Институт химии нефти (ИХН) СО РАН в Томске, который занимается разработкой технологий добычи «трудной» нефти, может адаптировать их для работы в условиях Арктики.

Потенциальные запасы российской Арктики оцениваются в 100 млрд ТНЭ (тонн в нефтяном эквиваленте), или 25 % мировых ресурсов. К 2030 году добычу углеводородов в Арктике планируется увеличить в 2,5 раза.

«Основные тенденции последних лет — это движение добычи на север и превалирование в запасах высоковязкой нефти. Сейчас в России месторождений с трудноизвлекаемыми запасами уже 65 процентов», — говорит директор ИХН Любовь Алтунина.

Увеличение нефтеотдачи — одно из направлений деятельности ИХН СО РАН. Специалисты института разработали 11 промышленных технологий для месторождений Западной Сибири и Республики Коми, прилегающих к Арктической зоне. И эти методы, по словам руководителя ИХН, могут быть легко адаптированы для экстремальных условий шельфа.

«Реагенты для Арктики должны работать при низких температурах, легко растворяться и перекачиваться, — отмечает Любовь Алтунина. — Мы делаем, например, нефтевытесняющие композиции, температура замерзания которых колеблется от -20 до -60 градусов. С ними можно работать той техникой, которая уже есть у нефтяников. Они просты в приготовлении и закачке. Что не менее важно, мы используем реагенты не выше четвертого класса опасности, то есть малоопасные или безопасные для человека и окружающей среды».

Технологии добычи «трудной» нефти ИХН делятся на несколько типов. Это технологии с применением вытесняющих композиций, отмывающих нефть от породы, и гелеобразующих составов, которые перераспределяют потоки и увеличивают охват пласта. Их можно применять отдельно или комбинировать.

«Нефтяные пласты — как люди, к каждому нужен свой подход, — говорит директор ИХН. — Чтобы увеличить коэффициент извлечения нефти, надо применять новые технологии. Одна из них — закачка гелеобразующего состава: в пласте под действием температуры он образует гелевый экран в высокопроницаемой, наиболее промытой части пласта, вода упирается в него, ее потоки перераспределяются и начинается вытеснение нефти из низкопроницаемой, нефтенасышенной части пласта. В результате в скважине увеличивается добыча нефти, снижается процент воды. Можно также закачать в низкопроницаемую часть поверхностно-активные вещества, которые лучше отмывают нефть от породы пласта».

В Арктическом регионе возможно, в частности, использовать технологию с применением неорганической гелеобразующей композиции ГАЛКА. Ее легко растворять в любой воде — пресной или соленой, а доставлять на место можно в твердом виде.  В результате нефтеотдача увеличивается на 5-8 %, дополнительная добыча составляет от 400 до 3000 тонн на одну обработку скважины. Гелеобразующая композиция  МЕТКА сделана на основе полимера, который вообще растворяется только в холодной воде и не имеет класса опасности. На месторождениях Лукойла благодаря применению композиции МЕТКА было дополнительно добыто 286 тысяч тонн нефти. Хорошую эффективность показывает твердая моющая композиция НИНКА, а также комплексная технология с закачкой композиций ГАЛКА-С и НИНКА.

«Потенциал в Арктике очень большой. Чтобы осваивать эти ресурсы, нужны порты, железные дороги, морские пути, техника и технологии, адаптированные к экстремальным условиям. И, наконец, нужны люди, высококлассные специалисты», — считает Любовь Алтунина.

Технологии, созданные в ИХН СО РАН, прошли опытно-промышленные испытания на месторождениях России (Нижневартовск, Лангепас, Стрежевой, Когалым, Нягань, Юганск, Ухта и др.), Вьетнама, Китая, Омана, Германии. Организовано промышленное производство композиций в России и Китае. Технологии промышленно используются нефтяными компаниями ЛУКОЙЛ, Роснефть и другими: в год производится обработка 200-300 скважин, за последние пять лет дополнительно добыто более 2 млн т нефти. Технологии защищены более чем 20 патентами России и четырьмя зарубежными (Вьетнам, Китай, Канада и Европейский патент). Заключено 11 лицензионных договоров, в том числе один с КНР.