Ежедневно Россия добывает колоссальные объемы нефти — около 10,8 миллиона баррелей (1,72 миллиарда литров). Чтобы поддерживать эти темпы, тысячи скважин по всей стране должны работать в режиме нон-стоп, без остановок. Однако на практике идеальный ритм часто прерывается из-за технических сбоев, и каждая минута простоя оборачивается для компаний прямыми финансовыми потерями.
Одной из частых причин таких нарушений работы оказывается не износ оборудования, а сама добываемая из скважин жидкость. Дело в том, что это сложная многокомпонентная «смесь». Помимо легких фракций нефти, из которых получают топливо, в ее состав входят тяжелые углеводороды — парафины и асфальтены, кислоты, а также минеральные соли и пластовая вода.
Эти компоненты и считаются главными вредителями. Под воздействием резких перепадов температуры и давления при подъеме нефти на поверхность они ведут себя подобно накипи в чайнике. Парафины кристаллизуются, превращаясь из растворенного состояния в твердое, и создают на стенках труб плотную, воскообразную корку. Соли выпадают в осадок, усиливая образование пробок, а асфальтены слипаются в смолистые сгустки. Многослойные отложения постепенно нарастают изнутри, сужая диаметр труб и оседая на чувствительных механизмах насосов. В конечном итоге пробка может полностью перекрыть «артерию» скважины, остановив жизненно важный поток.
Для предотвращения этих проблем сегодня применяются три основные стратегии. Первая — механическая очистка уже образовавшихся отложений, когда процесс требует остановки скважины и приводит к технологическим простоям. Вторая – промывка скважинных трубопроводов горячим агентом (нефть, вода или перегретый пар), что также требует приостановки эксплуатации скважины и существенных энергозатрат на нагрев и циркуляцию горячего агента. Более современный подход — профилактика с помощью специальных химических реагентов (защитных составов, предотвращающих образование пробок), которые непрерывно подаются в скважину и предотвращают кристаллизацию парафинов и солей.
Однако сама технология дозирования этих компонентов сталкивается с серьезными проблемами. Поршневые системы (где реагент вытесняется механическим поршнем) часто выходят из строя из-за заклинивания механизмов. Автоматизированные дозирующие устройства (с электронным управлением и собственным мотором) не выдерживают экстремальных условий скважины — комбинации высоких давлений, температур и химически агрессивной среды.
Но ключевой и самой распространенной проблемой на практике является отсутствие синхронизации работы дозатора со скважинным насосом, который качает нефть. Это приводит к нерациональному использованию реагента. Во-первых, пока скважина простаивает, дорогостоящий химический реагент продолжает расходоваться, самопроизвольно вытекая из дозирующего устройства и смешиваясь внутри него со скважинной жидкостью. Во-вторых, как только начинается активная добыча, его уже не хватает для предотвращения пробок.
Для решения этой проблемы ученые Пермского Политеха впервые разработали специальное погружное устройство, оснащенное дозировочным насосом, который работает непосредственно от вала (центральной вращающейся детали), погружного электродвигателя скважинной насосной установки. На изобретение получен патент. Существующие на сегодняшний день аналоги характеризуются, либо высокой сложностью конструкции и низкой надежностью, либо не обеспечивают долговременное и стабильное поддержание эффективной концентрации химических реагентов в скважинной жидкости, ввиду непостоянной скорости их подачи.
Внешне устройство представляет собой компактный цилиндрический модуль, предназначенный для размещения в скважине. Данный модуль содержит несколько функциональных узлов: верхняя часть содержит дозировочный насос и редуктор, который передает вращение от погружного электродвигателя дозировочному насосу, а нижняя служит резервуаром для химического реагента. Приводом устройства служит погружной электродвигатель, являющийся также приводом и для скважинного насоса, что обеспечивает стабильную и согласованную с работой насосной установки подачу реагента в скважинную жидкость.
— Предложенное устройство работает следующим образом: при запуске насосной установки начинается одновременное извлечение скважинной жидкости и подача в нее химических реагентов, а при выключении – оба процесса прекращаются. Такой результат достигается за счет того, что скважинный насос и устройство для подачи реагента в скважину приводятся в действие погружным электродвигателем, общим для обоих устройств. Жидкий химический реагент изолирован от добываемой жидкости и хранится в эластичном резервуаре особой конструкции, что исключает смешивание реагента со скважинной жидкостью и его утечки в периоды простоя оборудования, — рассказал Вадим Картавцев, ассистент, инженер кафедры горной электромеханики ПНИПУ.
Говоря простым языком, представьте «умную капсулу», которую опускают в скважину вместе с оборудованием. Перед этим ее заправляют химическим составом. Дальше все происходит автоматически: когда насосная установка активна, одновременно приводится в действие дозатор, подающий реагент прямо в нефтяной поток. Как только добычу приостанавливают, подача моментально прекращается.
— Также мы продумали и систему безопасности. В эластичный резервуар встроен специальный подпружиненный клапан-предохранитель. Он страхует устройство в аварийной ситуации — когда реагент неожиданно заканчивается, но насос продолжает работать и создает разрежение. Клапан автоматически открывается и впускает скважинную жидкость, не позволяя резервуару деформироваться больше допустимого и порваться под действием перепада давления, — добавил Валерий Зверев, доцент кафедры горной электромеханики ПНИПУ, кандидат технических наук.
Это похоже на бутылку с водой, из которой допили всю жидкость — если продолжить пытаться пить, пластиковая бутылка начнет сминаться и деформироваться. Встроенный предохранительный клапан действует как защитная система спортивной бутылки: при возникновении опасного разряжения он мгновенно открывается и впускает скважинную жидкость, сохраняя целостность резервуара до следующей заправки.
Таким образом, разработка ученых предлагает комплексное решение проблемы образования пробок. Новый подход исключает простои и перерасход реагентов: он увеличивает время поддержания эффективной концентрации реагента в скважинной жидкости в два-три раза по сравнению с серийными дозаторами с жидким реагентом и сокращает расход на 15-30 % по сравнению с серийными дозаторами с капсулированным ингибитором. Все это позволяет значительно снизить эксплуатационные расходы и повысить рентабельность добычи нефти.