© 2005–2022 ПАО НК «РуссНефть»

Технологическое развитие

Организационно-технологическое развитие

С 2017 по 2020 годы в Компании функционировала Программа Операционных улучшений (ПОУ), которая включала в себя основные инициативы по организационно-технологическому развитию Компании. В рамках данной программы были инициированы следующие программы: переход Компании на филиальную структуру, вовлечение сотрудников в оптимизацию производственных затрат, программа повышения эффективности разработки месторождений, программа по увеличению МРП и другие. За 3 года эффект от программы составил более 6 млрд. руб.

Высокая фактическая эффективность программы позволила в 2020 году принять решение о формировании постоянно действующей Программы организационно-технологического развития Компании, которая планируется на трехлетний период. Налажен мониторинг внедрения и экономического эффекта всех инициатив программы.

Автоматизация производственных процессов

В Компании утверждена и реализуется стратегия по повышению уровня автоматизации производственных процессов. Это повышает качественный уровень управления, увеличивает скорость принятия решений, что в конечном счете, снижает себестоимость добычи нефти и газа. В дальнейшем это упрощает планирование разработки и эксплуатации месторождений.

С 2017 года внедрены и успешно работают системы OIS «Production», OIS «Шахматка» и «NGT SMART», OIS «Факторный анализ»:

Для Компании это:

  • единая интегрированная база данных;
  • единые алгоритмы обработки информации;
  • интегрирование геологии и добычи;
  • анализ эффективности разработки месторождений;
  • планирование ГТМ, анализ эффективности ГТМ;
  • сопоставление и анализ плановых и фактических показателей добычи;

В 2018 году проведено опытное развертывание цифровой системы «ADVANTA» для управления проектами в Капитальном строительстве. Система показала свою высокую эффективность и в 2019 году введена в промышленную эксплуатацию. В текущем периоде Система используется для ведения полного цикла разработки проектно-сметной документации от разработки ТУ и задания на проектирование до выгрузки проектной документации после прохождения Главгосэкспертизы.

В 2019 году внедрен передовой отечественный программный комплекс по проектированию гидроразрывов пласта (ГРП). Его использование позволило усилить контроль за проведением операций ГРП, проводить разработку оптимального дизайна ГРП для конкретных геологических условий, в т.ч. для сложных условий Баженовской свиты и Ачимовских отложений.

В рамках развития информационных систем Блока добычи и геологии с 2020 года продолжается эксплуатация электронных модулей OIS «Технолог», где реализованы различные функции мониторинга параметров работы скважин, поступающих напрямую от промысловой системы телеметрии, OIS «Промысловое оборудование», в текущем виде, обеспечивающая оперативный учет насосно-компрессорных труб и штанг с функциями расчета квартальной и полугодовой обеспеченности. а также сверкой с бухгалтерским учетом, автоматизированной системы планирования и анализа эффективности ГТМ (СПГТМ), позволяющей повысить оперативность проведения технологических расчётов, ввести электронное взаимодействие специалистов, автоматизировать некоторые функции по формированию оперативной отчетности и анализа эффективности ГТМ.

Компетенции в разработке трудноизвлекаемых запасов (ТРИЗ) и технологии стимуляции скважин

В 2019-2021 году эффективность в работе с ТРИЗ обеспечила Комплексная система оптимизации разработки месторождений, внедренная в Компании. Основные составляющие системы:

  • Единая цифровая информационно-аналитическая система повышения эффективности разработки;
  • Современные подходы и программное обеспечение для «Proxy» и 3D геолого-гидродинамического моделирования, с учетом Геомеханики и Нелинейной фильтрации в пласте;
  • Система оперативной оптимизации разработки в зонах эксплуатационного бурения с учетом реальной геологии, геомеханики и фактических данных добычи для строительства новых скважин;
  • Интегрированное многовариантное технико-экономическое моделирование систем разработки.
  • Факторный анализ базовой добычи и ГТМ, Комплексный анализ текущего состояния разработки, Планирование ГТМ.

Основные достижения и задачи Комплексной системы оптимизации разработки и месторождений по состоянию на 2021 год:

  • В течении последних трех лет снижение более чем на 25% темпов падения базовой добычи (в среднем на 3 п.п. в год).
  • Эффекты от формирования и оптимизации систем ППД на Верхне-Шапшинском и Тагринском месторождениях обеспечивают около 30% и 17% текущей суточной добычи по ХМФ и НФ соответственно.
  • Оптимизация систем разработки флангов Тагринского и Южной части Верхне-Шапшинского месторождений, позволило вовлечь в разработку ТРИЗ с максимальной экономической эффективностью: увеличение NPV за 10 лет. составит от 24 до 88 млн.р. на новую скважину относительно базового варианта.
  • Ведется проработка проекта по эффективному вовлечению в разработку объектов Баженовской свиты Шапшинской группы месторождений.

С 2016 года Компания реализует проекты по бурению горизонтальных скважин с проведением на них многостадийных гидроразрывов пласта (МГРП). При выполнении МГРП особое внимание уделяется системам заканчивания, поскольку при реализации нескольких трещин вдоль одного ствола необходимо решить ряд сложных технологических задач, а именно обеспечить:

  • качественную изоляцию зон МГРП друг от друга;
  • качественное вскрытие зоны проведения гидроразрыва пласта (ГРП);
  • сократить время выполнения МГРП.

В 2016-2018 годах были реализованы технологические решения, давшие толчок развитию процессов оптимизации затрат на МГРП с одновременным повышением технологической эффективности и снижением временных затрат на проведение работ. Были опробованы и внедрены:

  • шаровые компоновки, позволяющие по необсаженному стволу с помощью системы набухающих пакеров и шаровых муфт МГРП эффективно выполнять поэтапные гидроразрывы.
  • сдвижные муфты (шаровые компоновки);
  • муфты с растворимыми седловинами (шаровые компоновки);
  • технология «Мангуст», применяемая в обсаженном горизонтальном стволе, реализуемая через совместную работу флотов ГРП и ГНКТ.
  • технология «Plug & Perf» - технология с применением геофизического кабеля при проведении ГРП в обсаженном горизонтальном стволе.

В 2019 году начата реализация программы строительства и заканчивания горизонтальных скважин по 2-х колонной схеме с длиной горизонтального участка свыше 500 метров и углом вскрытия продуктивного пласта более 90°. Кумулятивный эффект за 2 года от снижения удельной стоимости скважин составил более чем 3 млрд.руб.

В 2020 году высокие показатели достигнуты за счет технологической реализации решений по увеличению длины горизонтальных участков скважин с 500 до 750 метров. Среднегодовой прирост дебита нефти по горизонтальным скважинам составил 59,3 т/сут. при плановом 48 т/су.

В декабре 2020 года пробурена и введена в эксплуатацию скважина 46012 в юго-восточной части Южной залежи ачимовских отложений Тагринского месторождения с длиной горизонтального участка 1000 метров. На скважине выполнено 10 стадий ГРП. При производстве ГРП наряду со стандартным проппантом был также использован расклинивающий агент «СЭНДРИТ» (фракционированный кварцевый песок), общей массой 264 тонн (38% от общего объема). Применение «СЭНДРИТ» позволило снизить затраты на проппант на 43%, общая стоимость ГРП при этом была снижена на 14%. Начальный дебит нефти скважины составил 175,5 тонн/сут. По аналогичной конструкции в 2021 году запланировано бурение 26 скважин из плановых 48 на Тагринском месторождении, более 50% объемов бурения Варьеганского нефтяного блока Компании.

В 2021 году успешно проведены опытно-промышленные работы с использованием стингера улучшенной модификации для скважин с конструкцией эксплуатационной колонны 146х114 мм. Измененная модификация узла «стингер-полированная воронка» позволила исключить этап райбирования в интервале установки муфты ступенчатого цементирования (МСЦ), что привело к сокращению сроков освоения скважин на 3 суток. В настоящее время продолжается тиражирование применения данной модификации стингера.

Технологические решения при реализации ГТМ

В мае 2019 года на палеозойских карбонатных отложениях на Ханты-Мансийском месторождении впервые в Компании проведен кислотный гидроразрыв пласта с применением бесполимерной гелевой системы в условиях высокой пластовой температуры (+118°C). Применение данной технологии позволило замедлить скорость реакции кислоты с породой более чем в 15 раз, что позволило обеспечить более глубокое проникновение рабочей кислоты в пласт.

В декабре 2020 года проведена высокорасходная большеобъёмная соляно-кислотная обработка карбонатных отложений в условиях низких пластовых температур. Работа выполнена Ульяновском Филиале Компании. Уникальность работы заключается в том, что в качестве рабочей жидкости использован бесполимерный кислотный гель повышенной вязкости на основе поверхностно-активных веществ. Применение данного вида кислотного состава позволяет добиться существенно большего охвата целевого объекта обработки по мощности, создать высокопроводимые каналы/трещины с низким остаточным загрязнением (за счёт отсутствия в кислотной композиции полимерных соединений). Обработка проводилась с использованием оборудования, обеспечивающим скорость закачки 2-3 м3/мин. Стоимость обработки в 2 раза ниже, чем стоимость проведения стандартного ГРП. В результате выполненной работы был достигнут стабильный прирост дебита нефти более 30 т/сут.

В 2020 году выполнены работы по подбору оптимального кислотного состава по обработке горизонтальных скважин с ранее проведенными многостадийными ГРП.

В 2021 году успешно реализована масштабная программа по стимуляции горизонтальных скважин подобранным оптимальным комбинированным кислотным составом.

Технологии эксплуатации механизированных скважин

В процессе эксплуатации механизированного фонда скважин продолжено последовательное внедрение подвесок НКТ с внутренним покрытием ведущих производителей. По результатам 2021 года 311 скважин на месторождениях Компании будут оборудованы защищенными НКТ, позволяющими комплексно предотвращать осложнения по причине коррозии и АСПО и снижать операционные затраты на эксплуатацию. Показатель межремонтного периода скважин в 2021 году составляет 695 суток, средней наработки на отказ – 534 суток. В целом, работа в части эксплуатации механизированного фонда скважин ведется в соответствии с утвержденными локально-нормативными актами и ежегодно разрабатываемыми Организационно-технологическими мероприятиями, напрямую связанными с Программой роста межремонтного периода скважин, снижением отказов и снижением частоты подходов к скважинам бригадами текущего ремонта.

Оптимизация производственных процессов

С целью вовлечения всех работников в процесс оптимизации производственных процессов и затрат, в 2017 году запущена Программа сбора, принятия и внедрения организационных и технических инноваций, включающая в себя все стадии обработки идей – от инициации до мониторинга и мотивации авторов.

Для экспертной оценки идей введены научно-технические советы в филиалах и Компании. Любой работник Компании может подать идею по оптимизации работы производственного процесса. После детальной проработки идеи, она выносится на рассмотрение научно-технического совета филиала/Компании, где по ней принимают решение. Все принятые идеи внедряются и осуществляется их мониторинг.

За прошедший период, непосредственно работниками, задействованными в производстве, было инициировано и принято к внедрению более 400 идей, охватывающих обширную тематику от реинжиниринга процессов бурения, промышленного строительства, снижения энергопотребления до технологических усовершенствований производственных процессов. Накопленный эффект от внедренных мероприятий с начала существования Программы оценивается порядка 1 млрд. руб.