Новая система разработки Ярегского месторождения осуществляется по "Способу вторичной разработки месторождения высоковязкой нефти".
Способ предусматривает обеспечение высокого охвата тепловым воздействием и нефтеотдачи пласта за счёт вторичной разработки пласта с использованием ранее пробуренных при шахтной разработке на естественном режиме подземных скважин для прогрева пласта и отбора из него нефти.
Сущность нового способа разработки заключается в том, что с поверхности бурятся скважины, забои которых располагаются в районе забоев подземных скважин, ранее пробуренных из подземной галереи. Кроме того, с поверхности бурят скважину в центр разрабатываемого блока (в подземную галерею), которую оборудуют термодатчиком для контроля температуры, затем осуществляют закачку пара в скважины с поверхности, которую ведут до начала резкого повышения температуры в галерее, после чего закачку пара прекращают и ведут отбор нефти из указанных скважин до тех пор, пока дебит скважин по нефти не достигнет минимального рентабельного уровня: в дальнейшем циклы закачки пара и отбора нефти повторяют, а при повышении температуры в галерее до 90 С осуществляют закачку через контрольную скважину, одновременно отбирая нефть остальными скважинами с поверхности до максимально допустимой обводнённости.
Рис. 1 - Уклоно-скважинная система
На рисунке 1 дана схема разработки шахтным способом участка (блока) 1 продуктивного пласта III Ярегского месторорождения на естественном режиме истощения подземными пологонисходящими скважинами 3, называемую уклонно-скважинной системой. Из подземной галереи 4, расположенной в верхней части продуктивного пласта 2, были пробурены. несколько ярусов пологонисходящих скважин 3 длиной до 250 м.
Через скважины 3 под давлением растворённого газа в галерею 4 вытеснялась нефть, которая собиралась в ёмкости галереи и насосами откачивалась в подземные нефтесборники, а затем на поверхность. При такой технологии конечная нефтеотдача пласта составляла менее 6 %, что обусловлено высокой вязкостью нефти. Как показала практика, наиболее эффективным способом, позволяющим в несколько раз повысить нефтеотдачу, является снижение вязкости нефти за счёт применения теплового воздействия на пласт. Однако применение известной термошахтной технологии неэффективно, так как требует больших затрат на восстановление и проходку горных выработок.
Рис. 2 - Первично отработанный блок под закачкой пара
Новая система предусматривает вторичную разработку с поверхности площадей месторождения, ранее отработанных шахтным способом по уклонно-скважинной системе. Для этого на первоначально отработанный блок 1 (рисунок 2.) с поверхности земли бурят скважины 5, забои которых располагают в районе забоев ранее пробуренных полого нисходящих подземных скважин 3, а также бурят .скважину 6 с поверхности в центр блока 1. Кроме того в галерею 4 бурят контрольную скважину 7, которую оборудуют термодатчиком 8. В скважины 5 и 6 ведут закачку пара от парогенераторной установки, расположенной на поверхности. Скважины 5 и 6 бурят ниже продуктивного пласта на 30 - 50 м, образуя зумпфы 9 для сбора нефти, которая поступает из полого нисходящих скважин 3, за счёт гравитационного истечения и снижения вязкости нефти при нагревании пласта. Период закачки пара в скважины 5 и 6 продолжается до тех пор, пока не обнаружат рост температуры в галерее 4, что определяется с помощью термодатчика 8, установленного в скважине 7. При повышении температуры с 8 до 20 - 25 град. закачку пара прекращают, спускают в зумпфы 9 скважин 5 и 6 глубинные насосы и ведут отбор нефти (рисунок 3).
Отбор нефти ведут до тех пор, пока дебит скважин по нефти не снизится до минимально рентабельного уровня. Затем циклы закачки пара и отбора нефти повторяют. После повышения температуры в галерее до 90 С, последнюю заполняют водой, которую закачивают через контрольную скважину 7 с целью предотвращения прорыва пара в галерею и вытеснения нефти из прогретого паром пласта. Одновременно отбирают нефть из скважин 5 и 6 погружными насосами до максимально допустимой обводнённости, которая составляет 95 - 98 % от объёма откачиваемой жидкости. Кроме того, для исключения прорыва пара из галереи 4 в горные выработки 10, пройденные при первичной разработке, последние изолируют бетонными перемычками 11 или забутовывают с последующей цементацией.