Технологическое развитие

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», OIS «Технолог»:

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;
• анализ режимов работы действующих скважин.

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, 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.

Компания поддерживает процесс развития в сфере разработки гражданских решений с использованием искусственного интеллекта (ИИ) и в 2023 году присоединилась к Кодексу этики в сфере искусственного интеллекта.

В 2024 году разработана модель системного внедрения технологий ИИ в процессы добычи и разработки месторождений для повышения операционной эффективности.

В 2025 году создан внутренний центр компетенций по разработке и применению технологий Искусственного Интеллекта для повышения эффективности добычи и разработки нефтяных месторождений. Проводятся комплексные научно-исследовательские работы (НИР) и опытно-промышленные испытания (ОПИ) по приоритетным направлениям. Достигнуты первые положительные результаты на участках ОПИ: снижение темпов падения базовой добычи и дополнительная добыча нефти от ГТМ. Проводится масштабирование успешных проектов на все месторождения Компании.

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

В 2019-2025 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.
• В 2025 году выполнено подключение технологий искусственного интеллекта (ИИ) к выработке решений по процессам добычи и разработки месторождений Компании, управлению разработкой, ГТМ, технологии добычи, внутрискважинным работам и корпоративному консалтингу.

Технологии заканчивания горизонтальных скважин для МГРП

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 возможностью повторного закрытия (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°, что позволяет снизить удельную стоимость новых скважин.

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 тонн в сутки при плановом 48.

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.

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.

Продолжается расширение применения расклинивающего агента «СэндРИТ» (фракционированный кварцевый песок) для производства ГРП. Проведенные в 2022-2023 году опытные-промысловые работы подтвердили возможность доведения доли «СэндРИТ» в общей массе закачиваемого проппанта до 45% без потери качества.

С 2023 года апробированы и применяются передовые технологии при разработке залежей с ТРИЗ - оптимизация дизайна оборудования закачивания позволяет существенно повысить стадийность МГРП с увеличением количества муфт в горизонтальном участке с 10-15 до 24 портов.

В 2023 году полностью реализована инициатива по раздельному сервису аренды НКТ, фонтанного оборудования, предоставлению подрядчику по ГРП на давальческой основе всех основных химических компонентов для гелевых систем жидкости разрыва, расклинивающего агента - проппанта, что в итоге позволило на 5% снизить затраты на производство ГРП. Подавляющая часть компонентов для операции (97%) – от расклинивающего агента до биоцида, произведены в Российской Федерации отечественными производителями.

С февраля 2023 года в Нижневартовском филиале реализуется программа по оптимизации затрат путем исключения из дизайна проведение мини ГРП, что позволяет сократить продолжительность операции и ежегодно сэкономить несколько десятков млн. рублей.

С июня 2023 года в Нижневартовском филиале, после проведения тестирования и подбора рецептуры, применяется комбинированный химреагент стабилизатор-деэмульгатор 2 в 1, что позволяет снизить затраты при ГРП на несколько млн. руб. в год.

В 2024 году, по результатам проведенных опытно-промышленных работ при освоении скважин Восточно-каменного месторождения, пробуренных на викуловскую свиту, внедрены различные варианты компоновок заканчивания и методов освоения - компоновкой МГРП с проведением мультистадийных ГРП, щелевым фильтром с последующим проведением соляно-кислотной обработки для очистки призабойной зоны скважины от фильтрата бурового раствора, а также комбинацией этих компоновок – порты МГРП + щелевой фильтр. Выработанные подходы позволили обеспечить максимальную продуктивность скважин.

В 2025 году успешно реализованы технологические оптимизации, направленные на снижение стоимости метровой ставки проходки от 5 до 15%. На Восточно-Каменном месторождении использован метод секционного (кластерного) бурения на 4-х горизонтальных скважинах, также проведен первый этап опытно-промышленных работ по оптимизации диаметра открытого ствола под комбинированную конструкцию колонны диаметром 146х114 мм (бурение открытого ствола одним диаметром долота – 215,9 мм) на горизонтальной скважине Восточно-Каменного месторождения. Изменение диаметра открытого ствола позволило снизить стоимость метровой ставки на бурение горизонтальной скважины по комбинированной конструкции.

Всего по Компании в 2025 году выполнено 692 стадий (портов) ГРП, с общей массой расклинивающего агента более 48 тыс. тонн. За период с 2018 по 2025 год проведено более 5,5 тысяч стадий ГРП.

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.

В 2022 году успешно выполнены опытные работы по применению новых составов для РИР (ремонтно-изоляционных работ) в осложненных скважинных условиях. Достигнутая успешность кратно превышает среднеотраслевые значения по данному виду ГТМ. Разработана программа по дальнейшему внедрению выбранной технологии.

В 2023 году инициирован проект по ОПИ эффективных кислотоотклоняющих технологий с целью повышения эффективности повторных обработок комбинированными кислотными составами горизонтальных скважин с многостадийными ГРП.

В мае 2024 года, впервые в Ульяновском филиале Компании на Мордовоозерском месторождении был проведён инновационный проппантный ГРП на кислотном безполимерном геле (КПГРП).  Успешно закачано 15 тонн проппанта фракции 16/20 на 60 м3 вязкоупругого кислотного геля. Дебит скважины после освоения составил 33 т/сут, что превышает расчетный на 30%. Данная технология рассматривается как альтернатива уже широко известным высокорасходным большеобъёмным соляно-кислотным обработкам (ВБСКО) и позволяет значительно увеличить длительность эффекта за счёт образования высокопроводимой трещины, закреплённой проппантом. На данный момент арсенал успешно применённых технологий для интенсификации карбонатных коллекторов зрелых месторождений Волго-Уральского бассейна пополнился технологией проведения проппантного ГРП с последующей кислотной обработкой.

В 2025 году В Ханты-Мансийском филиале успешно реализована программа испытаний технологии ГПП+ГРП (гидропескоструйная перфорация и гидроразрыв пласта). На скважине проведено 3 стадии ГПП+ГРП в горизонтальном стволе за одну спускоподъёмную операцию. Технология позволяет ускорить, упростить заканчивание и снизить затраты на строительство новых скважин, увеличить количество стадий МГРП и оптимизировать процесс выбора зон стимуляции горизонтальной скважины. Также технология обладает высоким потенциалом применения при проведении повторных ГРП и селективных ОПЗ.

Технологии эксплуатации механизированных скважин

В процессе эксплуатации механизированного фонда скважин продолжено последовательное внедрение подвесок НКТ с внутренним полимерным покрытием. По результатам 2025 года, на месторождениях Компании, 566 скважин (+77 к 2024 году) оборудованы защищенными НКТ, позволяющими комплексно предотвращать осложнения по причине коррозии и АСПО и снижать операционные затраты на эксплуатацию.

По итогам 2025 года, несмотря на снижение количества среднедействующего фонда и проведения мероприятий по повышению энергоэффективности работы механизированных скважин, в целом удается удержать показатель МРП по Компании, выше 800 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.

Модернизация трубопроводного транспорта и инфраструктуры

В Компании разработана программа, позволяющая избежать экологических рисков и направленная на диверсификацию транспортировки углеводородного сырья в Нижневартовском районе с обновлением трубопроводной артерии товарной нефти с нефтедобывающих промыслов. Введен в эксплуатацию напорный нефтепровод, на завершающем этапе находится строительство по техническому перевооружению центрального пункта сдачи нефти. Также в рамках проекта ведется реконструкция и модернизация товарных парков на площадных объектах добывающего предприятия.

В рамках проекта разработки Восточно-Каменного месторождения Ханты-Мансийского филиала, в третьем квартале текущего года введен в эксплуатацию напорный нефтепровод от ПНН в пос. Каменный до СИКН № 596 Ду 250 мм, длиной 61,8 км. Опережающий ввод нефтепровода позволил сократить затраты на перевозку нефтесодержащей жидкости (НСЖ) автотранспортом.

В 2025 году завершено строительство и введен в эксплуатацию первый пусковой комплекс УПН Восточно-Каменного месторождения мощностью по нефти 500 тыс. тонн/год, по жидкости 700 тыс. тонн/год, по попутному нефтяному газу 42 млн. м3/год. Ведется расширение объекта до проектной мощности 1,5 млн/тонн нефти в год.

В рамках реализации стратегической программы по интенсификации добычи и диверсификации транспортной инфраструктуры, в 2025 году дан старт масштабному проекту технического перевооружения и реконструкции приемо-сдаточного пункта «Красноленинск» (СИКН №596). Реализация проекта направлена на кардинальное повышение производственного потенциала объекта. Внедрение современных технологических решений и расширение мощностей позволят увеличить пропускную способность ПСП с 0,769 млн. тонн до проектных 2 млн тонн в год. Данный проект вносит значимый вклад в создание надежного технологического задела, обеспечивающего перспективное наращивание объемов добычи с Восточно-Каменного месторождения и повышение общей эффективности системы подготовки и транспортировки углеводородного сырья Компании.

Оптимизация затрат на сетевую электроэнергию

В 2025 году, совместно с подрядчиком, на Восточно-Каменном месторождении введен в эксплуатацию энергоцентр на 7 единиц ГПГУ GE Jenbacher 420 с номинальной мощностью 10 МВт. Реализуется расширение энергокомплекса до 9 ГПГУ номинальной мощностью 13 МВт.

В 2025 году совместно с подрядчиком начаты работы по расширению мощности электрогенерации для обеспечения электроэнергией объектов Верхне-Шапшинского месторождения. В 2026 году планируется запуск энергоцентра на 9 ГПГУ Liyu Gas Power (ЛИЮ Газ Пауэр) LY1600 общей мощностью 14,4 МВт. Ежесуточная выработка электроэнергии составит более 216 МВт*ч.

С целью сокращения затрат на потребление электроэнергии в перспективном районе нового бурения, реализован проект «Энергокомплекс КП 407Б Тагринского месторождения» совместно с подрядчиком. В 2025 году введен в эксплуатацию энергоцентр на 7 единиц ГПГУ Liyu Gas Power LY1600 с полной мощностью 11,2 МВт.

В 2025 году в рамках расширения локальной электрогенерации, Нижневартовским филиалом введена в эксплуатацию ГПГУ GE Jenbacher 320 с полной мощностью 1 МВт. Инициатива позволила обеспечить электроэнергией объекты по подготовке нефти Нижневартовского филиала со снижением затрат относительно тарифа сетевых поставщиков.

Всего на данный момент, на 15 объектах РуссНефть эксплуатируется 83 ГПГУ с номинальной мощностью более 114 МВт, в том числе 14 собственных установок общей мощностью более 14,8 МВт. На 2026 год в планах ввод еще 15 ГПГУ с общей мощностью 23,3 МВт в проектах по расширению на трех объектах Компании.

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 порядка 700 идей, охватывающих обширную тематику от реинжиниринга процессов бурения, промышленного строительства, снижения энергопотребления до технологических усовершенствований производственных процессов.