Новую технологию для освоения месторождений сверхвязкой нефти разработали учёные института ТатНИПИнефть  (Бугульма) совместно со специалистами Управления по добыче сверхвязкой нефти (УДСВН) компании «Татнефть». Они смогли создать в уплотненных и заглинизированных коллекторах термогидродинамические связи между скважинами, необходимые для запуска процесса парогравитационного дренирования и образования «паровой камеры» (метод SAGD– прим. ИА Девон). Об этом сообщают «Нефтяные вести» (Елена Филатова).

К работе над данной технологией группа учёных приступила по заданию руководства УДСВН в конце 2016 года. Сложности, возникшие при добыче сверхвязкой нефти на новых поднятиях, были вызваны рядом факторов. Одним из таковых оказалось наличие уплотненных и заглинизированных коллекторов, вследствие чего стала невозможной закачка пара для запуска парогравитационного дренирования.

Одним из эффективных способов, который может помочь в решении проблемы увеличения проницаемости коллектора и увеличения приёмистости паронагнетательных скважин, является обработка кислотными составами.

«В нашей лаборатории были подобраны оптимальные кислотные составы, которые воздействуют как по толщине, так и по простиранию. Был рассчитан необходимый объем закачки», сказала заведующая лабораторией повышения нефтеотдачи заводнённых пластов ТатНИПИнефти Наталья Князева.

Учёные распределили одинаковое по весуколичество породы в специальную тару, которая была опущена в первый кислотный составна разные промежутки времени — 10 и 30, 90 и 300 минут. После этого тара с породой была извлечена из кислоты и взвешена.Гравиметрический метод позволил определить растворяющие способности кислотного состава, время, требующееся для обработки отобранной породы, и т.д.

«Подобным образом было испытано 12 кислотных составов. Некоторые из них производятся «Татнефтью, — рассказала она — мы обращали на них особое внимание, так как применение этих составов для создания термогидродинамической связи между скважинами, необходимой для запуска процесса парогравитационного дренирования и образования «паровой камеры», удешевило бы стоимость добычи нефти».

Объём закачки и концентрация кислотного состава напрямую зависят от глинистой и карбонатной составляющих обрабатываемого коллектора. Кислоты должно хватить на эффективное воздействие на межскважинное пространство. В то же время её не должно быть слишком много, так как нельзя создавать прямые каналы между параллельными горизонтальными (нагнетательными и добывающими) скважинами. Такжекислота не должна повреждать насосно-компрессорные трубы (НКТ) и фильтрскважины. Все эти условия учитывались учёнымипри обработке верхней паронагнетательной скважины.

Технология уже успешно апробирована на месторождениях НГДУ «Нурлатнефть» и «Ямашнефть» ПАО «Татнефть».

Скважины «Нурлатнефти» находятся в отложениях песчаной пачки шешминского горизонта уфимского яруса пермской системы Ашальчинского и Лангуевского месторождений. Скважины «Ямашнефти» пробурены в отложениях шешминского горизонта Черемшанского и Кармалинского месторождений.

Выявленные глинистые прослои и участки с низкой проницаемостью в пласте препятствовали установлению термогидродинамической связи между скважинами, что приводило к замедлению процесса парогравитационного дренирования, в ходе которого формируется паровая камера. Для создания термогидродинамической связи между горизонтальными нагнетательными и добывающими скважинами совместно со специалистами УДСВН были определены интервалы для обработки, подобраны кислотные составы, проведены работы на скважинах, в результате которых была установлена термогидродинамическая связь между скважинами. Это позволило запустить процесс парогравитационного дренирования.

«Предлагаемая технология повышает эффективность добычи СВН за счет обрабатывания пласта тепловым воздействием, а также за счёт сокращения сроков прогрева обрабатываемого пласта с созданием паровой камеры — заключил начальник отдела разработки месторождений и планирования ГТМ УДСВН Фаниль Ахметзянов.

Это позволяет снизить энергетические затраты на реализацию способа и увеличить коэффициент нефтеизвлечения (КИН) залежи сверхвязкой нефти. В ряде случаев это единственный метод реанимации скважин в осложненных геологических условиях, добавил он.