Столь высокие показатели стали возможны благодаря внедрению инноваций и передовых отечественных технологий в бурении и интенсификации нефтедобычи. Кроме того, уникальная технология, которую использует АО «Оренбургнефть», позволяет предприятию не зависеть от импорта.
«Оренбургнефть» добыла 450 млн. тонн нефти с начала разработки месторождений, которая началась в 1963 году. Сделать это удалось благодаря применению инновационных технологий.
Отметим, что многие месторождения компании относятся к категории зрелых, но это нисколько не уменьшило объемы добычи. Результатом столь успешной работы стало внедрение фирменных изобретений и передовых отечественных технологий в бурении и интенсификации нефтедобычи.
Внедрение передовых технологических решений – один из ключевых элементов стратегии «Роснефть-2030».
Внедряют лучшие отечественные технологии
- Зрелые месторождения нашего предприятия - отличный полигон для испытания новых отечественных технологий. Ежегодно в «Оренбургнефти» испытывается порядка 20 новых технологий по таким направлениям, как бурение скважин, наземная инфраструктура, капитальный и текущий ремонт скважин, энергетика. Применение новых технологий на зрелых месторождениях особенно важно, так как их ресурсы истощаются и для поддержания добычи нужны инновационные решения. Большинство применяемых технологий – это разработки отечественных институтов и российских предприятий, большая часть технологий разрабатывается нашими корпоративными институтами, - отметил Андрей Мещеряков, начальник отдела научно-технического развития и инноваций.
Внесло свою лепту в рекордную добычу углеводорода и уникальное программное обеспечения, разработанное специалистами НК «Роснефть».
Одной из такой программ, которая является инновационной гордостью компании, стал «РН-ГРИД» - симулятор гидроразрыва пласта (ГРП) нового поколения. Он обеспечивает полную технологическую независимость от зарубежного ПО в области инженерных расчетов. С помощью симулятора стало возможно наиболее точно описывать сложную геометрию трещины, возникающую в породе во время проведения операций гидроразрыва. Всего за несколько месяцев было смоделировано 240 дизайнов ГРП.
- ГРП достаточно дорогостоящая и непростая операция, поэтому предварительная оценка всех возможных минусов помогает избежать отрицательного результата уже на реальной скважине. После отработки в симуляторе, специалисты проводят тестовую закачку или мини-ГРП, чтобы еще раз проверить данные, полученные в симуляторе. И только затем выходят на большеобъемные ГРП, - Дмитрий Зуев, менеджер сектора расчета вариантов оптимизации разработки управления разработки месторождений.
Еще одной стратегически важной разработкой стал гидродинамический симулятор «РН-КИМ». Это программа позволяет создавать цифровые двойники нефтегазовых месторождений и моделировать все самые важные и значимые процессы, происходящие в пласте при добыче полезных ископаемых.
- «Оренбургнефть» полностью перешла на «РН-КИН» с 2014 года и с тех пор продолжается работа по наполнению информационной системы уникальным функционалом. На текущий момент ПО охватывает более 100 месторождений предприятия, и работа по наполнению продолжается. В «Оренбургнефти» «РН-КИН» используют порядка 100 пользователей. Система обеспечивает потребность в решении большей части оперативных задач по разработке месторождений. С ее помощью можно проанализировать выработку запасов и оценить динамику пластового давления, выполнить дизайн ГТМ, проектирование и мониторинг разработки месторождений, планировать исследования скважин, оптимизировать систему поддержки пластового давления, снижать капитальные затраты при планировании наземного обустройства, - рассказал Александр Сытый, руководитель сектора сопровождения ПД ГТМ.
Всего в компании используется порядка 50 программных продуктов отечественного производства, которые позволяют повышать эффективность управления всеми технологическими процессами.
В числе уникальных внедренных технологий имеется и двухпакерная компоновка с телескопическим удлинителем. Она оптимизирует процесс обработки призабойной зоны скважины.
Еще одна успешно испытанная инновация – новый циркуляционный клапан, который представляет собой устройство с отверстиями для выравнивания давления затрубного пространства.
Экономический эффект «Оренбургнефти» только от внедрения новых отечественных технологий для капитального ремонта скважин в 2021 году составил более 107 млн. рублей.
Достижения в разработке месторождений
В 2021 году компания на 30% успешно увеличила объемы бурения. Нефтяники предприятия пробурили 93 скважины, что на 22 скважины больше, чем годом ранее.
Кроме того, была увеличена проходку в эксплуатационном бурении на 23 000 метров относительно показателей 2020 года. За счет применения ряда новаторских технологических и управленческих решений механическая скорость проходки выросла в среднем на 2%.
- В целях увеличения эффективности строительства скважин на протяжении многих лет мы применяем различные инновационные технологии, которые позволяют нам добиваться повышения экономической эффективности. Одна из новых технологий, которую мы испытали в этом году - применение универсальных бурильных труб с диаметром 114 мм и антикоррозионным полимерным покрытием. Технология позволила на 2 суток сократить сроки строительства горизонтальной скважины. Экономия при этом составила более 2,5 млн. рублей на одну скважину, - поделился Владимир Фомичев, начальник управления по эффективности и экономическому анализу.
Внедрение еще одной новой технологии - скважинного расширителя, также сократило время строительства скважины на сутки, а экономический эффект составляет 1 млн. рублей.
В результате, только за прошлый год компания восполнила запасы «черного золота» на 300%, добыв полезного ископаемого более 36 млн. тонн.
Кроме того, в 2021 году нефтяники открыли 10 новых залежей на семи уже существующих месторождениях, а также провели доразведку открытого в 2019 году Западно-Долговского месторождения.
«Оренбургнефти» удалось успешно реализовать программу геологоразведочных работ на новых лицензионных участках, а также зрелых месторождениях. Она включает в себя бурение поисково-оценочных и разведочных скважин, отбор керна и пластовых флюидов из поисково-оценочных и разведочных скважин, выполнение геофизических исследований с применением высокотехнологичного оборудования.
- Сотрудники компании методом 3D провели на полях в пределах Бабичевского участка недр колоссальные сейсморазведочные работы. Была обработана площадь в 446 кв. км. После специалисты приступили к обработке и интерпретации результатов с целью оценки потенциала и перспектив поисково-оценочного бурения. Объём ресурсов Бабичевского участка оценивается в размере более 5 млн. тонн нефти. Прогнозный объём бурения составляет около 30 скважин. Ввод в добычу запланирован на 2027 год, - Александр Лопатин, начальник управления ГРР, ресурсной базы и лицензирования.
На этом «Оренбургнефть» не останавливается. Начатую в 2021 году работу по программе геологоразведочных работ планируется продолжить. В рамках данного направления деятельности предполагается построить шесть поисково-оценочных и разведочных скважин. Наиболее значимым для производственной программы является начало поисково-оценочного бурения в пределах Рашкинского участка недр, потенциал которого связан с перспективами девонских отложений.
На начало 2022 года на 102 лицензионных участках на государственном балансе запасов в «Оренбургнефти» числится 111 месторождений углеводородного сырья. Крупнейшими из них являются Сорочинско-Никольское, Покровское, Бобровское, Вахитовское и месторождения Волостновской группы.
