Российские ученые нашли способ ускорить процесс добычи трудноизвлекаемой нефти

Современную «тяжелую» нефть не поднять силой пласта — ее нужно выталкивать с глубины мощными насосами. Однако разработка каждого нового — ресурсоемкая задача, как по времени, так и по себестоимости, а поломка оборудования в скважине грозит многомиллионными потерями. Ученые пермского политехнического университета (ПНИПУ) разработали и апробировали способ виртуальных испытаний таких насосов.

Сегодня более половины нефтяного потенциала РФ составляют трудноизвлекаемые запасы. По прогнозам экспертов, к 2050 году они станут основой отрасли, а их доля в общей добыче может вырасти с 30% до 70%. Эта современная нефть больше похожа на густую смолу. При этом коэффициент ее извлечения — доля, которую можно выкачать с прибылью, — не превышает 20%. Фактически, из каждых 100 тонн в недрах до поверхности добираются лишь два десятка, пояснили «Свободной Прессе» в вузе.

Проектирование надежного насоса включает дорогостоящие и длительные испытания. Один цикл обходится в миллионы рублей, а необходимые для тестирования стенды имеют суммарную стоимость более миллиарда. Отказ скважинного насоса — это мгновенная остановка добычи.

Читайте также

США разрешат законно перевозить нефть подсанкционным танкерам

Ученые ПНИПУ совместно с инженерами АО Новомет-Пермь разработали и апробировали систему виртуальных испытаний нефтяных насосов. По сути, исследователи создали готовый к использованию «виртуальный испытательный стенд». Полных аналогов разработки нет.

«Разработка универсальна: она подходит как для погружных, так и для наземных насосов. Главное преимущество — способность с высокой точностью рассчитывать критические режимы, которые раньше можно было обнаружить и измерить только в ходе дорогостоящей реальной эксплуатации… Система нужна инженеру, когда требуется спроектировать новый насос или понять, почему вышел из строя старый», — уточнили в вузе.

В специальной программе, используя встроенные шаблоны, собирается 3D-модель, вводятся параметры среды и запускается расчет. Специалист получает наглядную «инструкцию по эксплуатации», которую физический насос пока не может дать: цветную карту, показывающую, где через шесть месяцев песок сточит лопасти, в какой точке начнется эрозия, и какая сила будет давить на подшипники. Это инструмент для принятия решений, позволяющий найти слабое место в конструкции, а также оценить, как корректировка режима работы повлияет на его срок службы.

Читайте также

России интересно: Почему партнеры Трампа не в восторге от проекта терминала СПГ на Аляске

«Тесты показали, что виртуальная модель и реальный насос работают почти одинаково. Ключевые параметры, такие как создаваемое давление (напор) и эффективность (КПД), рассчитанные программой, впоследствии подтвердились на реальном стенде. При этом относительная погрешность вычисления не превысила 3−4%… Такая точность позволяет нам перенести около 90% всех тестов в компьютер. Вместо того чтобы каждый раз собирать дорогой прототип и месяцами тестировать его на стенде, мы почти все сможем проверить на цифровой модели», — рассказал профессор кафедры горной электромеханики ПНИПУ, доктор физико-математических наук Сергей Пещеренко.

По его словам, вместо 10−15 циклов натурных испытаний для одного насоса, каждый из которых длился около двух недель и потреблял гигантское количество энергии, инженеры за недели могут смоделировать и оптимизировать варианты в виртуальной среде.

Ранее глава крупнейшего независимого нефтетрейдера Vitol Group Рассел Харди говорил, что запасы нефти, которые западные страны могли использовать для сглаживания дефицита, практически исчерпаны.

Последние новости о рынке нефти, газа, а также стоимости бензина и дизеля, — в теме «Свободной Прессы»