В России разработали собственное оборудование для дистанционного управления скважиной

В Московской области «ЛГ автоматика» начнёт производство клапанов для ГТУ. В год предприятие сможет выпускать до 80 деталей, со ссылкой на департамент промышленности Москвы пишет «РИА Новости».

Топливный клапан используется для регулирования подачи газа в газоперекачивающем агрегате на магистральных газопроводах. В сообщении отмечается, что российская разработка — аналог западной, которая теперь не поставляется в нашу страну. Заказчиком и покупателем стала крупная газодобывающая компания.

Выпуск топливных клапанов — это уже третье производство комплектующих для ГТУ, о которых сообщали федеральные СМИ. Так, в Санкт-Петербурге наладили выпуск дефицитных лопаток, в Тюмени — жаровых труб сгорания. Производством самих турбин занимаются предприятия, входящие в «Ростех». Ранее они взяли на себя обязательства нарастить объёмы их выпуска.

Такое заявление сделало ведомство в ответ на запрос «Коммерсанта» о расширении режима НДД для месторождений. В министерстве финансов считают, что в России нет предпосылок для сокращения добычи, введение же новых налоговых послаблений может привести к дефициту бюджета.

Недавно ведомство отклонило предложение перевести на НДД ряд месторождений в Западной Сибири. Разработку 70 участков с выработанностью менее 5% и совокупными запасами не более 50 млн т нефти в год планировали стимулировать с помощью перехода с НДПИ на налог на дополнительный доход. Однако в Минфине считают, что таким образом добыча перейдёт на льготируемые месторождения с тех участков, которые платят полноценный НДПИ.

Источники издания также сообщают, что Минфин по тем же причинам отклонил предложение по вычетам из НДПИ для трудноизвлекаемых запасов. Вводить дополнительные налоговые послабления в следующем трёхлетнем периоде ведомство не намерено. В будущем финансовое министерство может рассмотреть новые льготы, но при наличии достаточных экономических оснований.

Закончен очередной этап обустройства месторождения: специалисты готовятся ввести в эксплуатацию объекты третьего газового промысла. Это 12 кустов скважин.

Как сообщает газета «Газовик.инфо», сейчас специалисты занимаются пусконаладкой станций управления фонтанными арматурами. Их на промысле 22. В ходе проверки их запускают в рабочий режим. Работа должна пройти без замечаний, и после этого скважины можно начинать эксплуатировать.

Издание компании «Газпром добыча Надым» не уточняет, будут объёмы с новых скважин способствовать увеличению или поддержанию добычи. Проектная мощность Бованенковского месторождения — 115 млрд м³ газа в год. Последний раз данные о добыче публиковались в 2021 году. Тогда из недр участка извлекли 110,8 млрд м³. О выходе на проектную мощность по итогам 2022 года «Газпром» не сообщал.

Наши новости удобно читать в Telegram. Подписывайтесь на канал «Нефтегазовая промышленность».

В своём отчёте за девять месяцев 2023 года компания отметила, что в среднем нефтеотдача горизонтальных скважин при условии проведения гидроразрыва пласта вдвое превосходит показатели наклонно направленных сооружений.

В январе — сентябре на месторождениях холдинга запустили в работу 2,4 тыс. новых скважин, 71% из них горизонтальные. Кроме того, для интенсификации добычи применяют ГРП. Таких скважин в новом фонде 48%. Общий показатель проходки составляет 9,1 млн м.

Как отмечал на форуме TNF-2023 главный инженер ООО «РН-Уватнефтегаз» Пётр Василенко, доля горизонтальных скважин с ГРП будет и дальше расти: это достаточно эффективный способ увеличения нефтеотдачи. Однако для сохранения высоких показателей в будущем на таких скважинах требуется проведение повторного ГРП. Сейчас этому мешают технические сложности.

«Данный подход позволяет вести разработку запасов с высокой долей эффективности. Заканчивание компоновками ГРП получило наибольшее распространение за счёт высокой надёжности и относительно небольшой стоимости. Но, несмотря на все достоинства, существует ряд вызовов по повторному проведению стимуляции пласта именно в горизонтальных скважинах с шаровыми муфтами ГРП. Необходимость обеспечить равнопроходное сечение внутреннего хвостовика требует разбуривания муфт, а значит — и существенного увеличения затрат. Часто это приводит к авариям и осложнениям при проведении работ в условиях низкого пластового давления», — рассказал Пётр Василенко.

Сейчас в «Роснефти» ищут решения, которые позволят уйти от ограничений, связанных с использованием шаровых муфт, и проводить интенсификацию притока с помощью повторного гидроразрыва пласта.