Ученые ПНИПУ предложили способ тратить меньше энергии и добывать больше нефти
В университете разработали экспресс-метод для выбора энергоэффективного режима работы установок электроцентробежных насосов с точностью около 99%.
Метод использует всего три исходных показателя: частоту вращения насоса, продолжительность его работы в течение суток и требуемый объем добычи. По ним можно быстро определить ожидаемую добычу и расход электроэнергии.
Основная задача разработки – помочь инженерам быстро подобрать оптимальный режим работы установки электроцентробежного насоса (УЭЦН) при минимальных энергозатратах. На выходе формула за секунды выдаёт два ключевых результата: сколько нефти получится добыть и сколько киловатт-часов для этого понадобится.
Для создания формулы разработчики провели масштабный математический эксперимент. Перебирались тысячи сценариев со сменой частоты вращения в определенном диапазоне, с вариантами суточного объёма добычи – от непрерывного режима загрузки до одного часа работы в сутки. Все расчёты опирались на реальные данные с действующих скважин с учётом свойств жидкости, глубины залегания пласта и характеристик конкретного оборудования.
Сильной стороной разработки ПНИПУ являются её простота и низкая вычислительная сложность. В отличие от цифрового двойника, требующего больших массивов данных, вычислительных ресурсов и сложного ПО, экспресс-метод потенциально может выполняться непосредственно на промышленном контроллере, что открывает путь в массовое тиражирование.
Данные о точности базируются на сравнении с детальным компьютерным моделированием, имитирующим все сложные физические процессы в установке. Важно, что точность не идёт в ущерб скорости. И это особо ценно на фоне объективных обстоятельств. Ранее настройка УЭЦН производилась вручную или через сложную программу. И, пока перебирались десятки параметров, реальные условия в скважине успевали измениться. Но метод пермских учёных позволяет подобрать оптимальный вариант за секунды.
В пользу актуальности
Технология потенциально позволяет сокращать энергозатраты нефтедобычи на зрелых и малодебитных скважинах – то есть фактически на 60-70% всего российского фонда. В общей картине обслуживания данной категории скважин УЭЦН доминируют. Из-за неоптимальных настроек потери мощности этих агрегатов могут достигать 50%. Соответственно, поиск решения – задача весьма актуальная.
Разработка увеличивает рентабельный срок эксплуатации стареющих месторождений и дополняет системы автоматизации добычи. Возможность компактного алгоритма интегрироваться в существующие системы автоматизации – в том числе в контроллеры, управляющие электрическим приводом, в диспетчерские компьютеры – позволит в перспективе создавать интеллектуальные станции управления целыми кластерами скважин.
Перспективы и реальные примеры
Главная перспектива разработки – доведение метода от математической модели до промышленного программного модуля. Необходимо проведение испытания на большом фонде реальных скважин, интеграция в АСУ ТП/SCADA и системы управления УЭЦН. После этого возможно автоматическое изменение режима работы оборудования без постоянных ручных расчетов инженера.
Рынок для подобных решений в России уже формируется. В 2026 году «Газпром нефть» внедрила российские цифровые контроллеры для управления газлифтными скважинами на Оренбургском месторождении. Они автоматически анализируют параметры и предлагают оптимальные режимы работы оборудования. С точки зрения тренда очевиден переход цифровой аналитики непосредственно на уровень промысловой автоматики.
Сегодня нефтяные компании уже используют цифровые системы для оптимизации десятков тысяч механизированных скважин. Один из флагманов рынка, всерьез и на разных фронтах продвигающий цифровизацию, – компания «Роснефть». Она использует корпоративную систему «Мехфонд» для обработки данных более чем с 50 тыс. скважин. Применение цифровых инструментов позволило снизить удельный расход электроэнергии на добычу жидкости на 4,9%. При этом количество отказов оборудования снизилось на 20%, а межремонтный период увеличился на 19%.
Оптимизация энергопотребления и предиктивная диагностика обеспечивают максимальный эффект именно на зрелых и малодебитных фондах. Когда скважина даёт мало жидкости и каждый киловатт-час на тонну добычи обходится дорого, каждый простой съедает маржу. Поэтому инновационные цифровые инструменты становятся одним из главных способов удержания рентабельности на старых и сложных скважинах.
