Новые технологии для Арктики: нефтедобыча в условиях вечной мерзлоты
Россия — холодная страна, около 65% её территории занимают многолетнемёрзлые грунты, что определяет специфику строительства и эксплуатации инфраструктуры в северных районах. Это особенно актуально для нефтегазовых компаний, ведь значительная доля углеводородов добывается за полярным кругом. Таким образом, поддержание отрицательной температуры грунта становится одной из приоритетных задач для российских недропользователей. Какие технологии для этого используются, мы смогли увидеть своими глазами во время пресс-тура «Газпром нефти» на ямальские месторождения компании.
Параметрические скважины — ценный источник информации о вечной мерзлоте
Любой проект начинается со сбора информации. Для того, чтобы выбрать правильные технологии, нужно знать исходные параметры. В случае с вечной мерзлотой эти функции выполняет геотехнический мониторинг.
«Это требование нормативных документов, но в первую очередь необходимость проведения геотехнического мониторинга обусловлена самой спецификой арктического промысла. Потому что от того, насколько устойчива фундаментная конструкция на чувствительных мёрзлых грунтах, зависит безопасность. Мы наблюдаем несколько параметров, но два основных — это температура мёрзлых грунтов оснований и стабильность фундаментных конструкций. Для этого мы используем термометрию в скважинах и геодезический контроль положения конструкций с помощью специальных наблюдательных точек», — пояснила эксперт по геотехническому мониторингу «Газпром нефти», кандидат геолого-минералогических наук Анна Курчатова.
Бурение параметрических мерзлотных скважин глубиной 100 метров на старте разработки месторождений позволяет подойти к проектированию и строительству инфраструктуры с глубоким пониманием характера мёрзлых толщ и динамики инженерно-геокриологических условий, отметила эксперт. Сегодня скважины позволяют отслеживать изменения температуры грунтов.
Лазерный мониторинг: экономим время и деньги
Эксперты «Газпром нефти» презентовали роботизированную систему лазерного аэромониторинга инфраструктуры северных нефтепромыслов. Патент на неё в компании получили в июле 2026 года. Во время визита на месторождение участникам пресс-тура удалось увидеть её в деле — специалисты компании проводили оценку состояния промысловых трубопроводов.
Сбор данных осуществляется с помощью специального оборудования.
«На воздушном роботизированном комплексе закреплено универсальное устройство, которое производит лазерное сканирование и фотографирование всей поверхности в полосе 100 метров. Также на нём дополнительно установлен модуль точного позиционирования. Наш полёт сейчас запланирован над трассой трубопровода протяжённостью 1 км. На трассе предварительно установлены опознавательные знаки крестообразной формы, чтобы обеспечить максимальную точность позиционирования. На планшете оператор видит, как выглядит объект глазами цифрового устройства — в виде облака точек с пространственными координатами, включая высоту опор.
По завершении полёта данные передаются для автоматизированной обработки в службу геотехнического мониторинга. На выходе получаем цифровой двойник объекта с абсолютными координатами. Затем эти данные автоматически сопоставляются с эталонной цифровой моделью проекта, специальные алгоритмы позволяют выявить отклонения и помогают оперативно контролировать надёжность конструкций», — рассказал специалист по геотехническому мониторингу Павел Баженов.
Одно их главных преимуществ новой технологии — минимизация ручного труда. До этого для сбора данных нужно было объехать на вездеходе все контрольные точки и снять с них показания — и это в суровых климатических условиях Арктики. Воздушное лазерное сканирование ускоряет процесс в 10 раз. Чуть больше чем за месяц удалось охватить мониторингом 180 километров трубопроводов. По словам специалистов, до конца лета эта работа будет завершена на 100%. Важно, что технологию в перспективе можно использовать не только для оценки линейных, но и для крупных площадных объектов.
Как «заморозить» вечную мерзлоту
Итак, нужные данные собраны. Следующий этап — собственно сохранение отрицательной температуры в грунте.
Нужно сказать, что работа в условиях вечной мерзлоты не что-то новое для отечественных предприятий. Активное строительство инфраструктуры на территории ЯНАО началось ещё в 1970-е. Однако это были газовые промыслы, а в случае с нефтяным месторождением есть своя специфика, связанная с высокой динамикой разработки.
Для защиты мерзлоты при бурении эксплуатационных скважин нефтяники используют термокейсы (обсадные колонны с теплоизоляционным материалом в межтрубном пространстве — ред.). При этом в «Газпром нефти» рассматривают варианты применения инновационных теплоизоляционных материалов, что позволит повысить эффективность и безопасность нефтедобычи.
Отдельная задача — теплоизоляция РВС (резервуаров вертикальных стальных для нефти и воды). Чтобы защитить мерзлоту под резервуарами, в компании используют специальные системы термостабилизации. По закрытому контуру циркулирует хладагент, отводя лишнее тепло на поверхность земли. Эта технология подтверждает эффективность даже в условиях нынешнего жаркого лета — температурные параметры грунтов остаются в пределах проектной нормы. График температур выглядит как синусоида: летом она растёт, но зимой грунты снова промерзают. Главная цель — удержать сезонные колебания в рамках многолетнего среднего значения.
Конечно, это далеко не все технологии, которые применяются для работы нефтепромыслов в условиях вечной мерзлоты. Важно, что российские ВИНК уделяют этому направлению большое внимание. Например, «Газпром нефть» в 2024 году создала в Тюмени Центр обустройства и эксплуатации месторождений в криолитозоне. Поэтому поиск новых и более эффективных решений продолжается. Только в 2025 году в компании провели испытания 20 технологий для повышения безопасности разработки месторождений в северных регионах.
Фото предоставлены компанией «Газпром нефть».
