В Татарстане испытали «жидкий» пакер для месторождений сверхвязкой нефти

Он защищает от прорывов пара и изолирует водонасыщенные интервалы.

Учёные бугульминского института «ТатНИПИнефть» совместно со специалистами «Татнефти» разработали «жидкий» пакер. Новая технология позволила сохранить уровень добычи и получить дополнительную нефть, сообщают «Нефтяные вести» (Елена ФИЛАТОВА). Она позволила блокировать водонасыщенные интервалы и ликвидировать прорывы пара на трёх добывающих горизонтальных скважинах на залежах сверхвязкой нефти (СВН).

«Нередко добывающие скважины пересекают водонасыщенные интервалы, — рассказал специалист отдела увеличения нефтеотдачи пластов «ТатНИПИнефти» Владислав БЕЛОВ. — В этом случае может происходить увеличение обводненности продукции скважин, снижение дебитов по нефти, увеличение паронефтяного отношения. Это значительно снижает эффективность разработки залежи СВН».

Исследователи решали проблему преждевременного прорыва пара к добывающей скважине в интервале точки подачи пара в нагнетательной скважине. Это ведет к росту температуры, сбоям насосного оборудования, снижению объемов отбираемой жидкости, вплоть до полной остановки добычи.

Эмульсионный состав пакера отсекает нефтенасыщенную зону пласта и позволяет устанавливать термогелевую композицию в заданном интервале в «пятке» или середине ствола скважины. При этом созданная эмульсия адаптирована к пластовым условиям. Она обладает хорошими адгезионными свойствами, повышенными вязкоупругими характеристиками, тампонирующей способностью при малых объемах закачки, а также регулируемым временем разрушения. Все компоненты для эмульсии производятся в России, а сам эмульгатор — на дочернем предприятии «Татнефти».

«Были отработаны три варианта с применением «жидкого» пакера, в том числе и с применением технических средств, — пояснил Белов. — Первый вариант был реализован без установки разбуриваемого пакера при водопаропроявляющем интервале в середине горизонтального ствола скважины».

Второй вариант был выполнен с применением проходного пакера — при водопаропроявляющем интервале в «пятке» скважины, а третий вариант — с использованием упорной разбуриваемой пакер-пробки (РПП). Испытания прошли успешно, технологии признаны эффективными.

«Поставленная задача выполнена, о чем свидетельствует стабилизация и дальнейшее снижение температуры на снятой термограмме обрабатываемых скважин, — подчеркнула завлабораторией повышения нефтеотдачи заводненных пластов «ТатНИПИнефти» Наталья КНЯЗЕВА. — Более того, дальнейшая эксплуатация скважин позволила перераспределить зону прогрева с «пятки» в зону «носка» скважин и включить в процесс разработки ранее не прогретые участки». Это дало возможность нарастить добычу природного битума.

В прошлом году Информагентство «Девон» сообщало , что в «ТатНИПИнефти» разработали гипсово-соляной состав для изоляции водопритока в скважину. Он на треть увеличивает рентабельность разработки обводненных залежей. Кроме того, ученые Бугульминские ученые модифицировали  метод термохимического воздействия на пласт, снизив потери тепла при добыче высоковязкой нефти.