Экспериментальное исследование и численное моделирование процессов разложения пероксида водорода в присутствии катализаторов для повышения нефтеотдачи

В настоящей работе выполнено комплексное экспериментальное и численное исследование перспективной технологии повышения нефтеотдачи, основанной на закачке пероксида водорода (H₂O₂) и инициации процесса внутрипластового горения (ВПГ). Ключевым преимуществом разрабатываемой технологии является возможность запуска процесса высокотемпературного окисления нефти без закачки воздуха с поверхности, поскольку необходимый кислород генерируется непосредственно в пласте в результате разложения закачиваемого H₂O₂.

В рамках исследования проведено сравнительное изучение каталитической активности наночастиц оксида железа (Fe₂O₃) и оксида марганца (MnO₂), а также водного раствора перманганата калия (KMnO₄) для запуска реакции разложения пероксида в пласте. Установлено, что раствор KMnO₄ при взаимодействии с высокомолекулярными компонентами нефти восстанавливается с образованием твердой фазы MnO₂ на границе раздела фаз, тем самым закрепляясь в поровом пространстве и предотвращая вымывание катализатора. Благодаря этому каталитически активный слой формируется преимущественно в нефтенасыщенных зонах, локализуя тепловыделение при разложении H₂O₂ и исключая нецелевое расходование реагента. В лабораторных экспериментах была достигнута максимальная температура 336 °C, при этом газохроматографический анализ подтвердил образование компонентов, характерных для процессов полного окисления, что свидетельствует о реализации ВПГ. Численное моделирование, выполненное в программном пакете CMG STARS, подтвердило экспериментальные результаты, показав, что разложение H₂O₂ приводит к инициации ВПГ за счет последовательных процессов – экзотермической реакции разложения пероксида с выделением значительного количества кислорода, далее окислению нефти с переходом в высокотемпературный диапазон с образованием стабильного фронта горения.

Численная модель позволяет точно воспроизвести температурные профили и динамику изменения состава газовой фазы, что дает возможность использовать полученные кинетические параметры для прогнозных расчётов и оптимизации технологических режимов.

Продемонстрирована реализация устойчивого окислительного фронта за счёт кислорода, генерируемого в результате разложения H₂O₂ без закачки воздуха. Исследованный метод представляет собой перспективное решение для инициирования и поддержания ВПГ, исключающее необходимость использования сложного и дорогостоящего наземного оборудования закачки воздуха или кислорода в пласт.

1. Антонов С.В., Зобов П.М., Бакулин Д.А., Бардин М.Е., Х.В.Н. (2013). Оценка перспектив использования пероксида водорода в термоокислительных методах добычи вязкой нефти. Баш. хим. ж, 2, c. 5–11.

2. Лесина Н.В., Николаева С.Н. (2022). Разработка залежей высоковязкой нефти путем закачки теплоносителя в горизонтальную скважину с предварительным проведением пароциклических обработок. Нефтепромысловое дело, 7(643), с. 34–43. DOI: 10.33285/0207-2351-2022-7(643)-39-43

3. Парамзин А.Р. и др. (2024). Современное Состояние Мировых Запасов Высоковязкой Нефти И Природного Битума. Вестник Евразийской Науки, 16(2), pp. 1–13.

4. Хлебников В.Н., Винокуров В.А., Зобов П.М., Гущина Ю.Ф., Мишин А.С, Антонов С.В., Б.М.. (2013). Новая методика тепловой обработки призабойной зоны скважины с использованием перекиси водорода. Патент RU2534870C2.

5. Alvarado V., Manrique E. (2010). Enhanced Oil Recovery: An Update Review. Energies, pp. 1529–1575. https://doi.org/10.3390/en3091529

6. Anikin O.V. et al. (2022). Factors influencing hydrogen peroxide decomposition dynamics for thermochemical treatment of bottomhole zone. Journal of Petroleum Exploration and Production Technology, 12(9), pp. 2587–2598. https://doi.org/10.1007/s13202-022-01507-z

7. Askarova A. et al. (2020a). Evaluation of the subject geological area suitability for oil recovery by High-Pressure Air Injection method. Advances in Geosciences, 54, pp. 7–14. https://doi.org/10.5194/adgeo-54-7-2020

8. Askarova A. et al. (2020b). Unconventional Reservoirs: Methodological Approaches for Thermal EOR Simulation. SPE/AAPG/SEG Unconventional Resources Technology Conference, D033S086R002. https://doi.org/10.15530/urtec-2020-2112

9. Askarova A. et al. (2025a). Innovative technology for underground clean in situ hydrogen generation: Experimental and numerical insights for sustainable energy transition. Renewable Energy, 240. https://doi.org/10.1016/j.renene.2024.122259

10. Askarova A. et al. (2023). Perspectives of Hydrogen Peroxide Injection to the Carbonate Reservoir for ISC Initiation. Society of Petroleum Engineers – ADIPEC, ADIP 2023 [Preprint]. https://doi.org/10.2118/216649-MS

11. Askarova A. et al. (2025b). Experimental Validation of Hydrogen Peroxide Injection for Heavy Oil Recovery: Insights from Medium-Scale Combustion Tube Test. Middle East Oil, Gas and Geosciences Show (MEOS GEO), D011S007R006. https://doi.org/10.2118/227279-MS

12. Bayestehparvin B., Ali S.M.F. and Abedi J. (2016). Use of Solvents With Steam – State-of-the-Art and Limitations Why Use Solvents? Solvents vs. Heat for Oil Viscosity Reduction. SPE EOR Conference, (March), pp. 1–31. https://doi.org/10.2118/179829-MS

13. Belgrave J.D.M. (1987). An experimentsl and Numerical Investigation of In-situ Combustion Tube Tests.

14. Belgrave J. et al. (1993). A Comprehensive Approach to In-Situ Combustion Modeling. SPE Advanced Technology Series, 1(01), pp. 98–107. https://doi.org/10.2118/20250-PA

15. Do S.-H. et al. (2009). Hydrogen peroxide decomposition on manganese oxide (pyrolusite): kinetics, intermediates, and mechanism. Chemosphere, 75(1), pp. 8–12. https://doi.org/10.1016/j.chemosphere.2008.11.075

16. Fazlyeva R. et al. (2023). In situ combustion. in A. Hemmati-Sarapardeh et al. (eds.) Thermal Methods. Gulf Professional Publishing, pp. 155–215. https://doi.org/10.1016/B978-0-12-821933-1.00007-0

17. Feia S. et al. (2015). Experimental investigation of particle suspension injection and permeability impairment in porous media. Geomechanics for Energy and the Environment, 3, pp. 24–39. https://doi.org/https://doi.org/10.1016/j.gete.2015.07.001

18. Goodyear S. et al. (1996). Hot water flooding for high permeability viscous oil fields. in Proceedings – SPE Symposium on Improved Oil Recovery, pp. 289–299. Available at: https://doi.org/10.2118/35373-ms

19. Kaito Y. et al. (2022). First Nanoparticle-Based EOR Nano-EOR Project in Japan: Laboratory Experiments for a Field Pilot Test. https://doi.org/10.2118/209467-MS

20. Khakimova L. et al. (2020). High-pressure air injection laboratory-scale numerical models of oxidation experiments for Kirsanovskoye oil field. Journal of Petroleum Science and Engineering, 188, 106796. https://doi.org/10.1016/J.PETROL.2019.106796

21. Lin S., Gurol M. (1998). Catalytic Decomposition of Hydrogen Peroxide on Iron Oxide: Kinetics, Mechanism, and Implications. Environmental Science & Technology, 32(10), pp. 1417–1423. https://doi.org/10.1021/es970648k

22. Maksakov K., Lesina N. and Schekoldin K. (2021). Approach to hydrodynamic modeling of in-situ combustion in carbonate reservoir based on the results of laboratory studies and preliminary works for pilot test. Society of Petroleum Engineers – SPE Russian Petroleum Technology Conference 2021, RPTC 2021 [Preprint]. https://doi.org/10.2118/SPE-206546-MS

23. Markovic S. et al. (2020). In-situ heavy oil viscosity prediction at high temperatures using low-field NMR relaxometry and nonlinear least squares. Fuel, 260. https://doi.org/10.1016/j.fuel.2019.116328

24. Millour J. et al. (1987). An Expanded Compositional Model For Lowtemperature Oxidation Of Athabasca Bitumen. Journal of Canadian Petroleum Technology, 26(03). https://doi.org/10.2118/87-03-02

25. Moore R. et al. (1996). Combustion/Oxidation Behavior of Athabasca Oil Sands Bitumen. Improved Oil Recovery Symposium. Society of Petroleum Engineers, pp. 1–8. https://doi.org/10.2118/35392-MS

26. Moore R., Mehta S., and Ursenbach M. (2002). A Guide to High Pressure Air Injection (HPAI) Based Oil Recovery. SPE/DOE Improved Oil Recovery Symposium. https://doi.org/10.2118/75207-ms

27. Moore R., Laureshen C., et al. (1999a). A Downhole Catalytic Upgrading Process for Heavy Oil Using In Situ Combustion. Journal of Canadian Petroleum Technology, 38(13). https://doi.org/10.2118/99-13-44

28. Moore R., Belgrave J., et al. (1999b). In Situ Combustion Performance in Steam Flooded Heavy Oil Cores The University of Calgary. Journal of Canadian Petroleum Technology, 38(13).

29. Mukhina E. et al. (2019). Hydrocarbon Saturation for an Unconventional Reservoir in Details. SPE Russian Petroleum Technology Conference, D033S024R004. https://doi.org/10.2118/196743-MS

30. Takagi J., Ishigure K. (1985). Thermal Decomposition of Hydrogen Peroxide and Its Effect on Reactor Water Monitoring of Boiling Water Reactors. Nuclear Science and Engineering, 89(2), pp. 177–186. https://doi.org/10.13182/NSE85-A18191

31. Wu Z., Liu H. (2019). Investigation of hot-water flooding after steam injection to improve oil recovery in thin heavy-oil reservoir. Journal of Petroleum Exploration and Production Technology, 9(2), pp. 1547–1554. https://doi.org/10.1007/s13202-018-0568-7

32. Yang X., Gates I.D. (2009). Combustion kinetics of Athabasca bitumen from 1D combustion tube experiments. Natural Resources Research, 18(3), pp. 193–211. https://doi.org/10.1007/s11053-009-9095-z

33. Yurasova I., Yurasov N. and Sulegin D. (2016). Study of Potassium Dichromate-Catalyzed Hydrogen Peroxide Decomposition. Herald of the Bauman Moscow State Technical University. Series Natural Sciences [Preprint]. https://doi.org/10.18698/1812-3368-2016-5-125-135