#скважины

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.

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.

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.

Дебит скважины — это объем продукции, получаемый за определенное время (секунда, час, сутки). Прогнозировать его — сложная, но важная задача. Это помогает регулировать работу на месторождениях, оценивать рентабельность проекта и проектировать инфраструктуру. Дебит можно предсказывать с помощью гидродинамических и математических моделей. Но не всегда такие способы дают быстрый и, что самое главное, точный результат. Ученые ПНИПУ нашли метод, который позволяет получать данные оперативно и с погрешностью не более пяти процентов.

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.

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

На месторождениях нефти, которые используются более 50 лет, происходит потеря герметичности скважин. Это приводит к обводнению добываемой продукции, что значительно снижает эффективность процесса. Один из перспективных методов уменьшения воды в скважинах — использование гелеобразующего состава на основе ксантана. Это природное химическое соединение в виде белого порошка без запаха, оно обладает высокой проникающей способностью и низкой стоимостью. Обычно в нефтяной промышленности ксантан используют для буровых растворов, чтобы качественно очищать скважину от шлама. Ученые ПНИПУ нашли новый способ применения этого биополимера, на его основе разработали состав геля для эффективной герметизации старых скважин. Ранее ксантан таким образом не использовался.

О сверхглубоких скважинах, кембрийском взрыве и древних магнитных полях расскажет доктор геолого-минералогических наук Роман Веселовский.

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.

В нефтедобывающей промышленности увеличивается доля трудноизвлекаемых запасов, в связи с чем растут объемы бурения горизонтальных скважин, которые во много раз увеличивают эффективность разработки. Поэтому становится актуальным усовершенствование используемых или создание новых технологий при строительстве таких скважин. При их разработке очень важно точно и своевременно передавать весь объем получаемых данных от забойной телеметрической системы, при бурении в нефтяных пластах, к устью скважины. Сегодня существует огромный разрыв между объемом данных, фиксируемых внутрискважинными датчиками и скоростью, с которой эти данные могут передаваться. Для создания высокоскоростного, двухстороннего канала связи при мониторинге траектории ствола скважины ученые Пермского Политеха разработали систему передачи данных с кабельным каналом, проложенным в стенках бурильных труб. Канал связи позволит передавать большой объем информации в режиме реального времени. Разработка повысит технологический суверенитет страны в сфере нефтедобычи.

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.

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.

При проектировании разработки месторождений углеводородного сырья приоритетом является достижение максимально возможного и экономически рентабельного коэффициента извлечения нефти. То есть нужно подобрать такую технологию разработки недр, чтобы затраты на нее окупались за счет добываемого ресурса. Чтобы проводить такую оценку при проектировании разработки, ученые Пермского Политеха сравнили эффективность разных профилей скважин в зависимости от геолого-физических условий. Полученные данные позволят определять оптимальный способ разработки месторождений без дополнительных экспертиз.

Сегодня большое количество нефтяных месторождений, в том числе и в Пермском крае, добывают меньше сырья, чем раньше. Это связано с тем, что запасы постепенно истощаются, и качать нефть становится труднее. От этого растут затраты на добычу и эксплуатацию оборудования. В связи с этим отрасль стремится внедрить цифровые высокотехнологичные системы, которые смогут оптимизировать энергопотребление, снизить время между отказами оборудования и сократить количество непредвиденных ситуаций. Уже существует ряд цифровых систем управления добывающими скважинами, однако они направлены на оптимизацию работы отдельно каждой из них и не могут оптимизировать сразу несколько скважин одновременно. Также они не учитывают осложняющие добычу факторы, время суток и историю эксплуатации оборудования. Из-за этого компьютер не может точно спрогнозировать отклонения в работе. Ученые Пермского Политеха разработали модель, отличительными чертами которой являются учет наличия периферийного оборудования, оптимизация работы всех скважин с учетом их взаимовлияния друг на друга.

Ученые из ТюмГУ предложили методику расчета обводненности добываемой нефти после обработки скважины полимер-дисперсной системой.

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

Распространенное «осложнение» при добыче и транспортировке нефти — образование так называемых асфальтосмолопарафиновых отложений – АСПО. Органические отложения накапливаются на холодных поверхностях — внутренних или наружных стенках подъемной колонны. Это приводит к росту давления в скважине, что повышает риск возникновения аварий. Из-за серьезных последствий образования АСПО, борьба с ними — одно из приоритетных направлений операционной деятельности недропользователей. Ученые Пермского Политеха разработали отечественную модель моющего состава на водной основе для проведения горячих промывок в скважинах, добывающих парафинистую нефть. Предложенная технология позволит сократить количество отходов, увеличить технологическую эффективность очистки, а также обеспечить импортозамещение в нефтегазовой отрасли.

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.