#добыча нефти

Добыча трудноизвлекаемой нефти требует закачки в скважину геля для создания трещины и доставки специальных распорок, чтобы разломы не закрывались. После операции его нужно полностью удалить, иначе он закупорит поры и остановит добычу. Для этого используют специальные химические вещества — разрушители. Обычные такие средства срабатывают слишком рано, еще во время закачки, когда гель еще нужен. А пластиковые капсулы, в которые разрушители прячут для отсрочки, не выдерживают высокой температуры и огромного давления на глубине — они размягчаются и освобождают состав преждевременно. Ученые Пермского Политеха совместно с китайскими коллегами создали капсулы, которые выдерживают экстремальные условия, срабатывают точно тогда, когда нужно, и стоят в три раза дешевле пластиковых аналогов. Все это делает их идеальным решением для добычи трудноизвлекаемой нефти на больших глубинах.

Чтобы оценить нефтеносность пласта и способы извлечения нефти, геологи используют керн — цилиндрический образец породы со дна скважины. Это главный, а часто и единственный источник данных о пористости, проницаемости и поведении породы в агрессивной среде. Но керна всегда мало: из многокилометровой скважины получают десятки метров, а каждое серьезное испытание (кислота, горячая вода, газ) разрушает образец. Компьютерное моделирование дает лишь приблизительные расчеты, а 3D-печатные реплики искажают структуру и свойства. Ученым Пермского Политеха впервые в России удалось разработать технологию воспроизведения фильтрационно-емкостных свойств керна, обеспечивающую точность совпадения копии с оригиналом не менее 95%.

Ученые РГУ нефти и газа (НИУ) имени И. М. Губкина разработали технологию изменения структуры молекул нефти с помощью энергии кавитационных полей, которые создаются при воздействии ультразвука. Технология позволяет облагораживать нефть, меняя ее физико-химические характеристики и снижая долю нежелательных составляющих веществ. Для проведения полевых испытаний ее реализовали в мобильном исполнении с применением управляемых ультразвуковых полей. Разработанное исследовательское оборудование может применяться на любом месторождении, включая удаленные и труднодоступные.

Физтехи промоделировали морскую сейсморазведку в условиях арктического шельфа, учитывающую одновременно присутствие ледяного покрова, многолетней мерзлоты, слоистого морского дна и нефтяной залежи. Оказалось, что каждый из этих факторов оставляет в сейсмограмме характерный след, по которому можно идентифицировать залежь и выбрать оптимальное расположение источников и приемников.

Ученые РГУ нефти и газа (НИУ) имени И. М. Губкина предложили подход к отбору малодебетных нефтегазовых месторождений, которые составляют около 88% нераспределенного фонда нефтяных участков. Модель расчета поможет вовлечь в экономический оборот от 400 до 600 миллионов тонн ранее нерентабельных запасов.

Каждый год на месторождениях происходят десятки плановых остановок скважин для ремонта или профилактики. Чтобы во время простоев предотвратить выброс нефти и газа на поверхность, скважины глушат и закачивают в них специальные жидкости, в качестве которых нередко используют обратные эмульсии. Раньше считалось, что они безвредны и легко удаляются, поэтому, когда после глушения проницаемость уменьшалась, это списывали на другие факторы — например, отложение парафинов. Комплексно не изучалось, как именно эти составы влияют на снижение добычи. Ученые Пермского Политеха изучили обратные эмульсии и впервые объяснили, как они влияют на проницаемость горных пород. Проведенное исследование позволяет заранее определить, насколько опасен тот или иной состав и какой способ очистки сработает лучше. Это поможет нефтяным компаниям минимизировать потери добычи и избежать дорогостоящих восстановительных работ.

Сегодня большая часть месторождений в России страдает от преждевременной обводненности. Это означает, что на поверхность вместе с нефтью поднимается значительное количество воды. Главная причина этой проблемы — разрушение цементного камня, который находится вокруг скважины и обеспечивает ее герметичность. В результате различных нагрузок в нем образуются микротрещины, через которые вода начинает перетекать и постепенно обводнять нефть. Однако существующие материалы, которыми сегодня цементируют скважины, не всегда обеспечивают долговечную герметичность. Ученые Пермского Политеха разработали уникальные для России материалы, которые обеспечат качественную защиту скважин от преждевременного обводнения.

Добыча полезных ископаемых из карбонатных коллекторов, составляющих значительную часть мировых запасов, сейчас сталкивается с ключевой проблемой — низкой проницаемостью пород. Это значит, что нефть и газ находятся в изолированных порах и не могут естественным путем поступать к скважине, что делает традиционные методы добычи малоэффективными и очень дорогими. Стандартным решением для этого является кислотная обработка, когда в пласт закачивают реагент, который растворяет породу. Однако сейчас этот процесс остается непредсказуемым из-за отсутствия точных данных о трансформации породы при длительном воздействии кислотного раствора. Ученые из Пермского Политеха и ИПНГ РАН разработали уникальную методику кислотной обработки, которая позволяет более точно оценить изменение проницаемости породы. Разработка уникальна и не имеет аналогов в мире.

Бурение — единственный способ добычи подземных углеводородов, но традиционные буровые растворы на основе нефтехимии создают серьезную экологическую угрозу. Их токсичные отходы отравляют почву и грунтовые воды, нанося долгосрочный ущерб экосистемам и здоровью людей. В качестве решения разрабатываются «зеленые» альтернативы: биоразлагаемые компоненты из отходов сельского хозяйства, растительных масел и природных полимеров, а также наночастицы. Однако у них есть недостатки: органические составы не всегда устойчивы к температурным условиям в скважинах, а нанотехнологии — дороги и не всегда экологичны. Это препятствует массовому переходу на безопасные методы. Ученые Пермского Политеха совместно с международными исследователями разработали новые классы реагентов для нефтедобычи, сочетающие биоразлагаемые компоненты с наночастицами. Данные составы сокращают вредные утечки более чем на 31% и при этом полностью разлагаются, не нанося ущерба природе.

Для успешного строительства нефтяной скважины критически важно точно управлять движением бурового оборудования, особенно когда расстояние между местом начала бурения и слоем породы, содержащим нефть и газ, достигает нескольких километров. В таком случае очень важны методы передачи данных о состоянии скважины и инструмента для избежания аварий и других непредвиденных ситуаций. Но традиционные способы в глубоких скважинах могут выходить из строя: кабели закручиваются вокруг бурового инструмента и рвутся, радиоволны не проходят через толщу земли, а шум оборудования заглушает звуковые сигналы. Ученые ПНИПУ внедрили технологию по передаче данных через буровой раствор, который обычно закачивают в скважину для охлаждения и очистки инструмента, в ранее созданный уникальный высокотехнологический комплекс для строительства скважин. Такое решение обеспечивает стабильную связь на больших глубинах, не боится вибраций, шума и в 1,5-2 раза дешевле зарубежных аналогов.

Ученые выяснили, что ацетаты — соли уксусной кислоты с переходными металлами — в комбинации с паровой обработкой снижают вязкость тяжелой, а потому трудно добываемой нефти на 58 процентов. Такой подход оказался на 19 процентов эффективнее по сравнению с действием одного лишь пара, который широко применяется при нефтедобыче.

В рамках международного проекта, выполненного коллективом Передовой инженерной школы Санкт-Петербургского государственного университета совместно с Пекинским институтом нефти (Китай) разработан метод анализа геофизических данных, который позволяет определять направление микротрещин в горных породах, расположенных глубоко под поверхностью Земли. С его помощью можно проводить бурение скважин для добычи углеводородов вдоль этих трещин, что существенно повышает эффективность добычи.

Ученые ТюмГУ разработали модель, которая необходима, чтобы предотвратить прорыв воды по трещине от нагнетательной скважины в зону дренирования добывающей скважины при добыче нефти.

Сегодня добыча нефти часто осложняется образованием парафиновых отложений на стенках скважины. Эти отложения приводят к уменьшению гидравлического радиуса нефтедобывающих труб, что влечет за собой увеличение давления в системе, выход из строя насоса и другого промыслового оборудования. Ученые Пермского Политеха предложили для борьбы с парафином использовать методику повышения эффективности применения ингибиторов — химических реагентов. Технология поможет не только снизить затраты на обслуживание нефтяных скважин, но и риски возникновения аварий.

В связи с активной разработкой нефтегазовых месторождений значительная часть продуктивных пластов, расположенных ближе к земной поверхности, практически полностью выработана. Поэтому запасы углеводородов смещаются в сторону более глубоких карбонатных залежей. При использовании стандартных методов исследования скважин в осложненных условиях низкой проницаемости пластов, неустойчивых пород и размытых стволов скважин выполнение необходимых замеров и отбора проб весьма затруднительно. Существующие способы не всегда позволяют достоверно оценить содержание в карбонатных горных породах черного золота. Ученые Пермского Политеха предложили использовать при исследовании пород геологического разреза модульный гидродинамический испытатель на каротажном кабеле (MDT). Разработка политехников, в отличие от стандартного каротажа — метода геофизического исследования скважин, позволяет выполнить важнейшую задачу — оперативно получить точные данные о фильтрационных характеристиках нефтегазоносных пластов. Она прошла испытания на эксплуатационных объектах Маговского нефтегазоконденсатного месторождения, характеризующихся сложным неоднородным строением.

Активная разработка месторождений в Пермском крае ведется с 1950-х годов. Поэтому значительная часть наиболее продуктивных нефтяных терригенных пластов либо полностью выработана, либо находится на поздней стадии разработки. В этих условиях структура остаточных запасов углеводородов с каждым годом все более смещается в сторону разработки карбонатных нефтяных залежей. Существующие методы исследования карбонатных горных пород не всегда позволяют достоверно оценить содержание в них «черного золота». Ученые Пермского Политеха предложили новый способ определять наличие нефти в карбонатных пластах.

Ученые из ТюмГУ продемонстрировали, насколько продуктивнее извлечение из пласта нефти с помощью тепломассопереноса.

Самая распространенная в нашей стране проблема при добыче и транспортировке нефти — образование асфальтосмолопарафиновых отложений, АСПО. В основном это явление наблюдается в призабойной зоне пласта, на холодной поверхности лифтовой колонны, линейных трубопроводов и резервуаров. При росте объема отложений значительно снижается гидравлический радиус, что повышает давление в добывающей скважине и может привести к аварийным ситуациям. Одним из перспективных методов борьбы с АСПО является нанесение на поверхности лифтовой колонны и линейных нефтепроводов гладких покрытий, выполненных из эпоксидных полимеров. Ученые Пермского Политеха впервые разработали методику оценки технологической эффективности применения эпоксидных покрытий. Исследователи установили, что их внедрение способствует увеличению температуры внутренней поверхности лифтовой колонны, что в свою очередь дополнительно снижает интенсивность образования органических отложений. Разработка ученых позволяет не только тестировать, но и создавать отечественные марки эпоксидных покрытий для их комплексного исследования.

Ученые из Сколтеха, основываясь на полученных экспериментальных данных и опыте моделирования, протестировали популярную теоретическую модель теплопроводности горных пород, которая широко используется при поисках, разведке и разработке нефтегазовых и геотермальных месторождений, а также при захоронении радиоактивных отходов. Они пришли к выводу, что она ненадежна и описали способ ее усовершенствования.

В процессе эксплуатации нефтедобывающих скважин постепенно ухудшается проницаемость коллектора. Отложения парафина и загрязнение пустот снижают темпы выработки нефтяных запасов. Производительность скважин чаще всего восстанавливают с помощью кислотного воздействия — растворения горной породы с применением химических реагентов. Ученые Пермского Политеха совместно с китайскими коллегами разработали математическую модель, которая позволит оценить потенциальное увеличение объема нефти после кислотной обработки. Кроме того, технология по обработке скважин сократит временные и денежные издержки.

Одно из наиболее частых осложнений при добыче и транспортировке нефти — образование органических отложений. На территории Пермского края подобное явление встречается на каждой второй скважине. Самый распространенный и эффективный способ решения этой проблемы — использование химических реагентов. Основной принцип их действия — это снижение температуры насыщения нефти парафинами и предотвращение образования органических отложений. Ученые Пермского Политеха предложили методику определения эффективности работы реагентов на современной установке WaxFlowLoop. Разработка поможет увеличить технологическую и экономическую эффективность нефтедобычи, сократить расходы на обслуживание и снизить риск аварий на нефтяных скважинах. А еще позволит сохранить в составе нефти ценные компоненты — высокомолекулярные соединения, которые используются для получения продуктов нефтехимии.

Для более интенсивной добычи нефти из глубоких скважин с низкой проницаемостью используют метод гидравлического разрыва пласта. Ученые Пермского Политеха с коллегами выявили условия, которые позволят проводить мероприятия более эффективно. Разработанные модели можно использовать для создания отечественных цифровых программ по проектированию процесса гидроразрыва пласта, считают специалисты.

Разработка исследователей из Пермского Политеха позволит повысить эффективность нефтедобычи в залежах, которые обладают невысокими запасами «черного золота». Это можно будет сделать с помощью системы специальных щелевых каналов. Моделирование показало, что добыча по одной скважине за два года вырастет на 500 тонн.

Около 50 процентов российских и 50-60 процентов мировых месторождений относятся к залежам, запасы из которых сложно добыть. Ученые Пермского Политеха и австралийского Университета Кертина разработали технологию для оценки потенциала нефтяных пластов с трещинами – естественными «артериями», по которым проходят углеводороды. Методика сможет оперативно и недорого определять параметры трещин для эффективной добычи нефти из низкопроницаемых пластов.

Ученые Пермского Политеха и их коллеги из Кельнского университета прикладных наук (Германия) разрабатывают программный комплекс, который поможет наиболее рационально использовать природные ресурсы при добыче нефти и газа. У разработки нет аналогов в России и в мире.

С 1860-х человечеству обещают исчерпание угля, с 1960-х – нефти. После них, уверены многие, цивилизация не сможет поддерживать прежний уровень потребления энергии, отчего жизнь станет заметно сложнее. Такие предсказания есть и по поводу металлов, и даже плодородной земли, которой уже полвека обещают скорый коллапс из-за эрозии. Как ни странно, история человечества показывает, что практически все прогнозы такого рода – иллюзии. Проблем у нашего вида много, но исчерпание основных ресурсов к ним явно не относится. А вот сама идея конечности ресурсов по-настоящему вредоносна: веря в нее, мы, люди, совершаем много грубых ошибок, стоящих дорого. Разбираемся почему.

Исследователи из Пермского Политеха усовершенствовали цифровые модели нефтяных месторождений. Усовершенствованные ими 3D-двойники позволят наиболее полно учесть геологические особенности залежей, чтобы эффективно оценить их потенциал и добыть больше «черного золота».

Основная часть добычи нефти в России происходит на старых месторождениях. Чтобы давать скважинам «вторую жизнь», ученые Пермского Политеха и Санкт-Петербургского горного университета впервые разработали комплексную методику на основе искусственного интеллекта. Программа будет анализировать все факторы и прогнозировать объем черного золота. Новая методика поможет сэкономить от 2-4 миллионов рублей на скважину.

Исследователи Сколтеха совместно с коллегами из компании «Газпром нефть» разработали модель, основанную на реальных полевых данных, с помощью которой можно предсказывать объем добычи нефти при закачивании горизонтальных скважин с использованием многостадийного гидравлического разрыва пласта (ГРП). Созданная модель имеет большие перспективы коммерческого применения и способна обеспечить значительное увеличение объемов добычи за счет использования оптимизированной технологии ГРП.

Исследователи Сколтеха совместно с партнерами из нефтедобывающей отрасли нашли способ применить алгоритмы машинного обучения для прогнозирования теплопроводности породы, ключевого показателя, необходимого для того, чтобы использовать современные методы увеличения нефтеотдачи.

Международная исследовательская группа, в которую вошли ученые Пермского Политехнического университета, представила уникальный отечественный состав полимерного геля, который увеличит полноту выработки запасов нефти.

В августе 2018-го добыча нефти в мире превысила 100 миллионов баррелей в сутки, говорится в отчете Международного энергетического агентства, а к концу года эту же отметку перешагнет и ее потребление. Сейчас заменить нефть альтернативным источником энергии — сложная задача.

«Факелы», в которых горит попутный газ, предсказуемо оказались главным источником парниковых газов, поступающих в атмосферу в процессе добычи нефти, а лидером по сжиганию попутного газа оказался Алжир.

Исследователи пришли к выводу, что причиной землетрясений, случившихся в Калифорнии в 20-е и 30-е годы прошлого столетия, стали «варварские» методы добычи нефти.

По статистике, к концу 2015 г. в американской индустрии солнечной энергетики работало почти 210 тыс. человек, тогда как в нефтяной – около 180 тыс. Правда, зарплаты у них пока еще выше.

По мнению Минприроды, высказанная ранее компанией UKOG информация о нефти под Лондоном не соответствует действительности.

Научный эксперимент, который совместно разрабатывают нефтяные компании и космические агентства Европы и Китая, может привести к появлению более эффективных методик по добыче глубоко залегающей нефти.