Об этом сообщила пресс-служба вуза.
Статья с результатами исследования опубликована в материалах конференции «Актуальные проблемы повышения эффективности и безопасности эксплуатации горно-шахтного и нефтепромыслового оборудования».
На начальном этапе развития отрасли нефть из вышек долгое время поднималась без насосов, поскольку пластовое давление было высоким. Сейчас месторождений с таким естественным давлением почти не осталось. Тяжелую нефть уже нельзя поднять за счет силы пласта, для ее извлечения с глубины требуются мощные насосные установки.
Создание каждой новой модели насоса остается затратной задачей как по срокам, так и по стоимости. Кроме того, поломка оборудования внутри скважины оборачивается потерями в млн руб. Предложенная учеными методика позволяет экономить время и десятки млн руб. при разработке каждой новой модели. В итоге это должно удешевить добычу в целом, снизить расходы на производство топлива и его цену для конечного потребителя.
Свыше 50% российского нефтяного потенциала, оцениваемого в 81,6 млрд т, приходится на трудноизвлекаемые запасы (ТрИЗ). Эксперты прогнозируют, что к 2050 г. такие запасы станут основой отрасли, а их доля в общей добыче может увеличиться с 30% до 70%. Такая нефть по консистенции напоминает густую смолу. Коэффициент ее извлечения, то есть доля сырья, которую можно добыть с прибылью, составляет не более 20%. Практически из 100 т нефти в недрах на поверхность удается поднять только 20 т.
Сейчас естественным образом работают лишь около 10-15% российских скважин, где нефть поднимается под собственным пластовым давлением. Остальные, то есть более 85%, нуждаются в механической поддержке. Для этого в скважину спускают многоступенчатый погружной насос.
Условия эксплуатации такого оборудования являются экстремальными, поскольку добываемая жидкость представляет собой смесь нефти, воды, газов и абразивных частиц. Дополнительные сложности создают современные технологии: абразивные частицы и газ часто появляются при применении методов усиления добычи, а закачка горячего пара для разжижения нефти ускоряет коррозию металла и сокращает срок службы насосов.
Проектирование надежного насоса связано с дорогими и продолжительными проверками. Сначала изготавливают металлический прототип, который месяцами испытывают на специальных стендах с имитацией реальных режимов и условий. Такая проверка нужна для подтверждения энергоэффективности, надежности и стойкости оборудования. Дополнительно моделируются уровни вибрации и шума.
Однако этот процесс остается слишком дорогим и медленным. Один цикл испытаний стоит млн руб., а суммарная стоимость необходимых стендов превышает 1 млрд руб. Если конструкция насоса оказывается неудачной, ее приходится менять. Тогда весь процесс, от отливки нового образца до повторных проверок, запускается заново, что многократно увеличивает затраты и сроки.
Отказ скважинного насоса означает не просто поломку. Это мгновенная остановка добычи, из-за которой убытки достигают млн руб. в сутки, а также дорогостоящий подъем оборудования для ремонта. В худшем случае скважину не удастся восстановить. Экологические последствия могут быть еще серьезнее: разгерметизация приводит к выбросам нефти, загрязняющим почву и грунтовые воды и наносящим невосполнимый ущерб экосистемам, особенно в удаленных арктических и сибирских регионах.
Ученые ПНИПУ совместно с инженерами Новомет-Пермь создали и апробировали систему виртуальных испытаний нефтяных насосов. Фактически исследователи подготовили готовый к применению «виртуальный испытательный стенд».
Полных аналогов такой разработки нет. На рынке есть коммерческие программы для моделирования насосов, но у них есть существенные ограничения. Во-первых, конструкция нефтяных насосов заметно отличается от общепромышленных агрегатов, предназначенных для перекачки воды. Во-вторых, коммерческие программы недостаточно точно описывают многофазные течения в реальных скважинах.
Разработка ученых является универсальной: она применима как для погружных насосов, поднимающих нефть из скважины на поверхность, так и для наземных агрегатов, используемых при транспортировке нефти до пункта сбора. Главное преимущество системы состоит в способности с высокой точностью рассчитывать критические режимы, которые ранее можно было выявить и измерить только в ходе дорогой реальной эксплуатации. Речь идет о гидроабразивном износе, то есть прогнозе того, как частицы песка будут стачивать лопасти, и кавитационном износе, то есть разрушении от схлопывающихся микропузырьков пара, что особенно критично для наземных насосов. Кроме того, система рассчитывает рост осевой силы, которая вызывает разрушение подшипников и появление разрушительной вибрации.
Система необходима инженеру при проектировании нового насоса или при выяснении причин отказа старого. Для работы нужны данные о скважине: температура, свойства и состав скважинной жидкости, наличие в ней песка или газа, глубина залегания и дебит. Также требуются чертежи насоса. В специальной программе с использованием встроенных шаблонов специалист собирает 3D-модель, вводит параметры среды и запускает расчет.
В результате инженер получает наглядную «инструкцию по эксплуатации», которую физический насос пока дать не может. Это цветовая карта, показывающая, где через 6 месяцев песок сточит лопасти, в какой точке начнется эрозия и какая сила будет давить на подшипники. Такой результат является не просто отчетом, а инструментом для принятия решений, позволяющим найти слабое место в конструкции и оценить, как корректировка режима работы повлияет на срок службы изделия.
Профессор кафедры горной электромеханики ПНИПУ, доктор физико-математических наук С. Пещеренко отметил, что тесты показали почти одинаковую работу виртуальной модели и реального насоса. Ключевые параметры, такие как создаваемое давление, то есть напор, и эффективность, то есть КПД, рассчитанные программой, впоследствии подтвердились на реальном стенде. При этом относительная погрешность вычисления не превысила 3-4%, что сопоставимо с погрешностью самих стендовых измерений. Такая точность позволяет перенести около 90% всех тестов в компьютер. Вместо сборки дорогого прототипа и его месячных проверок на стенде почти все можно проверить на цифровой модели. Натурные испытания останутся только для итоговой, финальной проверки уже готового изделия.
Вместо 10-15 циклов натурных испытаний для одного насоса, каждый из которых длился около 2 недель и потреблял огромное количество энергии, сопоставимое с нагрузкой небольшого предприятия, инженеры за недели могут смоделировать и оптимизировать варианты в виртуальной среде. Внедрение разработки позволит сэкономить десятки млн руб. за счет отказа от изготовления, стендовых проверок и часто разрушения множества дорогостоящих металлических прототипов. Кроме того, это сократит счета за электроэнергию, приведет к снижению себестоимости добычи, поможет сдерживать рост цен на топливо и косвенно повлияет на стабильность других отраслей экономики.
Виртуальные испытания оборудования применяются в различных отраслях машиностроения для сокращения числа дорогих натурных экспериментов. Однако для нефтепромыслового оборудования такие модели должны учитывать многофазные потоки и абразивный износ, что усложняет расчеты.
Автор: А. Шевченко
