Современную «тяжёлую» нефть не поднять силой пласта – её нужно выталкивать с глубины мощными насосами. Однако разработка каждого нового месторождения ресурсоёмка, а поломка оборудования в скважине грозит многомиллионными потерями. Учёные Пермского Политеха разработали и апробировали способ виртуальных испытаний таких насосов. Об этом сообщили в пресс-службе ПНИПУ.
Сегодня в России более половины нефтяных запасов, оцениваемых в 81,6 миллиарда тонн, составляют трудноизвлекаемые. По оценкам специалистов, к 2050 году доля таких запасов в общем объёме добычи может возрасти с 30% до 70%. Нефть, относящаяся к этой категории, по своим свойствам напоминает густую смолу, и коэффициент её извлечения не превышает 20%.
Лишь около 10–15% российских скважин работают в режиме фонтанирования естественным образом. Остальные скважины, составляющие более 85%, требуют механической помощи. В них используются многоступенчатые погружные насосы, которые функционируют в экстремальных условиях. Добываемая жидкость представляет собой смесь нефти, воды, газов и абразивных частиц. Применение горячего пара для разжижения нефти приводит к ускорению коррозии металла и сокращению срока службы оборудования.
Создание надёжного насоса — это сложный и дорогостоящий процесс, включающий длительные испытания. Один цикл испытаний может стоить миллионы рублей, а общая стоимость необходимых стендов превышает 1 миллиард рублей. В случае неудачной конструкции весь процесс разработки приходится начинать заново, что многократно увеличивает затраты и сроки.
Учёные Пермского национального исследовательского политехнического университета (ПНИПУ) совместно с инженерами АО «Новомет-Пермь» разработали систему виртуальных испытаний нефтяных насосов. Это готовый к использованию «виртуальный испытательный стенд», аналогов которому нет. Коммерческие программы не обеспечивают достаточной точности моделирования многофазных течений в реальных скважинах.
Система универсальна и подходит для различных типов насосов — как погружных, так и наземных. Её главное преимущество — возможность с высокой точностью рассчитывать критические режимы работы, которые ранее можно было определить только в ходе дорогостоящей реальной эксплуатации. Это включает гидроабразивный и кавитационный износ, а также рост осевой силы, вызывающей разрушение подшипников и вибрацию. Инженер получает цветную карту, на которой указано, где через 6 месяцев лопасти насоса будут изношены песком, в какой точке начнётся эрозия и какая сила будет воздействовать на подшипники.
«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 %. Это расхождение сопоставимо с погрешностью самих стендовых измерений. 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. Натурные испытания останутся только для финальной проверки уже готового изделия», – объясняет профессор кафедры горной электромеханики ПНИПУ, доктор физико-математических наук Сергей Пещеренко.
Вместо 10–15 циклов натурных испытаний для одного насоса инженеры за недели могут смоделировать и оптимизировать варианты в виртуальной среде. Внедрение разработки сэкономит десятки миллионов рублей, сократит счета за электроэнергию, приведёт к снижению себестоимости добычи и поможет сдерживать рост цен на топливо. Статья опубликована в материалах конференции «Актуальные проблемы повышения эффективности и безопасности эксплуатации горно-шахтного и нефтепромыслового оборудования».
Добыча нефти — лишь часть большой картины: учёные думают и о том, что остаётся после неё. Как рассказывала интернет-газета «ЖУК», учёные предложили методику комплексной оценки экологического состояния природных земель после добычи полезных ископаемых. Анализ строится по 10 критериям — от состояния почв до радиационного фона. 15% обследованных участков находятся в крайне деградированном состоянии.