Цивилизация
Пока традиционные месторождения Западной Сибири постепенно истощаются, внимание отрасли все чаще обращено на Восточную Сибирь и Арктику. Но там нефтяники сталкиваются с густой высоковязкой нефтью, которую невозможно поднять без мощного прогрева пласта. Однако в зонах вечной мерзлоты это превращается в рискованную операцию: тепло, которое должно «растапливать» нефть, уходит на размораживание грунта. Ученые Пермского Политеха создали полноценный виртуальный двойник нефтяной скважины — трехмерную модель тепломассопереноса, которая с высокой точностью прогнозирует, как распространяется тепло от пара по всем слоям конструкции и окружающим породам. Об этом «Газете.Ru» сообщили в пресс-службе образовательного учреждения.
Цифровой двойник рассчитывает весь путь теплового потока — от момента подачи пара в термокейс до его взаимодействия с мерзлотой. Модель учитывает изменения свойств материалов при нагреве, особенности конструкции, состояние грунта, динамику теплопотерь и даже локальные дефекты труб. По сути, она позволяет заглянуть внутрь работающей скважины и увидеть, как «ведёт себя» тепло в реальном времени.
Эффективность новой системы проверили на данных с Усинского месторождения в Коми — регионе, где сходятся все сложности северной добычи: мерзлый грунт, высоковязкая нефть и серьёзная проблема парафиновых отложений. Именно этот фактор часто делает эксплуатацию скважин непредсказуемой: при снижении температуры парафины кристаллизуются, сужают проходное сечение труб и создают риск полной блокировки потока.
Испытания показали, что модель обеспечивает практически эталонную точность в спокойных режимах работы: отклонение составило меньше 0,1%. В рабочих условиях результат также оказался впечатляющим — до 95% совпадения с реальными данными, даже при экстремальном нагреве до 273°C.
Полученная система позволяет заранее определить, какая теплоизоляция нужна для конкретной скважины, каков должен быть расход пара, какая температура безопасна, а какая приведет к таянию мерзлоты. Это делает добычу высоковязкой нефти более предсказуемой, снижает энергозатраты и существенно сокращает риск аварий.
Разработка особенно важна на фоне падения доступных запасов: по оценке Минприроды, при нынешнем уровне добычи рентабельных ресурсов хватит всего на 26 лет. При этом основная часть неразведанных запасов находится именно в Арктике — в условиях, где ошибка инженера может обойтись в миллиарды и привести к серьезному экологическому ущербу.
Ранее в России создали наножидкость для увеличения нефтедобычи.