Разочаруем обывателя: нефть не лежит внизу, как озеро. Там, под земными толщами, есть горные породы, насыщенные разными составляющими. Водой или углеводородами, например, битумом. Последний — по сути, та же нефть, только более вязкой консистенции, чем и осложнена его добыча.

«Традиционную нефть извлекают с помощью насосов, установленных на станках-качалках или цепных приводах — наземном оборудовании скважин, — поясняет главный инженер проектов по нефтепромысловому обустройству ТатНИПИнефть (научное подразделение ОАО „Татнефть“) Владимир Сякаев. — Она начинает притекать в скважину сама даже во время бурения. С битумной нефтью сложнее: ее нужно разогреть и таким образом снизить вязкость. А горячую жидкость извлечь уже проще».

Классический график, знакомый следящим за развитием технологий «Татнефти»: две несимметричные дуги, расположенные одна под другой, пронзают пласт на относительно небольшой глубине. Длина ствола может достигать 700 метров. Это так называемые горизонтальные скважины — две параллельные трубы. Верхняя — паронагнетательная, нижняя — добывающая. Функции первой — принимать пар и разогревать пласт. За счет гравитации битум начинает просачиваться вниз и «протекать» в нижнюю перфорированную трубу, из которой жидкость откачивается насосом.

Без теплового воздействия на пласт добыча битумов в принципе невозможна. А если учесть, что высоковязкую нефть мало добыть — ее и транспортировать нужно в том же жидком состоянии, то пар действительно становится бесценным. «Бестелесный» работник, он закачивается в скважину, а также обогревает трубу продуктопровода пароспутником — наружной трубой, в которой поддерживается все та же высокая температура.

«На Ашальчах изначально находилась действующая котельная, обслуживающая близнаходящуюся установку по подготовке нефти», — проводит небольшой экскурс в «паровую» историю месторождения Владимир Сякаев. — Ее мощности стали первыми, которые нефтяники использовали при обустройстве скважин. Затем к ней прибавились два небольших российских парогенератора. Маломощные, они бы не смогли поддержать систему без котельной"…

И это при двух пробуренных парах скважин. Когда появилась третья, стало ясно: в нее пар будет попадать лишь по остаточному принципу, а значит, об объемах добычи речи вести не приходилось. Тогда компания и задумалась о приобретении еще одного, более мощного паропроизводящего узла (парогенератора). «Правильно назвать его блочно-модульной котельной (БМК)», — поправляет Владимир Сякаев.

Выбор пал на БМК канадской фирмы «Амелин». Это три технологических блока размером 7,2 на 14,3 м каждый, четыре компактных, но мощных котла, сложная система коллекторов, насосов, системы контроля, есть и встроенная деаэраторная установка, производящая двухступенчатую водоподготовку. Производительность каждого из четырех парогенераторов — 5,5 тонны в час, общее давление установки — 22 атмосферы. «Амелин» работает как на природном газе, так и на дизтопливе, резервуар для которого запроектирован рядом с установкой: деятельность не должна прекращаться ни на минуту! Необходимые технологические параметры выводятся на компьютер оператора котельной и дистанционно контролируются обслуживающим персоналом.

Почему специалисты «Татнефти» остановили свой выбор именно на этом оборудовании? Во-первых, несмотря на российские корни технологии теплового извлечения битумов, всестороннее развитие это направление в нефтяном деле получило именно в Канаде. Так что закупленные парогенераторы, соединенные под крышей одной котельной, соответствуют нужным технологическим параметрам и уровню регулирования. Во-вторых, обвязка, коммуникационное наполнение и оборудование уже с завода готово к использованию сразу по монтажу с минимальными работами по дооборудованию и пуско-наладке.

Месяц назад начался монтаж установки, курирует который структурное подразделение ОАО «Татнефть» — НГДУ «Нурлатнефть». Нефтегазодобывающему управлению выпала честь стать заказчиком по строительству в целом объектов ашальчинского проекта, потому что месторождение находится на территории предприятия. «Технологически монтаж длится порядка полутора месяцев. Мы ориентируемся завершить его к середине сентября», — сообщил Владимир Сякаев.

Новая котельная начнет работать и на третью пару скважин, выведя их на оптимальный технологический режим. «Новая котельная не сразу будет работать на полную мощность, сейчас пока скв
ажина столько пара и не примет», — уточняет специалист института. По его словам, вся мощность парогенератора будет задействована при максимальной добыче. «К тому же это не последняя пара скважин здесь», — говорит Владимир Сякаев.

Рано или поздно и «Амелин» перестанет справляться с возрастающими потребностями, так что парогенераторную сеть придется нарастить, уверены специалисты. «Сейчас с учетом перспективы компания рассматривает варианты привлечения к изготовлению подобных парогенераторов местных производителей», — поделился планами битуморазработчиков Владимир Сякаев. — Со временем увеличение мощности потребует не одну и не две таких установки. Так что мы обсуждаем возможные формы сотрудничества с российскими заводами".

Напомним, по словам директора ТатНИПИнефть Равиля Ибатуллина, промышленная разработка Ашальчинского месторождения начнется в 2009 году. Этому активно способствует приобретение компанией наклонного бурового станка, заказ специального оборудования для ремонта горизонтальных скважин, а также установка новых парогенераторов.