#нефть

Современная инфраструктура включает множество сетей трубопроводов, которые выполняют важные функции по транспортировке газа и нефти. Однако их длительная эксплуатация приводит к износу, коррозии, утечкам и другим повреждениям, способствующим авариям и значительным экономическим потерям. Для предотвращения таких ситуаций в последние годы уделяется большое внимание применению роботизированных систем для диагностики трубопроводов. Благодаря своей мобильности и способности проникать внутрь труб, они могут осуществлять осмотр и мониторинг в труднодоступных местах. Однако аккумуляторы, которые являются важным источником энергии для роботов, обладают совсем небольшой мощностью и соответственно малым временем работы. Ученые Пермского Политеха разработали аккумулятор с высокой энергетической мощностью, длительным сроком эксплуатации и небольшими габаритными размерами, которые позволяют установить его в робота. Разработка представляет собой инновационное решение, обеспечивающее надежное и эффективное электропитание для автономного робототехнического комплекса по диагностике трубопроводов.

Ученые физико-математического направления ТюмГУ предложили подход к прогнозированию и оценке эффективности применения технологий для контроля обводненности нефтяного пласта, создав линейку математических моделей для прогнозирования и оптимизации осадко-гелеобразующих методов увеличения нефтеотдачи. В состав физико-химических методов увеличения нефтеотдачи (МУН) входят технологии контроля обводненности продукции для заводняемых залежей, которые обычно называют технологиями выравнивания профиля приемистости (ВПП).

Нефть с давних времен — источник получения различных нефтепродуктов, имеющих широкий состав и спектр применения. Черное золото способно залечивать раны, сохранять свежесть продуктов, дарить тепло нашему телу и продлевать жизнь вещам вокруг. Каким образом? Об этом рассказали ученые кафедры химических технологий Пермского Политеха.

Для обеспечения герметичности и долговечности нефтяных и газовых скважин, эксплуатационные колонны, через которые в будущем на поверхность поступают флюиды, цементируют с помощью тампонажного раствора. Это важный ответственный и трудоемкий процесс, от которого зависит успешность будущей работы скважин. Состав таких смесей для каждой из них подбирается в лабораторных условиях с учетом горно-геологических особенностей, определяются его технологические свойства, обеспечивающие безаварийность проведения работ по цементированию. Если выбрать неправильную рецептуру, то может произойти гидравлический разрыв пласта, который приведет к загрязнению и значительному ухудшению свойств продуктивных горных пород. На сегодняшний день нет полностью автоматизированного способа выбора состава тампонажного раствора, который бы учитывал все требуемые характеристики. Ученые Пермского Политеха разработали программное обеспечение, которое поможет выбрать оптимальную рецептуру тампонажного раствора с учетом требуемых технологических параметров и стоимости всех химических реагентов без проведения дополнительных лабораторных исследований.

Отложения парафина — большая проблема при добыче нефти во многих странах мира. Еще более актуальной она становится в условиях снижения запасов углеводородов и увеличения осложнений при добыче на месторождениях, переходящих на поздние стадии разработки. В результате происходит ухудшение технологических параметров добычи черного золота, а именно: повышение обводненности продукции (большое количество воды), снижение забойного и пластового давления, изменение компонентного состава добываемого сырья. Такая динамика показателей способствует более раннему образованию парафиновых отложений, поэтому ведется поиск методов борьбы с ними, чтобы сократить затраты на добычу полезного ископаемого. Ученые Пермского Политеха создали эмпирическую модель парафинобразования при прохождении сырой нефти в скважине, которая поможет прогнозировать появление парафина и оптимизировать затраты на обслуживание скважин.

Большинство действующих нефтяных месторождений находятся на поздних стадиях разработки, где особое внимание уделяется энергоэффективности добычи. Это связано с тем, что из-за погружных насосов, которые используются при выкачке сырья, расходуется большое количество электричества. Ученые Пермского Политеха создали цифровую математическую модель для расчета потребления электроэнергии. Алгоритм учитывает все факторы, влияющие на производительность центробежного насоса, и поддерживает его работу в оптимальном режиме. Методику применили к трем добывающим скважинам Волго-Уральского месторождения.

В мире стремительно развивается цифровизация всего нефтепромысла. Одним из этапов считается разработка и внедрение интеллектуальных станций управления скважинами, работа которых приводит к снижению энергопотребления, а также к уменьшению скорости износа оборудования. Для корректного функционирования таких станций необходимо постоянное измерение дебита. В современных условиях замеры количества добываемой нефти выполняются периодически, что не позволяет анализировать условия работы скважины. Несвоевременное регулирование работы ведет к снижению эффективности добычи нефти. Поэтому возникает необходимость создания специального программного обеспечения для автоматического расчета дебита. Для этого ученые Пермского Политеха разработали модель механистического виртуального расходомера, который повысит качество промысловой информации и обеспечит регулярную оптимизацию работы скважины. На сегодняшний день не существует расходомеров, использующих все необходимые для расчета и прогнозирования дебита физические данные со скважин.

В России есть уникальное месторождение по добыче тяжелой высоковязкой нефти, находящееся в Республике Коми. Для его эффективной разработки используется термошахтный способ, при котором из горных выработок в продуктивный нефтяной пласт закачивается перегретый пар. Такой метод позволяет понизить вязкость нефти и повысить ее текучесть. Однако при таком способе добычи в рабочей зоне температура воздуха становится очень высокой, в результате чего нарушаются условия работы горнорабочих. Существующие варианты решения проблемы неэффективны, трудоемки и затратны. Ученые Пермского Политеха предложили инновационный и экономичный способ проветривания нефтяной шахты, который позволит нормализовать условия труда горнорабочих при оптимальных затратах.

Научная группа из Сколтеха изучила эффект от закачки в нефтеносный сланец двух химических составов для повышения нефтеотдачи. Оказалось, что обе испытанные жидкости — водный раствор промышленного поверхностно-активного вещества и взвесь наночастиц диоксида кремния — не подходят для разработки сланцевых месторождений. Вместо того чтобы облегчать добычу, эти химические агенты могут, наоборот, «запереть» нефть в пласте. По этой причине ученые рекомендуют исследовать альтернативные варианты повышения нефтеотдачи на сланцевых месторождениях.

Физики ТюмГУ, НГУ и ТИУ представили ​​методику для изучения поведения наночастиц при движении в потоке несущей жидкости. На основе этой методики они предложили механизм, объясняющий снижение вязкости нефти при малых концентрациях наночастиц и открывающий новые возможности для коммерческого использования графена в нефтяной и энергетической промышленности.

Почти половина действующих нефтедобывающих скважин России и стран СНГ эксплуатируется штанговыми насосными установками. Широкое применение такого оборудования связано с высокой надежностью, простотой обслуживания и возможностью ремонта в промысловых условиях. Однако двигатель такого оборудования потребляет большое количество электричества, что приводит к высоким финансовым затратам, а, значит, к повышению себестоимости нефти. Для решения проблемы исследователи Пермского Политеха разработали комплекс бездатчикового управления процессом добычи нефти на основе цифровой модели насосной установки.

На процесс проветривания подземных горнодобывающих предприятий, в том числе нефтяных шахт, расходуется от 30 до 50 процентов электроэнергии, потребляемой организацией. В связи с этим с целью снижения себестоимости ископаемого на нефтешахтах активно изыскиваются различные технические и технологические решения для снижения затрат на работу вентиляции. Ученые Пермского Политеха разработали цифровую модель управления энергопотреблением главной вентиляторной установки, которая позволяет заблаговременно определять требуемые затраты энергопотребления с учетом изменений ее работы. За счет разработанной модели и нового способа проветривания добычных участков горнодобывающие предприятия могут достичь устойчивого развития, придерживаясь политики в области энергосбережения.

Ученые Тюменского государственного университета разработали интегральную модель парогравитационного дренажа нефтяного месторождения на основе закона сохранения масс фаз и закона сохранения их энергии.

В нефтедобывающей промышленности наблюдается медленное истощение запасов и все большая их часть приходится на месторождения, представленные горными породами сложного строения. Рентабельная добыча нефти из них возможна только в том случае, если она будет осуществляться горизонтальными скважинами. В мировой практике нефтедобычи их доля с каждым годом увеличивается, в среднем, на 10 процентов, но существующие проблемы их использования остаются нерешенными. В частности, на сегодняшний день не существует оптимального способа исследования горизонтальных скважин, из-за чего в нефтедобывающей промышленности такие скважины изучаются по тем же методам, что и вертикальные. Ученые Пермского Политеха выявили, что данные о параметрах нефтяного пласта в данном случае получаются недостоверными, погрешность составляет до 80 процентов. В качестве решения политехники разработали модель специально для исследования горизонтальных скважин.

Участники мероприятия узнают о процессе добычи нефти в Арктике.

Исследователи из Сколтеха представили модель, которая упростит планирование разработки нефтяных месторождений. С ее помощью можно получить полезную информацию о скважине — например, сравнить ее с уже разработанными скважинами поблизости, чтобы спрогнозировать актуальные для нефтедобычи свойства и повысить эффективность бурения.

В последнее время активно развивается добыча тяжелой нефти с высокой вязкостью, запасы которой в России очень велики. Месторождения тяжелой нефти находятся на глубине до 2000 метров, характеризуются невысокой пластовой температурой и большим содержанием парафинов, которые при определенных условиях выпадают из нефти и могут откладываться на стенках оборудования, дополнительно затрудняя добычу. При движении по лифтовым трубам поток нефти планомерно охлаждается, вязкость увеличивается вплоть до полной потери текучести, что требует применения методов борьбы с этим осложнением. Для этого активно применяют тепловые методы, одним из которых является прогрев осложненного участка скважины нагревательным кабелем. Ученые Пермского Политеха доказали эффективность использования греющего кабеля с помощью математического моделирования.

Прогнозирование темпов добычи нефти — важнейший параметр для инженеров-нефтяников. Этот процесс весьма сложен и занимает много времени поскольку необходимо проводить ежедневный непрерывный мониторинг производительности скважин. Ученые Пермского Политеха совместно с зарубежными коллегами разработали уникальную математическую модель для прогнозирования нефтедобычи, изучая поведение потока углеводородов через дроссели, которые отвечают за регулирование давления подачи нефти из пласта. Технология поможет оценить остаток сырья, присутствующий в продуктивных пластах, оптимизировать производственные операции, управлять пластами и планировать бизнес.

В условиях динамичного развития технологий в области машиностроения, активно растет спрос на качественную продукцию, адаптированную под потребителя. Эта проблема связана и с инновационными процессами на машиностроительном производстве нефтепромыслового оборудования, и с проведением исследований технологий обработки металлов. Особенно это касается нефтяных компаний, так как оборудование добывающих скважин постоянно находится в агрессивной среде и подвергается коррозии и появлению трещин. Ученые Пермского Политеха провели комплексное исследование и определили оптимальную марку стали для изготовления биметаллических цилиндров плунжерных насосов.

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.