#нефтедобыча

При строительстве скважин применяют различные буровые растворы, которые содержат в своем составе калий, кальцинированную соду и известь. Образующиеся отходы из-за высокого содержания солей негативно влияют на почву, растительность, поверхностные и грунтовые воды. Но с помощью химических реагентов возможно изменить солевой состав шлама. Ученые Пермского Политеха и Тюменского индустриального университета впервые доказали, что для снижения его токсичности перспективно использование гипса. С его помощью можно создавать оптимальные водно-физические свойства буровых отходов для их утилизации без вреда окружающей среде.

При бурении скважин и добыче полезных ископаемых большое внимание уделяют изучению механических свойств горных массивов. Подробная информация об особенностях ее поведения позволяет поддерживать стабильность ствола скважины и предотвращать его разрушение в процессе бурения. На сегодняшний день в этом плане недостаточно изучены сланцевые горные породы. Их структура, состоящая из смеси разных минералов, обеспечивает анизотропность их свойств, то есть они различны внутри одной среды. Ученые Пермского Политеха и Юго-Западного нефтяного университета Китая исследовали механические свойства сланцевых образцов и их неоднородность на микроуровне с помощью технологии индентирования. Такой способ позволяет избежать трудностей при испытании керна и получить при этом достоверную информацию о горных породах. Исследование обеспечивает эффективное развитие нефтедобывающей отрасли.

Для повышения срока эксплуатации нефтяных скважин проводят их цементирование с помощью тампонажных растворов. Это комбинация специальных модифицирующих веществ и материалов, основу которых составляют вода и портландцемент. Со временем застывая, они укрепляют обсадную колонну в толще породы, разобщают продуктивные горизонты и изолируют их от водоносных пластов, а также предотвращают обвал стенок скважины. Раствор может содержать различные добавки, влияющие на его структурно-механические свойства. Но пока не существует того состава, который идеально бы соответствовал всем требованиям. Ученые Пермского Политеха разработали тампонажный раствор, способный самовосстанавливать свою целостность при появлении микрозазоров и трещин. Состав характеризуется улучшенными показателями основных технологических свойств, обеспечивает плотный контакт цементного камня с обсадной колонной и стенкой скважины.

В последнее время из-за сокращения ресурсов на мелководных нефтяных месторождениях все больше растет популярность эксплуатации подводных резервуаров. Массогабаритные параметры таких установок влияют на их стоимость. Ученые Пермского Политеха и ИПНГ РАН выявили основные факторы, от которых зависит вес и размер таких нефтехранилищ. Результаты исследования помогут в правильной проектировке и уменьшении стоимости их производства.

Гидроразрыв пласта — популярный метод увеличения дебита скважин за счет создания трещин. Для реализации процесса необходимо изучить взаимосвязь между параметрами гидроразрыва и эксплуатационными характеристиками нефтяного пласта. Учет всех факторов занимает много времени и ресурсов. Ученые Пермского Политеха нашли способ быстрее прогнозировать результат воздействия на пласт, используя теорию информации. Это снизит затраты на расчеты и ускорит добычу нефти.

В нефтедобывающей промышленности перед ремонтом скважины осуществляют ее глушение, когда с помощью специальной жидкости создают противодавление и перекрывают выход нефти. При этом используемые реагенты способны повредить пласт и ухудшить его характеристики. Особенно это касается коллекторов, которые отличаются высокой проницаемостью и наличием сети трещин. Производительность скважины после ремонта во многом зависит от того, как фильтрат жидкости воздействует на горную породу. И если его влияние на терригенные коллекторы уже известно, то для карбонатных оно в полной мере не изучено. Ученые ПНИПУ провели серию экспериментов и детально изучили это явление. Исследование открывает новый взгляд на процессы взаимодействия водной основы с карбонатными горными породами при глушении нефтяных скважин.

Сегодня на большинстве нефтяных месторождений запасы нефти извлекаются с трудом. Для повышения объема добычи применяют технологию гидравлического разрыва пласта. В скважину под большим давлением закачивают специальную жидкость, раздвигая тем самым слои породы и создавая трещину, которая обеспечивает более свободный поток нефти. Однако высокая стоимость такой операции требует ее качественного контроля. Сам процесс распространения трещины внутри пласта тяжело отследить. Ученые Пермского Политеха выявили связь между величиной пластового давления и тем, как образуется трещина гидроразрыва в пространстве. На основании этого открытия они разработали уникальный подход для контроля ее направления и развития.

Цементирование нефтяных и газовых скважин — важный этап их строительства. Такой процесс в бурении обеспечивает надежную изоляцию и герметичность канала добычи. Успешность проведенных работ на этой стадии напрямую влияет на эффективность и срок эксплуатации скважин. Цементирование происходит с помощью тампонажных растворов, состав которых подбирают индивидуально в лабораторных условиях с учетом горно-геологических особенностей. Это может занимать большое количество времени и ресурсов. Ученые ПНИПУ разработали программу для автоматического подбора рецептур тампонажных растворов. С ее помощью нефтесервисные компании смогут значительно снизить временные и финансовые затраты на этом этапе.

Защитные покрытия различных инструментов и деталей машин (подложек) применяются во многих отраслях промышленности. Они позволяют продлевать срок службы оборудования, делают материалы устойчивыми к износу и повреждениям. Ученые ПНИПУ создали надежное покрытие, которое можно использовать в горно- и нефтедобывающей промышленностях. Разработка улучшит износостойкие и коррозионные свойства поверхностей подложек при эксплуатации в условиях истирающих нагрузок и агрессивных сред. Это позволит повысить эффективность производства и снизить затраты на техническое обслуживание.

Значительная выработка пластов с легкой и подвижной нефтью приводит к необходимости дополнительно «стимулировать» коллекторы — горные породы с пустотами, которые вмещают в себя сырье. Для этого применяют метод кислотной обработки призабойной зоны — участка вокруг ствола скважины, откуда идет активная добыча ископаемых. В мировом масштабе такой способ обеспечивает миллионы тонн дополнительно добытой нефти. Существующие математические модели этого процесса учитывают влияние только отдельных геолого-технологических параметров, что недостаточно точно описывает эффективность мероприятия по кислотной обработке. Ученые Пермского Политеха разработали модель, которая отражает все факторы, влияющие на качество кислотной обработки, и позволит увеличить темпы выработки запасов сырья и рентабельность процесса нефтедобычи.

Призабойная зона пласта (ПЗП) — это участок слоя горных пород с полезными ископаемыми, который расположен от нескольких сантиметров до нескольких метров от ствола скважины. Именно через эту зону жидкость из пласта поступает в скважину. Важные характеристики состояния ПЗП — скин-слой и проницаемость, от них зависит производительность добывающих скважин и эффективность методов повышения нефтеотдачи. Применение нейросетей позволяет контролировать эти факторы без остановки скважин на гидродинамические исследования. Ученые ПНИПУ предложили авторскую методику по оценке этих показателей с помощью методов машинного обучения. Она сократит убытки нефтедобывающих предприятий и позволит проводить оперативный анализ для повышения эффективности разработки пластов и работы скважин.

Запасы легко добываемой маловязкой нефти сокращаются. Вместо нее извлекают ископаемое с высокой вязкостью (это около 55 процентов всех запасов в России), но процесс становится гораздо сложнее. Электрические центробежные насосы в скважине не всегда выдерживают подобную нагрузку, поэтому существуют ограничения по максимально допустимой вязкости перекачиваемой жидкости. Ученые Пермского Политеха проанализировали метод добычи «тяжелой» нефти при помощи электрического призабойного нагрева и разработали модель расчета оптимальной длины нагревателя. Это поможет снизить ограничения, повысить эффективность работы насоса и уменьшить материальные затраты при разработке месторождений.

Обсадные трубы в нефтяных и газовых скважинах нужны для предотвращения обрушения горных пород. В них перфорируют каналы, чтобы обеспечить гидродинамическое соединение пласта со скважиной. Однако в результате этих работ может снижаться проницаемость прискважинной зоны пласта, а вместе с тем — и эффективность добычи нефти или газа. Самым безопасным и менее воздействующим на свойства горных пород признан струйно-абразивный метод перфорации. Ученые Пермского Политеха с помощью разработанной численной модели определи, как располагать щелевые каналы, чтобы сохранить проницаемость на начальном уровне.

При разработке нефтегазовых месторождений в добывающих скважинах могут образовываться отложения соединений воды с углеводородами — гидраты. Из-за этого происходит закупоривание оборудования, снижается скорость потока или происходит полная остановка процесса. Это сказывается на состоянии разрабатываемого месторождения — осуществлять выработку становится сложно и экономически невыгодно. Ученые ПНИПУ разработали методику прогнозирования интервалов гидратообразования в условиях постоянной и периодической работы электроцентробежных насосов. В результате тестирования сразу на нескольких скважинах сходимость результатов составила порядка 90 процентов.

Нефтяные насосы позволяют с большой эффективностью извлекать труднодоступное сырье из недр земли. В местах, где добывать полезные ископаемые приходится под высокими давлениями, применяют плунжерные насосы, которые обеспечивают равномерный и непрерывный поток нефти. Однако во время их производства возникают трудности. Такие устройства изготавливаются из длинных полых биметаллических цилиндров. Чтобы повысить их прочность, элементы конструкции подвергают термомеханической обработке. Но появляющиеся при этом большие внутренние напряжения приводят к серьезным проблемам. Ученые Пермского Политеха разработали методику, которая позволит усовершенствовать процесс изготовления цилиндров нефтяных насосов и избежать производственных дефектов.

С целью рационального недропользования и сбережения исчерпаемых природных ресурсов важно повышать эффективность добычи нефти и использовать каждую скважину до конца. Вместе с тем качество процесса зависит от множества факторов: условий использования скважин, которые определяют выбор оборудования, свойств углеводорода и так далее. В интересах отрасли — совершенствовать добычу без изменения налаженной системы путем оптимизации действующего оборудования. Ученые ПНИПУ предложили новую технологию увеличения выработки. Она основана на возвращении энергии, которая выделяется при закачке воды для выталкивания нефти. По результатам испытаний объем дополнительной добычи по новой технологии может составить 3,48 тонн в сутки (прирост более пяти процентов).

На нефтяных месторождениях для повышения нефтеотдачи пласта в нагнетательную скважину закачивают воду, которая увеличивает давление в добывающей скважине, продвигая тем самым нефть выше. Чтобы такое заводнение оставалось эффективным, очень важно регулярно контролировать связь между ними и проверять, чтобы вода свободно проходила по каналам пласта и попадала в нужное место. Сейчас это делается с помощью дорогостоящих и долгих индикаторных исследований. Ученые Пермского Политеха разработали уникальную модель на основе ИИ, которая быстро и точно определяет значения пластовых давлений в зависимости от объема закачки воды. Инновационный подход позволит с минимальными трудозатратами оценивать качество заводнения нефтяных пластов.

Строительство нефтяных скважин происходит с помощью бурения горной породы. Специальная техника разрушает ее слои и образует отверстие, через которое позже добывают полезные ископаемые. Для промывки скважины и инструмента от частиц породы (шлама) используют буровой раствор, который под сильным давлением вымывает все лишнее. Но из-за того, что пласт содержит трещины, часто жидкость уходит в них, а не поднимается по скважине. В результате пласт поглощает в себя большой объем бурового раствора. Если его потеря становится слишком значительной, то это называют катастрофическим поглощением. Оно приводит к остановке строительства и большим затратам на исправление ситуации. Сейчас применяются различные составы, которые изолируют трещиноватые пласты, но ни один из них не эффективен для сильных поглощений. Ученые ПермНИПИ нефть и Пермского Политеха разработали новый изоляционный материал на основе цемента и «сшитого» полимера. Такая комбинация адаптируется к особенностям структуры пласта и предотвращает осложнения при строительстве скважин.

Комплексное изучение горной породы — необходимый этап для эффективной разработки месторождений нефти и газа. Такие исследования позволяют улучшить технологии повышения нефтеотдачи пластов, но само извлечение образцов горной породы (керна) очень дорого обходится нефтяным компаниям. По этой причине разрабатывают технологии для создания синтетических копий керна. Точное воспроизведение его пористой внутренней структуры в реальном масштабе — крайне сложная задача, а несоответствие оригиналу может в дальнейшем привести к неверной оценке свойств образцов породы и пласта в целом. Ученые Пермского Политеха разработали подход к реконструкции пористых сред в реальном масштабе на основе управления параметрами процесса FFF 3D-печати и использования результатов компьютерной томографии натурального керна.

При добыче нефти на внутренних стенках скважин образуются асфальтосмолопарафиновые отложения, которые мешают эффективной работе. Из-за этого оборудование подвергается сильным нагрузкам, которые со временем могут приводить к авариям. Процесс образования отложений просчитывают с помощью моделей, но они не учитывают попадание и влияние твердых частиц, в том числе песчаных. Более 50 процентов нефтедобывающих скважин осложнены попаданием твердых частиц в нефть. Из них 60 процентов составляют проблемы с песком. Частицы песка негативно влияют на образование парафинов, увеличивают их прочность и массу, критично снижают скорость перемещения добываемого продукта. Ученые ПНИПУ изучили воздействие различных фракций песка в нефти на количество выпадающих отложений. Исследование позволит усовершенствовать существующие технологии моделирования образования парафина и продлить срок службы оборудования.