Под воздействием пара

В отличие от традиционного ТГДП, при котором паронагнетательная и добывающая скважины бурятся из соседних точек, новый метод предусматривает бурение встречных скважин из противоположных точек.

В соответствии с проектом, в продуктивной части пласта пробурено пять пар скважин с длиной горизонтальной части ствола 1000 м. Расстояние между двумя скважинами составляет 5-10 м, между парами скважин – 70 м.

В верхнюю скважину непрерывно закачивается пар, в результате чего образуется паровая камера, которая постоянно расширяется. На границе этой камеры пар конденсируется и вместе с нагретой нефтью под действием сил гравитации стекает к нижней скважине, из которой добывается нефть.

Нефть Ярегского месторождения является тяжелой, ее вязкость достигает 12 000 мПа с (миллипаскаль секунда). Вязкость, например, воды равна 1 мПа с. Месторождение было открыто в 1932 году. В его состав входят три структуры: Ярегская, Лыаельская и Вежавожская. В промышленной разработке с 1939 года находилась только Ярегская площадь, где с 1972 года применяется термошахтный метод добычи нефти.

Кстати, Президент ОАО «ЛУКОЙЛ» Вагит Алекперов в своей статье, опубликованной недавно в «Российской газете», озвучивал прогноз, что в ближайшее десятилетие разработка новых традиционных запасов нефти даст только 22% от общего прироста мировой добычи, а 78% его будут получены за счет применения высокотехнологичных методов. По мнению В. Алекперова, российским компаниям для развития и приумножения ресурсной базы в будущем «придется идти либо на морской шельф, либо на месторождения с трудноизвлекаемыми, нетрадиционными ресурсами». В обоих случаях это потребует новейших технологических методов и значительных финансовых затрат, отмечал Президент «ЛУКОЙЛа».