Инновационная цифровая модель скважины поможет греть нефть, не влияя на мерзлоту

Министр природных ресурсов Российской Федерации Александр Козлов подчеркнул, что при текущем уровне эксплуатации рентабельных нефтяных запасов их истощение прогнозируется примерно через 26 лет. Большинство недоразведанных ресурсов сосредоточено в Арктической зоне и регионах вечной мерзлоты, где добыча осложняется высокой вязкостью нефти, экстремальными климатическими условиями и рисками для инфраструктуры.

Для извлечения вязкой нефти в северных широтах часто применяется метод термоградиентной обработки, основанный на закачке перегретого пара. Этот процесс направлен на прогрев пласта, что снижает вязкость добываемого сырья. Однако значительная часть тепловой энергии расходуется на оттаивание многолетнемёрзлых пород, что может привести к ослаблению опор скважин, их деформации, авариям и негативному воздействию на экосистемы. Для минимизации теплопотерь используются теплоизолированные лифтовые трубы, однако выбор оптимальной толщины теплоизоляции в зависимости от конкретных геологических и климатических условий остаётся сложной задачей.

Исследователи Пермского политехнического университета разработали трёхмерную математическую модель теплопереноса при добыче нефти из мёрзлых грунтов. Модель интегрирует особенности термокейсов, физико-химические характеристики материалов и параметры нефтяного пласта, что позволяет прогнозировать распределение тепловых потоков вдоль скважины и в окружающих породах.

Апробация модели на данных Усинского месторождения (Республика Коми) подтвердила её высокую точность. При стабильных условиях расхождение между расчётными и фактическими данными составило менее 0,1%, а при изменении рабочих температур отклонение не превысило 8% при пропитке и около 5% при нагреве до 273 °C.

Разработчики модели отмечают, что её применение способствует достижению оптимального баланса между эффективным прогревом нефтяного пласта и устойчивостью мёрзлых грунтов. Модель позволяет регулировать температуру и расход пара, оптимизировать конфигурацию и толщину теплоизоляции, а также оценивать влияние дефектов трубопроводной системы на тепловой режим.

Внедрение данной цифровой модели в практику нефтяных компаний ожидается, что позволит снизить теплопотери и энергозатраты, увеличить срок службы скважин, а также минимизировать вероятность аварий, связанных с деформацией грунта и повреждением оборудования. Это особенно важно для разработки арктических месторождений и регионов с вечной мерзлотой, где необходимо соблюдать баланс между интенсивностью добычи углеводородов и сохранением экологического равновесия, пишет источник.