Ученые Уфимского государственного нефтяного технического университета (УГНТУ) представили несколько новых систем разработки залежей высоковязкой нефти. Они значительно повышают рентабельность добычи и нефтеотдачу из месторождений с трудноизвлекаемыми запасами углеводородов, сообщает агентство «РИА Новости».

Российские запасы высоковязкой и битуминозной нефти расположены преимущественно в Поволжье и Урале. Разработка таких месторождений осуществляется различными тепловыми методами, в том числе и с применением метода парогравитационного дренажа – SAGD (Steam Assisted Gravity Drainage).

Для увеличения нефтеотдачи как из новых месторождений с трудноизвлекаемыми запасами, так и из месторождений на поздних стадиях разработки с высокой степенью обводненности добываемой продукции в УГНТУ создан Центр превосходства по трудноизвлекаемым запасам нефти и газа (ТРИЗ).

"Специалистами центра предложено несколько систем разработки залежей высоковязкой нефти на основе использования многофункциональных скважин с пространственно-ориентированным расположением нагнетательного и добывающего стволов при применении метода парогравитационного дренажа", – сказал заведующий кафедрой "Разработка газовых и нефтегазоконденсатных месторождений" УГНТУ Александр Пономарев.

Данные технологии могут начать внедрять и в «Роснефти».

Эффективность технологии продемонстрирована на трехмерной компьютерной модели месторождения, близкого по свойствам Ашальчинскому месторождению сверхвязкой нефти, – добавил Пономарев.

Ашальчинское месторождение СВН (природного битума) в Альметьевском районе Татарстана было открыто в 1960 году. Опытно-промышленная разработка начата компанией "Татнефть" в 2006 году. Месторождение является базой для отработки новых для России технологий и техники, основанных на методе парогравитационного дренажа и бурении горизонтальных скважин.