На прошлой неделе журналисты получили возможность своими глазами увидеть уникальные российские технологии, которые позволяют поддерживать высокую эффективность нефтедобычи на месторождениях компании.
Месторождения "Оренбургнефти" относятся к зрелым: их разработка началась еще в 1963 году. Чтобы поддерживать высокую отдачу нефти и продлевать эксплуатацию, нужно не просто идти в ногу с мировыми техническими достижениями, нужно опережать их, искать собственные уникальные решения.
— Зрелые месторождения нашего предприятия — отличный полигон для испытания новых отечественных разработок. Ежегодно в "Оренбургнефти" испытывается порядка 20 новых технологий по таким направлениям, как бурение скважин, наземная инфраструктура, капитальный и текущий ремонт скважин, энергетика. Применяемые технологии — это в основном разработки отечественных институтов и российских предприятий, а большая их часть создана нашими корпоративными институтами, — подчеркивает начальник отдела научно-технического развития и инноваций АО "Оренбургнефть" Андрей Мещеряков.
Чтобы наращивать объемы добычи, "Роснефть" внедряет новые прогрессивные методы бурения. Благодаря им в минувшем году нефтяники предприятия пробурили 93 скважины, на 22 больше, чем годом ранее. 29 из них имеют горизонтальное окончание, 25 скважин восстановлены методом бурения боковых стволов. При этом механическая скорость проходки выросла на 2% за счет применения ряда инновационных технологических решений.
— Одна из новых технологий, которую мы испытали в этом году, — применение универсальных бурильных труб диаметром 114 миллиметров и антикоррозионным полимерным покрытием. Технология позволила на двое суток сократить сроки строительства горизонтальной скважины. Экономия при этом составила более 2,5 миллиона рублей на каждую скважину, — пояснил начальник управления по эффективности и экономическому анализу "Оренбургнефти" Владимир Фомичев.
Еще одно новшество в бурении горизонтальных стволов — применение скважинного расширителя. С его помощью работа над каждой скважиной сокращается на сутки при экономии до миллиона рублей.
Помимо увеличения числа скважин "Оренбургнефть" уделяет много внимания поддержанию работоспособности имеющегося фонда и снижению производственных затрат.
Так, компания внедрила новую технологию капитального ремонта скважин — двухпакерную компоновку с телескопическим удлинителем, которая оптимизирует процесс обработки призабойной зоны. Ее применяют на объектах с аномально низким пластовым давлением. Благодаря новшеству время операции сокращается на 90 часов, а стоимость — на 600 тысяч рублей.
В числе важнейших операций для увеличения нефтеотдачи месторождения — гидроразрыв пласта. Чтобы эффект был максимальным, проводить гидроразрыв следует буквально с хирургической точностью. Специфика операции разрабатывается индивидуально для каждой скважины. Где она расположена, в какой ее части планируется гидроразрыв, какова прочность и плотность пластов — все это учитывается. Как и статистика прошлых работ по аналогичным скважинам. Таким образом, можно регулировать протяженность, направление и величину получаемых в результате гидроразрыва трещин в породе.
В этом нефтяникам помогает корпоративное программное обеспечение для инженерных расчетов — РН-ГРИД, симулятор гидроразрыва пласта (ГРП) нового поколения, разработанный специалистами РН-БашНИПИнефть (научный институт «Роснефти»). Симулятор позволяет предельно точно описывать сложную геометрию трещины, возникающей в породе при проведении операций гидроразрыва. За 2021–2022 годы в
"Оренбургнефти" с помощью этого ПО смоделировано 240 дизайнов ГРП, причем запускной дебит нефти увеличен в среднем в два раза.
РН-ГРИД обеспечил полную технологическую независимость компании от зарубежных программных разработок. Более того, он превзошел иностранные аналоги в точности расчетов.
Умные программные комплексы помогают нефтяникам не только решать локальные задачи, но и в целом управлять месторождениями: принимать решение о размещении, вводе и выводе скважин, о необходимости боковых стволов и гидроразрыва пласта на том или ином участке, понимать состояние запасов.
Например, гидродинамический симулятор РН-КИМ позволяет создавать цифровые двойники нефтегазовых месторождений и моделировать все важнейшие процессы, происходящие в пласте при добыче нефти и газа. Таких моделей "Оренбургнефть" построила уже более 30.
А взаимосвязь всех наземных систем инфраструктуры месторождений, информация о геологии, состоянии разработки подземной части месторождений хранится и анализируется в РН-КИН. Геологи, технологи могут находиться в десятках и даже сотнях километрах от месторождения, но тысячи датчиков в режиме онлайн выдают им подробную информацию, создают объемную модель месторождения и процессов на нем. Благодаря этому специалисты могут быстро принимать и проверять необходимые решения, за счет оперативности повышается эффективность добычи, снижаются логистические издержки.
"Роснефть" обязалась ежегодно восполнять не менее 100 процентов добываемых углеводородов. Благодаря наукоемкому ПО АО "Оренбургнефть" в прошлом году успешно перевыполнило задачу, восполнив запасы на 300 процентов. Компания открыла 10 новых залежей на семи действующих месторождениях, а также провела доразведку открытого в 2019 году Западно-Долговского месторождения. Суммарный прирост запасов составил более 36 миллионов тонн. В 2022 году программа геологоразведочных работ "Оренбургнефти" предусматривает дальнейший рост объемов.
