная энергия пласта (упругая энергия, энергия растворенного газа, энергия законтурных вод, газовой шапки, потенциальная энергия гравитационных сил);
на втором этапе реализуются методы поддержания пластового давления путем закачки воды или газа. Эти методы принято называть вторичными;
на третьем этапе для повышения эффективности разработки месторождений применяются методы увеличения нефтеотдачи пласта (МУН).

Сложность разработки месторождений Казахстана состояла в том, что наиболее значительные из них практически были лишены первого и второго этапов разработки. Поэтому задачи применения новых технологий разработки месторождений, на которых традиционными методами извлечь значительные запасы нефти было невозможно, для месторождений
Казахстана с самого начала разработки этих месторождений оказались актуальными. В связи с этим потребовалось с самого начала организации их освоения применения не только традиционных систем поддержания пластового давления, но также поддержания пластовой температуры (месторождение Узень), внутрипластового горения и паротепловых методов
воздействия (месторождение Каражанбас), полимерного заводнения (месторождение Каламкас), различных методов циклического заводнения (месторождения Узень, Каламкас), разукрупнения эксплуатационных объектов (месторождение Узень) и многое другое.
На опытном участке месторождения Каламкаc проводится опытно-промышленные работы по испытанию технологии водогазового воздействия (ВГВ). Надеемся, что результаты испытания этой технологии окажутся положительными, что позволит приступить к полномасштабному внедрению ВГВ на месторождении Каламкас.
В городах Атырау и Актау создаются лабораторные центры организованной системы сохранения геологической информации, хорошо оборудованные кернохранилища и современные лаборатории по исследованию кернов – носителей геологической информации (каменный материал и жидкости), лаборатории, оснащенные специализированным
оборудованные по специфическим исследованиям кернового материала, по изучению физики пласта и пластовых жидкостей.
Будучи одними из самых богатых ресурсами стран СНГ Россия и Казахстан достигли в топливно-энергетической сфере высокого уровня сотрудничества, который оценивается сегодня аналитиками как беспрецедентный. Этому способствовали экономическая
взаимодополняемость двух стран, между которыми с исторических времен сложились тесные хозяйственные, технологические и транспортные связи, схожесть властных систем, а также менталитета политических и бизнес-элит. В результате страны, которые вполне могли бы стать конкурентами, демонстрируют один из самых удачных на постсоветском пространстве
примеров экономической интеграции.