Сотрудники института «ТатНИПИнефть» и совместного предприятия «Татнефть-Добыча» создают новейшую технологию, призванную усовершенствовать извлечение высоковязкой нефти. Соответствующая информация была опубликована в издании «Нефтяные вести».
Фото сгенерировано ИИ
Екатерина Королёва
Проблемы существующего метода
В настоящее время для разработки таких запасов используется метод циклического нагнетания теплоносителей. Данный подход предполагает бурение горизонтальной скважины в терригенном коллекторном пласте с дальнейшим циклом закачки пара и термокапиллярной пропитки. После этого следуют этапы отбора жидкости и нефти.
Тем не менее, на практике эффективность циклической закачки теплоносителей признана неудовлетворительной. Основными причинами являются сложная геологическая структура пласта, невысокие начальные извлекаемые запасы, значительные теплопотери в кровлю, а также быстрое падение пластового давления на стадии отбора жидкости.
Инновационное решение
Все опробованные ранее способы усовершенствования технологии циклического теплового воздействия на пласт показали свою экономическую нецелесообразность. Для повышения результативности эксперты «Татнефти» предложили инновационное решение. Ими было решено использовать композиции растворителей в рамках пароциклической эксплуатации одиночных горизонтальных скважин.
Специальный растворитель вводится в закачиваемую оторочку пара. Это способствует:
- Уменьшению вязкости нефти непосредственно в пласте;
- Росту коэффициента вытеснения;
- Усиливает гравитационный эффект при продвижении нефти к забою скважины;
- Довытеснению остаточной нефти благодаря химическому воздействию реагентов, входящих в состав композиции.
Первые результаты лабораторных испытаний
Лабораторные эксперименты уже принесли первые положительные результаты. В частности, было установлено влияние разных растворителей на динамическую вязкость нефти Шегурчинского месторождения. Наибольший эффект зафиксирован при смешивании комплексного растворителя со сверхвязкой нефтью в пропорции 10%. Вязкость снижается десятикратно даже при температуре 20 градусов Цельсия.
Первоначальный технологический регламент включал такую циклическую схему: нагнетание пара в скважину, закачка состава растворителя, остановка для термокапиллярной пропитки, затем добыча. Цикл возобновлялся при падении температуры добываемой жидкости.
Эволюция технологии: добавление газовой оторочки
Однако специалисты компании продолжили поиски. Проанализировав мировой и отечественный опыт применения неконденсируемых газов, они начали закачивать газовую оторочку совместно с паром и растворителем. Инжектируемый газ уменьшает теплопотери на этапе закачки пара и способствует росту пластового давления. Это продлевает продолжительность добычного цикла и даёт возможность извлечь дополнительный объём нефти, ранее остававшийся в недрах.
Ход промышленных испытаний
«В феврале стартовали испытания новой комплексной технологии нагнетания растворителя в сочетании с неконденсируемым газом и паром для повышения нефтеотдачи терригенных коллекторов с вязкой нефтью», сообщил заместитель начальника управления разработки месторождений департамента разработки СП «Татнефть-Добыча» Марат АМЕРХАНОВ.
Завершение цикла закачки термохимических агентов намечено на июль 2026 года. Окончательные выводы об эффективности технологии будут сделаны после перевода скважины в режим добычи и окончания цикла отбора.
Оценка эффективности и ожидаемые результаты
Успешная реализация данной разработки позволит увеличить коэффициент извлечения нефти (КИН), повысить эффективность циклического теплового воздействия и нарастить объёмы добычи на месторождениях «Татнефти».
Ранее журнал «Химагрегаты» рассказывал о методах повышения коэффициента извлечения нефти.