Студент электротехнического факультета ПНИПУ разработал модель прогрева скважины, чтобы снизить вязкость нефти. Она поможет рационально использовать нагреватель, с помощью которого насосы перекачивают «черное золото». Технология позволит прогреть нефть наиболее экономичным способом: эффект от ее использования на одном месторождении составит 5,5 млн рублей.
– Из-за снижения природных запасов маловязкой нефти в России разрабатывают месторождения с высокой вязкостью. Первичный способ ее добычи – с помощью естественных механизмов, которые зависят от природных факторов. Когда естественная энергия истощается или ее недостаточно, нужно добавить энергию «извне». Вторичные способы добычи – закачка газа или воды – поддерживают давление в пласте после его истощения. Жидкость вытесняет оставшуюся нефть к скважине. Если ее нельзя извлечь обоими способами, то используют более «продвинутые» методы: тепловой и химический, – рассказывает магистрант 1-го курса электротехнического факультета ПНИПУ Дмитрий Пинягин.
Наиболее эффективны в этом случае те методы, в которых применяют термическую обработку призабойных зон скважин, где используется электрический нагреватель. Под воздействием тепла вязкость нефтяной жидкости снижается, что улучшает охват пласта и вытеснение.
Вязкость нефти необходимо снижать и для лучшей работы электрических центробежных насосов, которые устанавливают в скважине. У них есть ограничения по вязкости. Технология прогрева известна, но численные расчеты по эффективности метода студент Пермского Политеха провел впервые.
– Наша двухмерная математическая модель позволяет снизить вязкость нефти на конкретном участке при помощи нагревателя, что существенно снизит затраты. Сейчас в качестве нагревательного элемента часто используют кабель, который устраняет углеводородные отложения. Он способен также снизить вязкость, но не настолько эффективно, как нагреватель, потому что установка кабеля требует больших финансовых затрат, – рассказывает студент.
Команда исследователей изучила процессы распределения вязкости, скоростей и температур в скважине на участке продолжительностью 105 м перед насосом. Для этого они создали три варианта модели с нагревателем размером 20 и 40 метров, который находился на глубине 80 и 60 метров. Для их построения ученые использовали программы ICEM CFD и Ansys Fluent. В результате они получили данные о скорости, температуре и вязкости во всей скважине и выяснили, как зависит температура нефти от мощности нагревателя, его размеров и глубины. Разработчики определили зависимость температуры на входе в насос от объема жидкости, а также распределение вязкости нефти по глубине от забоя до насоса. Это помогло им выбрать наиболее рациональный способ добычи нефти.
Студент предполагает, что разработка будет полезна нефтедобывающим предприятиям, которые планируют снизить материальные затраты при разработке месторождений.