Технология термохимического воздействия
БУДУЩЕЕ ДОБЫЧИ ТРУДНОИЗВЛЕКАЕМЫХ ЗАПАСОВ НЕФТИ
Традиционные тепловые технологии добычи нефти (ТТТ) лимитированы использованием рабочего агента воздействия (РАВ) на продуктивный пласт — в виде горячей воды, влажного пара, насыщенного пара или перегретого пара с незначительной степенью перегрева, имеющего температуру до 300 °C и давление до 18 МПа при инжектировании в продуктивный пласт.
Технология термохимического воздействия (ТТХВ) использует РАВ в форме перегретого пара (при давлении до 22,1 МПа) с максимально высокой степенью перегрева и в форме сверхкритической воды (СКВ) (давление от 22,1 до 60 МПа), имеющей температуру до 480 °C при закачке в продуктивный пласт, а в обводненный продуктивный пласт — до 550 °C.
При этом как пар с максимальной степенью перегрева, так и СКВ при необходимости — для повышения эффективности воздействия как на горную породу, так и на углеводороды — могут быть обогащены различными вспомогательными компонентами в форме углеводородных растворителей, кислот, отдельных газов (Н2, СН4, СО2, СО и др.), наноразмерных катализаторов и спиртов.
Технология термохимического воздействия (ТТХВ) использует РАВ в форме перегретого пара (при давлении до 22,1 МПа) с максимально высокой степенью перегрева и в форме сверхкритической воды (СКВ) (давление от 22,1 до 60 МПа), имеющей температуру до 480 °C при закачке в продуктивный пласт, а в обводненный продуктивный пласт — до 550 °C.
При этом как пар с максимальной степенью перегрева, так и СКВ при необходимости — для повышения эффективности воздействия как на горную породу, так и на углеводороды — могут быть обогащены различными вспомогательными компонентами в форме углеводородных растворителей, кислот, отдельных газов (Н2, СН4, СО2, СО и др.), наноразмерных катализаторов и спиртов.
Достоинства ТТХВ
1. Импортозамещение
ТТХВ является отечественной импортоопережающей технологией, способной обеспечить независимость российской нефтянки от зарубежных технологий и иностранного нефтесервиса при добыче трудноизвлекаемых запасов углеводородов. Она может быть основой нового высокотехнологичного нефтесервиса в России, обладающего значительным экспортным потенциалом.
2. Эффективность
Центром добычи углеводородов «Сколтеха» на протяжении 6 лет проводились лабораторные исследования и сравнительное комплексное моделирование эффективности использования всех возможных к применению на баженовской свите технологий, включая ТТХВ. В результате определено, что ТТХВ с огромным преимуществом по своей комплексной эффективности превосходит все технологии, которые потенциально (по мнению «Сколтеха») могли бы использоваться на баженовской свите.
3. Рентабельность
ТТХВ рентабельна при ценах на нефть 50−55 долларов за баррель (при 14% рентабельности) при разработке баженовской и доманиковой свит.
4. Новые направления в экономическом развитии страны
ТТХВ даст толчок развитию энергомашиностроения, дальнейшему развитию электроэнергетики на базе автономных электрогенерирующих установок (10−25 МВт), производству спецсплавов в металлургии, производству труб из спецсплавов, защищенных от теплопотерь, а также подготовке специалистов для новой технологии и т. п.
5. Экспортный потенциал
ТТХВ может эффективно работать на месторождениях трудноизвлекаемых углеводородов, которые имеются во многих странах, до настоящего времени не являющихся нефтедобывающими.
6. Диверсифицированное использование
ТТХВ также с успехом может быть использована для добычи других трудноизвлекаемых запасов (ТрИЗ): углеводородов из доманиковой свиты, природных битумов, высоковязких и тяжелых нефтей (особенно глубокозалегаемых) и даже для интенсификации добычи средних и легких нефтей, а также природного газа, например, из Чаяндинского нефтегазоконденсатного месторождения.
7. Рациональное использование природных ресурсов
ТТХВ вовлекает в промышленную разработку весь углеводородный потенциал баженовской свиты, позволяя извлекать из 1 м3 пласта до 100 кг нефти, в то время как при использовании североамериканской технологии МГРП из 1 м3 пласта извлекается всего от 1 до 5 кг нефти. Именно поэтому для реализации проекта по добыче из баженовской свиты, например, 1 млн баррелей нефти в сутки при использовании американской технологии потребуется площадь равная примерно 20 тыс. км2, а при использовании ТТХВ — около 400 км2. В 50 раз меньше!
8. Развитие сельхозпроизводства (тепличное хозяйство)
В процессе работы генератора ультра-сверхкритической воды (УСКВ) и извлечения нефти образуется значительное количество отходящего тепла (количество одновременно работающих генераторов на баженовской свите будет исчисляться тысячами единиц), которое может быть использовано для обогрева теплиц и формирования тепличного комплекса, например, в ХМАО.
9. Соответствие Энергетической стратегии РФ до 2035 года
ТТХВ соответствует номерам 5, 9, 11, 19 и 32 «Перечня технологического оборудования, востребованного организациями топливно-энергетического комплекса Российской Федерации, создание или локализация производства которого необходимы на территории Российской Федерации до 2035 года» (Приложение № 3 к Энергетической стратегии Российской Федерации на период до 2035 года):
(5) Оборудование и технологии воздействия на пласт для повышения нефтеотдачи, включая технику и технологии гидроразрыва пласта (ГРП);
(9) Оборудование и технологии внутрипластовой конверсии, включая технику и технологии преобразования керогена;
(11) Оборудование и технологии переработки углеводородного сырья, включая производство российских присадок к нефти, топливам и маслам, российских катализаторов для нефтеперерабатывающих и нефтехимических производств;
(19) Оборудование и технологии на сверхкритических и супер сверхкритических параметрах пара с улучшенными технико-экономическими и экологическими характеристиками;
(32) Оборудование и технологии автономных энерго-генераторных установок на основе газообразного и водородного топлива и других источников автономного энергообеспечения, предназначенных для постоянной генерации.
ТТХВ является отечественной импортоопережающей технологией, способной обеспечить независимость российской нефтянки от зарубежных технологий и иностранного нефтесервиса при добыче трудноизвлекаемых запасов углеводородов. Она может быть основой нового высокотехнологичного нефтесервиса в России, обладающего значительным экспортным потенциалом.
2. Эффективность
Центром добычи углеводородов «Сколтеха» на протяжении 6 лет проводились лабораторные исследования и сравнительное комплексное моделирование эффективности использования всех возможных к применению на баженовской свите технологий, включая ТТХВ. В результате определено, что ТТХВ с огромным преимуществом по своей комплексной эффективности превосходит все технологии, которые потенциально (по мнению «Сколтеха») могли бы использоваться на баженовской свите.
3. Рентабельность
ТТХВ рентабельна при ценах на нефть 50−55 долларов за баррель (при 14% рентабельности) при разработке баженовской и доманиковой свит.
4. Новые направления в экономическом развитии страны
ТТХВ даст толчок развитию энергомашиностроения, дальнейшему развитию электроэнергетики на базе автономных электрогенерирующих установок (10−25 МВт), производству спецсплавов в металлургии, производству труб из спецсплавов, защищенных от теплопотерь, а также подготовке специалистов для новой технологии и т. п.
5. Экспортный потенциал
ТТХВ может эффективно работать на месторождениях трудноизвлекаемых углеводородов, которые имеются во многих странах, до настоящего времени не являющихся нефтедобывающими.
6. Диверсифицированное использование
ТТХВ также с успехом может быть использована для добычи других трудноизвлекаемых запасов (ТрИЗ): углеводородов из доманиковой свиты, природных битумов, высоковязких и тяжелых нефтей (особенно глубокозалегаемых) и даже для интенсификации добычи средних и легких нефтей, а также природного газа, например, из Чаяндинского нефтегазоконденсатного месторождения.
7. Рациональное использование природных ресурсов
ТТХВ вовлекает в промышленную разработку весь углеводородный потенциал баженовской свиты, позволяя извлекать из 1 м3 пласта до 100 кг нефти, в то время как при использовании североамериканской технологии МГРП из 1 м3 пласта извлекается всего от 1 до 5 кг нефти. Именно поэтому для реализации проекта по добыче из баженовской свиты, например, 1 млн баррелей нефти в сутки при использовании американской технологии потребуется площадь равная примерно 20 тыс. км2, а при использовании ТТХВ — около 400 км2. В 50 раз меньше!
8. Развитие сельхозпроизводства (тепличное хозяйство)
В процессе работы генератора ультра-сверхкритической воды (УСКВ) и извлечения нефти образуется значительное количество отходящего тепла (количество одновременно работающих генераторов на баженовской свите будет исчисляться тысячами единиц), которое может быть использовано для обогрева теплиц и формирования тепличного комплекса, например, в ХМАО.
9. Соответствие Энергетической стратегии РФ до 2035 года
ТТХВ соответствует номерам 5, 9, 11, 19 и 32 «Перечня технологического оборудования, востребованного организациями топливно-энергетического комплекса Российской Федерации, создание или локализация производства которого необходимы на территории Российской Федерации до 2035 года» (Приложение № 3 к Энергетической стратегии Российской Федерации на период до 2035 года):
(5) Оборудование и технологии воздействия на пласт для повышения нефтеотдачи, включая технику и технологии гидроразрыва пласта (ГРП);
(9) Оборудование и технологии внутрипластовой конверсии, включая технику и технологии преобразования керогена;
(11) Оборудование и технологии переработки углеводородного сырья, включая производство российских присадок к нефти, топливам и маслам, российских катализаторов для нефтеперерабатывающих и нефтехимических производств;
(19) Оборудование и технологии на сверхкритических и супер сверхкритических параметрах пара с улучшенными технико-экономическими и экологическими характеристиками;
(32) Оборудование и технологии автономных энерго-генераторных установок на основе газообразного и водородного топлива и других источников автономного энергообеспечения, предназначенных для постоянной генерации.
Научными партнерами «Оил Ресурс» являются:
- «Институт проблем нефти и газа» РАН
(акад. Анатолий Н. Дмитриевский) - «Институт геологии и нефтегазовых технологий» Казанского федерального университета (заведующий кафедрой,
к.х.н., доцент Михаил А. Варфоломеев)
ТТХВ — краткое концептуальное изложение
ТТХВ относится к тепловым технологиям добычи углеводородов и увеличения нефтеотдачи. Кроме того, эта технология нового поколения пригодна для предельно эффективной добычи и увеличения нефтеотдачи практически любых видов углеводородов.
Тепловые технологии используются давно и в связи с появлением ТТХВ мы вводим понятия «Традиционные тепловые технологии» (ТТТ) и «Тепловая технология нового поколения» (ТТНП) или ИГТТ.
В самом общем и упрощенном понимании разница между ТТТ и ТТХВ заключается в величине температуры и давления, используемых рабочих агентов воздействия (РАВ), которые инжектируются/нагнетаются в углеводородосодержащий продуктивный пласт.
В ТТТ используется базовый РАВ в форме горячей воды, влажного пара, насыщенного пара или в лучшем случае в форме перегретого пара с низкой степенью перегрева. В ТТТ предельная температура и давление РАВ при закачке в углеводородосодержащий пласт составляют 300 °C при 170−180 бар (или 17−18 МПа).
В ТТХВ (при закачке в пласт) используется базовый РАВ в форме либо перегретого пара с высокой степенью перегрева (температура от 480 до 550 °C при давлении до 220 бар [22 МПа], либо в форме сверхкритической воды (температура от 480 до 550 °C при давлении от 221 до 550 бар [22,1 – 55 МПа]).
Эффективность РАВ, используемых в ТТХВ, в разы превосходит эффективность РАВ, используемых в ТТТ.
Используемые в ТТТ РАВ позволяют извлекать углеводороды с глубин от 50 до 1800 метров. При этом типы углеводородов следующие: природные битумы, высоковязкие и тяжелые нефти, а также средние и легкие нефти (гигантские месторождения легких и средних нефтей на поздней стадии эксплуатации).
Используемые в ТТХВ РАВ позволяют извлекать углеводороды с глубин от 50 (при наличии качественных кровли и подошвы пласта) до 5000 метров. При этом типы углеводородов следующие: природные битумы, высоковязкие и тяжелые нефти, легкие и средние нефти, а также синтетическая нефть (или ВТН) из нефтеносных сланцевых плеев (например, баженовская и доманиковая свиты в России, пласт «Чанг 7» (Китай) или нефтеносный сланцевый плей Посидония (Германия); при содержании органического углерода Сорг > 6%).
Тепловые технологии используются давно и в связи с появлением ТТХВ мы вводим понятия «Традиционные тепловые технологии» (ТТТ) и «Тепловая технология нового поколения» (ТТНП) или ИГТТ.
В самом общем и упрощенном понимании разница между ТТТ и ТТХВ заключается в величине температуры и давления, используемых рабочих агентов воздействия (РАВ), которые инжектируются/нагнетаются в углеводородосодержащий продуктивный пласт.
В ТТТ используется базовый РАВ в форме горячей воды, влажного пара, насыщенного пара или в лучшем случае в форме перегретого пара с низкой степенью перегрева. В ТТТ предельная температура и давление РАВ при закачке в углеводородосодержащий пласт составляют 300 °C при 170−180 бар (или 17−18 МПа).
В ТТХВ (при закачке в пласт) используется базовый РАВ в форме либо перегретого пара с высокой степенью перегрева (температура от 480 до 550 °C при давлении до 220 бар [22 МПа], либо в форме сверхкритической воды (температура от 480 до 550 °C при давлении от 221 до 550 бар [22,1 – 55 МПа]).
Эффективность РАВ, используемых в ТТХВ, в разы превосходит эффективность РАВ, используемых в ТТТ.
Используемые в ТТТ РАВ позволяют извлекать углеводороды с глубин от 50 до 1800 метров. При этом типы углеводородов следующие: природные битумы, высоковязкие и тяжелые нефти, а также средние и легкие нефти (гигантские месторождения легких и средних нефтей на поздней стадии эксплуатации).
Используемые в ТТХВ РАВ позволяют извлекать углеводороды с глубин от 50 (при наличии качественных кровли и подошвы пласта) до 5000 метров. При этом типы углеводородов следующие: природные битумы, высоковязкие и тяжелые нефти, легкие и средние нефти, а также синтетическая нефть (или ВТН) из нефтеносных сланцевых плеев (например, баженовская и доманиковая свиты в России, пласт «Чанг 7» (Китай) или нефтеносный сланцевый плей Посидония (Германия); при содержании органического углерода Сорг > 6%).
Использование более эффективных РАВ в ТТХВ позволяет:
- Извлекать с предельной эффективностью углеводороды (природные битумы, высоковязкие, тяжелые, легкие и средние нефти) из глубин (от 1600 до 5000 метров), ранее технологически недоступных (увеличение ресурсной базы). На глубинах от 1800 до 5000 метров ТТТ не эффективны.
- Извлекать углеводороды (природные битумы, высоковязкие, тяжелые, легкие и средние нефти) из ранее доступных глубин (менее 1600 метров) с более высокой эффективностью, чем при использовании ТТТ.
- А также извлекать ранее неизвлекаемые типы углеводородов (синтетическая нефть) из нефтеносных сланцевых плеев. Синтетическая нефть — это новый тип углеводородного ресурса, который может быть эффективно извлечен только с использованием ТТХВ (увеличение ресурсной базы).
Внедрение ТТХВ в практику нефтедобычи позволит увеличить технологически извлекаемые запасы РФ примерно на 50−70 млрд тонн, преимущественно за счет разработки баженовской и доманиковой свит, а также повышения эффективности эксплуатации гигантских зрелых месторождений средних и легких нефтей.
ТТХВ также является технологической основой для создания
качественно нового высокотехнологичного нефтесервиса.
205
111
56
75
22
47
516
Добыча нефти в РФ в 2024 году, млн т
5
3
3
2
1
2
15
Рентабельные запасы 14,8 млрд т
11
5
6
4
1
4
31
Запасы по ГБЗ
31 млрд т
31 млрд т
ХМАО
Урал и Поволжье
ЯНАО
Восточная Сибирь и ДВ
Шельф
Прочее
Геологические условия в России значительно ухудшились за 25 лет
Качество запасов сильно ухудшилось и восполнение ресурсной базы становится сложнее
Доля ТрИЗ растет
из-за истощения запасов
из-за истощения запасов
2000
2024
Доля ТрИЗ
в добыче нефти
в добыче нефти
1,2
30
2024
2000
Надо бурить в 1,7 раза больше скважин для поддержания добычи
Дебит новых скважин,
т/сутки
т/сутки
25,3
43,4
2000
2024
7,4 тонн воды добывается на каждую тонну нефти
Обводненность новых скважин, %
52,3
26,3
Для поддержания объемов необходимо бурить больше дорогих скважин
Каждая вторая скважина —
сложной конструкции
сложной конструкции
Доля горизонтального бурения, %
2024
2000
4
64
Рост стоимости —
в 1,3 раза выше инфляции
в 1,3 раза выше инфляции
Средняя стоимость скважины, $ млн/скв.
2024
2000
0,6
~2,2
На фоне падения добычи
растет ввод
растет ввод
Ввод новых скважин,
тыс. шт
тыс. шт
2000
2024
4,7
8,7
экономическая
выгода
выгода
По оценкам экспертов, технология может повысить коэффициент извлечения нефти до 15–17%, тогда как традиционные методы дают лишь 6–10%.
Использование ТТХВ обеспечивает:
Рост рентабельности
Снижение операционных затрат и повышение объема извлекаемой нефти
Минимальные капитальные вложения
Технология интегрируется в существующую инфраструктуру без значительных инвестиций
ТТХВ обеспечивает значительное снижение затрат и увеличение объемов добычи. В отличие от гидроразрыва пласта, методика не требует большого количества воды и химикатов, что уменьшает затраты на эксплуатацию и снижает воздействие на окружающую среду.
За счет активации керогена коэффициент извлечения нефти может достигать 15−17%,
что в 1,5−2 раза выше стандартных методов. В результате нефтяные компании получают больший объем нефти при меньших затратах и рисках, что делает ТТХВ одной из наиболее перспективных технологий в отрасли.
За счет активации керогена коэффициент извлечения нефти может достигать 15−17%,
что в 1,5−2 раза выше стандартных методов. В результате нефтяные компании получают больший объем нефти при меньших затратах и рисках, что делает ТТХВ одной из наиболее перспективных технологий в отрасли.
Рост добычи ТрИЗ
4
3
2
1
2008 г.
1
Льготы для выработанных месторождений, новых регионов и сверхвязкой нефти
2
2013 г.
Льготы для низкопроницаемых
ТрИЗ и шельфа
ТрИЗ и шельфа
2019 г.
3
НДД в пилотном режиме
4
2021 г.
Расширение НДД
При инвестировании ежегодно в течение 10 лет 90 млрд руб в год суммарно на баженовской свите будет построено 7200 скважин (по 144 скважины в год).
Продолжительность работы одной скважины составит около 5 лет. Суммарная добыча за 10 лет (плато проекта с максимальным количеством одновременно работающих скважин — 720 единиц) составит 70–75 млн тонн нефти, то есть около 7,5 млн тонн дополнительной нефти ежегодно.
освещение ттхв
в сми
в сми
области
применения
применения
ТТХВ предназначена для разработки трудноизвлекаемых запасов (ТрИЗ) и может применяться на следующих типах месторождений:
Баженовская свита (Западная Сибирь)
Доманиковые и ачимовские отложения
Высоковязкие нефти и нефтяные пески
Истощенные пласты традиционных месторождений
ТТХВ предназначена для разработки нефтяных месторождений с низкой проницаемостью и сложной геологической структурой. Основная область применения — баженовская свита, крупнейший трудноизвлекаемый резервуар нефти в России. Технология также подходит для работы с доманиковыми и ачимовскими отложениями, высоковязкими нефтями и истощенными месторождениями. Благодаря локальному нагреву и химическому воздействию ТТХВ способна превратить твердые углеводороды в жидкие без повреждения пород. Это делает ее универсальной для различных геологических условий и значительно повышает рентабельность добычи.
карта месторождений
Южный регион
Волго-Урал
Дальний Восток
Восточная Сибирь
Западная Сибирь
Тимано-Печора
Балтийский регион
история
технологии
технологии
Инициативная группа «Концепция внутрипластового каталитического ретортинга» (КВКР) была сформирована в России в 2010 году для решения узкой задачи — создания технологии промышленной разработки баженовской свиты. Свое название она получила в честь синергетической совокупности процессов, являющихся одной из технологических основ ТТХВ.
Соруководителями инициативной группы КВКР являются заслуженный экономист РФ Олег Васильевич Коломийченко и Анатолий Александрович Чернов — основной разработчик ТТХВ.
В ноябре 2024 года инициативная группа КВКР вошла в ООО «Оил Ресурс», а сама ТТХВ в результате трансфера передана в исключительную собственность УК «Кириллица».
«Крестным отцом» ТТХВ и первым крупным ученым, поддержавшим первоначальную версию ТТХВ, был академик Николай Павлович Лаверов (отзыв от 22 января 2013 года на патент РФ № 2 447 276).
В ноябре 2024 года инициативная группа КВКР вошла в ООО «Оил Ресурс», а сама ТТХВ в результате трансфера передана в исключительную собственность УК «Кириллица».
«Крестным отцом» ТТХВ и первым крупным ученым, поддержавшим первоначальную версию ТТХВ, был академик Николай Павлович Лаверов (отзыв от 22 января 2013 года на патент РФ № 2 447 276).
Вторая версия ТТХВ была также поддержана Н. П. Лаверовым в 2016 году (отзыв на технологию № 5 КВКР от 8 сентября 2016 года).
По мнению Н.П. Лаверова, ТТХВ требует «скорейшего доведения до уровня широкомасштабного промышленного использования, после чего она может стать основной технологией комплексного освоения углеводородного потенциала баженовской свиты и позволит увеличить суммарные извлекаемые нефтяные запасы России как минимум в 2−3 раза».
Следующую версию технологии поддержал акад. Анатолий Николаевич Дмитриевский, научный руководитель Института проблем нефти и газа РАН (отзыв на технологию № 6 КВКР от 16 декабря 2016 года).
В сентябре 2019 года разработка ТТХВ была в основном завершена.
В 2013 году инициативная группа начала сотрудничать с ПАО «Газпром нефть», и в 2015 году вторая версия ТТХВ уже вошла в качестве «перспективной базовой технологии» для освоения баженовской свиты в долгосрочную программу ПАО «Газпром нефть» «Разработка нетрадиционных запасов» (письмо ООО «Газпромнефть-Ангара» от 12 января 2016 года Президенту инициативной группы КВКР Олегу В. Коломийченко).
В соответствии с Протоколом № 57 от 11 августа 2020 г. заседания комитета по технологиям Блока разведки и добычи ПАО «Газпром нефть» ТТХВ является частью технологического направления «Разработка нетрадиционных запасов» проекта «Повышение КИН в нетрадиционных запасах с помощью применения третичных МУН»; код проекта: I18PRD0666.
В настоящий момент всего за 6 месяцев специалистами «Оил Ресурс» был разработан новый тип генератора ультра-сверхкритической воды и внутрискважинные устройства, включая новую концепцию строительства скважин для высокотемпературных рабочих агентов воздействия (РАВ) ТТХВ.
По мнению Н.П. Лаверова, ТТХВ требует «скорейшего доведения до уровня широкомасштабного промышленного использования, после чего она может стать основной технологией комплексного освоения углеводородного потенциала баженовской свиты и позволит увеличить суммарные извлекаемые нефтяные запасы России как минимум в 2−3 раза».
Следующую версию технологии поддержал акад. Анатолий Николаевич Дмитриевский, научный руководитель Института проблем нефти и газа РАН (отзыв на технологию № 6 КВКР от 16 декабря 2016 года).
В сентябре 2019 года разработка ТТХВ была в основном завершена.
В 2013 году инициативная группа начала сотрудничать с ПАО «Газпром нефть», и в 2015 году вторая версия ТТХВ уже вошла в качестве «перспективной базовой технологии» для освоения баженовской свиты в долгосрочную программу ПАО «Газпром нефть» «Разработка нетрадиционных запасов» (письмо ООО «Газпромнефть-Ангара» от 12 января 2016 года Президенту инициативной группы КВКР Олегу В. Коломийченко).
В соответствии с Протоколом № 57 от 11 августа 2020 г. заседания комитета по технологиям Блока разведки и добычи ПАО «Газпром нефть» ТТХВ является частью технологического направления «Разработка нетрадиционных запасов» проекта «Повышение КИН в нетрадиционных запасах с помощью применения третичных МУН»; код проекта: I18PRD0666.
В настоящий момент всего за 6 месяцев специалистами «Оил Ресурс» был разработан новый тип генератора ультра-сверхкритической воды и внутрискважинные устройства, включая новую концепцию строительства скважин для высокотемпературных рабочих агентов воздействия (РАВ) ТТХВ.
Проект поддерживают ведущие научные центры РФ:
Среди партнеров, которые обеспечивают научную экспертизу, технологическое сопровождение и внедрение методики на промышленных объектах, — «Газпром нефть», «Татнефть», «Росатом» и другие.
- КФУ — проректор по нефтегазовым технологиям, доктор геолого-минералогических наук Данис Карлович Нургалиев и заведующий кафедрой Института геологии и нефтегазовых технологий Михаил Алексеевич Варфоломеев;
- Сколковский институт науки и технологий — директор Центра добычи углеводородов Михаил Юрьевич Спасенных и его заместитель по экспериментальным исследованиям Алексей Николаевич Черемисин;
- ИПНГ РАН — научный руководитель Института, академик Анатолий Николаевич Дмитриевский и Наталья Александровна Скибицкая, заведующая лабораторией трудноизвлекаемых запасов углеводородов, кандидат геолого-минералогических наук, ведущий научный сотрудник.
Среди партнеров, которые обеспечивают научную экспертизу, технологическое сопровождение и внедрение методики на промышленных объектах, — «Газпром нефть», «Татнефть», «Росатом» и другие.