Исследовательский коллектив под руководством сотрудников Казанского федерального университета разработал математическую модель, позволяющую прогнозировать изменения химического состава тяжелой нефти при её обработке смесью горячего водяного пара и углекислого газа. Как сообщила пресс-служба Российского научного фонда, новая разработка даёт возможность подбирать оптимальные параметры закачки реагентов в пласт, что напрямую влияет на экономическую эффективность добычи трудноизвлекаемого углеводородного сырья. Ведущий научный сотрудник Института геологии и нефтегазовых технологий КФУ Михаил Варфоломеев пояснил, что снижение себестоимости добычи выгодно как производителям, так и конечным потребителям, а следующей целью проекта станет изучение влияния катализаторов на этот процесс.

Мировые запасы лёгкой нефти неуклонно истощаются, что заставляет отрасль переходить к освоению месторождений с высоковязким и плотным сырьем, добыча которого традиционно требует значительных энергозатрат. Классический метод предполагает нагнетание в скважину перегретого пара, который разогревает породу и снижает вязкость битуминозной нефти, однако этот способ крайне ресурсоемок и связан с большим расходом воды и топлива. В поисках альтернативы учёные обратили внимание на комбинированную технологию, где к пару добавляют углекислый газ: такая смесь не только дольше удерживает тепло, но и за счёт молекулярных взаимодействий с тяжелыми фракциями дополнительно облегчает движение нефти по порам. Тем не менее, до последнего времени у специалистов отсутствовало чёткое понимание, как именно варьировать состав и режим подачи агентов для достижения максимальной нефтеотдачи.

Российские химики восполнили этот пробел, проведя серию лабораторных экспериментов в реакторе, моделирующем условия нефтяного пласта. Они детально проследили, как тяжелая нефть взаимодействует с парогазовой смесью при различных температурах и концентрациях CO₂. Оказалось, что совместное воздействие горячего пара и углекислого газа не только уменьшает вязкость, но и инициирует ценные химические превращения: в системе начинают образовываться поверхностно-активные вещества, улучшающие смачиваемость породы, а также частично деструктируются асфальтены — наиболее высокомолекулярные и проблемные компоненты нефти, которые обычно закупоривают поровое пространство.

На основе этих экспериментальных данных была построена прогностическая математическая модель, точность которой достигает 93%. Она позволяет рассчитать, как будет эволюционировать состав нефти во времени при разных температурах и долях углекислого газа в закачиваемом агенте. Этот инструмент даёт возможность нефтяным компаниям заранее, ещё до начала промысловых работ, определить наилучший режим нагнетания, минимизируя расходы на электроэнергию и воду и одновременно сокращая экологический след за счёт снижения потребления пара. В перспективе, как отметили авторы, они планируют усовершенствовать подход, введя в систему катализаторы, которые могут дополнительно ускорить полезные реакции и ещё больше повысить извлекаемость тяжелых углеводородов.