#скважина

Геомеханическое моделирование широко используется при строительстве и разработке нефтяных месторождений. Оно позволяет точнее подобрать необходимое оборудование для вскрытия пласта, определить его интервал, оптимальную траекторию ствола скважины, оценить устойчивость горной породы в процессе бурения и добычи. Все это важно для максимально эффективной разработки месторождений. Тем не менее, существующие аналитические решения часто дают неточные результаты, так как учитывают не все факторы. Ученые Пермского Политеха разработали математическую модель, которая позволяет анализировать напряженное состояние обсадной колонны, цементного камня и участка породы вблизи скважины. Это дает возможность оценивать, как условия вскрытия пласта и применяемые материалы для цементирования скважины отразятся на ее устойчивости и продуктивности.

Неправильно подобранные параметры работы нефтяной скважины могут снизить ее продуктивность до 15 процентов. Для гидродинамической связи пласта со скважиной проводят перфорационные работы — создают каналы, обеспечивающие движение флюидов во время эксплуатации. Управлять процессом можно с помощью разницы давлений. Ученые Пермского Политеха разработали модель околоскважинной зоны, включающей эксплуатационную колонну, цементный камень и участок породы-коллектора с перфорационными отверстиями. Это позволило определить наиболее оптимальные параметры работы для высокой эффективности добычи углеводородов.

Ученые Пермского Политеха создали сервис Data Stream Analytics (DSA) — программный продукт на основе методов искусственного интеллекта, который оперативно моделирует виртуальное исследование скважины с определением пластового давления. У модульной программы нет аналогов.

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.

Китайская национальная оффшорная нефтяная корпорация (CNOOC) установила рекорд морского бурения — 2138 метров в сутки — на буровом проекте у острова Хайнань.

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.

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.

Для создания скважин с высокой производительностью часто применяют технологию гидроразрыва пласта. В результате ее применения приток жидкости увеличивается, но добыча осложняется выносом не только нефти, но и газа вместе с абразивными частицами породы. Серийные насосы не рассчитаны на перекачку газожидкостных смесей. При сильной концентрации свободного газа в них происходит срыв подачи, поэтому нефтедобывающее оборудование комплектуется газосепараторами. В них происходит отделение газа от жидкости, сопровождающееся нежелательным явлением: частицы породы отбрасываются центробежными силами к стенкам корпуса и накапливаются там, что приводит к разрушению устройства и авариям. В ПНИПУ разработали новую, более эффективную конструкцию газосепаратора.

Физики ТюмГУ разработали методику экспресс-оценки оптимальных технологических параметров пароциклической обработки скважины.

Физики ТюмГУ разработали интегральную модель парогравитационного дренажа нефтяного месторождения на основе закона сохранения масс фаз и закона сохранения их энергии.

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

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.

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.

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.

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.

Ученые ТюмГУ выявили структуру решения задачи блокировки трещины с использованием метода характеристик и соотношения на разрыв на всех стадиях процесса.

Тюменские физики разработали математические модели для прогнозирования характерных размеров зоны дренирования пласта и воздействия дисперсных частиц на пласт с трещиной автогидроразрыва.

Согласно данным Федеральной службы государственной статистики, более семи миллионов россиян не имеют доступа к водоснабжению, организованному с соблюдением требований безопасности. Особенно остро проблема стоит для небольших населенных пунктов. Ученые Пермского Политеха проанализировали доступные средства приведения воды из скважин к санитарным нормам и нашли оптимальный способ напоить жителей поселков и деревень.

Ученые из ТюмГУ смоделировали технологии пароциклической обработки добывающих скважин для месторождений тяжелой нефти и проанализировали влияние конвективных процессов на основные технологические параметры.

Интенсификация работы нефте- и газоносных скважин представляет реальный экономический интерес для добывающих компаний. Один из наиболее распространенных способов повысить продуктивность скважины предполагает искусственное создание трещин, которые могут также привести к увеличению объема добываемой воды. Чтобы избежать негативных последствий от процедуры, трещину необходимо «контролировать», что требует привлечения дорогостоящего оборудования. Ученые Пермского Политеха нашли способ прогнозировать распространение трещин на этапе планирования работ и удешевить «контроль» уже созданных.