Решение пришло в виде виртуального двойника скважины — 3D‑модели, которая с высокой точностью рассчитывает распространение тепла через все слои скважины. Модель математически описывает процесс теплопередачи: от подачи пара по трубам до его взаимодействия с породами.
Для проверки эффективности модели использовались данные Усинского месторождения в Республике. Аспирант кафедры «Конструирование и технологии в электротехнике» Дмитрий Пинягин пояснил, что парафиновые отложения создают особую сложность. При снижении температуры они затвердевают и оседают на стенках трубопроводов, что приводит к уменьшению их диаметра, росту давления в системе и риску полной блокировки потока нефти.
Испытания показали высокую точность модели. При интенсивном нагреве до 273 градусов, её расчёты совпали с экспериментальными данными на 95%.
Внедрение разработки позволит повысить эффективность добычи, снизить энергозатраты, увеличить межремонтный период скважин, предотвратить аварии из‑за оттаивания мёрзлых пород.
Таким образом, новая технология открывает путь к безопасной разработке арктических нефтегазовых ресурсов с минимальным воздействием на экосистему Севера.
Фото: izmeron.ru
