Ученые Пермского Политеха разработали систему виртуальных испытаний нефтяных насосов
Цифровой стенд позволяет проверять конструкцию погружных и наземных насосов для добычи трудноизвлекаемой нефти. По словам разработчиков, около 90 % тестов можно перенести в компьютер вместо дорогих натурных испытаний.
Ученые Пермского Политеха (ПНИПУ) совместно с инженерами АО «Новомет-Пермь» разработали и апробировали систему виртуальных испытаний нефтяных насосов. По сути, это цифровой испытательный стенд: инженер задаёт условия конкретной скважины и получает расчёт работы насоса, не собирая физический прототип.
Нефтяной потенциал страны оценивается в 81,6 миллиарда тонн, и более половины из него составляют трудноизвлекаемые запасы. Эта нефть похожа на густую смолу, и коэффициент её извлечения не превышает 20 %. По прогнозам экспертов, к 2050 году доля таких запасов в общей добыче может вырасти с 30 % до 70 %.
Сейчас естественным образом фонтанируют лишь около 10–15 % российских скважин. Остальные требуют механической помощи: в скважину опускают многоступенчатый погружной насос. Работает он в тяжёлых условиях: жидкость состоит из нефти, воды, газов и абразивных частиц, а закачка горячего пара ускоряет коррозию металла.
Сейчас проверка новой конструкции занимает много времени и денег. Прототип месяцами тестируют на стендах, и один цикл испытаний стоит миллионы рублей. Стенды для тестирования вместе стоят более 1 миллиарда рублей. Если конструкция не подходит, процесс начинается заново.
Отказ насоса останавливает добычу, а убытки исчисляются миллионами рублей в сутки. В худшем случае скважину нельзя восстановить, а разгерметизация приводит к выбросам нефти, которые отравляют почву и грунтовые воды.
Система рассчитывает критические режимы, которые раньше можно было выявить только в ходе дорогой эксплуатации: гидроабразивный износ от песка, кавитационный износ, рост осевой силы, разрушающей подшипники. Для расчёта нужны данные о скважине (температура, состав жидкости, наличие песка или газа, глубина и дебит) и чертежи насоса. Инженер собирает 3D-модель по встроенным шаблонам и запускает расчёт. На выходе получается цветная карта, показывающая, где через 6 месяцев песок сточит лопасти. Разработка подходит и для погружных, и для наземных насосов. Полных аналогов нет: коммерческие программы не учитывают отличия нефтяных насосов и недостаточно точно моделируют многофазные течения.
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.
По словам разработчиков, относительная погрешность не превысила 3–4 %, что сопоставимо с погрешностью самих стендовых измерений. Поэтому около 90 % тестов можно перенести в компьютер, а натурные испытания оставить для финальной проверки готового изделия.
Вместо 10–15 натурных циклов для одного насоса, каждый из которых длился около двух недель, инженеры за недели смогут смоделировать и оптимизировать варианты. Внедрение разработки сэкономит десятки миллионов рублей, сократит счета за электроэнергию. По мнению авторов, это может снизить себестоимость добычи и сдержать рост цен на топливо.
Комментарии
Пока никто не написал. Будьте первым.