Пермские ученые создали виртуальный двойник скважины для добычи нефти в Арктике
Пока запасы нефти в традиционных месторождениях Западной Сибири истощаются, внимание отрасли смещается на Восточную Сибирь и Арктику. В этих регионах нефть обладает высокой вязкостью и требует дополнительного нагрева для добычи — чаще всего методом закачки перегретого пара. При этом вечная мерзлота осложняет процесс, значительная часть тепла уходит на растапливание грунта, что приводит к деформации скважин, поломкам оборудования и угрозам для экологии.
Ученые Пермского Политеха создали виртуальный двойник скважины с точностью прогноза 95%, позволяющий рассчитывать оптимальный режим прогрева. Модель учитывает распространение тепла через все слои скважины и характеристики материалов, предотвращая разрушение мерзлоты и повышая эффективность добычи.
Министр природных ресурсов и экологии Александр Козлов заявил, что при текущем уровне добычи экономически рентабельных запасов хватит лишь на 26 лет. Из 31 миллиарда тонн разведанных ресурсов извлекать целесообразно около 13 миллиардов, сосредоточенных в Западной Сибири и Поволжье. Остальные 70% залегают в Арктике и вечной мерзлоте, где добыча осложнена высокой вязкостью нефти и экстремальными условиями.
Основной метод для северных месторождений — подача перегретого пара до 200–300°C, что растапливает нефть прямо в пласте. Другие способы, такие как химические растворители, внутрипластовое горение, электрический нагрев или механические насосы, сталкиваются с ограничениями: низкой эффективностью, высоким энергопотреблением или угрозой безопасности.
Теплоизолированные лифтовые трубы (термокейсы) позволяют направлять тепло к пласту, снижая его влияние на мерзлую породу. Однако инженеры не всегда могут правильно рассчитать необходимый уровень изоляции, что ведет к перерасходу ресурсов или авариям.
Созданная пермскими учеными 3D-модель тепломассопереноса позволяет прогнозировать распространение тепла, подбирать оптимальные параметры скважины, корректировать температуру и расход пара, а также учитывать дефекты термокейсов. Испытания на Усинском месторождении в Коми показали расхождение расчетов с фактическими данными менее 0,1% в фоновом режиме и 95% в интенсивном режиме нагрева до 273°C.
Модель учитывает свойства материалов, распределение тепла во времени и взаимодействие с породой, что позволяет безопасно добывать высоковязкую нефть в условиях вечной мерзлоты. Разработка снижает энергозатраты, увеличивает межремонтный период скважин и предотвращает аварии, связанные с оттаиванием грунта, одновременно снижая риск экологических и экономических потерь.
Ученые Пермского Политеха создали виртуальный двойник скважины с точностью прогноза 95%, позволяющий рассчитывать оптимальный режим прогрева. Модель учитывает распространение тепла через все слои скважины и характеристики материалов, предотвращая разрушение мерзлоты и повышая эффективность добычи.
Министр природных ресурсов и экологии Александр Козлов заявил, что при текущем уровне добычи экономически рентабельных запасов хватит лишь на 26 лет. Из 31 миллиарда тонн разведанных ресурсов извлекать целесообразно около 13 миллиардов, сосредоточенных в Западной Сибири и Поволжье. Остальные 70% залегают в Арктике и вечной мерзлоте, где добыча осложнена высокой вязкостью нефти и экстремальными условиями.
Основной метод для северных месторождений — подача перегретого пара до 200–300°C, что растапливает нефть прямо в пласте. Другие способы, такие как химические растворители, внутрипластовое горение, электрический нагрев или механические насосы, сталкиваются с ограничениями: низкой эффективностью, высоким энергопотреблением или угрозой безопасности.
Теплоизолированные лифтовые трубы (термокейсы) позволяют направлять тепло к пласту, снижая его влияние на мерзлую породу. Однако инженеры не всегда могут правильно рассчитать необходимый уровень изоляции, что ведет к перерасходу ресурсов или авариям.
Созданная пермскими учеными 3D-модель тепломассопереноса позволяет прогнозировать распространение тепла, подбирать оптимальные параметры скважины, корректировать температуру и расход пара, а также учитывать дефекты термокейсов. Испытания на Усинском месторождении в Коми показали расхождение расчетов с фактическими данными менее 0,1% в фоновом режиме и 95% в интенсивном режиме нагрева до 273°C.
Модель учитывает свойства материалов, распределение тепла во времени и взаимодействие с породой, что позволяет безопасно добывать высоковязкую нефть в условиях вечной мерзлоты. Разработка снижает энергозатраты, увеличивает межремонтный период скважин и предотвращает аварии, связанные с оттаиванием грунта, одновременно снижая риск экологических и экономических потерь.
Читайте также:
Ctrl
Enter
Заметили ошЫбку
Выделите текст и нажмите Ctrl+EnterЧитайте также:
.jpg)
