Наша команда ученых и геологов анализирует данные вашего месторождения. Мы проводим численные гидродинамические и химические исследования, чтобы создать точную 3D-модель объекта. На этом этапе мы подбираем идеальный состав катализатора и прогнозируем объемы генерации водорода и прирост добычи нефти.

В отличие от классических водородных заводов (электролизеров или SMR), мы не строим огромные наземные комплексы. Мы используем ваши существующие нагнетательные и добывающие скважины, газопроводы и насосы. Это кардинально снижает капитальные затраты (CAPEX).

Через нагнетательную скважину в нефтяной или газоносный пласт закачивается запатентованный катализатор, пар и атмосферный воздух. Эта комбинация инициирует контролируемый процесс влажного внутрипластового горения. Пласт сам по себе становится гигантским подземным химическим реактором.

Подъем температуры на фронте горения (до 500–800°C) активирует сразу несколько процессов: паровую конверсию метана, газификацию кокса и внутрипластовый гидрокрекинг. В результате тяжелые углеводороды расщепляются на синтез-газ (H₂, CO, CO₂, CH₄, H₂S), а остаточная вязкость нефти падает в 2–10 раз.

Смесь газов и облагороженной нефти направляется к добывающей скважине. С помощью высокотехнологичных селективных мембран на поверхность извлекается чистый промышленный водород (H₂), а также нефть с улучшенным индексом API.

Побочные парниковые газы (CO₂) отделяются и либо остаются запертыми в пласте, либо закачиваются обратно под землю (технология CCS). В результате проект получает отрицательный или нулевой углеродный след, радикально улучшая ESG-рейтинг недропользователя.