#нефтедобыча

Сегодня большая доля нефти добывается с помощью установок электроцентробежных насосов. Во всем мире для их стабильной работы и управления в реальном времени используют телеметрические системы, которые измеряют все параметры процессов добычи (давление, температуру, вибрации, работу оборудования). Это дорогостоящие комплексы и при повреждении хотя бы одного датчика измерения потребуются время на ремонт и большие финансовые затраты. Поэтому важно свести к минимуму использование измерительных приборов. Ученые Пермского Политеха разработали систему бездатчикового управления и наблюдения за параметрами работы насосов. До того в мире такая технология не применялась, она повышает надежность и энергоэффективность добычи нефтепродуктов.

При транспортировке и переработке нефти часто происходят аварии, связанные с разливом топлива. Это наносит большой урон окружающей среде, загрязняя почву и воду. Для устранения последствий разлива используют специальные сорбенты, которые поглощают загрязнитель. Самым эффективным материалом считается терморасширенный графит. Часто предприятия по переработки нефти находятся в труднодоступной местности, поэтому очень сложно быстро изготовить такой сорбент и доставить к месту аварии вовремя. Ученые ПНИПУ совместно с коллегами из ООО «Силур» разработали компактный генератор и специальную смесь для изготовления терморасширенного графита прямо внутри очага чрезвычайной ситуации.

Цифровые технологии активно развиваются, в том числе это касается и промышленных производств. На них внедряют компьютерные разработки, растет уровень цифровизации и автоматизации. Поэтому важно, чтобы персонал учился работать с технологическими процессами быстро и эффективно, без ущерба производству. В этом могут помочь специальные компьютерные тренажеры. В последнее время спрос со стороны предприятий на них увеличивается. Ученые ПНИПУ разработали тренажерный комплекс, с помощью которого сотрудники нефтяных компаний смогут отточить свои навыки управления установкой для переработки нефти.

Нефть служит сырьем для производства практически всего, что нас окружает. Благодаря ей мы способны лечить людей, создавать высокоточное оборудование, покорять космос. При этом «черное золото» скрыто от нашего взора толщами земных пород. Как увидеть нефть в недрах земли и под глубинами морей, можно ли оценить ее качество, не прибегая к анализам, стоит ли добывать нефть, найденную на дачном участке, и чем зима вредит и помогает нефтяному промыслу? Отвечают ученые горно-нефтяного факультета Пермского Политеха.

Газопроводы низкого давления доставляют попутный газ от нефтяных скважин до места хранения и переработки. Чтобы своевременно обнаружить дефекты трубопровода, применяют инспекционный снаряд — устройство с приборами и датчиками, перемещаемое внутри трубы. Для качественной диагностики у снаряда должна быть постоянная скорость. Однако, если давление газа невелико, шероховатости трубы заставляют его двигаться рывками. Исследователи ПНИПУ и «НефтеГазДиагностики» разработали клапан обтекаемой формы – это позволит точно контролировать скорость снаряда и избежать потери диагностических данных.

Ученые Тюменского государственного университета рассчитали параметры теплоносителя вдоль всего ствола нефтедобывающей скважины, что поможет избежать проблемы обводнения при движении пара по трубе.

Разработка нефтяных месторождений осложняется асфальто-смоло-парафиновыми отложениями, которые осаждаются на стенках оборудования и затрудняют процесс добычи. Из-за большого количества отложений уменьшается текучесть нефти, что негативно сказывается на эффективности ее добыче. Для борьбы с ними используют теплоноситель, который закачивается в скважину для ее прогрева. При высокой температуре парафин не образуется, и обеспечивается беспроблемная эксплуатация скважины. На данный момент перспективен способ промывки скважины через полые штанги глубинного насоса – полые стержни, через которые закачивают горячую нефть или воду. Однако у технологии отсутствуют все необходимые расчеты, которые приведут к ее качественному и результативному применению. Ученые Пермского Политеха доработали метод с помощью математического моделирования. Это позволит получить точные параметры промывки при любых вводных данных и составить технологический процесс для любого месторождения, где наблюдается осложнение работы скважин из-за парафиновых отложений.

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).

Сегодня широко развивается технология горизонтального бурения скважин (когда их прокладывают с отклонением от вертикальной оси не менее чем на 80 градусов). Благодаря такой технологии нефть добывается с большей результативностью, чем при использовании обычных вертикальных скважин. Этот метод позволяет охватывать и разрабатывать обширные залежи углеводородов с использованием только одной скважины. Но существующие технологии, основанные на аналитических уравнениях, слишком ненадежны для расчета и прогноза дебита горизонтальных скважин (объема продукции, добываемой из скважины за единицу времени). Неточный расчет дебита негативно влияет на эффективность добычи нефти. Финансовые, человеческие и технологические ресурсы могут быть потрачены впустую – на скважину, которая не окупит затрат. Чтобы повысить точность прогнозирования дебита горизонтальных скважин, ученые Пермского Политеха предложили принципиально новый подход, основанный на методах машинного обучения.

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.

За последние несколько лет широкое распространение получили переносные буровые установки, которые используются для бурения нефтяных и газовых скважин. В отличии от стационарных установок, они легко перемещаемы и более компакты. Стремление повысить компактность и транспортабельность этих установок привело к уменьшению диаметров важных элементов подъемного механизма, что существенно сказалось на долговечности талевого каната. Он используется в качестве соединяющего элемента всех механизмов в бурильной установке. Практика показала, что на мобильных буровых установках канат изнашивается быстрее, чем на стационарных, что нередко приводит к его обрыву. Когда происходит обрыв каната, тяжелое бурильное оборудование с высокой скоростью падает на рабочее место бригады и может повредить сотрудника, кроме того, восстановление работы установки занимает продолжительное время, а это ведет к финансовым потерям. Ученые Пермского Политеха изучили причины внезапного разрыва каната и выяснили, какую конструкцию талевого каната лучше использовать на переносных установках.

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.