Об этом сообщила пресс-служба Роснефти.
Инновационный подход обеспечивает сокращение цикла бурения и освоения одной скважины до 5 суток - с 47 до 42.
Экономический эффект при бурении одной скважины составляет 4,5 млн руб.
В перспективе развитие технологии позволит:
- проводить операции гидроразрыва с неограниченным количеством стадий;
- увеличить запускной дебит скважин в среднем на 40%.
Предприятие активно развивает технологию МГРП.
В 2015 г. на Самотлорском месторождении впервые в отечественной нефтяной отрасли было выполнено бурение скважины с проведением 20-стадийного ГРП.
Позже максимальное количество стадий было увеличено до 29.
Накопленная добыча предприятия составляет более 2,8 млрд т нефти и 400 млрд м3 газа.
Общая площадь лицензионных участков составляет более 3 тыс. км2.
В т.ч. Самотлорнефтегаз ведет разработку крупнейшего в России Самотлорского месторождения.
Месторождение находится на поздней стадии разработки, пик годовой добычи - 158,9 млн т - был пройден на Самотлоре в 1980 г.
Из-за высокой выработанности месторождения, добыча ранее пробуренных скважин характеризуется высоким процентом обводнения, а новое бурение ведется на участках, содержащих трудноизвлекаемые запасы (ТрИЗ).
Для поддержания добычи на месторождении Роснефть в 2017 г. добилась для месторождения льготы в виде налогового вычета по НДПИ в размере 350 млрд руб. (35 млрд руб./год в течение 10 лет).
С момента начала реализации программы, Роснефти удалось замедлить падение добычи на Самотлорском месторождении до 1%/год по сравнению с 5% в среднем за 2008-2017 гг.
В начале апреля 2022 г. специалисты ТННЦ и Самотлорнефтегаза разработали и внедрили в производство уникальный программный модуль по определению перспективных участков для добычи углеводородов на Самотлорском месторождении.
