Нефтяники оптимизировали закачку пара на битумных скважинах в Татарстане

В «Татнефти» нашли новый способ выявления распределения температур в скважинах на сверхвязкую нефть (СВН). Технология опробована на 23 битумных скважинах, при этом достигнут значительный экономический эффект. «Татнефть» в 2021 году планирует внедрить эту технологию на более чем 200 скважинах, пишут «Нефтяные вести» (Елена ФИЛАТОВА).


Наиболее эффективный вариант регулирования объемов закачки пара и достижения необходимой температуры добывающей скважины был испытан на 14 скважинах НГДУ «Ямашнефть» и на 9 скважинах «Нурлатнефти». Об этом рассказал один из авторов патента, замначальника отдела разработки месторождений СВН УРМ Департамента разработки месторождений СП «Татнефть-Добыча» Фаниль АХМЕТЗЯНОВ. Для определения эффективности распределения пара вдоль ствола скважин и равномерности формирования паровой камеры останавливали добывающую скважину. Выжидали от двух до шести суток и при помощи оптоволоконного кабеля изучали температуру на отдельных участках ствола, выстраивали графики и т. д. При этом в нагнетательную скважину пар подавался в том же объёме, как и во время работы добывающей скважины.

На этом этапе авторы патента под руководством начальника отдела — заместителя начальника УРМ Марата АМЕРХАНОВА увидели возможность экономии расхода закачиваемого пара, затрачиваемых ресурсов, а также потенциал для снижения углеродного следа. «При остановке добывающей скважины мы предложили уменьшить подачу пара, — рассказал он. — Предварительно по специальным формулам рассчитали объём его минимальной закачки».

Когда жидкость в остановленной добывающей скважине переходит в статичный режим, определяются избыточно перегретые и непрогретые зоны. Затем определяется, куда требуется подать пара больше, а куда меньше. После снижения режимов закачки пара на 50% и более исключается избыточное повышение давления.

«Благодаря этому по окончании исследования скважину можно сразу вывести на оптимальный режим работы. Плюс к этому не происходит локального повышения давления в паровой камере, и мы получаем более равномерный охват тепловым воздействием по залежи и увеличение выработки запасов», — продолжил автор патента. В прошлом году Информагентство «Девон» сообщало, что бугульминские ученые снизили потери тепла при добыче высоковязкой нефти. В «ТатНИПИнефти» (входит в группу «Татнефть») модифицировали метод термохимического воздействия на пласт.

Недавно Информ-Девон узнал из сообщения Главгосэкспертизы, что на Ашальчинском месторождении «Татнефти» построят новую котельную. Объект будет находится в Черемшанском районе Татарстана на Больше-Каменском поднятии. Она будет вырабатывать до 150 тонн пара в час. ОН используется для повышения нефтеотдачи по технологии теплового воздействия на пласт, или метода парогравитационного дренирования (Steam-Assisted Gravity Drainage – SAGD).

СЛЕДУЮЩИЙ МАТЕРИАЛ РАЗДЕЛА "Upstream"