Про инновации и импортозамещение говорится так много, что уже не всегда эти слова воспринимаются серьёзно. Возможно, дело в том, что разговоры чаще всего общие, а красноречивее бывают конкретные факты? Именно на них и остановимся на примере нефтедобычи в «Роснефти».
Рекорд бурения
Недавно в «Оренбургнефти» (дочернем предприятии крупнейшей нефтяной компании страны) установили новый рекорд бурения, увеличив максимальную скорость проходки до 24,2 м/ч. Это на 16% больше предыдущего рекорда. Почему скорость так важна? Потому что время строительства одной скважины сократилось более чем на сутки и экономический эффект составил 1,3 млн руб.
Но как этого удалось достичь? Оказывается, всё дело в долоте, вернее, в его новом дизайне, разработанном российскими инженерами при участии сотрудников предприятия. Специалисты рекомендовали усилить калибрующую часть алмазными вставками, чтобы механизм мог выдерживать высокие температуры в скважине. Просили также улучшить гидравлику, чтобы долото не забивалось шламами.
Всё это было учтено, и теперь отечественное долото гребнеобразной формы с усовершенствованным стальным корпусом и алмазными резцами стало эффективной заменой зарубежным вариантам.
Оно сохраняет стойкость режущей структуры, позволяя нефтяникам добиваться высоких скоростей проходки. С его помощью бурят скважины на Воробьёвском и Новосибирском месторождениях, планируют применять и на Сорочинско-Никольском. О внедрении этой технологии думают их коллеги из других «дочек» «Роснефти».
Извлечь остатки
«Оренбургнефть» – одно из старейших нефтяных предприятий, его работа началась 60 лет назад. Неудивительно, что большинство месторождений зрелые. А значит, пик добычи давно пройден и показатели должны падать. Но нет – они у предприятия высокие.
Всё потому что, с одной стороны, здесь восполняют запасы: с 2018 по 2022 г. они увеличились на 204%, т. к. были открыты 56 новых месторождений. Кстати, Биктовское месторождение с суммарными извлекаемыми запасами более чем в 2 млн т нефти и 64 млн куб. м газа, открытое в прошлом году, уже ввели в разработку. С другой стороны, высокие показатели объясняются передовыми решениями.
О технологии гидроразрыва пласта, которую применяют, чтобы добраться к нефти, залегающей под твёрдой породой, наслышаны все. Но и у неё есть нюансы, один из которых – трещины, образующиеся в пласте. Так вот, микросейсмический мониторинг позволяет отследить их распространение. Ведут его нефтяники с помощью наземных и скважинных приборов. И на основе полученной информации определяют оптимальную траекторию бурения горизонтальных скважин, чтобы исключить геологические осложнения. В итоге у оренбургского предприятия начальный дебит скважин увеличился на 5 т/сут.
Ещё одна инновация – радиальное вскрытие пласта. Его применяют, чтобы интенсифицировать добычу на тех скважинах, где воды в пласте расположены близко, из-за чего невозможно провести гидроразрыв. Эту технологию выбрали для 3 скважин и рассчитывают на каждой из них дополнительно добыть более 5 тыс. т нефти за 5 лет.
Зрелые месторождения часто сильно обводнены, что затрудняет извлечение остатков нефти. Но с помощью расширяющегося тампонажного материала нефтяные пласты изолируют от водоносных и так решают проблему.
В результате внедрения таких решений дополнительный прирост добычи за последние 5 лет составил 9 млн т. А на некоторых месторождениях коэффициент извлечения нефти вырос до 56% (при среднем по России показателе 35%).
На этом нефтяники не останавливаются. На подходе разработанная корпоративными институтами компании технология виртуальной реальности в проектировании объектов (повышает эффективность и безопасность их эксплуатации) и ряд программных комплексов в области геологии, разработки и эксплуатации месторождений.
