Специалисты Пермского национального исследовательского политехнического университета разработали технологию, которая позволяет добывать нефть в условиях вечной мерзлоты, не рискуя разрушением скважины. Как сообщили в пресс-службе ПНИПУ, ученые создали цифровой двойник нефтяной скважины — модель, способную с высокой точностью прогнозировать процесс прогрева пород без их опасного растапливания.
В арктических регионах нефть традиционно добывают с использованием пара и других методов нагрева, которые помогают разжижать плотные залежи. Однако сильное прогревание часто приводит к таянию мерзлоты, а это грозит обвалами, деформацией оборудования и аварийной остановкой работ. Созданная модель позволяет определить безопасные параметры температурного воздействия: нагрев будет достаточным, чтобы обеспечить приток нефти, но не приведет к нарушению структуры мерзлых пород.
В ПНИПУ пояснили, что точность виртуального двойника достигает 95%. Его эффективность подтверждена серией испытаний, проведённых на данных Усинского месторождения в Коми. В фоновом режиме расхождение между моделированием и фактическими измерениями составило менее 0,1%. При умеренном нагреве до 143 °C ошибки не превысили 8%, а в наиболее интенсивных условиях — при температуре до 273 °C — точность также сохранилась на уровне 95%.
Ученые отмечают, что технология позволит нефтяным компаниям сократить риск аварий, увеличить срок службы скважин и существенно снизить затраты на ремонт оборудования. Разработка ПНИПУ открывает возможность более безопасной и предсказуемой эксплуатации арктических месторождений, где любое вмешательство в структуру мерзлоты требует максимальной точности.
