На месторождениях сверхвязкой нефти (СВН или природный битум) компании «Татнефть» испытывается уникальный для РФ метод закачки пара с возможностью изменения места подачи в горизонтальном стволе скважины. Испытание новой разработки бугульминского института «ТатНИПИнефть» началось год назад. Об этом сообщают «Нефтяные вести» (Елена ФИЛАТОВА).

На месторождении возникала необходимость передвижения точки закачки пара в паронагнетательных скважинах с большой длиной горизонтального ствола, эксплуатируемых по технологии парогравитационного дренажа  (SAGD).

«По результатам термометрии выявлялось, что некоторые скважины прогревались неравномерно. Длина горизонтального ствола таких скважин превышала 700 метров», — рассказал заместитель начальника отдела — руководитель сектора организации добычи СВН управления по добыче СВН Эльдар Баймурзин.

В итоге была спроектирована установка, состоящая из двух частей. В состав подземной части вошли концентричные колонны насосно-компрессорных труб (НКТ). Они спускаются в «пятку» и «носок» горизонтальной части ствола скважины. Также есть узел открывания и закрывания канала выхода пара, устанавливаемый в середине ствола.

Наземную часть составляет устройство управления узлом открывания и закрывания каналов выхода пара. Оно срабатывает от давления закачки азота по импульсной трубке. Это наиболее простой и безопасный способ управления высокотемпературными скважинами, отметил руководитель разработки, начальник отдела эксплуатации и ремонта скважин «ТатНИПИнефти» Камиль Гарифов.

«К новой установке выдвигалось сразу несколько требований. Установка должна обеспечивать закачку пара не менее чем в трех точках с возможностью регулировки закачки либо в середину ствола, либо на «носок» скважины», — пояснил он.

Наземная часть установки также должна оставлять возможность проведения ремонтов с частичным демонтажем. Все части оборудования взаимозаменяемы. Кроме того, установка не причиняет вред экологии.

Установка, которой оборудована одна из паронагнетательных скважин Нижне-Кармальского поднятия, обслуживается одним оператором нефтегазодобывающего управления (НГДУ) «Ямашнефть». В случае, если скважина остывает, оператор вручную переключает необходимую точку подачи пара.

«Это происходит примерно раз в квартал. Применение новой технологии существенно сократило затраты. Ранее для проведения этой операции примерно четыре раза в год приходилось вызывать бригаду подземного ремонта скважин», добавил Баймурзин.

Бригада монтирует подъёмник и разворачивает остальное оборудование около 40 часов. Это слишком затратно по сравнению с новой технологией, отмечают в «Татнефти».

«Татнефть» в 2018 году добыла  почти 2 млн тонн природного битума – столько же, сколько суммарно за 2006-2016 годы, сообщал ИА Девон. К 2021 году компания планирует довести добычу этого вида нефти до 3 млн 200 тыс. тонн в год.