Список технологических задач

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.

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.

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.

Цель проекта: проведение научно-исследовательских работ, направленных на создание научно-технической базы для формирования требований к моторным топливам экологического класса К6, исследование влияния компонентного состава и функциональных присадок на показатели качества, эксплуатационные и экологические характеристики бензинов и дизельных топлив, а также подготовку научно-технических материалов для разработки изменений в технический регламент ТР ТС 013/2011 и разработки национальных стандартов. Ключевыми объектами исследований являются автомобильные бензины и дизельные топлива, их базовые компоненты, функциональные присадки и экспериментальные композиции моторных топлив экологического класса К6, полученные путем компаундирования компонентов различного происхождения и состава. Актуальность задачи: В настоящее время требования к автомобильным бензинам и дизельным топливам на территории государств – членов ЕАЭС устанавливаются техническим регламентом ТР ТС 013/2011, предусматривающим экологические классы К2–К5. Вместе с тем дальнейшее ужесточение экологических требований к автомобильному транспорту, развитие технологий двигателестроения и систем нейтрализации отработавших газов формируют предпосылки для введения более высокого экологического класса моторных топлив. Республика Казахстан располагает современной нефтеперерабатывающей отраслью и значительным потенциалом для производства высококачественных моторных топлив. Вместе с тем переход к более высоким экологическим требованиям требует научного обоснования оптимального компонентного состава бензинов и дизельных топлив, оценки влияния базовых компонентов и функциональных присадок на показатели качества, эксплуатационные свойства и экологические характеристики топлива, а также формирования научной базы для совершенствования системы технического регулирования в данной области. Задачи: 1. Экспериментальные исследования компонентного состава и физико-химических свойств базовых компонентов бензинов и дизельных топлив отечественного производства . 2. Изготовить экспериментальные образцы моторных топлив методом компаундирования различных компонентов и функциональных присадок. 3. Исследовать влияние компонентного состава и функциональных присадок на физико-химические показатели качества бензинов и дизельных топлив, установленные требованиями ТР ТС 013/2011 (ГОСТ, СТБ, СТ РК и др.). 4. Оценить влияние компонентного состава и функциональных присадок на экологические характеристики моторных топлив путём определения состава и уровня выбросов загрязняющих веществ при сжигании топлива в бензиновом и дизельном двигателях. 5. Установить научно-обоснованные закономерности влияния компонентного состава и функциональных присадок на показатели качества, эксплуатационные и экологические характеристики моторных топлив с последующим определением оптимальных диапазонов содержания компонентов и функциональных присадок, обеспечивающих достижение перспективных требований к моторным топливам экологического класса К6. 6. Разработать научно обоснованные рекомендации по формированию состава моторных топлив экологического класса К6 на основе отечественного сырья. 7. Сформировать научно-технические материалы и исходные требования, необходимые для последующей разработки изменений в технический регламент ТР ТС 013/2011 и разработки национальных стандартов. Ключевым ожидаемым эффектом является создание научно-технической основы для производства и применения моторных топлив экологического класса К6 на базе отечественного сырья, включая получение научно обоснованных данных о влиянии компонентного состава и функциональных присадок на показатели качества, эксплуатационные и экологические характеристики моторных топлив, а также подготовку исходных материалов для последующей разработки изменений в технический регламент ТР ТС 013/2011 и разработки национальных стандартов. Формат сотрудничества и стадия НИОКР Проект реализуется в рамках НИОКР, стадия – 2 (Научно-исследовательская работа; проверка технологии в лаборатории). Исполнитель обеспечивает: - анализ международных и национальных нормативных документов в области производства моторных топлив, а также мирового опыта производства и стандартизации моторных топлив экологического класса К6; - проведение патентного анализа; - получение экспериментальных образцов моторных топлив методом компаундирования базовых компонентов и добавления присадок; - исследование физико-химических свойств исходных базовых компонентов и экпериментальных образцов моторных топлив по методикам, установленным в ТР ТС 013/2011 (ГОСТы, СТБ, СТ РК и др.); - проведение экологических испытаний экспериментальных образцов с определением состава и уровня выбросов загрязняющих веществ при их сжигании в бензиновом и дизельном двигателях; Область применения Результаты НИОКР должны быть достаточными для: - разработки национальной нормативной базы по моторным топливам экологического класса К6; - научно-технического сопровождения производства моторных топлив на нефтеперерабатывающих предприятиях Республики Казахстан; - подготовки предложений по совершенствованию национальных стандартов и технических регламентов в области моторных топлив.

Цель проекта состоит в разработке и опытно-промышленной проверке технологии, которая позволит восстановить часть утраченной продуктивности зрелого фонда нефтяных скважин ТОО «Казахтуркмунай». Необходимость такой работы связана с ростом обводненности, нарушением профиля притока, снижением эффективности ранее вскрытых интервалов и тем, что стандартные капитальные ремонты все чаще оказываются либо малоэффективными, либо чрезмерно затратными и рискованными. Предлагаемая технология должна не просто ограничивать приток воды, а делать это выборочно, без дополнительного ухудшения нефтяной части разреза. Кроме того, она должна обеспечивать восстановление управляемого профиля фильтрации, вовлечение в работу нефтенасыщенных интервалов, которые в настоящее время практически не дренируются, и продление срока эффективной эксплуатации действующего фонда без бурения новых скважин. Иными словами, требуется рабочее решение для объектов, где нефтяной потенциал еще сохраняется, но обычный ремонт уже не дает устойчивого результата. Разрабатываемая технология должна представлять собой единый модульный комплекс, в котором диагностика, изоляция, вскрытие и контроль результата увязаны между собой в рамках общей логики работ. Решение должно быть применимо как для селективного управления действующим интервалом перфорации, так и для его функционального отключения с переносом притока на соседний нефтенасыщенный интервал. Следующие требования к разрабатываемой технологии: – обеспечение селективного ограничения водопритока при минимальном снижении нефтепроницаемости перспективного интервала; – сохранение работоспособности изоляционных составов при пластовой температуре 90–95 °C, минерализации до 230–235 г/дм³ и pH 5–6; – подтверждаемая герметичность изолированной зоны с контролем результата по опрессовке и повторным исследованиям; – возможность адресного вскрытия интервала с выходом за пределы поврежденной призабойной зоны без гидроразрыва и неконтролируемого трещинообразования; – выполнение изоляции и вскрытия по возможности в рамках одного ремонта с минимальным числом циклов глушения; – сохранение конструкции скважины, проходного сечения и возможности дальнейшей эксплуатации с УЭЦН или ШГН, а также выполнения последующих геолого-технических мероприятий; – стоимость и продолжительность работ, обеспечивающие экономическое преимущество по сравнению со сложным капитальным ремонтом и тем более по сравнению с зарезкой бокового ствола. В результате НИОКР должны быть подготовлены технологический регламент комплексного восстановления продуктивности, линейка рабочих изоляционных составов, комплект оборудования для адресного вскрытия, методика выбора скважин-кандидатов и подход к корректной оценке технологического эффекта, исключающий ошибочное отнесение результата к технологии при изменении режима эксплуатации. При опытно-промышленных испытаниях технология должна подтвердить снижение обводненности, уменьшение объема попутно добываемой воды, прирост дебита нефти и устойчивость полученного эффекта в течение длительного периода. В практическом смысле она должна стать рабочим инструментом для восстановления фонда, который сегодня сохраняет геологический потенциал, но теряет эффективность в рамках стандартных ремонтных подходов.

Целью проекта является разработка технологии повышения эффективности эксплуатации добывающего фонда месторождений Алибекмола и Кожасай ТОО «Казахойл Актобе» в условиях зрелых многопластовых, гидродинамически неоднородных и коррозионно-осложнённых скважин, обеспечивающей снижение водной нагрузки, стабилизацию профиля притока и более полное вовлечение в разработку нефтенасыщенных интервалов без бурения дополнительных стволов и длительного вывода скважин из эксплуатации. Технология должна устранять ключевые последствия неравномерной выработки многопластового разреза преждевременное обводнение по высокопроницаемым и трещиноватым зонам, недоиспользование остаточного нефтяного потенциала низкопроницаемых пропластков, рост эксплуатационных затрат и снижение рентабельности добычи при сохранении работоспособности в среде H₂S, CO₂, высокоминерализованных вод, парафиноотложений и механических примесей, а также при соблюдении повышенных требований экологической безопасности в зоне гидрогеологического контроля Кокжиде. Целевые ориентиры: 1. Снижение обводнённости продукции не менее чем на 15% за счёт ограничения вклада водонасыщенных и водопроводящих интервалов в общий приток. 2. Увеличение добычи нефти по скважине более чем на 9% за счёт перераспределения притока в пользу нефтенасыщенных интервалов и вовлечения в работу ранее недоразрабатываемых участков продуктивного разреза. 3. Снижение себестоимости добычи за счёт уменьшения объёмов попутно добываемой воды, сокращения затрат на её подъём, подготовку, транспортировку и утилизацию, а также снижения частоты повторных ремонтных операций. 4. Снижение техногенной нагрузки на систему сбора и подготовки продукции, уменьшение объёмов обращения с попутно добываемой водой и исключение негативного влияния на подземные воды, включая зону гидрогеологического мониторинга Кокжиде. 5. Увеличение межремонтного периода работы скважины за счёт устойчивого сохранения технологического эффекта не менее 24 месяца в фактических условиях эксплуатации осложнённого фонда. Технологические причины, требующие создания новой технологии Основной технологической проблемой является неравномерная выработка многопластового продуктивного разреза. В одном стволе одновременно вскрыты интервалы, существенно различающиеся по проницаемости, трещиноватости, пластовому давлению, нефтенасыщенности и текущей степени обводнения. При формировании единого забойного режима наиболее проницаемые и трещиноватые зоны начинают доминировать в общем притоке, тогда как менее проницаемые нефтенасыщенные пропластки работают с пониженной эффективностью либо практически не вовлекаются в дренирование. В результате скважина может демонстрировать высокий дебит жидкости, но при этом низкий прирост добычи нефти, поскольку значительная часть притока формируется за счёт воды. Для карбонатных коллекторов Алибекмолы и Кожасая эта проблема усиливается порово-трещинным строением пласта. Трещины и высокопроницаемые каналы создают предпочтительные направления фильтрации, по которым пластовая или закачиваемая вода ускоренно поступает к забою. При этом нефтенасыщенная матрица и низкопроницаемые участки коллектора сохраняют остаточный подвижный нефтяной потенциал, но не обеспечивают соразмерного вклада в добычу. Это приводит к снижению коэффициента охвата выработкой, преждевременному обводнению скважин и ухудшению структуры извлекаемых запасов: из пласта отбирается преимущественно вода, тогда как часть нефти остаётся в слабодренируемых зонах. Рост обводнённости напрямую ухудшает производственные показатели фонда. Увеличение доли воды в продукции снижает дебит нефти при сохранении или даже росте общего дебита жидкости, повышает нагрузку на насосное оборудование, ускоряет износ УЭЦН, ШГН, НКТ и наземной системы сбора. Скважины с высокой водной нагрузкой чаще переходят в нестабильный режим работы, требуют дополнительных регулировок, обработок, ремонтов и простоев. В результате снижается коэффициент эксплуатации фонда, сокращается межремонтный период и растёт доля скважин, работающих на границе экономической целесообразности. Отдельной технологической причиной является старение скважинной конструкции. Длительное воздействие сероводорода, углекислого газа, минерализованных вод и механических примесей ускоряет коррозионное повреждение металла эксплуатационных колонн, нарушение герметичности резьбовых соединений и локальное ослабление крепи скважины. На зрелом фонде это создаёт риск формирования техногенных каналов поступления воды, межпластовых перетоков и заколонной миграции флюидов. В таких условиях обводнение становится не только геолого-фильтрационной, но и инженерно-технической проблемой, связанной с нарушением целостности системы «пласт цементное кольцо эксплуатационная колонна». Дополнительное осложнение формирует деградация призабойной зоны и внутрискважинного оборудования. Парафиноотложения, асфальтосмолистые компоненты, механические примеси и продукты коррозии ухудшают фильтрационные свойства призабойной зоны, повышают гидравлические сопротивления, нарушают стабильность притока и ухудшают условия работы насосного оборудования. При высокой обводнённости эти процессы протекают интенсивнее: возрастает объём перекачиваемой жидкости, увеличивается скорость коррозии, повышается вероятность отказов оборудования и внеплановых остановок скважин. Экономическое влияние указанных проблем проявляется в росте себестоимости добычи нефти. Чем выше обводнённость, тем больше объём жидкости необходимо поднять на поверхность, транспортировать, подготовить и утилизировать для получения одной тонны нефти. Это увеличивает энергозатраты, нагрузку на систему сбора и подготовки продукции, расходы на реагенты, обслуживание насосного оборудования, ремонт скважин и обращение с попутно добываемой водой. При снижении дебита нефти и росте водной нагрузки удельная экономика скважины ухудшается, а часть фонда может преждевременно переходить в категорию малорентабельного, несмотря на наличие остаточных извлекаемых запасов. Экологический фактор имеет самостоятельное значение. Увеличение объёмов попутно добываемой воды повышает нагрузку на инфраструктуру сбора, подготовки, транспортировки и утилизации, а нарушение герметичности скважинной конструкции увеличивает риск неконтролируемой миграции флюидов между пластами. Для участков, связанных с зоной гидрогеологического контроля Кокжиде, это особенно критично, поскольку технологические нарушения в скважине могут рассматриваться не только как производственная проблема, но и как фактор потенциального воздействия на подземные воды. Таким образом, необходимость создания новой технологии обусловлена совокупностью взаимосвязанных технологических причин: зрелостью и коррозионной осложнённостью фонда, многопластовой гидродинамической неоднородностью, преждевременным поступлением воды по высокопроницаемым и трещиноватым зонам, недововлечением нефтенасыщенных интервалов, снижением дебита нефти, ростом водной нагрузки, увеличением себестоимости добычи, сокращением межремонтного периода и повышенными экологическими требованиями. Требуется решение, которое позволит повысить управляемость работы скважины и продуктивного разреза, снизить долю воды в добываемой продукции, восстановить экономическую эффективность существующего фонда и обеспечить более устойчивую эксплуатацию без капиталоёмкого расширения буровой программы. Почему задача не решается традиционными методами Задача повышения эффективности эксплуатации добывающего фонда Алибекмолы и Кожасая не решается традиционными методами, поскольку проблема имеет не локальный, а комплексный системный характер. В скважинах одновременно проявляются несколько взаимосвязанных факторов: многопластовое строение продуктивного разреза, резкая гидродинамическая неоднородность карбонатных коллекторов, преждевременное поступление воды по высокопроницаемым и трещиноватым зонам, недововлечение нефтенасыщенных низкопроницаемых интервалов, коррозионное старение эксплуатационных колонн, нарушение цементного кольца, наличие H₂S, CO₂, высокоминерализованных вод, парафиноотложений и механических примесей. В таких условиях обводнение скважины является не единичным дефектом, который можно устранить простой изоляцией, а результатом совокупной деградации системы «пласт призабойная зона крепь скважины внутрискважинное оборудование». Эти особенности прямо отражены в исходной технологической потребности по фонду КОА. Классические подходы к устранению водопритока, как правило, ориентированы на решение одной частной задачи: перекрыть выявленный водопроводящий интервал, снизить приёмистость высокопроницаемой зоны, восстановить локальную герметичность колонны либо создать барьер в зоне поступления воды. Однако для фонда Алибекмолы и Кожасая этого недостаточно. Основная технологическая сложность заключается в том, что вода может поступать одновременно по нескольким механизмам: через трещиноватые и высокопроницаемые участки коллектора, по заколонным каналам, через нарушения цементного камня, через коррозионные дефекты колонны или за счёт межпластовых перетоков. При этом нефтенасыщенные интервалы могут сохранять потенциал добычи, но не участвовать полноценно в работе скважины из-за доминирования водопроводящих зон. Тампонажные и цементные решения способны создать локальный изоляционный барьер, но их эффективность существенно снижается в трещиноватой карбонатной среде. Состав преимущественно уходит по наиболее проводящим каналам, то есть по тем направлениям, где гидравлическое сопротивление минимально, и не всегда перекрывает всю фактическую систему поступления воды. Кроме того, при наличии H₂S, CO₂ и высокоминерализованных вод долговечность цементного камня и его сцепление с колонной и породой ухудшаются. В результате первоначальный эффект может быть достигнут, но его устойчивость во времени остаётся ограниченной, а скважина через короткий период возвращается к росту обводнённости. Химические потокоотклоняющие и гелеобразующие системы также не обеспечивают достаточной универсальности для рассматриваемых условий. Они могут снижать подвижность воды в отдельных высокопроницаемых направлениях, но не восстанавливают техническую целостность эксплуатационной колонны, не устраняют коррозионные дефекты металла и не гарантируют долговременное перекрытие заколонных каналов. В трещиноватых карбонатах такие составы подвержены неравномерному размещению, вымыванию, потере структурной прочности и снижению эффективности под воздействием минерализованных вод, температуры, газа и агрессивных компонентов флюида. Поэтому они могут давать краткосрочный эффект по снижению водопритока, но не решают задачу устойчивой нормализации работы скважины. Механические изоляционные решения частично устраняют проблему герметичности, но часто создают новые эксплуатационные ограничения. Они могут уменьшать проходное сечение колонны, осложнять последующий спуск и работу насосного оборудования, ограничивать доступ к нижележащим интервалам, снижать ремонтопригодность скважины и усложнять повторную диагностику. Для зрелого фонда это критично, поскольку скважина после вмешательства должна не только временно снизить обводнённость, но и оставаться пригодной для дальнейшей эксплуатации, контроля, ремонта и адаптации режима работы. Экономическая проблема традиционных методов заключается в том, что стоимость следует оценивать не по цене одной операции, а по полной стоимости жизненного цикла повторных ремонтов. Если эффект сохраняется непродолжительное время, предприятие несёт затраты на повторный вызов бригады КРС, глушение и освоение скважины, материалы, спецтехнику, простои, потери добычи нефти, дополнительный подъём и подготовку воды, а также на восстановление работоспособности насосного оборудования. При высокой обводнённости скважина продолжает перекачивать большие объёмы жидкости при низкой нефтяной отдаче, что увеличивает энергозатраты и себестоимость каждой тонны добытой нефти. В итоге формально более дешёвые стандартные операции становятся дорогими из-за повторяемости, нестабильности эффекта и неполного восстановления нефтяной продуктивности. Отдельно следует учитывать, что традиционные методы часто направлены на снижение водопритока как такового, но не обеспечивают полноценного восстановления рациональной работы многопластового разреза. Простое перекрытие водопроявляющей зоны не всегда приводит к росту добычи нефти, если после вмешательства не обеспечивается вовлечение нефтенасыщенных интервалов, сохраняется неравномерность притока или ухудшается гидравлическая связь скважины с продуктивными участками. Поэтому результат может выражаться только в снижении дебита жидкости, но не в достаточном приросте нефти, что не решает главную производственную задачу. Таким образом, традиционные методы не обеспечивают требуемого результата, потому что они решают отдельные проявления проблемы, но не охватывают её полную технологическую природу: многопластовую неоднородность, трещиноватость карбонатного коллектора, коррозионное повреждение колонн, деградацию цементного кольца, нестабильность водоизоляционного эффекта, необходимость сохранения ремонтопригодности и повышенные экологические требования. Их применение связано с высокими совокупными затратами, повторными ремонтами, простоями, потерей добычи и недостаточным приростом нефти. Поэтому для фонда Алибекмолы и Кожасая требуется разработка новой технологии, способной не просто временно ограничивать водоприток, а обеспечивать долговременное, контролируемое и экономически оправданное восстановление эффективной работы скважины в сложных многопластовых и коррозионно-осложнённых условиях. Требования к разрабатываемому технологическому решению в рамках НИОКР Разрабатываемое технологическое решение должно обеспечивать устойчивое повышение экономической эффективности эксплуатации добывающих скважин месторождений Алибекмола и Кожасай за счёт управляемого снижения водной нагрузки, увеличения добычи нефти и продления межремонтного периода в условиях зрелого многопластового, коррозионно-осложнённого фонда. Технология должна быть применима для скважин с высокой обводнённостью, наличием H₂S, CO₂, высокоминерализованных вод, парафиноотложений и механических примесей, а также соответствовать повышенным требованиям экологической безопасности в зоне Кокжиде. К разрабатываемой технологии предъявляются следующие требования: 1. Технология должна обеспечивать адресное ограничение вклада водопроявляющих, высокопроницаемых или техногенно нарушенных интервалов при сохранении и усилении работы нефтенасыщенных участков продуктивного разреза. 2. Эффект технологии должен выражаться не только в снижении общего притока жидкости, а в улучшении структуры добычи: уменьшении доли воды в продукции и увеличении фактического дебита нефти по скважине. 3. Решение должно обеспечивать устойчивое сохранение достигнутого эффекта не менее 24 месяцев непрерывной эксплуатации, с целевым ориентиром 18 месяцев и более. 4. Технология должна снижать удельную себестоимость добычи нефти за счёт сокращения объёма попутно добываемой воды, уменьшения затрат на её подъём, подготовку, транспортировку и утилизацию, снижения энергопотребления и сокращения повторных ремонтных операций. 5. Решение должно быть применимо в эксплуатационных колоннах 177,8 мм на глубинах до 3600 м, сохранять достаточное проходное сечение и не ограничивать дальнейшую эксплуатацию скважины с применением УЭЦН, ШГН, винтовых насосов, НКТ и типовых внутрискважинных компоновок. 6. Конструкция и материалы технологии должны сохранять работоспособность в присутствии H₂S, CO₂, высокоминерализованных вод, АСПО, механических примесей, коррозионного износа колонны и переменных термобарических нагрузок. 7. Экологическая безопасность Решение должно исключать неконтролируемую миграцию флюидов между пластами, снижение герметичности скважинной конструкции и формирование вторичных аварийных объектов, особенно для скважин в зоне гидрогеологического контроля Кокжиде. Целевые показатели технологии Показатель Целевое значение Снижение обводнённости продукции не менее 15% от текущего уровня Рост добычи нефти по скважине более 9% к базовому уровню Снижение объёма попутно добываемой воды не менее 15–25% Снижение удельной себестоимости добычи нефти не менее 10% Срок окупаемости внедрения не более 6 месяцев Гарантированный срок устойчивого эффекта не менее 24 месяцев Целевой срок устойчивого эффекта 224 месяцев и более Рост межремонтного периода не менее чем в 1,5 раза Итоговым критерием успешности НИОКР должно являться одновременное достижение технологического и экономического результата: снижение обводнённости, прирост нефти, уменьшение себестоимости, рост межремонтного периода и сохранение экологической безопасности. Простое снижение дебита жидкости без прироста добычи нефти и без экономического эффекта не должно рассматриваться как успешный результат разработки.