Специалисты «Оренбургнефти» применили новую технологию по повышению эффективности добычи высоковязкой нефти Баклановского месторождения. Это позволило в два раза снизить количество ремонтов (с 28 до 14) и в два раза увеличить продолжительность межремонтного периода работы насосного оборудования. Экономический эффект от применения технологии превысил 11 млн рублей.
Фонд Баклановского месторождения состоит из 25 скважин. Практически по всему фонду была проведена интенсификация добычи методом гидроразрыва пласта. Поэтому большая часть скважин имеют большой комплекс осложнений для погружного насосного оборудования – механические примеси и высоковязкую пластовую жидкость. Благодаря строгому соблюдению принятой технологии были улучшены показатели работы скважин месторождения.
Новый комплексный подход работы включил как обязательную операцию нормализацию забоя при капитальном ремонте скважин (КРС). Также для увеличения эффективности работы фильтра крепление капиллярной трубки для подачи химреагента производится теперь на 1,5-2 метра ниже приема насоса, что позволило предотвращать образование высоковязкой эмульсии в пластовой жидкости до этапа фильтрации. Обратный клапан устанавливается на 500 метров выше насоса, что при остановках УЭЦН позволяет дополнительно промыть фильтр за счет слива жидкости и повысить его эффективность.
Поиск новых методов и технологий добычи нефти на Баклановском месторождении продолжаются. Так здесь планируется проведение опытно-промышленных испытаний принципиально нового типа оборудования - героторного насоса. Тесно ведутся работы с научными институтами по лабораторным исследованиям пластовой жидкости и всех осложнений на данном месторождении. Результаты проведенных работ лягут в основу дальнейших инновационных подходов и дополнительных технологических мероприятий.