Оренбургнефть – добывающий актив «Роснефти» и одна из крупнейших газо- и нефтедобывающих компаний Приволжского федерального округа. Месторождения относятся к так называемым месторождениям на поздней стадии разработки. Нефть в них залегает на глубине до 4 км.

Для успешной конкуренции, эффективной добычи и экономии средств приходится постоянно внедрять новые решения и инновации, а для этого – вкладываться в разработку технологий, не уступающих по качеству зарубежным.

Как «Оренбургнефть» осваивает зрелые месторождения с помощью современных отечественных технологий? Чтобы это выяснить, я съездил в Оренбургскую область, и посмотрел, как выглядит добыча нефти изнутри.

Нелёгкая конкуренция

Добыча нефти в современной России – дело нелёгкое. Большинство месторождений выработано и находится на III-IV стадиях разработки, приходится регулярно проводить геолого-технические мероприятия, искать новые пласты, интенсифицировать и совершенствовать методы извлечения «чёрного золота».

Хотя инфраструктура вокруг них уже построена, себестоимость добычи всё равно выше, чем на новых скважинах. Чтобы продолжать конкурировать, нужно постоянно внедрять новые технологии для экономии и повышения эффективности.

АО «Оренбургнефть», дочернее предприятие НК «Роснефть» (крупнейший производитель нефти в России, блокирующий пакет акций принадлежит государству), с 1963 года добыла 450 млн тонн нефти – благодаря передовым отечественным технологиям. Как выглядит добыча «чёрного золота» изнутри и где применяются инновации?
 

Геологоразведка и автоматизация

Инновационная гордость «Роснефти» — линейка уникального программного обеспечения. Это первая в России нефтяная компания, которая успешно создает собственный софт для решения производственных задач в области геологии, проектирования, разработки и эксплуатации месторождений.

Менеджер отдела гидродинамического моделирования Дмитрий Зуев рассказал, что «Оренбургнефть» полностью перешла на российский софт с 2014 г. Чтобы найти нефтегазоносные пласты, местные специалисты регулярно проводят геолого-технические мероприятия, собирают информацию о местности.

Кроме отслеживания состояния скважин можно спрогнозировать местоположение пласта нефти, создать цифровую модель месторождения и даже предсказать его поведение в будущем. Для этого используются симуляторы РН-ГЕОСИМ, РН-КИМ, РН-ГРИД, «Мехфонд» и другие программы, также разработанные корпоративными институтами «Роснефти»

В программах можно посмотреть модели скважин, их предполагаемый масштаб, глубину залегания пластов и даже провести симуляцию поведения внутри скважин при различных процедурах

По словам инженеров, благодаря этим программам удаётся осваивать месторождения с высокой точностью, хранить данные в безопасности, а главное, — экономить время и деньги.

Восстановление и бурение скважин

Поскольку углеводороды находятся на глубине примерно от 2 до 4 км, добыть их непросто. После обнаружения нового пласта «Оренбургнефть» восстанавливает законсервированную скважину или бурит новую. Разрабатывают зрелые месторождения Оренбургской области – Бобровское, Курманаевское и многие другие. Всего их более 100!

Начальник отдела инноваций Андрей Мещеряков подробно рассказал об отечественном производстве и показал его стадии. По его словам, зрелые месторождения – хороший полигон для испытания новых технологий. Текущий и капитальный ремонт скважин — одно из ключевых направлений по испытанию новых отечественных технологий.

Так выглядит установка для ремонта скважин. С ее помощью в скважину закачивают рабочую жидкость, ставят насосы и другое оборудование, и скважина продолжает работать.
 

Под установкой – сама скважина (фонтанная арматура), крошечная на фоне остальной техники.

После ремонта все оборудование убирают и на поверхности остается только фонтанная арматура. Под землей же от скважины проведен трубопровод, нефтяной флюид по которому направляется на установку подготовки нефти.
 

Новых технологий здесь масса: универсальные бурильные трубы с антикоррозионным покрытием, калибраторы-расширители и прочие.

Нефтяники показали и их гордость, особую инновацию в ремонте скважин – двухкамерную компоновку с телескопическим удлинителем. Она нужна, чтобы рабочая жидкость не ушла ниже необходимой глубины и оставалась в целевом пласте.

Так можно работать только с закупориваемым пространством и не тратить ресурсы на остальные пласты.

Технология производится в России. Время выполнения одной операции сокращается на 90 часов, стоимость — на 600 тысяч рублей. Общая экономия – 168 млн рублей за 5 лет.
 

После ремонта скважина готова к работе. Станок-качалка или штанговый насос, так привычный нам символ нефтедобычи, на самом деле уже не применяется. Вместо него ставят электроприводной центробежный насос – он компактнее и мощнее. Но если нефть обладает повышенной вязкостью, лучше использовать штанговый.

Благодаря внедрению новых отечественных технологий приволжские нефтяники в 2021 году смогли пробурить 93 скважины – на 30% больше, чем в 2020.

Хранение и очистка

Нефтяная эмульсия, смесь углеводородов с примесями, из скважины идёт на установку подготовки – здесь она очищается. Проектная мощность Бобровской установки в Оренбургской области – 3 млн тонн.

По словам геологов «Оренбургнефти», на Бобровском месторождении нефть низкосернистая и с небольшим количеством примесей. Чтобы подготовить нефть для отправки на нефтеперерабатывающий завод, ее отделяют от попутного газа, очищают от соли и воды и пускают в нефтепроводы.

По словам начальника цеха ППН №2 Игоря Алексеева, оборудование, установленное в цеху, произведено в России. Хранится нефть в резервуарах (объёмом 5000 м³ каждый) и отправляется в систему трубопроводов – на переработку.
 

Работники предприятия похвастались, что за прошедший год компания восполнила нефтяные запасы на 300% – их суммарный прирост в 2021 году составил более 36 млн тонн н.э., и всё благодаря интенсивной разработке месторождений. Нефтяники открыли в прошлом году 10 новых залежей на семи месторождениях.

Энергетика

Для непрерывной работы производства и повышения надежности энергоснабжения «Оренбургнефть» строит новые объекты: за 3 года построено 16 электрических подстанций и 236 км воздушных линий электропередач.

Оборудование, как и на установке подготовки, все отечественное. ЛЭП полностью автоматизированы, информация об их состоянии поступает в пункт управления, там же можно настроить работу подстанции. По итогу предприятие обеспечивается энергией и работает непрерывно, без внештатных ситуаций.

Всего за последние 3 года инженеры «Оренбургнефти» разработали 128 инновационных проектов. 73 из них уже внедряются в производство, экономия от них составит более 6 млрд рублей. Компания не собирается останавливаться на достигнутом, планирует и дальше добавлять в производство новые отечественные технологии.