За период деятельности компании проведена значительная работа по развитию нефтегазового комплекса предприятия. Из года в год увеличиваются объемы добычи нефти: в 2005 году добыто 3,3 тыс.тн, в 2008 — 276 тыс.тн, в 2015 — 303 тыс.тн, в 2017 — 346 тыс.тн.
Высокие темпы роста добычи способствуют увеличению ВВП, созданию новых рабочих мест, реализации социальных программ и конкретных проектов.
С декабря 2007 года компанией-оператором, осуществляющим сопровождение финансово-хозяйственной и производственной деятельности ООО «Татнефть–Самара», является НГДУ «Ямашнефть» ПАО «Татнефть».
Компания активно применяет современные и эффективные методы разработки месторождений. Разбуривание участков ведется на основе геологических 3D моделей. Для снижения затрат и быстрого ввода месторождений среднего карбона в эксплуатацию ведется строительство скважин малого диаметра.
В 2013 году впервые в компании применен метод многоступенчатого кислотного гидроразрыва пласта на скважине № 315г с горизонтальным окончанием в отложениях нижнего карбона.
Для вовлечения в разработку всех продуктивных горизонтов успешно применяются технологии одновременно-раздельной добычи, а для поддержания пластового давления (ППД) используется технология одновременно-раздельной закачки. В 2017 году внедрена технология одновременно-раздельной добычи и закачки. На пяти месторождениях реализована система ППД. На четырех месторождениях внедрены технологии внутрискважинной и межскважинной перекачки пластовой воды. Указанными технологиями задействовано 34% эксплуатационного фонда скважин.
В период с 2006 года по 2012 год проведено строительство двенадцати нефтеналивных пунктов (ННП) на двух из них выполнено строительство установок подготовки сточных вод, внедрены системы ППД с КНС и обустройством нагнетательных скважин.
Для повышения оперативности и контроля за работой фонда скважин используются современные интегрированные программные комплексы MEGA, XSPOC, КИС АРМИТС, Универсальный Менеджер Измерений. Участки напорных нефтепроводов обеспечены системой обнаружения утечек. Для оперативности выполнения поставленных задач и текущей деятельности применяются программные комплексы 1С:УХ, 1С ТОИР, СЭД «ПРАКТИКА» и корпоративная социальная сеть ПАО «Татнефть».
В 2009 году произведен ввод в эксплуатацию установки подготовки нефти с приемо-сдаточным пунктом и системой измерения количества и показателей качества нефти «Калиновый Ключ» (УПН с ПСП), это позволяет вести подготовку сырой нефти до первой группы качества с непосредственной сдачей в систему магистральных нефтепроводов ПАО «Транснефть».
Проектная мощность установки — 500 тысяч тонн товарной нефти в год, что дает возможность подготавливать нефть сторонних организаций.
В 2009 году для обеспечения экологической безопасности проведены работы по строительству напорного нефтепровода от ННП-1 до УПН с ПСП «Калиновый Ключ» протяженностью 28 км. В 2014 году введен в эксплуатацию напорный нефтепровод от ННП-5 до УПСВ-6 НГДУ «Нурлатнефть» протяженностью 9,9 км. Данные проектные решения позволили исключить перевозку нефти и создания герметичной системы нефтесбора.
В ООО «Татнефть-Самара» применяется инновационное решение по обеспечению надежного энергоснабжения производственных объектов. Ежегодный объем потребления электроэнергии по Обществу составляет 16 000 тыс.кВтч/год. В целях оптимизации расходов на электроэнергию и выполнения программы по утилизации попутного нефтяного газа, применяются газопоршневые установки. Ежегодный объем собственной генерации электроэнергии составляет 11 000 тыс.кВтч/год.
Впервые в Группе Компании «Татнефть» для эффективного использования существующих сетей электроснабжение объектов Иргизского месторождения, на ВЛ-10 кВ установлены пункты автоматического регулирования напряжения на базе вольтодобавочных трансформаторов.
В 2015 году впервые в ПАО «Татнефть» в обществе применена модульная технология по подготовке газа на Иргизском месторождении сверхлегкой нефти. Проектная мощность установки — 47 тысяч тонн газопродуктов в год. Строительство установки позволило ввести в эксплуатацию месторождение с утилизацией попутного нефтяного газа более 95%.
В Обществе реализуются мероприятия, направленные на снижение производственных расходов, что позволяет осуществить оптимизацию эксплуатационных затрат на уровне 20 млн. рублей ежегодно.
