Актуальные задачи
Исследование потенциальных источников сырья и разработка технологии получения изотопов медицинского назначения
Целью данной НИОКР является разработка технологии получения 226Ra (226-го изотопа радия) для медицинских целей. Изотопы радия имеют важное применение в лечении различных форм рака, а также могут быть использованы в других медицинских процедурах. Проект включает исследование потенциальных источников для извлечения этих изотопов, оценку их потенциала и разработку эффективного процесса их производства. Радиоизотопы нашли широкое применение в различных отраслях, включая науку, промышленность, сельское хозяйство, но особенно в медицине. Ядерная медицина активно развивается во всем мире, благодаря достижениям в лечении заболеваний с использованием радиоактивных фармацевтических препаратов. По данным Всемирной ассоциации атомной энергии (WNA), ежегодно в мире проводится более 40 миллионов процедур ядерной медицины, а спрос на радиоизотопы увеличивается на 5% в год. Более 80% радиоактивных изотопов, нарабатываемых в мире, используется именно в медицинских целях. В связи с этим, вопросы получения радиоизотопов для медицинского применения становятся всё более актуальными и перспективными для АО «НАК «Казатомпром». Компания занимается добычей и переработкой урана, и в промышленных продуктах уранового производства содержатся определенные виды радиоактивных элементов. Этот факт позволяет рассматривать промышленные продукты уранового производства как один из возможных источников для получения 226Ra. Исполнителем должна быть проведена следующая работа: 1. Аналитические исследования по определению содержания радия в потенциальных источниках сырья, проведение сравнительного анализа и выбор оптимальных источников сырья. 2. В лабораторных масштабах разработка технологии извлечения 226Ra из выбранных источников сырья. 3. Проектирование и изготовление лабораторной установки для извлечения радия и ее испытание. 4. Укрупненные лабораторные испытания разработанной технологии извлечения 226Ra. 5. Технико-экономический расчет для оценки целесообразности организации промышленного производства.
Область применения: урановая промышленность Дата публикации: 04.08.2026 Дата окончания сбора решений: 18.09.2026 ОткликнутьсяРазработка технологии селективного высокоэнергетического воздействия на пласт для повышения продуктивности добывающих и приемистости нагнетательных скважин месторождений Каратобе Южное и Западный Елемес
Целью проекта является разработка и опытно-промышленная апробация технологии селективного высокоэнергетического воздействия на призабойную зону пласта для повышения эффективности разработки месторождений Каратобе Южное и Западный Елемес. Технология должна обеспечить увеличение дебитов добывающих скважин, повышение приемистости нагнетательных скважин, улучшение управляемости фильтрационных потоков, сокращение продолжительности скважинных операций и снижение эксплуатационных затрат за счет уменьшения зависимости от капиталоемких методов интенсификации, прежде всего гидроразрыва пласта. Разработка месторождений осложняется низкой проницаемостью и высокой неоднородностью продуктивных коллекторов, ухудшением фильтрационных свойств призабойной зоны, неполным вовлечением нефтенасыщенных интервалов в разработку и недостаточной эффективностью системы поддержания пластового давления. Для месторождения Каратобе Южное характерны низкая приемистость нагнетательных скважин и недокомпенсация закачки, а для месторождения Западный Елемес — неравномерное распределение фильтрационных потоков, преждевременное обводнение добывающих скважин и формирование высокопроводящих каналов движения воды. Применяемые технологии интенсификации (ГРП, кислотные и химические обработки, ремонтно-изоляционные работы) решают лишь отдельные задачи и не обеспечивают комплексного повышения эффективности разработки. Их использование ограничено высокой стоимостью, длительными простоями скважин, недостаточной селективностью воздействия и риском усиления обводненности. В результате значительная часть запасов остается недостаточно вовлеченной в разработку, снижается эффективность Результатом НИОКР должна быть разработана технология селективного высокоэнергетического воздействия на пласт, регламента ее применения и подтверждение эффективности в ходе опытно-промышленных испытаний на месторождениях Каратобе Южное и Западный Елемес. Ожидается достижение следующих показателей: • увеличение среднего дебита добывающих скважин месторождения Каратобе Южное на 15–17 %; • повышение приемистости нагнетательных скважин на 35–50 %; • увеличение дебита нефти и продуктивной жидкости на месторождении Западный Елемес на 5–7 % без роста обводненности продукции; • сокращение продолжительности скважино-операций с 35–60 до 3–7 суток; • снижение операционных затрат на проведение мероприятий по интенсификации, в том числе за счет сокращения количества операций ГРП и тяжелых ремонтов; • повышение эффективности системы поддержания пластового давления, расширение охвата залежей воздействием и создание предпосылок для увеличения конечной нефтеотдачи на 3–5 % после подтверждения результатов опытно-промышленной эксплуатации.
Область применения: нефть/газ Дата публикации: 29.07.2026 Дата окончания сбора решений: 12.09.2026 ОткликнутьсяТехнология реагента "Сверх текучая вода" (СТВ)
Цель проекта Целью проекта является разработка и опытно-промышленная верификация комплексной технологии разработки месторождения и вовлечения в активную разработку остаточных запасов месторождения Узень с целью увеличения добычи нефти, снижения обводненности продукции скважин, снижения энергетических и эксплуатационных затрат. Технология, в конечном счете, должна обеспечить увеличение текущего и проектного КИН без реконструкции и значительной модернизации существующей системы ППД и системы подготовки и транспортировки продукции скважин. Проект должен иметь теоретическое и лабораторное обоснование обеспечения достижения требуемых результатов и безопасности для разработки месторождения. Целевые ориентиры: • снижение обводненности на опытных ячейках не менее чем на 10-30% относительно текущего уровня за счет уменьшения водной циркуляции без форсированного роста добычи жидкости; • дополнительная добыча нефти на пилотной ячейке не менее 1200-1500 т на одну обработку, а при подтвержденной возможности форсирования - до 1700-2000 т на блок; • снижение энергетических затрат на подъем нефти из скважины на 50-100%; • снижение себестоимости добычи нефти на 10-15%; • повышение коэффициента охвата по мощности за счет перераспределения расхода из высокопроницаемых промытых интервалов в слабо дренируемые прослои; • сохранение фильтрационно-емкостных свойств нефтенасыщенных интервалов и исключение необратимой закупорки низкопроницаемой матрицы; • обеспечение длительности технологического эффекта не менее 7-9 месяцев с возможностью повторной обработки без снижения эффективности; • снижение затрат на подъем, транспорт и подготовку жидкости, а также уменьшение осложнений, связанных с солеотложением и парафиноотложением. Существующая проблема Месторождение Узень является зрелым многопластовым объектом, находящимся на поздней стадии разработки. По верхним продуктивным горизонтам 13-18 пробурено более 7,5 тысяч скважин, выработка утвержденных извлекаемых запасов превысила 80%, текущая нефтеотдача - около 35%. При этом средняя обводненность добываемой продукции по 13-18 горизонтам превысила 90%, а по большинству основных горизонтов находилась около 95%. Высокая обводненность продукции скважин обуславливает: - непродуктивную закачку агента ППД (рост энергетических и финансовых затрат на функционирование системы ППД); - быстрый износ насосного оборудования; - непродуктивные энергетические затраты на подъем жидкости из скважин; - высокие энергетические и финансовые (расход химических реагентов) затраты на подготовку и транспортировку нефти; - с учетов того, что нефть месторождения Узень является высокопарафинистой и требует для подготовки нагрева, высокая обводненность продукции, из-за большой теплоемкости воды, приводит к непропорционально высокому расходу топлива. Корневая проблема заключается в несоответствии исторически сложившейся системы заводнения фактическому геологическому строению продуктивной толщи. Узеньские горизонты представлены неравномерным чередованием песчаников, алевролитов, глин и переходных литологических разностей. Коллекторы резко меняются по площади и разрезу, имеют значительную расчлененность, зоны выклинивания, слияния пластов и неодинаковые фильтрационно-емкостные свойства. В таких условиях общий баланс закачки не означает фактический охват нефтенасыщенного объема. Проницаемостная неоднородность является определяющим фактором разработки. В разрезе пластов Узеньского месторождения имеют место широкие диапазоны проницаемости по объектам разработки: от единиц миллидарси до значений свыше 2,5 дарси в отдельных интервалах. Около 80% коллектора относится к диапазону примерно 10-1500 мД, при этом интервалы менее 10 мД составляют более 15% объема залежи и исторически не учитывались в подсчете запасов. По XIII горизонту доля пропластков менее 30 мД превышает 40%. Пласты-коллекторы являются гидрофильными, полимиктовыми, с высокой удельной поверхностью зерен и сложной геометрией порового пространства. Начальная водонасыщенность и доля капиллярно-связанной воды зависят от проницаемости: чем ниже проницаемость, тем слабее обычная вода вовлекает поровые каналы в фильтрацию. Лабораторные данные показывают, что при проницаемости менее 100 мД коэффициент вытеснения резко снижается, более чем в два раза. Поэтому в реальной работе часто участвуют один-два наиболее проницаемых интервала, а значительная часть нефтенасыщенной толщины остается слабо дренируемой. Действующая система ППД поддерживает общий энергетический режим, однако формирует преждевременные прорывы воды. Нагнетание воды производится по горизонту в целом, как правило через торец НКТ у кровли пласта; вода поступает в наиболее проницаемые интервалы и создает каналы ускоренной фильтрации к добывающим скважинам. Высокая обводненность уже стала не только геологической, но и экономической проблемой. Скважины с обводненностью 98% и выше дают минимальный вклад в добычу нефти, но создают нагрузку на насосный фонд, сбор, транспорт, подготовку нефти и систему ППД. Среди высокообводненных скважин существенную долю составляют скважины с техническими причинами обводнения: нарушением эксплуатационной колонны, заколонными перетоками и другими дефектами крепи. Это требует не только потокоотклоняющего воздействия в пласте, но и системной селективной изоляции источников воды. Проблема осложняется свойствами флюидов и вод. Нефть Узени высокопарафинистая: содержание парафина до 28-35%, необходимость горячего воздействия и подогрева продукции в системе сбора. Длительная закачка морской воды при ее несовместимости с пластовой хлоркальциевой водой приводит к солеотложению, изменению минерализации, риску кольматации и осложнениям в оборудовании. Поэтому технологическая потребность должна учитывать не только пласт, но и совместимость воды, температуру, парафин и соли. Опыт применения классических ПОТ и полимерных гелей дают нестабильный и локальный результат. Положительный результат составляет примерно 40-67% в зависимости от технологии, а отрицательные результаты могли быть связаны с закупоркой нецелевых интервалов и неблагоприятными геолого-гидродинамическими условиями. Длительность эффекта изменялась от 4 до 21 месяца, что подтверждает необходимость более адресного и верифицируемого подхода. Технологические причины, требующие создания новой технологии Первая причина - отсутствие управляемого послойного распределения закачки. Если закачиваемый агент подается в многопластовый интервал без учета текущей проницаемости, нефтеводонасыщенности и давления по прослоям, он неизбежно уходит по пути наименьшего сопротивления. При этом рост общего объема закачки часто увеличивает добычу воды, но не приводит к сопоставимому росту нефтеотдачи, так как низкопроницаемые интервалы не получают необходимого градиента фильтрации. Вторая причина - наличие значительного объема нефтенасыщенных, но низкопроницаемых зон. В обычном заводнении такие зоны остаются ниже порога эффективной фильтрации: значительная часть поровых каналов содержит капиллярно-связанную воду и не участвует в движении. Для их вовлечения недостаточно просто увеличить давление или объем закачки: повышенное давление может раскрывать техногенные трещины и усиливать водные прорывы, а не охват низкопроницаемой матрицы. Третья причина - недостаточная селективность традиционных полимерных и гелеобразующих составов. Они могут снижать приемистость промытых высокопроницаемых каналов, но в неоднородном коллекторе способны адсорбироваться и механически удерживаться в менее проницаемых зонах, где еще остается подвижная нефть. На поздней стадии разработки, при обводненности более 70-90%, экономическая эффективность обычного полимерного воздействия снижается, а риск повторной водной циркуляции после разрушения или обхода геля сохраняется. Четвертая причина - технические каналы водопритока. Обводненность ряда скважин обусловлена не только продвижением фронта воды в пласте, но и нарушением эксплуатационной колонны, негерметичностью цементного кольца, заколонными перетоками, подъемом ВНК и перетоками между пластами. Без достоверной диагностики источника воды и селективной изоляции такие скважины продолжают отбирать воду даже при наличии нефтенасыщенных интервалов. Пятая причина - недостаточная разрешающая способность текущего контроля. Для Узени сложно определять текущее положение ВНК и границы обводненных зон из-за многопластовости, длительной истории переводов скважин, изменения схем заводнения, ГРП, РИР и разной минерализации вод. Шестая причина - эксплуатационные осложнения системы сбора и подготовки. Высокопарафинистая нефть требует температурного контроля, подогрева и профилактики отложений. Несовместимость морской и пластовой воды вызывает солеотложение и кольматацию. Почему задача не решается традиционными методами Обычное заводнение решает задачу поддержания пластового давления, но не решает задачу равномерного охвата. В условиях Узени нагнетаемая вода распределяется по разрезу неравномерно, быстро попадает в высокопроницаемые интервалы и промытые каналы, создает ранний прорыв к добывающим скважинам и повышает обводненность продукции. Увеличение закачки без послойного регулирования может лишь усилить непроизводительную циркуляцию воды. Классические потокоотклоняющие технологии имеют ограниченную селективность. Они способны временно уменьшить приемистость промытых каналов, но их фактическое распределение в пласте определяется текущим профилем приемистости. В неоднородной системе реагент может не попасть в нужный интервал, закупорить часть средне- или низкопроницаемого нефтенасыщенного объема, а после разрушения или обхода геля водная циркуляция восстанавливается по новым или прежним каналам. Полимерное и ПАВ-полимерное заводнение ограничено поздней стадией разработки и текущей обводненностью. Для Узени средняя обводненность выше 89-90%, тогда как известно про снижение эффективности полимерного заводнения при обводненности более 70% после формирования обширных промытых зон. Кроме того, существующие полимерные решения вовлекают преимущественно интервалы с проницаемостью более 30 мД и не решают проблему сверхнизкопроницаемых участков. Ремонтно-изоляционные работы на добывающих скважинах необходимы, но сами по себе не восстанавливают рациональный профиль заводнения. Если не устранить избыточную приемистость высокопроницаемых каналов и не направить агент в низкопроницаемые зоны, после локального РИР вода может продолжить поступать в соседние интервалы или соседние скважины. Поэтому предлагаемая технология должна решать и эту проблему. Уплотняющее бурение, переводы скважин, дострелы и ГРП дают локальный прирост, но не устраняют системную причину низкого охвата. Более того, большое количество операций ГРП и исторических изменений системы разработки усложняет прогноз направления потоков и может создавать дополнительные каналы ускоренного движения воды. Новое бурение без обновленной модели и контроля текущей насыщенности повышает риск повторения той же проблемы на новых скважинах. Требования к разрабатываемому технологическому решению в рамках НИОКР По результатам анализа технологической потребности формируется следующий набор требований, которым должно удовлетворять разрабатываемое решение. Инновационная технология для месторождения Узень должна обеспечивать не одиночную обработку, а управляемый цикл «проектирование - воздействие - верификация - повторная адаптация». • Послойное регулирование закачки. Технология должна обеспечивать подачу воды или реагента в разно проницаемые интервалы с разными расходами и давлениями, включая возможность применения химических реагентов, секционных хвостовиков НКТ, извлекаемых пакеров, регулируемой плотности перфорации, штуцеров или иных устройств распределения потока и пр. • Вовлечение низкопроницаемых интервалов. Требуется механизм, который увеличивает участие низко- и сверхнизкопроницаемых гидрофильных зон в фильтрации, снижает влияние капиллярно-связанной воды и повышает коэффициент охвата по мощности без разрушения ФЕС нефтенасыщенной матрицы. • Селективное ограничение воды. Решение должно блокировать или ограничивать конкретные водопроводящие интервалы, высокопроницаемые каналы, заколонные перетоки и дефекты колонны с сохранением работоспособности перспективных нефтенасыщенных пропластков. • Совместимость с пластовыми и закачиваемыми водами. Реагенты и режимы должны быть устойчивы к минерализации, к смешению морской, сточной и пластовой воды, не провоцировать неконтролируемое солеотложение, эмульгирование и кольматацию целевых нефтяных интервалов. • Учет высокопарафинистой нефти. Технология должна быть совместима с температурным режимом добычи и системы сбора, предусматривать профилактику парафиноотложений и не ухудшать транспортабельность продукции. • Верифицируемость эффекта. Эффект должен подтверждаться снижением обводненности, изменением профиля закачки и приростом добычи нефти, а не только фактом закачки реагента или/и установкой внутрискважинного оборудования. • Повторяемость и управляемая длительность. Решение должно допускать повторную обработку или корректировку режима без накопления необратимого ущерба пласту и скважине, с расчетной длительностью эффекта не менее 7-9 месяцев на опытной ячейке. • Сохранение ремонтопригодности скважины. Компоновки и материалы должны позволять последующую диагностику, КРС, замену насосного оборудования, повторное воздействие и при необходимости восстановление первоначального проходного сечения. • Экономическая эффективность. Решение должно снижать объем непроизводительно добываемой воды, энергозатраты на подъем жидкости и затраты на подготовку нефти; целевой экономический эффект должен оцениваться на уровне ячейки с учетом стоимости реагентов, КРС, простоя и дополнительной нефти. • Масштабируемость. После пилотной проверки технология должна быть вопроизводима в масштатах всего вонда скважин месторождения. Разрабатываемое решение должно включать: • лабораторную программу на керне Узени или его аналогах: совместимость вод, фильтрационные испытания, оценка изменения фазовых проницаемостей, подбор реагента и режима закачки; • селективную технологию ограничения водопритока и высокопроницаемых каналов с отдельным регламентом для технических причин обводнения; • опытно промышленные испытания технологии должны охватывать не менее 15 скважин (3 нагнетательные, 12 добывающих); • технология должна быть адаптирована для минимизации простоев скважин при проведении работ (простой скважины при проведении воздействия не должен превышать 2 часов, включая подготовительные работы на скважине если они тебуют ее остановки); • методику тиражирования: критерии выбора ячеек, скважин и интервалов, расчет ожидаемого прироста нефти, периодичность повторной обработки и экономический шаблон оценки. Предлагаемая этапность НИОКР и опытно-промышленной проверки На первом этапе необходимо выполнить аудит фонда и выбрать пилотные ячейки воздействия. На втором этапе проводится лабораторная проверка: совместимость пластовой, морской и сточной воды; подбор состава для низкопроницаемых гидрофильных интервалов; испытания на керне по коэффициенту вытеснения, остаточному фактору сопротивления и сохранению проницаемости. На третьем этапе рассчитывается проект воздействия: распределение расхода между пропластками, объемы и концентрации реагента, компановка скважинного оборудования, допустимые давления ниже риска раскрытия техногенных трещин, параметры хвостовика/пакеров и/или иной компоновки и т.д. в зависимости от выбранной технологии.. На четвертом этапе выполняется опытно-промышленная обработка с обязательным контролем изменения параметров работы каждой скважины опытного участка и мониторингом обводненности и расчетом дополнительной нефти в течение не менее 6-9 месяцев. На пятом этапе формируется промышленный регламент применения: типизация ячеек, критерии повторной обработки, предельные условия применения, экономическая модель и требования к сервисному сопровождению. Ожидаемый практический результат Результатом НИОКР должна стать технология, которая переводит разработку Узени от преимущественно экстенсивного способа увеличения добычи нефти за счет увеличения добычи жидкости к адресному управлению работой фонда скважин. Ожидаемый эффект заключается в мобилизации и выработке остаточной нефти, снижении водной циркуляции по промытым каналам, повышении коэффициента охвата по мощности и уменьшении обводненности добывающих скважин без пропорционального роста добычи жидкости. Для месторождения Узень это особенно важно, поскольку дальнейший прирост нефти не может быть обеспечен только новыми скважинами и традиционным заводнением. Основной резерв находится в остаточной нефти, оставшейся за фронтом воды или не вовлеченной в разработку из-за низкой проницаемости, капиллярной связанности воды и неравномерного профиля приемистости.
Область применения: разработка месторождений Наименование организации: АО "Озенмунайгаз" Электронная почта: a.talasbayev@omg.kmg.kz Дата публикации: 27.07.2026 Дата окончания сбора решений: 11.09.2026 ОткликнутьсяПартнеры
Подпишитесь
на информационный дайджест
Получайте уведомления о новых технологических запросах корпораций, подписавшись на персонализированную email рассылку
Принцип работы платформы
Технологическая задача размещается Заявителем на срок не менее 45 дней.
Заявитель выбирает наиболее подходящее решение, прошедшее валидацию ЦНТИ, посредством рассмотрения на своем НТС.
ЦНТИ проводит валидацию решений на соответствие требованиям к НИОКР и направляет все рассмотренные решения Заявителю.
Исполнители могут направить решения по технологической задаче.
Исполнитель — автор выбранного решения — заполняет заявку на финансирование НИОКР и предоставляет все необходимые документы.
ЦНТИ совместно с внешними экспертами проводит научную и финансовую экспертизу. Проекты стадии 3 дополнительно проходят финансово-экономическую экспертизу.
Заявка выносится на рассмотрение НТС АО «Самрук-Қазына», где принимается решение о финансировании проекта.
Новости
Видео инструкции
В случае возникновения вопросов просим вас пройти по ссылке для ознакомления с видео инструкциями:
https://drive.google.com/drive/folders/1qkj5qNeMVNrtkegZY73IbMoBbadvTz0k?usp=sharing
Если вопросы остались, просим вас написать на почту R.shapiyev@csti.kz
Контакты
Юридический адрес:
010000, Республика Казахстан, г.Астана, ул. Сыганак 17/10