Арктическую нефть добыли, не растапливая вечную мерзлоту

При текущем уровне добычи рентабельных запасов нефти России хватит всего на 26 лет. Об этом заявил министр природных ресурсов и экологии Александр Козлов во время правительственного часа в Госдуме. Из 31 миллиарда тонн разведанных запасов экономически целесообразно извлекать лишь 13 миллиардов тонн, сосредоточенных в основном в традиционных регионах вроде Западной Сибири и Поволжья. При этом свыше 70% неразведанных ресурсов находятся в Арктике и зонах вечной мерзлоты, где добыча сопряжена с особыми сложностями. Без освоения этих месторождений страна уже в ближайшие десятилетия столкнется с резким падением добычи, что приведет к росту цен на топливо для населения и потере бюджетами важного источника доходов.

Основная проблема нефтедобычи на севере — это уникальная высоковязкая нефть. Чтобы поднять ее на поверхность, необходимо разогревать горную породу.

Самый эффективный метод — подача перегретого пара, который обеспечивает прогрев до температур 200-300°C, что позволяет ему нести больше тепловой энергии и не остывать при движении по скважине. Пар проникает в пласт и «растапливает» нефть прямо под землей, чтобы она могла подняться.

Для добычи высоковязкой нефти существуют и другие методы, но в условиях вечной мерзлоты каждый из них сталкивается с серьезными технологическими барьерами. Например, химические растворители требуют постоянных затрат и могут нанести вред экологии, а их эффект часто оказывается кратковременным. Внутрипластовое горение напоминает управление подземным пожаром — процесс плохо поддается контролю, может привести к безвозвратной потере части запасов и создает прямую угрозу безопасности: процесс может привести к резким выбросам пламени, разрушению скважин и возгоранию. Электрический нагрев потребляет колоссальные объемы энергии и экономически не оправдан для крупных месторождений. Механические методы, например, специализированные насосы, просто не справляются с экстремальной вязкостью нефти в таких условиях.

Пар остается наиболее практичным решением, потому что сочетает высокую эффективность прогрева с экономической доступностью. Это проверенная технология, которая позволяет равномерно прогреть большие объемы и не оставлять после себя вредных химических следов.

Однако и у пара есть серьезный побочный эффект. При движении по скважине он сильно нагревает все вокруг. Это тепло растапливает многолетнемерзлые породы — природный фундамент, который тысячелетиями обеспечивал прочность и стабильность грунта. Когда вечная мерзлота тает, исчезает естественная опора всего месторождения. Мерзлые породы теряют прочность, скважины деформируются и выходят из строя, что приводит к авариям и миллионным убыткам. 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, делая проблему не только производственной, но и общеэкологической.

Поэтому ключевая задача ученых — не отказываться от пара, а научиться использовать его максимально эффективно. Нужно доставлять тепло целенаправленно к нефтяному пласту, уменьшая его воздействие на просадку земли.

Сейчас для этого используют теплоизолированные лифтовые трубы (ТЛТ), которые также называют термокейсами. Эти многослойные конструкции работают по принципу термоса: между двумя стальными стенками размещают теплоизоляционный материал. При закачке пара в скважину такая изоляция предотвращает утечку тепла в окружающие мерзлые породы. Благодаря чему он эффективно прогревает нефтяной пласт, и не размораживает замерзший грунт.

Несмотря на эффективность термокейсов, при их использовании сохраняется серьезная проблема. Инженеры не могут заранее точно определить необходимый уровень теплоизоляции для разных скважин. Это приводит к двум крайностям: компании либо перестраховываются, неся дополнительные расходы на избыточную изоляцию, либо экономят, рискуя столкнуться с авариями из-за деформации мерзлоты.

Решение нашли ученые Пермского Политеха. Они создали виртуальный двойник скважины — математическую модель процессов тепломассопереноса в ТЛТ, которая 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. Статья опубликована в журнале «Научно-технический вестник Поволжья» №5 2025.

Ученые «перевели» на язык математики цепочку теплопередачи в скважине. 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, как тепло распространяется во времени, и все уникальные особенности конструкции скважины и окружающего грунта.

— Эффективность модели проверяли на данных с Усинского месторождения в Республике Коми. Этот регион выбрали неспроста — там сочетаются вечная мерзлота, залежи вязкой нефти и проблемы с парафиновыми отложениями. Последние представляют особую сложность: при снижении температуры парафины в нефти затвердевают и оседают на стенках трубопроводов, уменьшая их диаметр, повышая давление в системе и создавая риск полной блокировки потока нефти, — рассказывает Дмитрий Пинягин, аспирант кафедры «Конструирование и технологии в электротехнике» ПНИПУ.

Результаты испытаний показали высокую точность математической модели во всех режимах работы скважины. В фоновом режиме (без подачи пара) расхождение между расчетами и фактическими данными составило менее 0,1% — практически идеальное совпадение.

В рабочих режимах точность тоже впечатляющая. В режиме пропитки — при умеренном нагреве до 143°C — расхождения не превысили 8%. В наиболее интенсивном режиме нагрева до 273°C модель показала хороший результат — 95% соответствия экспериментальным данным.

— Небольшие расхождения между расчетными и фактическими данными в рабочих режимах связаны с объективными производственными факторами. На реальном месторождении теплоизоляция постепенно теряет первоначальные характеристики, а в местах соединения труб неизбежно возникают дополнительные теплопотери, которые на данном этапе не были учтены в математической модели, — поясняет Наталия Труфанова, заведующая кафедрой «Конструирование и технологии в электротехнике» ПНИПУ, доктор технических наук.

Математическая модель пермских ученых позволяет точно прогнозировать распределение тепла в скважине и определять оптимальные параметры ее работы: необходимую температуру и расход пара, а также подбирать трубы с требуемыми теплоизоляционными характеристиками. Модель использует реальные данные о конструкции скважины и свойствах материалов, что обеспечивает высокую точность расчетов. Особенностью разработки — возможность индивидуальной настройки каждого термокейса с учетом вероятности дефектов, что позволяет оценивать тепловые процессы в условиях реальной эксплуатации.

Разработка особенно важна для месторождений со сложными мерзлотными условиями, где инженерная ошибка может привести к многомиллионным убыткам и серьезному экологическому ущербу. Внедрение модели позволит повысить эффективность добычи, снизить энергозатраты, увеличить межремонтный период скважин и предотвратить аварии, связанные с оттаиванием мерзлых пород. Гибкость и масштабируемость решения позволяют применять его для различных типов скважин.