На Южно-Приобском месторождении «Газпром нефти» в ХМАО-Югре начал работу первый российский флот гидроразрыва пласта (ГРП) — мобильный парк техники для повышения эффективности добычи. До 2030 года для проектов компании в Западной и Восточной Сибири поставят еще несколько серийно произведенных российских комплексов ГРП.
Специалисты уфимского научного института «Роснефти» усовершенствовали функционал цифрового помощника «DataTools», расширив его возможности для работы с нефтяными скважинами. Модернизированный инструмент позволяет эффективно подбирать скважины-кандидаты для проведения геолого-технических мероприятий, направленных на увеличение объемов добычи нефти.
На российском рынке КИП все чаще возникает потребность в надежных решениях для измерения давления в агрессивных средах, при экстремальных температурах, а также при высоком статическом давлении. Как защитить оборудование от коррозии, абразивного износа и водородного охрупчивания? Какие методы термозащиты работают в условиях Крайнего Севера? Сегодня мы публикуем технически детальное интервью с директором по развитию АО «ЭМИС» Артуром Даутовым.
«РН-Юганскнефтегаз», крупнейший добывающий актив «Роснефти» успешно реализует проект по внедрению инноваций в бурении и гидроразрыве пласта (ГРП) при разработке низкопроницаемых коллекторов. В первом квартале 2026 года на высокотехнологичной горизонтальной скважине Приобского месторождения получен стабильный дебит нефти 354 тонн в сутки.
Литий называют «новой нефтью»: без него не работают смартфоны и не ездят электромобили. Россия пока покупает этот металл за рубежом, хотя собственный источник есть прямо на нефтяных месторождениях. Вместе с углеводородами на поверхность поднимаются миллиарды тонн пластовых вод, которые раньше считали бесполезным продуктом и закачивали обратно, тратя огромные ресурсы.
С каждым годом добывать нефть становится все сложнее: легкодоступные месторождения истощаются, и основные запасы теперь сосредоточены в плотных породах-коллекторах вроде известняков и доломитов. Чтобы извлечь оттуда сырье, в скважины закачивают воду, но процесс этот идет вслепую — инженеры видят только то, сколько жидкости вошло и вышло, не понимая, что происходит внутри пласта.
Инженеры Компании создали интеллектуальный ресурс по моделированию бурения скважин в реальном времени. Использование цифровых двойников позволяет оптимизировать технологические операции и полностью контролировать процесс бурения.
Ученые уфимского научного института «Роснефти» запатентовали инновационный способ оценки технологической эффективности разработки нефтегазовых месторождений. Решение позволяет определять наиболее подходящие технологии заканчивания скважин, в том числе технологии гидроразрыва пласта (ГРП), с учётом геологических особенностей различных участков месторождения.
Уфимский научный институт «Роснефти» разработал программный комплекс «РН-АЛЬФА» для интегрированного моделирования процессов нефтегазодобычи. Комплекс рассчитывает сценарии разработки месторождений с учетом подземного и наземного обустройства и дает экономическую оценку вариантов. По словам и.о. заместителя гендиректора «РН-БашНИПИнефть» по технологическому развитию и инновациям Артёма Мироненко, в «Роснефти» разработано 24 программных продукта, «РН-АЛЬФА» относится к линейке ПО для проектирования.
«Роснефть» сообщила о разработке уфимским научным институтом программно‑аналитического комплекса для контроля целостности и повышения надежности трубопроводного транспорта. Система в непрерывном режиме анализирует свойства перекачиваемых углеводородов и сигналы датчиков давления с частотой до 20 раз в секунду, а при отклонениях выдает координаты точки потери целостности. По итогам опытно‑промышленных испытаний заявлено о высокой эффективности решения и планах масштабирования на весь трубопроводный комплекс компании.
На Салымской группе месторождений в ХМАО‑Югре «Газпром нефть» начала промышленную эксплуатацию первой российской компактной буровой установки нового поколения отечественного производства. Применение блочно-модульных технологий позволило сократить время сборки и ускорить транспортировку техники в четыре раза; транспортировка между участками месторождения занимает в среднем на 10 дней меньше, а перемещение по буровой площадке сокращается с 8 до 3 часов. Установка способна строить скважины глубиной до 5 км.
В настоящее время оборудование смонтировано на эксплуатационной площадке, сервисные специалисты ЭНЕРГАЗа выполняют пусконаладочные работы.
