Накопленная добыча «Оренбургнефти» с начала разработки месторождений в 1963 году превысила 450 млн тонн нефти. При этом доказанные геологические запасы нефти АО «Оренбургнефть» по категории АВС1+С2 превышают 1,7 млрд тонн, извлекаемые - 871 млн тонн. Об этом Информагентство «Девон» узнало из сообщения «Роснефти».

Таких показателей удалось добиться на высоковыработанных месторождениях, в том числе, за счет комплекса эффективных геолого-технических мероприятий (ГТМ) и передовых отечественных технологий в бурении и интенсификации нефтедобычи.

Так, в «Роснефти» разработан симулятор гидроразрыва пласта нового поколения. «РН-ГРИД» обеспечивает полную технологическую независимость от зарубежного программного обеспечения в области инженерных расчетов для ГРП. Симулятор позволяет наиболее точно описывать сложную геометрию трещины, возникающей в породе при проведении операций гидроразрыва пласта. За 2021-2022 годы в «Оренбургнефти» смоделировано 240 дизайнов ГРП. Средний запускной прирост дебита скважин составил 25 тонн нефти.

Еще одна разработка - гидродинамический симулятор «РН-КИМ». ПО позволяет создавать цифровые двойники нефтегазовых месторождений и моделировать все важнейшие процессы в пласте при добыче нефти и газа. «Оренбургнефть» построила на симуляторе более 30 гидродинамических моделей месторождений.

Информация о взаимосвязи всех наземных систем инфраструктуры месторождений, геологии и состоянии разработки подземной части месторождений хранится и анализируется в «РН-КИН». Программа охватывает более 100 месторождений «Оренбургнефти». Работа по наполнению системы продолжается. В «Оренбургнефти» используется более 50 программных продуктов отечественного производства.

Кроме того, «Оренбургнефть» повысила эффективность капитального ремонта скважин. Применение уникальных отечественных технологий на месторождениях позволило сократить время ремонта и получить экономический эффект в размере 107 млн рублей.

В числе внедренных технологий – двухпакерная компоновка с телескопическим удлинителем, которая оптимизирует процесс обработки призабойной зоны скважины. Ее применение на скважинах с аномально низким пластовым давлением позволяет использовать рабочую жидкость в полном объеме в целевом пласте, достигая максимальной эффективности. Время выполнения одной операции сокращается на 90 часов. Экономия составляет 600 тыс. рублей.

Пакер (англ. packer - уплотнитель) - устройство для разобщения двух зон ствола скважины и изоляции пространства между ними.

Рабочая жидкость - оптимально подобранная жидкость определенного химического состава для обработки призабойной зоны на каждой скважине.

Еще одна успешно испытанная инновация – новый циркуляционный клапан. Он представляет собой устройство с отверстиями для выравнивания давления затрубного пространства. В процессе глушения нагнетательной скважины применение клапана экономит порядка 5, 5 млн рублей в год.

«Оренбургнефть» ведет разработку на 102 нефтегазовых участках в Оренбургской и Самарской областях. Крупнейшими из них являются Сорочинско-Никольское, Покровское, Бобровское, Вахитовское и месторождения Волостновской группы.

Ранее ИА «Девон» сообщало, что «Оренбургнефть» в 2021 году восполнила запасы на 300%. Суммарный прирост запасов в 2021 году превысил 36 млн тонн н.э. кроме того, в «Оренбургнефти» планируют начать освоение рифовых залежей.