Новый способ сухого тушения кокса
Ученые НИУ «МЭИ» совместно со специалистами ПАО «Северсталь» разработали новый способ сухого тушения кокса, основанный на организации замкнутого цикла охлаждения раскаленного кокса с использованием газа, содержащего 92–100 % азота, поступающего от воздухоразделительных установок кислородной станции, для которых азот является побочным продуктом. В процессе цикла происходит замена циркулирующего газа, насыщенного горючими компонентами, инертным азотом, что минимизирует угар кокса и повышает производительность установки. Основные преимущества технологии заключаются в предотвращении взаимодействия углерода кокса с кислородом и минимизация угара. В прототипах угар достигал 2–6 %, тогда как новая система снижает этот показатель до 0,2–0,9 %. Технология с использованием технического азота также способствует экономии сырьевых и энергетических ресурсов. Благодаря адаптации к существующим установкам и снижению экологической нагрузки разработка имеет потенциал для внедрения в металлургическую отрасль. Снижение угара кокса увеличивает выход готового продукта. По оценкам, увеличение выхода на 1 % может сэкономить сотни миллионов рублей в год.
Нанорастворы для добычи нефти
Важную роль в процессе вытеснения нефти из пород с неоднородной пористостью и проницаемостью играет капиллярная пропитка. Ученые СФУ сравнили свойства вытесняющих жидкостей, таких как вода, раствор полиакриламида, растворы ПАВ – лауретсульфата натрия (AES) и додецилсульфата натрия (SDS), а также наносуспензии на основе сферических наночастиц диоксида кремния. Наибольшее влияние на увеличение коэффициента вытеснения как маловязких, так и высоковязких видов нефти продемонстрировали наносуспензии и водные растворы ПАВ. Оказалось, что скорость изменения объема вытесненной нефти для 0,1-процентного раствора AES и наносуспензии с частицами оксида кремния была больше, чем для других вытесняющих жидкостей. Меньше всего на объем вытесненной нефти повлиял полимерный раствор. Коэффициент вытеснения нефти из образцов песчаника водой в результате капиллярной пропитки составил 58 %. При использовании раствора SDS скорость капиллярной пропитки возрастет на 4 %. При этом наносуспензия со сферической формы наночастицами диоксида кремния (размер частиц 10 нм) ускорила этот процесс на 3 %, а раствор полиакриламида уменьшил скорость капиллярной пропитки на 12 %.
Синхронизация валов нефтедобывающих насосов
Для увеличения объемов перекачиваемой жидкости на одной скважине зачастую требуется установка нескольких насосов. Однако разная скорость работы поршней может вызвать неравномерность в подаче жидкости, что приводит к пульсациям и колебаниям давления, а это может спровоцировать аварии. Ученые Пермского Политеха разработали технологию, обеспечивающую равномерную работу группы из двух и более поршневых насосов. Основная идея заключается в предварительном расчете момента времени, когда в положении вращающихся валов происходит сдвиг. Этот сдвиг рассчитывается заранее и регулируется блоком управления. В рамках исследования ученые рассматривали группу из трех поршневых насосов, отметив, что их количество может быть любым. Технология предполагает наличие у каждого насоса приводного электродвигателя, с валами которого соединены валы внутри насосов. Основная идея разработки заключается в дополнительной установке датчиков, которые измеряют положение и скорость вращения валов, а блок управления поддерживает изначально заданный сдвиг фаз валов, если рабочий процесс насосов нарушается, блок управления распознает это по данным датчиков и регулирует скорости вращения, адаптируя их до необходимого сдвига фаз.
Геомагнитная модель для точного бурения
Ученые московского научного института Роснефти совместно с Геофизическим центром РАН создали геомагнитную модель (ГММ) – математическое описание магнитного поля Земли в невозмущенном состоянии. Разработка позволит осуществлять высокоточное управление траекторией скважины в процессе бурения. Особенно актуально ее использование для территорий с аномальным геомагнитным полем, где скопления горных пород искажают магнитное поле Земли.
Для бурения без учета искажений невозможно точно определить положение ствола в скважине. Разработка позволяет получить геомагнитные данные с детализацией 38 км. Это одно из наиболее высоких разрешений в мире, однако ученые Британской геологической службы считают, что с использованием информации из компиляций аномалий общей интенсивности вблизи поверхности теоретическая детализация может быть увеличено до 28 км. В мировом нефтегазе ГММ широко используется для направленного бурения с помощью инструментов магнитной съемки, измеряющих направление ствола скважины относительно направления локального геомагнитного поля, и используются для навигации скважин к точно известным подземным целям.
Топливо из нефтешлама
Ученые лаборатории тепломассопереноса Томского политехнического университета нашли перспективное применение отходам нефтедобычи – нефтешламам, предлагая использовать их в качестве основного компонента для создания жидких композиционных топлив. Эффективность смесей на основе нефтешлама с добавками в среднем на 5–25 % превышает аналогичные показатели для исходного сырья. Для повышения работоспособности нефтешлама в качестве топлива ученые провели эксперименты по добавлению различных ингредиентов, включая метиловые эфиры жирных кислот (МЭЖК), дизельное топливо, метанол и техническую воду. Смешивание нефтешлама с дизельным топливом и МЭЖК в доле 5–15 % позволяет снизить вязкость нефтешлама в 3–12 раз.
В ходе эксперимента все применяемые добавки, независимо от их типа и концентрации, значительно улучшали микровзрывное зажигание и способствовали лучшему выгоранию капель смеси, даже при сравнительно низкой температуре около 600 °C. Исследование показало, что добавление метанола и дизельного топлива в небольших концентрациях позволило создать смесь с улучшенными эксплуатационными и энергетическими характеристиками.
Прогнозирование свойств коллекторов
Ученые Пермского Политеха разработали метод, позволяющий повысить эффективность нефтедобычи благодаря улучшению прогнозирования свойств коллекторов. Обычно для определения характеристик горных пород, таких как пористость, плотность и проницаемость, применяются геофизические исследования, на основе которых создаются 3D-модели месторождений, позволяющие оценить объем нефти и газа. Однако изменчивость структуры и свойств коллекторов затрудняет получение точных данных с использованием традиционных методов. Ученые предложили новый подход, основанный на искусственном интеллекте, повышающий точность прогноза пористости на 56 %. В рамках исследования ученые применили алгоритмы машинного обучения для оценки пористости коллекторов на основе данных геофизических исследований, собранных по 238 скважинам шести разных месторождений, а также использовали данные лабораторных исследований керна для определения пористости. В результате исследования ученые обнаружили новые участки с запасами нефти, которые ранее не были задействованы в разработке, что позволило скорректировать план добычи и включить в него новые зоны.
