3Д-модель скважины защитит вечную мерзлоту от перегрева

В Арктике с помощью новой математической модели можно точно рассчитать температуру закачиваемого в недра пара.

(26 ноября 2025 17:43 , ИА "Девон" ) Ученые Пермского Политеха создали виртуальный двойник нефтяных скважин для условий Арктики. Разработка позволит рассчитать идеальный режим нагрева углеводородов при добыче нефти. Это позволит сохранить вечную мерзлоту и защитить скважину от разрушения. Об этом Информагентство «Девон» узнало из сообщения вуза.

Для добычи высоковязкой нефти в северных широтах необходимо разогревать горную породу. Самый эффективный метод — подача пара температурой 200-300 градусов по Цельсию. Пар проникает в пласт и растапливает нефть прямо под землей.

Паротепловые методы считаются наиболее практичным решением, потому что сочетают высокую эффективность прогрева с экономической доступностью. С помощью пара можно равномерно прогреть большие участки. При этом в недрах не остаются вредные вещества, как и при химических методах увеличения нефтеотдачи пластов (ХМУН).

Однако тепло растапливает многолетнемерзлые породы — природный фундамент, который тысячелетиями обеспечивал прочность и стабильность грунта. Мерзлые породы теряют прочность, скважины деформируются и выходят из строя. Это может привести к авариям и многомиллионным убыткам.

При этом до 30% тепла тратится впустую и вместо прогрева нефти уходит на оттаивание мерзлоты. Таяние грунта запускает цепную реакцию. Проседают фундаменты зданий, нарушается водный баланс территорий, высвобождаются парниковые газы. Это создает угрозу для инфраструктуры всего региона и усиливает глобальное изменение климата.

Поэтому для закачки используют теплоизолированные лифтовые трубы (ТЛТ), которые также называют термокейсами. Между двумя стальными стенками размещается теплоизоляционный материал. Благодаря этому пар эффективно прогревает нефтяной пласт и не размораживает замерзший грунт.

Однако сложно точно определить необходимый уровень теплоизоляции для разных скважин. Поэтому ученые Пермского Политеха создали виртуальный двойник скважины. Это математическая модель процессов тепломассопереноса в ТЛТ.

Она прогнозирует распространение тепла в нефтяных скважинах, оборудованных термокейсами. Уникальность модели в том, что она впервые в мире создана как полноценная 3D-модель, которая точно рассчитывает распространение тепла через все слои скважины одновременно.

Математическая модель просчитывает весь путь теплового потока — от момента подачи пара по трубам до его взаимодействия с окружающими породами. Эта цифровая копия учитывает множество параметров одновременно. Она отслеживает, как материалы меняют свойства при нагреве и как тепло распространяется во времени. Также учитываются все уникальные особенности конструкции скважины и окружающего грунта.

«Эффективность модели проверяли на данных с Усинского месторождения в Республике Коми, — рассказывает аспирант кафедры конструирования и технологий в электротехнике ПНИПУ Дмитрий ПИНЯГИН. - Там сочетаются вечная мерзлота, залежи вязкой нефти и проблемы с парафиновыми отложениями».

Эти отложения затвердевают и оседают на стенках трубопроводов при снижении температуры парафины в нефти. Из-за этого может сократиться добыча «черного золота».

Результаты испытаний показали высокую точность математической модели во всех режимах работы скважины. Математическая модель пермских ученых позволяет точно прогнозировать распределение тепла в скважине. Можно определять необходимую температуру и расход пара, а также подбирать трубы с требуемыми теплоизоляционными характеристиками.

При этом используются реальные данные о конструкции скважины и свойствах материалов, что обеспечивает высокую точность расчетов. Возможна индивидуальная настройка каждого термокейса с учетом вероятности дефектов.

«Разработка позволит повысить эффективность добычи, снизить энергозатраты, увеличить межремонтный период (МРП) скважин и предотвратить аварии, связанные с оттаиванием мерзлых пород, - заявляют в ПНИПУ. - Гибкость и масштабируемость решения позволяют применять его для различных типов скважин».

Комментарий ИА «Девон»:

Усинское месторождение  считается «нефтяной столицей» Тимано-Печоры. Там ежегодно добывают 2,6 млн тонн нефти и 0,25 млрд кубометров попутного газа. Эти края отличаются сложными климатическими и географическими условиями. Среди них – резкие перепады температур и заболоченность территорий.

Ранее «Информ-Девон» сообщало,  что пермский НПП «Аквасинт» разработал композитное теплогидроизоляционное покрытие для труб. Применять его на нефтепромыслах Татарстана предложил директор компании Андрей ДУБРОВИН По его мнению данное решение можно применять для изоляции оборудования при добыче тяжёлой высокосернистой и сверхвязкой нефти (СВН или природный битум).

Поделиться этой новостью у себя в соцсетях

Поиск по теме: Арктика, ПНИПУ, термические методы нефтедобычи, СВН, скважины, трубы