Ученые Северного (Арктического) федерального университета упростили ультразвуковую диагностику нефте- и газопроводов на наличие ржавчины. Они наладили маршрут беспроводной передачи данных с датчиков так, чтобы уменьшить количество кабелей и затраты энергии.
Для измерения степени ржавчины все чаще применяют ультразвуковые датчики. Они не требуют остановки потока углеводородов в трубопроводе, работают удаленно, подходят для подземных и надземных труб, выдерживают температуру горячих углеводородов до 130 градусов и служат в среднем пять лет. Датчики крепятся на трубу и посылают внутрь нее ультразвуковые волны. Они отражаются от стенок и «рассказывают» об истончении трубы: эти участки будут «звучать» иначе, чем неповрежденные. Датчик обрабатывает сигнал с помощью микропроцессора и отправляет информацию на компьютер оператора. Однако такой метод требует множества кабелей, сложного анализа данных и энергетических затрат.
Ученые создали алгоритм, который упростил процесс, «обучив» датчики командной работе. Если система находится под землей, датчик передаст сигнал по кабелю на приемный стационарный измерительный блок, а тот — на шлюз. Шлюз будет располагаться на оптимальном расстоянии от множества таких датчиков, чтобы собирать максимально большое количество информации, и по беспроводной связи ретранслировать ее на локальный или облачный сервер. Если датчик находится на поверхности, то он сможет передавать данные напрямую на шлюз.
Технология ультразвукового контроля не нова. Уникальность нашего решения состоит в использовании энергонезависимых элементов питания (солнечная, ветровая энергия) системы мониторинга, применении беспроводных способов передачи данных и использовании алгоритмов машинного обучения для их анализа.
Артемий Бобров, автор разработки, научный сотрудник Северного (Арктического) федерального университета
По словам ученого, в среднем датчику достаточно будет проводить измерение толщины стенки трубы дважды в день, после чего он будет уходить в спящий режим. Это позволит оптимизировать объем данных и затрат энергии на их передачу и анализ без ущерба качеству мониторинга.
Ученые Тюменского государственного университета придумали, как упростить добычу очень вязкой нефти из горизонтальных скважин. Специалисты усовершенствовали свою же методику подземного «пропаривания» углеводородов, рассчитанную только на вертикальные скважины и позволяющую увеличить объем добычи на 20–40%.
Тюменцы разработали программный алгоритм, который рассчитывает лучшие параметры воздействия горячего пара на пласт — например, расход пара, длительность его закачки, количество циклов. Так, специалисты выяснили, что слишком большое или маленькое количество циклов «пропаривания» пласта может негативно повлиять на объем добычи. В отличие от аналогов, которым требуется несколько часов на проведение анализа, алгоритм позволяет произвести расчеты за считанные минуты.
Уникальность нашего алгоритма в том, что он минимизирует объем входных данных и упрощает вычисления без потери точности. Также он учитывает тепловые потери. Время закачки пара составляет не более месяца. При использовании алгоритма радиус зоны прогрева составляет около 30 метров и проводится в 2–4 раза точнее, чем без учета тепловых потерь.
Александр Гильманов, доцент кафедры моделирования физических процессов и систем Школы естественных наук Тюменского государственного университета
Усовершенствованная методика уже опробована на месторождениях и подтвердила свою эффективность. Испытания показали, что она позволяет повысить коэффициент извлечения высоковязкой нефти на 5−10% и ускорить ее добычу из горизонтальных скважин.
Первый в истории музыкальный альбом на основе записей сейсмических волн создал геофизик Александр Буторин. В «Энергию недр» вошли семь треков общей продолжительностью чуть больше часа.
Основой для атмосферных композиций стали оцифрованные данные физических процессов, происходящих на глубине три километра под землей на Еты-Пуровском нефтяном месторождении в Западной Сибири. На создание необычной музыки ученого вдохновили цифровые инструменты, которые помогают изучать недра и «слышать» ранее неуловимые для человека явления.
Изначально это был мой проект для студентов Томского политеха, которым я преподавал геофизику и хотел показать нестандартные возможности нейросетей для изучения данных. Для этого написал несложную программу на Python, с помощью которой обработал и перевел в звук записи сейсмики на одном из крупных нефтяных месторождений на Ямале. Это помогло услышать, как звучит нефть, глина и песчаник на глубине нескольких километров. Из этих шумов получилось создать мелодии, которые могут слушать даже те, кто далек от геологии.
Александр Буторин, геофизик «Газпром нефти»
По задумке автора, легкие ненавязчивые мелодии зарядят слушателей энергией земли, помогут восстановить силы и внутреннюю гармонию. У каждого трека получился свой уникальный характер: от торжественного и возвышенного, как у «Пульса нефти» и «Шепота Земли», до мелодичного и расслабляющего, как у «Геоакустики» и «Магнетического ритма». В бонусной композиции можно услышать, как звучат нефть, глина и песчаник без обработки.
Многие гениальные изобретатели опередили свое время, но не получили от этого никакой выгоды для себя. В истории российской энергетики визионером не ко времени стал Николай Воскобойников. В чем его заслуги и почему он почти неизвестен сегодня?
Сто кораблей Апшеронского полуострова
О нефти Апшеронского полуострова (территория современного Баку) известно с поздней античности. Ее упоминали средневековые торговцы и путешественники, среди которых знаменитый Марко Поло. В «Книге о разнообразии мира» он описал апшеронские источники полуострова так: «Из фонтана течет столько нефти, что этой нефтью можно одновременно наполнить сто кораблей».
В начале XIX века углеводороды использовали преимущественно в медицине и в качестве смазки, например в колесных повозках. Глубина залегания нефтяного пласта на полуострове была предельно мала: местные жители рыли колодцы, вычерпывали оттуда ценный ресурс кожаными ведрами, а потом перевозили его в бурдюках на ослах и верблюдах. Апшеронской нефтью пользовались врачи и ветеринары в Персии и Османской империи.
Впервые за многие века технологию добычи полезного ископаемого улучшил выпускник Горного института Николай Воскобойников, приехавший в Баку в 1823 году. Он создал систему ступенчатых колодцев. До нововведения в центре колодца вырывали узкую шахту глубиной до нескольких десятков метров, в которую не мог спуститься человек из-за ее узости, потому вычерпывать нефть до дна было проблематично, а более широкие шахты часто обваливались.
Конструкция, предложенная Воскобойниковым, напоминала перевернутую пирамиду: рабочие рыли ямы большого радиуса и формировали по бокам крупные ступени для спуска на разную глубину. Из-за укреплений ступенями значительно сократились обвалы в шахтах, а вычерпывать полезное ископаемое со дна стало значительно проще.
Пророк эры бурения и изобретатель в опале
Технология Воскобойникова увеличила количество добываемой нефти более чем на четверть, но исследователя не устроили и эти результаты. Тогда он решил применить опыт бурения скважин на соль, используемый уже сотни лет, для поиска углеводородов. Технология была следующей: над земляным раскопом сооружали вышку, в центре которой ставили «матицу» — трубу широкого диаметра. Через нее с самой высокой точки сооружения многократно обрушивали бур, который пробивал почву. Именно с этой технологии началась мировая история бурения нефтяных скважин.
Николай Воскобойников за рабочим столом проводит расчеты для бурения первой нефтяной скважины
К 1839 году Николай Воскобойников, управляющий местными нефтепромыслами, провел расчеты для адаптации бурения под поиск нефти в Биби-Эйбате (поселок в районе Баку), но процесс внезапно остановили: на ученого-новатора поступил донос, в котором его обвинили в хищении. Дело расследовала администрация наместника в Закавказье. В итоге несколько лет спустя инженера оправдали.
Все это время отстраненный от должности Воскобойников продолжал присылать в государственные инстанции письма о преимуществе скважин над раскопами. Одно из них попало в руки члену совета управления Кавказом Василия Семенова, его стараниями об идеях инженера в опале узнал министр финансов Федор Вронченко. По решению министра экспериментальное бурение профинансировали.
В 1846 году пробурена промышленная скважина глубиной в 21 метр, из которой забила нефть. Вклад Воскобойникова в это достижение не был известен его современникам: организатором проекта числился Семенов, его же долгое время считали инициатором. Бывший управляющий местными нефтепромыслами долго находился под следствием, а Василий Семенов стал лоббистом инициатив Воскобойникова, но не их автора.
В 1859-м в Америке железнодорожный кондуктор Дрейк, ничего не зная о Воскобойникове, пришел к тому же решению: использовать технологию бурения соляных скважин для поиска нефти. Американец нанял бригаду соляных бурильщиков, которые повторили опыт, примененный на Апшеронском полуострове, в Пенсильвании. В XIX веке первооткрывателем нового способа добычи и разведки нефти считали Дрейка, так как в конце 1850-х годов в США уже использовали нефть для получения керосина, в ней была потребность. Инициативу бывшего кондуктора сразу начала масштабировать местная нефтяная компания, по заказу которой он и работал.
В Российской империи после успеха Воскобойникова и Семенова в 1846 году прошло еще несколько десятилетий до роста промышленного спроса на нефть. Поэтому разведка и добыча углеводородов с помощью скважин в середине XIX века оставалась почти невостребованной.
Лаборатория будущего
Первой разведывательной скважиной достижения Воскобойникова не ограничиваются. В 1837 году инженер открыл экспериментальный завод-лабораторию по переработке нефти. О его «начинке» известно из сохранившихся чертежей.
В главном здании находились четырехугольные перегоночные котлы: верхняя часть плотно накрывала нижнюю, как колпак, к которому подключались трубы для отвода пара в специальные приемники. Вначале через одну трубу, вставленную в отверстие верхней части, заливалась вода, затем через другую на водную поверхность наливалась нефть. Котлы опирались на железные балки и были встроены в печь. Для нагрева сырья впервые в мире в промышленных масштабах применялся природный газ: его добывали из соседних месторождений, аккумулировали в специальных газгольдерах, а затем подавали по трубам к горелочным устройствам.
Николай Воскобойников впервые задействует в нефтепереработке пар и газ
Через четверть века, когда на Апшероне началась эра нефтепереработки, об опыте использования природного газа вспомнили. В 1860-м прибывший в Баку химик Вильгельм Эйхлер применил природный газ на нефтеперерабатывающих заводах, чем увеличил их прибыльность. Идею он почерпнул из статей инженера Воскобойникова.
Тогда же обратили внимание на еще одно визионерское решение инженера-новатора — переработку нефти с водяным паром, которую он первым в истории внедрил на своем экспериментальном заводе. Ноу-хау снижало температуру кипения вещества и позволяло разделять фракции углеводородов на керосин (тогда — осветительное масло) и мазут. Именно эта технология распространилась в Баку и других российских регионах в период нефтяного бума ближе к концу XIX века. Пар использовали для повышения КПД в технологии непрерывной перегонки на заводах Нобелей и в вакуумной перегонке, которая в усовершенствованном варианте применяется и сегодня.
С юга России на север Ирана
Насладиться славой при жизни Воскобойникову не удалось: из-за того что до 1850-х годов не было способов очистки дистиллята, осветительное масло разъедало перевозную тару и коптило при горении. Обработка сырья из-за скромных масштабов завода-лаборатории Воскобойникова обходилась очень дорого, как и транспортировка в другие города империи, поэтому в 1839-м году завод закрыли. Если бы не было анонимного доноса на Воскобойникова и трехлетних разбирательств в его причине, возможно, новатор смог бы адаптировать свои изобретения к промышленному использованию и запатентовать их. Случилось иначе, и его наработки остались либо не реализованными в полной мере, либо приписывались другим (как первая нефтяная скважина). После снятия обвинений исследователь был направлен Академией наук в Персию «для обучения мастеровых и ремесленников современному плавильному искусству» и поиска полезных ископаемых.
Николай Воскобойников уезжает в Персию
В 1846 году он ушел в отставку и, вероятно, навсегда остался на Востоке — достоверных свидетельств об обстоятельствах и времени его смерти нет. Известно, что за рубежом Воскобойников составил первую геологическую карту современного Северного Ирана и стал известным коллекционером местной фауны.
В России наладили постоянный цикл использования золы уноса — отхода, который образуется на теплоэлектростанциях в результате сжигания топлива. Первой электростанцией, которая перешла на систему безотходной генерации, запущенную «Росатомом», стала Северская ТЭЦ в Томской области.
Обычно золу уноса утилизировали либо захоранивали, но теперь ее будут накапливать для последующего использования. Зола состоит из диоксида кремния, оксидов алюминия и железа, остатков топлива и примесей. Химический состав делает ее полезным компонентом строительных материалов.
— Добавление золы уноса в бетон снижает его пористость, повышает морозостойкость и водонепроницаемость, увеличивает однородность и устойчивость к агрессивным средам, — отмечают в «Росатоме».
Для накапливания золы на Северской ТЭЦ установили новые котельные агрегаты, приспособленные одновременно для ее сбора и сжигания топлива. Агрегаты оснащены специальной пневматической системой: зола, оставшаяся на улавливающих фильтрах, под напором воздуха поступает в башню-накопитель.
Проект золоудаления — часть замкнутого цикла. На реализацию ушло два года: успешно прошли этапы проектирования, государственной экспертизы, монтажа оборудования. Для сбора золы уноса используется современная система, основанная на пневмотранспорте. Современные рукавные фильтры котлоагрегата улавливают из уходящих в атмосферу газов 99,6 % золы.
Сергей Петров, директор Северского филиала компании «Росатом инфраструктурные решения»
Накопленную золу будут продавать. Первым покупателем стала компания «Союзбетон» — она планирует использовать бывший отход ТЭЦ в составе бетонных смесей и строительных растворов.
Международная группа исследователей, в состав которой вошел ученый Уральского федерального университета, разработала новый тип жаропрочного боросиликатного стекла. Из него можно будет создавать более тонкие и прочные экраны для ядерного и медицинского оборудования.
Боратные стекла — стекла, в составе которых есть оксид бора (B2O3), — используют в ядерной промышленности из-за их устойчивости к радиации и простоты производства. Однако из-за низкой плотности они очень хрупкие — это ограничивает возможности их применения. Ученые решили эту проблему добавлением в состав стекла оксидов неодима (Nd₂O₃) и бария (BaO). Благодаря им стекло приобрело повышенную прочность и сохранило прозрачность.
В результате получили новый тип боросиликатных стекол — стекол, при производстве которых щелочные соединения, служащие стеклообразующими расплавами, заменяют оксидом бора.
Наши стекла могут защищать от рентгеновского и гамма-излучения. Хотя стекла обеспечивают эффективную защиту от радиации, они не смогут полностью заменить бетон из-за его низкой стоимости и более высокой твердости. При этом бетон может использоваться для стен, а наши стекла — для окон и прозрачных объектов.
Махмуд Карем Абделазим Габер, ведущий научный сотрудник кафедры «Атомные станции и возобновляемые источники энергии» Уральского федерального университета
Эксперименты показали, что у стекла с максимальной концентрацией неодима эффективность защиты от радиации возрастает до 28,3%. Это превосходит показатели традиционных материалов, таких как бетон (22,1%) и радиозащитное стекло (27,3%).
Ученый отметил, что разработка также будет полезна в медицине и при сварке радиоактивных металлических элементов. Так, при включении неодима стекло приобретает фиолетовый цвет из-за поглощения желтого и зеленого света, поэтому подойдет для защитных сварочных очков.
Комплекс решений, разработанный для добычи трудноизвлекаемых запасов углеводородов, поможет вдохнуть новую жизнь в зрелые месторождения и продвинуть поиск залежей на шельфе. Таким мнением с «Энергией+» поделился декан нефтегазового факультета Санкт-Петербургского горного университета Дмитрий Тананыхин.
Ранее на заседании комитета федерального проекта «Технологии освоения трудноизвлекаемых углеводородов» в Ханты-Мансийске «Газпром нефть» представила заместителю правительства России Александру Новаку комплекс российских инструментов, который позволит вовлечь в разработку до девяти миллиардов тонн «трудных» запасов углеводородов. Специалисты подтвердили, что применение новых решений втрое сокращает стоимость их добычи и повышает коэффициент извлечения нефти на рекордный для отечественной промышленности 21 процентный пункт.
Сокращение стоимости добычи нефти в три раза несет мощный положительный эффект. Сегодня по причине нерентабельности — существенного превышения затрат над потенциальными доходами — замедлилось освоение месторождений, в том числе на шельфе. Снижение себестоимости позволит высвободить значительные финансовые ресурсы и направить их на развитие и внедрение новых технологий, а также на поиск перспективных для нефтедобычи участков.
Дмитрий Тананыхин, декан нефтегазового факультета Санкт-Петербургского горного университета
Сегодня свыше 60% запасов нефти в России относятся к трудноизвлекаемым. Они отличаются большой глубиной залегания, сложной геологией и низкой проницаемостью пород. Разработка таких запасов требует использования передовых решений — например, высокоскоростного многостадийного гидроразрыва пласта, горизонтальных скважин, цифровых инструментов и современных реагентов для вытеснения нефти из пород.
«Газпром нефть» разработала комплекс решений, которые позволят вовлечь в добычу до девяти миллиардов тонн трудноизвлекаемых запасов углеводородов. Результаты работы представили на заседании комитета федерального проекта «Технологии освоения трудноизвлекаемых углеводородов» в Ханты-Мансийске.
Сегодня свыше 60% запасов нефти в России относятся к трудноизвлекаемым. Совместно с научными и нефтесервисными организациями, а также индустриальными партнерами из атомной отрасли «Газпром нефть» разработала и подтвердила эффективность комплекса российских инструментов для ее добычи. Специалисты создали и испытали более десятка решений в области высокоскоростного многостадийного гидроразрыва пласта (ГРП), реагентов и цифровых инструментов для сопровождения ГРП, бурения горизонтальных скважин.
Федеральный проект, нацеленный на создание отечественных решений для добычи «трудных» углеводородов и остаточных запасов зрелых месторождений, стартовал по инициативе Министерства энергетики России, «Газпром нефти» и администрации Ханты-Мансийского автономного округа — Югры в 2021 году.
Также специалисты разработали и испытали российские реагенты для увеличения добычи, которые дополнительно повысили коэффициент извлечения нефти на рекордный для отечественной промышленности 21 процентный пункт. Компания запатентовала современные материалы для ПАВ-полимерного заводнения — вытеснения нефти из недр растворами ПАВ и полимеров. В перспективе, при поддержке государства, в стране может появиться новый индустриальный сегмент по внедрению технологий химических методов увеличения нефтеотдачи — они помогают увеличить приток нефти в скважины благодаря закачке реагентов в пласт.
Создание технологий для добычи трудноизвлекаемых запасов — один из приоритетов Энергетической стратегии России до 2050 года. Федеральный проект позволил сформировать решения для разработки месторождений со сложным геологическим строением и дал импульс развитию промышленности, нефтехимии, научной сферы и производства нефтегазового оборудования. Совершенствование и тиражирование новых инструментов создаст рабочие места, способствует укреплению энергетической безопасности и технологического суверенитета нашей страны.
Александр Новак, заместитель председателя правительства России
Передовые методики добычи «трудной» нефти тестируют на первом подобном технологическом полигоне в России — его открыли в районе Пальяновского месторождения.
