Первые нефтяные вышки десятилетиями фонтанировали сами — нефть буквально била из-под земли ключом. Сегодня таких месторождений с высоким естественным давлением почти не осталось. Современную, «тяжёлую» нефть уже не поднять силой пласта — её нужно выталкивать с глубины мощными насосами. Однако разработка каждого нового — ресурсоемкая задача, как по времени разработки, так и по себестоимости. А поломка оборудования в скважине грозит многомиллионными потерями. Учёные Пермского Политеха разработали и апробировали способ виртуальных испытаний таких насосов. Подход позволяет сэкономить время и десятки миллионов рублей на разработке каждой новой модели. Это удешевит процесс добычи в целом, снизит затраты на создание топлива и его конечную стоимость для потребителя.

Статья опубликована в материалах конференции «Актуальные проблемы повышения эффективности и безопасности эксплуатации горно-шахтного и нефтепромыслового оборудования».

Сегодня более половины нефтяного потенциала страны в 81,6 миллиарда тонн составляют трудноизвлекаемые запасы. По прогнозам экспертов, к 2050 году они станут основой отрасли: 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.

Сейчас фонтанируют естественным образом лишь около 10-15% российских скважин. В них нефть поднимается под собственным пластовым давлением. Все остальные — более 85% — требуют механической помощи. Для этого в скважину опускают многоступенчатый погружной насос. Условия его работы достаточно экстремальные: добываемая жидкость является смесью нефти, воды, газов и абразивных частиц. Более того, сложности создают современные технологии: абразивные частицы и газ часто появляются из-за применения способов усиления добычи, а закачка горячего пара для разжижения нефти ускоряет коррозию металла, сокращая срок службы оборудования.

Проектирование надёжного насоса включает дорогостоящие и длительные испытания. Сначала создают металлический прототип и месяцами тестируют его на специальных стендах, имитируя реальные режимы и условия эксплуатации. Эта проверка необходима, чтобы убедиться в энергоэффективности, надежности и стойкости. Также моделируется уровень вибрации и шума.

Но этот процесс слишком дорогой и медленный. Один цикл испытаний обходится в миллионы рублей, а необходимые для тестирования стенды имеют суммарную стоимость более 1 миллиарда руб. Если конструкция насоса окажется неудачной, то её нужно будет изменять. Тогда весь процесс — от отливки нового образца до повторных проверок — начинается заново, многократно увеличивая затраты и сроки.

Отказ скважинного насоса — это не просто поломка. Это мгновенная остановка добычи, из-за чего убытки исчисляются миллионами рублей в сутки, и дорогостоящий подъём оборудования для ремонта. В худшем случае скважину невозможно будет восстановить. Экологические последствия ещё серьёзнее: разгерметизация приводит к выбросам нефти, которые отравляют почву, попадают в грунтовые воды и наносят невосполнимый ущерб экосистемам, особенно в удалённых арктических или сибирских регионах.

Учёные 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. Существуют коммерческие программы для моделирования насосов, но они имеют ключевые ограничения. Во-первых, конструкция именно нефтяных насосов существенно отличается от общепромышленных, предназначенных для перекачки воды. Во-вторых, коммерческие программы недостаточно точно моделируют многофазные течения в реальных скважинах.

Разработка учёных универсальна: она подходит как для погружных (которые поднимают нефть из скважины на поверхность), так и для наземных насосов (используются при транспортировке нефти до пункта сбора). Её главное преимущество — способность с высокой точностью рассчитывать критические режимы, которые раньше можно было обнаружить и измерить только в ходе дорогостоящей реальной эксплуатации: гидроабразивный (прогноз, как именно частицы песка будут стачивать лопасти) и кавитационный износ (разрушение от схлопывающихся микропузырьков пара, особенно критично для наземных насосов), рост осевой силы, вызывающей разрушение подшипников и возникновение разрушительной вибрации.

Система нужна инженеру, когда требуется спроектировать новый насос или понять, почему вышел из строя старый. Для работы необходимы данные о скважине (температура, свойства и состав скважинной жидкости, наличие в ней песка или газа, глубина залегания и дебит) и чертежи насоса. В специальной программе, используя встроенные шаблоны, он собирает 3D-модель, вводит параметры среды и запускает расчёт.

В результате инженер получает наглядную «инструкцию по эксплуатации», которую физический насос пока не может дать: цветную карту, показывающую, где через 6 месяцев песок сточит лопасти, в какой точке начнётся эрозия и какая сила будет давить на подшипники. Это не просто отчёт, а инструмент для принятия решений, позволяющий найти слабое место в конструкции, а также оценить, как корректировка режима работы повлияет на его срок службы.

— 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 всё сможем проверить на цифровой модели. Натурные испытания останутся только для итоговой, 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, каждый из которых длился около двух недель и потреблял гигантское количество энергии (сравнимой с нагрузкой небольшого предприятия), инженеры за недели могут смоделировать и оптимизировать варианты в виртуальной среде. Внедрение разработки сэкономит десятки миллионов рублей, благодаря тому, что больше не нужно изготавливать, испытывать на стенде, а часто и разрушать множество дорогостоящих металлических прототипов. Кроме того, это сократит счета за электроэнергию,  приведёт к снижению себестоимости добычи, поможет сдерживать рост цен на топливо и косвенно повлияет на стабильность других отраслей экономики.

Пресс-релиз