Передовые разработки, удостоенные премии Правительства РФ, реализованные «Татнефтью» совместно с Казанским федеральным университетом, строятся на использовании геофизических и геохимических подходов для оптимизации развития паровой камеры.
Инновационные технологии «Татнефти», применяемые для разработки сложных месторождений сверхвязкой нефти, могут принести экономический эффект, оцениваемый в 22,5 миллиарда рублей. Благодаря этим разработкам, стало возможным вовлечь в эксплуатацию около 140 миллионов тонн природного битума в Татарстане, находящегося в геологически сложных зонах. Как результат, государственная казна пополнилась на 17,4 миллиарда рублей, об этом сообщило издание «Нефтяные вести».
Как сообщало ИА «Девон» в декабре 2025 года, за указанные решения коллектив «Татнефти получил премию Правительства РФ в области науки и техники, награды вручал лично премьер-министр Михаил Мишустин.
В состав авторского коллектива вошли 10 специалистов, возглавляемых начальником отдела разработки месторождений сверхвязкой нефти СП «Татнефть-Добыча» Маратом Амерхановым. Среди них семь представителей «Татнефти», два сотрудника Казанского федерального университета и один специалист из Института химии нефти Сибирского отделения РАН.
Применение стандартных технологий парогравитационного дренажа (SAGD) эффективно лишь при значительной толщине однородного продуктивного пласта с нефтенасыщенностью, превышающей 8% по массе.
Однако, большинство отечественных месторождений характеризуются сложной геологической структурой. Они осложнены наличием водо-газопроявляющих и заглинизированных участков, а нефтенасыщенность часто не превышает 8% по массе, что делает неэффективным применение традиционных паротепловых методов. Для решения этой проблемы был разработан принципиально новый подход к разработке таких залежей.
В основе этого подхода лежит геофизический и геохимический мониторинг развития паровой камеры. Управление добычей осуществляется посредством применения комплекса химических составов, способствующих лучшему притоку нефти к скважинам, контролю над зоной пара и расщеплению тяжелых компонентов нефти непосредственно в пласте.
«Россия обладает значительными запасами тяжелой и сверхвязкой нефти, — подчеркнул Фаниль Ахметзянов, замначальника отдела разработки месторождений СВН и один из авторов проекта. – Ее ресурсы могут составлять до 70–75 млрд тонн. Вовлечение этих запасов в разработку и обеспечение рентабельной эксплуатации возможно только посредством применения передовых технологий».
Группа разработчиков предложила ряд новаторских решений. Первое – это управление разработкой битумных залежей на основе данных мониторинга и актуализированной геолого-промысловой информации.
При этом задействуются современные технические средства и оригинальные системы, обеспечивающие контроль и поддержание оптимального теплового режима. На всех этапах эксплуатации залежи применяются инструменты термохимического воздействия.
Разработка включает в себя использование принципиально новых термогелевых составов, созданных на основе полимеров различного происхождения, сшивающих реагентов, комплексных кислотных композиций и уникального углеводородного растворителя. Производство этих составов налажено как в России, так и в Китае.
Это позволяет увеличить коэффициент извлечения нефти (КИН) и производительность скважин, а также изолировать водопроявляющие зоны, что способствует успешной разработке месторождений.
Разработан также метод внутрипластового улучшения качества нефти с использованием нефтерастворимых каталитических комплексов. Они взаимодействуют с высокомолекулярными гетероатомными компонентами в гидротермальных условиях паровой камеры, преобразуя тяжелую нефть в более легкую после закачки катализатора в пласт.
Еще одна технология – это комплексный геофизический и геохимический мониторинг зоны разработки и развития паровой камеры, учитывающий геолого-физические особенности залежей СВН и основанный на детальной геологической модели, созданной с применением нейронных сетей.
Мониторинговые исследования позволяют выявлять прогретые участки продуктивного пласта, а также зоны неэффективной закачки пара, что дает возможность повысить эффективность теплового воздействия и снизить потери при разработке залежей.
Эти технологии прошли апробацию в «Татнефти» в период с 2015 по 2024 годы, будучи внедренными на 672 скважинах. По состоянию на начало 2025 года, текущая дополнительная добыча нефти составила 0,73 млн тонн. Закачка пара была сокращена на 3,4 млн тонн, а выбросы снизились на 551 тыс. тонн CO2-эквивалента.
Данные технологии успешно применяются на российских месторождениях компаний «Татнефть», «ЛУКОЙЛ«, «Роснефть«, а также на Кубе («Зарубежнефть«).
Справка «Информ-Девон«: «Татнефть» осуществляет разработку Ашальчинского месторождения сверхвязкой нефти с 2006 года. Расположенное в Альметьевском районе Татарстана, это месторождение стало пионером в России по внедрению методов добычи, основанных на парогравитационном дренаже (SAGD) и бурении горизонтальных скважин. Технологии «подземной переработки» (облагораживания) СВН активно разрабатываются в Казанском федеральном университете (КФУ). Благодаря этим решениям «Зарубежнефть» в 2025 году запустила кубинское месторождение Бока де Харуко в промышленную эксплуатацию, за 5 лет увеличив годовую добычу вчетверо, при этом сократив паронефтяной фактор в три раза, сохранив количество скважин неизменным.