Научно-исследовательская деятельность

Основными направлениями исследований кафедры являются:

1. Разработка технологии добычи тяжелых нефтей и природных битумов в условиях криолитозоны

Цели исследования:

- создание рецептуры растворителя для работы в условиях первых минусовых температур горного массива;

- исследование применение ПАВ и других химических продуктов с целью создания условий «скользкой» воды, находящейся в каверно-трещиновато-поровых карбонатных коллекторах;

- экспериментальным путем подбор последовательности операций для достижения эффективности процесса добычи тяжелой нефти и природных битумов в термобарических условиях криолитозоны.

Обоснование НИР

Сибирская платформа, как Северо-Американская,  Южно-Американская и  Русская платформы, характеризуются широким распространением  как выходящих на дневную поверхность, так и неглубоко залегающих   пород,  насыщенных продуктами гипергенного преобразования нефти.  

В пределах склонов Анабарской антеклизы Сибирской платформы битумопроявления  распространены очень широко. Здесь выделяются Котуй-Медвежинское, Рассохинское, Силигир-Мархинское, Восточно-Анабарское, Суханское, Верхнечемедикенское, Куойкско-Далдынское, Хорбусуонско-Кютюнгдинское битумные поля и Оленекское    месторождений битумов. Во всех этих битумных полях и месторождениях битумы представлены вязкими неподвижными разновидностями типа мальт и более глубоко преобразованными нафтидами. Распределение битумов по площади и по разрезу битумных полей сложное и контролируется фильтрационно-емкостными свойствами вмещающих пород.

Из перечисленных выше битумных полей коммерческий интерес на настоящий момент может представлять только Силигир-Мархинское поле,  Оленекское месторождение и в, какой-то степени, Верхнечемедикенское месторождение. 

  Cилигир-Мархинское поле, крупнейшее по масштабам, располагается на юго-восточном склоне Анабарской антеклизы.  Площадь этого поля более 6000 кв. км. Разрез этого битумного поля слагают отложения среднего, верхнего кембрия и нижнего ордовика. В тектоническом отношении это пологая моноклиналь с падением на юго-запад и юго-восток. Наибольшая битумонасыщенность приурочена к мархинской свите верхнего кембрия. Битумонасыщенные пласты распределены неравномерно по разрезу и площади. Толщины битумонасыщенных пластов изменяются в широких пределах от десятков сантиметров до первых метров. В районе трубки Удачная в гидрогеологических скважинах отмечены интервалы обильного битумонасыщения до 50 м.  Содержание битума в битумонасыщенных породах варьирует в пределах 0,39-18,96%. На дневной поверхности битумы представлены преимущественно асфальтами, реже мальтами и асфальтитами.   По данным колонкового бурения  на Мархинском валу, а также по результатам бурения Мархинской опорной скважины на глубинах 140-160 м встречена уже капельно-жидкая нефть с плотностью 0,91-0,92 г/см2. Жидкая нефть была зафиксирована в Мархинской опорной скважине в отложениях старореченской свиты венда (ин-л 1810-1830 м), также в  отложениях рифея ( ин-л 1961-1963 м и 1976-1980 м.  Суммарные запасы битумов Силигир - Мархинского поля на глубину до 100 м оцениваются в 2 млрд. т.

    В целом, южный и юго-восточный склоны Анабарской антеклизы уникальную зону селективного насыщения нефтью карбонатных пород докембрийского и кембрийского возраста. О масштабах насыщения разреза нафтидами можно судить по району кимберлитовой трубки «Удачная». По данным Е.И. Бодунова с соавторами (1986) в гидрогеологических скважинах, пробуренных во вмещающих трубку кембрийских отложениях, нефтебитумопроявления фиксируются с глубин 100-150 м до забоев скважин. По разрезу скважин насыщение неравномерное и наиболее интенсивное наблюдается в интервалах с высокими ФЕС пород. Толщины прослоев обильно насыщенных нефтью достигают 11 м. Этими авторами было подсчитано, что количество нафтидов во вмещающих породах трубки «Удачная» на площади в 1 кв. км. до глубины 1,5 км приблизительно составляет 3,4 млн. т.  

Верхнечемедикенское битумное поле (месторождение) расположено на юго-западном склоне Мунского поднятия. Залежь асфальтов – асфальтитов приурочена к нижнеюрским песчаникам, трансгрессивно залегающих на эрозионной поверхности среднекембрийских известняков. Протяженность оконтуренной залежи 3,2 км, ширина 0,3 км;  средняя толщина битумонасыщенных пластов 1,5 м. Концентрация битума достигает 20%. Прогнозные ресурсы в пределах оконтуренной части составляют 875 млн. т.

   Все битумопроявления Сибирской платформы– это вскрытые современным эрозионным срезом или месторождения нефти, приуроченные к неантиклинальных ловушек (в случае терригенных коллекторов) или зоны фронтального селективного насыщения карбонатных пород с ярко выраженной вторичной пористостью (битумные поля). В первом случае Оленекское и Верхнечемедикенское месторождения природных битумов. Во втором случае масштабы битумопроявлений (битумных полей) определяются, в основном, величиной современного эрозионного среза. При относительно глубоком эрозионном срезе это битумные поля западного, восточного и юго-восточного склонов Анабарской антеклизы, битумные поля  южного склона Оленекского поднятия. Битумопроявления (нефтепроявления) фиксируемые на небольших глубинах, до первых сотен метров (битумные проявления на северном склоне Алданской антеклизы) являются, скорее всего, «головками» зон селективного насыщения карбонатных пород  нефтью.

            Ведущие нефтедобывающие компании мира рассматривают как стратегический резерв тяжелые нефти и битумы. По данным Французского института нефти геологические запасы тяжелых нефтей и битумов всех категорий оцениваются в 4,7 трлн. баррелей в нефтяном эквиваленте. Из них около 1 трлн. являются извлекаемыми, что примерно равно мировым ресурсам обычной нефти. В настоящее время масштабная разработка такого сырья осуществляется в Канаде (провинция Альберта) и в Венесуэле (пояс Ориноко). По данным Международного энергетического агентства, с 2001 по 2030 г.г. только в Северной и Южной Америке инвестиции в добычу тяжелой нефти и битумов составят 140 млрд. долл.   

    Всеми специалистами признается факт ухудшения структуры запасов нефти в России – в последние десятилетия резко возросла доля трудноизвлекаемых запасов (около 56% разведанных запасов). Эту ситуацию можно подкорректировать открытием новых месторождений нефти, однако,  скорее всего, эти резервы могут быть открыты в новых, малоизученных и труднодоступных районах и еще не факт, что эти запасы будут относиться к категории легкоизвлекаемых.  Кроме того, себестоимость добычи нефти в таких районах будет высокой. И, несомненно, не за горами время масштабной разработки  залежей тяжелой нефти и битумных месторождений.  В настоящее время в России  «Татнефть» ведет опытно-промышленную разработку Альшачинского Мордовско-Кармальского битумных месторождений методом парогравитационного дренажа с добавкой растворителей. Конечно, разработка битумных месторождений Сибирской платформы дело, как минимум, даже  среднесрочной перспективы. Но, неизбежно высокие цены на углеводородное сырье в будущем, сделают рентабельными проекты по разработке таких месторождений. Причем, такие проекты могут оказаться более рентабельными чем, например, добыча нефти на шельфах арктических морей восточного сектора РФ (море Лаптевых и Восточно-Сибирское море).   Следовательно, уже сегодня необходимо разрабатывать технологии по разработке месторождений вязкой нефти и битумов в условиях криолитозоны.

            Ожидаемые результаты:

1.   Совершенствование технологии гравитационного дренажа (VAPEX метод) применительно к термобарическим условиям криолитозоны.

2.  Разработка рекомендаций по оптимизации процесса добычи тяжелых нефтей в условиях криолитозоны и расположению скважин на объекте на основе анализа динамики изменения интенсивности системы теплового воздействия на пласт во времени.

Совместная работа (Кафедра нефтегазового дела СВФУ, Научно-исследовательская кафедра "Вычислительные технологии" СВФУ, Институт проблем нефти и газа СО РАН)

2. Разработка методических подходов и технологий для оценки напряженно-деформированного состояния трубопровода, проложенного в многолетнемерзлых грунтах, и допустимых режимов эксплуатации с учётом криогенных процессов.

Обоснование НИР

Подземные трубопроводы, прокладываемые в сложных инженерно-геологических условиях криолитозоны, подвержены значительным пространственным перемещениям и находятся в сложном силовом взаимодействии с окружающими грунтами.

 Воздействие со стороны грунта осуществляется силовым, тепловым, влажностным, химическим, коррозионным, биологическим и другими способами. Трубопровод влияет на окружающий грунт как через постоянные нагрузки, так и временные длительные, обусловленные изменением температуры и давления транспортируемого продукта по длине трассы.

Оценка напряженно-деформированного состояния трубопровода, проложенного в криолитозоне, связана с закономерностями его взаимодействия с грунтом. Одним из главных условий объективного расчетного анализа напряженно-деформированного состояния и оценки прочности является корректное отражение взаимодействия подземных участков трубопроводов с окружающим их грунтом.

Цель исследования:

Исследование подходов и технологий для комплексной оценки взаимовлияния трубопровода и окружающей среды, включая ореолы оттаивания, обводнение, просадку многолетнемерзлых пород, оценки напряженно-деформированного состояния трубопровода с учетом изменения его пространственного положения при криогенных процессах и допустимых режимов эксплуатации с учётом процессов, происходящих в окружающих грунтах

Ожидаемые результаты:

Разработка рекомендаций по повышению безопасности трубопроводов, проложенных в многолетнемерзлых грунтах.

Совместная работа (Кафедра нефтегазового дела СВФУ, Институт физико-технических проблем Севера СО РАН, Институт проблем нефти и газа СО РАН )

3. Теплофизическое обоснование циклической закачки воды для поддержания пластового давления (ППД) при разработке Чаяндинского НГКМ.

Обоснование НИР 

При разработке нефтяной оторочки необходимо учитывать возрастание газового фактора, обусловленного подтягиванием к забоям скважин конусов или языков газа из газовой шапки. За счет дроссельного эффекта расширяющегося газа снижаются забойные температуры (вплоть до первых отрицательных значений).

Также нужно учитывать температурный фактор при разработке месторождений с ППД методом заводнения в климатических условиях Республики Саха (Якутия). Так в осложненных многолетнемерзлыми породами разрезах температуры на забое и без того низкие, а при закачивании воды в зимний период без дополнительной подготовки (подогрева) значительно повышаются  риски резкого падения дебитов нефти. При этом подогрев воды повышает себестоимость добычи.

Цель исследования:

Исследование неизотермических эффектов и тепломассообменных процессов с фазовыми переходами в прикладных задачах добычи углеводородов в условиях Чаяндинского НГКМ.

Определение оптимальных режимов добычи, соответствующие минимуму тепловых потерь в отсутствие гидратного слоя за счет дросселирования и теплообмена с окружающими горными породами, в том числе и с многолетнемерзлыми.

Ожидаемые результаты:

Разработка рекомендаций по разработке Чаяндинского НГКМ.

Совместная работа (Кафедра нефтегазового дела СВФУ, Институт проблем нефти и газа СО РАН)

 Отчет о научной деятельности кафедры нефтегазового дела на 2016 год: ссылка