"Роснефть" внедрила отечественные инновации для добычи нефти на зрелых месторождениях
БУЗУЛУК /Оренбургская область/, 25 мая. /ТАСС/. Накопленная добыча компании "Оренбургнефть" ("дочка" "Роснефти") с начала разработки месторождений в 1963 году достигла 450 млн тонн нефти, а доказанные геологические запасы нефти - 1,7 млрд тонн. Этого удалось достичь благодаря успешному применению отечественных инновационных технологий интенсификации нефтедобычи на месторождениях, находящихся на последних стадиях выработки, сообщил журналистам первый заместитель генерального директора по производству, главный инженер предприятия Дмитрий Касмынин.
"В прошлом году мы дополнительно открыли десять новых залежей на семи месторождениях, что позволяет нам удерживать уровень добычи и выполнять поставленные задачи", - отмечает первый заместитель генерального директора по производству, главный инженер АО "Оренбургнефть" Дмитрий Касмынин.
Тот факт, что месторождения "Оренбургнефти" находятся на третьей и четвертой стадии выработки из четырех компания воспринимает не как вердикт, а как вызов, на который уже готов достойный ответ. ТАСС выяснил, успешное применение каких отечественных инновационных технологий позволяет интенсифицировать нефтедобычу.
Проанализировать и спрогнозировать
Внедрение новых подходов в геологоразведке и производстве позволяет делать открытия и проникать в ранее неизученные глубины и пласты, считает начальник управления геологоразведочных работ, ресурсной базы и лицензирования компании Александр Лопатин. С 2014 года "Оренбургнефть" внедрила 50 программных продуктов отечественного производства с целью повышения эффективности бизнес-процессов. Примечательно, что все они разработаны в России и уже являются востребованными у зарубежных партнеров, например, из Китая.
Один из примеров - РН-ГРИД - симулятор гидроразрыва пласта (ГРП) нового поколения, который обеспечивает полную технологическую независимость от зарубежного ПО в области инженерных расчетов для ГРП - технологии обеспечения и интенсификации добычи нефти. Симулятор позволяет наиболее точно описывать сложную геометрию трещины, возникающей в породе при проведении операций гидроразрыва. За 2021-2022 годы в "Оренбургнефти" смоделировано 240 дизайнов ГРП, а реализация операций в среднем позволила в два раза увеличить дебит (производительность) скважин.
Еще одна разработка - гидродинамический симулятор РН-КИМ, который позволяет создавать цифровые двойники месторождений и моделировать все важнейшие процессы, происходящие в пласте при добыче нефти и газа. "Оренбургнефть", как отметили в компании, уже построила на симуляторе более 30 моделей. Взаимосвязь всех наземных систем инфраструктуры месторождений, информация о геологии и состоянии разработки подземной части месторождений хранится и анализируется в другом продукте - РН-КИН. Программа аккумулирует все известные сведения о месторождении и может спрогнозировать и продемонстрировать его "поведение" при тех или иных воздействиях.
Повысить эффективность
Зрелые месторождения для компании "Оренбургнефть" стали своего рода полигоном для проверки и внедрения новых технологий. Ежегодно здесь испытывают порядка 20-25 новых технологий по различным направлениям: энергетика, бурение, наземная инфраструктура, трубопроводный транспорт, текущий и капитальный ремонт скважин. Как объясняет начальник отдела инноваций предприятия Андрей Мещеряков, применение новых технологий на зрелых месторождениях особенно актуально, потому что их ресурсы истощаются, и добыча с каждым годом становится все тяжелее.
"В текущем и капитальном ремонте скважин мы испытали и внедрили двухпакерную компоновку для оптимизации процесса обработки призабойной зоны пласта. Время выполнения одной операции сократилось на 90 часов, стоимость - на 600 тыс. рублей", - рассказал Мещеряков. Он объяснил, что технология двухпакерной компоновки позволяет разобщить зоны ствола скважины и изолировать пространство между ними, чтобы решить конкретную проблему на одном из пластов в многопластовой скважине, каких в "Оренбургнефти" много из-за сложного строения месторождений.
Еще одна успешно испытанная инновация, как уточнили в компании, - это новый циркуляционный клапан. Он представляет собой устройство с отверстиями для выравнивания давления затрубного пространства. В процессе глушения нагнетательной скважины, то есть операции по прекращению добычи, применение клапана экономит 17,8 тыс. рублей за одну операцию. Это происходит за счет того, что не требуется прибытия на объект бригады капитального ремонта скважин.
Также "Роснефть" в Оренбургской области последовательно реализует программу повышения эффективности добычи на зрелых месторождениях за счет внедрения передовых технологий бурения и строительства скважин. В 2021 году нефтяники предприятия пробурили 93 скважины, что на 22 скважины больше, чем годом ранее. В период 2022-2026 годов АО "Оренбургнефть" намерена пробурить и ввести в эксплуатацию 262 скважин, в том числе 94 горизонтальных с многопортовым ГРП. Как отмечают в компании, ускоренное технологическое развитие во всех областях деятельности является одним из ключевых направлений комплексной стратегии развития компании "Роснефть" до 2030 года.
