RU2751694C2 - Способ комплексного воздействия на околоскважинную зону продуктивного пласта - Google Patents
Способ комплексного воздействия на околоскважинную зону продуктивного пласта Download PDFInfo
- Publication number
- RU2751694C2 RU2751694C2 RU2019129971A RU2019129971A RU2751694C2 RU 2751694 C2 RU2751694 C2 RU 2751694C2 RU 2019129971 A RU2019129971 A RU 2019129971A RU 2019129971 A RU2019129971 A RU 2019129971A RU 2751694 C2 RU2751694 C2 RU 2751694C2
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- well
- formation
- composition
- technological
- productive formation
- Prior art date
Links
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 title claims abstract description 139
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 70
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims abstract description 156
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims abstract description 52
- 229910000104 sodium hydride Inorganic materials 0.000 claims abstract description 50
- WCUXLLCKKVVCTQ-UHFFFAOYSA-M Potassium chloride Chemical compound [Cl-].[K+] WCUXLLCKKVVCTQ-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims abstract description 46
- FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M Sodium chloride Chemical compound [Na+].[Cl-] FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims abstract description 42
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 30
- 235000002639 sodium chloride Nutrition 0.000 claims abstract description 25
- 239000012312 sodium hydride Substances 0.000 claims abstract description 25
- KEAYESYHFKHZAL-UHFFFAOYSA-N Sodium Chemical compound [Na] KEAYESYHFKHZAL-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 24
- 235000011164 potassium chloride Nutrition 0.000 claims abstract description 24
- 239000001103 potassium chloride Substances 0.000 claims abstract description 22
- 239000011780 sodium chloride Substances 0.000 claims abstract description 22
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 claims abstract description 20
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 claims abstract description 19
- 239000003995 emulsifying agent Substances 0.000 claims abstract description 19
- 239000000446 fuel Substances 0.000 claims abstract description 19
- LPXPTNMVRIOKMN-UHFFFAOYSA-M sodium nitrite Chemical compound [Na+].[O-]N=O LPXPTNMVRIOKMN-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims abstract description 19
- 238000001914 filtration Methods 0.000 claims abstract description 18
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 claims abstract description 18
- PAWQVTBBRAZDMG-UHFFFAOYSA-N 2-(3-bromo-2-fluorophenyl)acetic acid Chemical compound OC(=O)CC1=CC=CC(Br)=C1F PAWQVTBBRAZDMG-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 13
- VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-N Hydrochloric acid Chemical compound Cl VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 12
- 239000002253 acid Substances 0.000 claims abstract description 12
- 229910017604 nitric acid Inorganic materials 0.000 claims abstract description 10
- 235000010288 sodium nitrite Nutrition 0.000 claims abstract description 10
- GRYLNZFGIOXLOG-UHFFFAOYSA-N Nitric acid Chemical compound O[N+]([O-])=O GRYLNZFGIOXLOG-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 9
- 239000004202 carbamide Substances 0.000 claims abstract description 9
- GJLPUBMCTFOXHD-UPHRSURJSA-N (11z)-1$l^{2},2$l^{2},3$l^{2},4$l^{2},5$l^{2},6$l^{2},7$l^{2},8$l^{2},9$l^{2},10$l^{2}-decaboracyclododec-11-ene Chemical compound [B]1[B][B][B][B][B]\C=C/[B][B][B][B]1 GJLPUBMCTFOXHD-UPHRSURJSA-N 0.000 claims abstract description 8
- XSQUKJJJFZCRTK-UHFFFAOYSA-N Urea Chemical compound NC(N)=O XSQUKJJJFZCRTK-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 8
- RAESLDWEUUSRLO-UHFFFAOYSA-O aminoazanium;nitrate Chemical compound [NH3+]N.[O-][N+]([O-])=O RAESLDWEUUSRLO-UHFFFAOYSA-O 0.000 claims abstract description 8
- IYDIZBOKVLHCQZ-UHFFFAOYSA-N 9-(9-borabicyclo[3.3.1]nonan-9-yl)-9-borabicyclo[3.3.1]nonane Chemical compound C1CCC2CCCC1B2B1C2CCCC1CCC2 IYDIZBOKVLHCQZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 6
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 claims description 29
- 238000002485 combustion reaction Methods 0.000 claims description 19
- 239000003999 initiator Substances 0.000 claims description 18
- 230000003993 interaction Effects 0.000 claims description 13
- 238000012545 processing Methods 0.000 claims description 8
- MJVMGBGRBWOJNX-UHFFFAOYSA-N nitric acid oxamide Chemical compound NC(=O)C(=O)N.[N+](=O)(O)[O-] MJVMGBGRBWOJNX-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 7
- 230000006872 improvement Effects 0.000 claims description 5
- 229910052782 aluminium Inorganic materials 0.000 claims description 4
- XAGFODPZIPBFFR-UHFFFAOYSA-N aluminium Chemical compound [Al] XAGFODPZIPBFFR-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 3
- 239000000843 powder Substances 0.000 abstract description 28
- 230000035699 permeability Effects 0.000 abstract description 14
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 11
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract description 10
- 239000003208 petroleum Substances 0.000 abstract 1
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 125
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 38
- 239000001257 hydrogen Substances 0.000 description 24
- 229910052739 hydrogen Inorganic materials 0.000 description 24
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 23
- UFHFLCQGNIYNRP-UHFFFAOYSA-N Hydrogen Chemical compound [H][H] UFHFLCQGNIYNRP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 20
- 230000008569 process Effects 0.000 description 19
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 18
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 17
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 16
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 10
- 238000000354 decomposition reaction Methods 0.000 description 9
- 238000005984 hydrogenation reaction Methods 0.000 description 8
- 229910052500 inorganic mineral Inorganic materials 0.000 description 7
- 235000010755 mineral Nutrition 0.000 description 7
- 239000011707 mineral Substances 0.000 description 7
- QGZKDVFQNNGYKY-UHFFFAOYSA-N Ammonia Chemical compound N QGZKDVFQNNGYKY-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 6
- 238000010306 acid treatment Methods 0.000 description 6
- 239000004615 ingredient Substances 0.000 description 6
- 230000001066 destructive effect Effects 0.000 description 5
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 5
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 description 5
- 229920006395 saturated elastomer Polymers 0.000 description 5
- 238000000605 extraction Methods 0.000 description 4
- IXCSERBJSXMMFS-UHFFFAOYSA-N hcl hcl Chemical compound Cl.Cl IXCSERBJSXMMFS-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 150000002431 hydrogen Chemical class 0.000 description 4
- 238000002156 mixing Methods 0.000 description 4
- 230000000704 physical effect Effects 0.000 description 4
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 4
- RTZKZFJDLAIYFH-UHFFFAOYSA-N Diethyl ether Chemical compound CCOCC RTZKZFJDLAIYFH-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- XEKOWRVHYACXOJ-UHFFFAOYSA-N Ethyl acetate Chemical compound CCOC(C)=O XEKOWRVHYACXOJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- OKKJLVBELUTLKV-UHFFFAOYSA-N Methanol Chemical compound OC OKKJLVBELUTLKV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- HEMHJVSKTPXQMS-UHFFFAOYSA-M Sodium hydroxide Chemical compound [OH-].[Na+] HEMHJVSKTPXQMS-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 3
- 230000009471 action Effects 0.000 description 3
- 229910021529 ammonia Inorganic materials 0.000 description 3
- 239000007864 aqueous solution Substances 0.000 description 3
- 244000309464 bull Species 0.000 description 3
- 239000003054 catalyst Substances 0.000 description 3
- 238000005336 cracking Methods 0.000 description 3
- 238000013016 damping Methods 0.000 description 3
- 230000007423 decrease Effects 0.000 description 3
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 3
- 239000010457 zeolite Substances 0.000 description 3
- QTBSBXVTEAMEQO-UHFFFAOYSA-N Acetic acid Chemical compound CC(O)=O QTBSBXVTEAMEQO-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- NLXLAEXVIDQMFP-UHFFFAOYSA-N Ammonia chloride Chemical compound [NH4+].[Cl-] NLXLAEXVIDQMFP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- ZOXJGFHDIHLPTG-UHFFFAOYSA-N Boron Chemical compound [B] ZOXJGFHDIHLPTG-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N Carbon dioxide Chemical compound O=C=O CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- DGAQECJNVWCQMB-PUAWFVPOSA-M Ilexoside XXIX Chemical compound C[C@@H]1CC[C@@]2(CC[C@@]3(C(=CC[C@H]4[C@]3(CC[C@@H]5[C@@]4(CC[C@@H](C5(C)C)OS(=O)(=O)[O-])C)C)[C@@H]2[C@]1(C)O)C)C(=O)O[C@H]6[C@@H]([C@H]([C@@H]([C@H](O6)CO)O)O)O.[Na+] DGAQECJNVWCQMB-PUAWFVPOSA-M 0.000 description 2
- 239000003929 acidic solution Substances 0.000 description 2
- 239000000654 additive Substances 0.000 description 2
- 229910052796 boron Inorganic materials 0.000 description 2
- 238000004517 catalytic hydrocracking Methods 0.000 description 2
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 description 2
- 230000003247 decreasing effect Effects 0.000 description 2
- 238000005553 drilling Methods 0.000 description 2
- 238000011049 filling Methods 0.000 description 2
- 238000005470 impregnation Methods 0.000 description 2
- 229910000765 intermetallic Inorganic materials 0.000 description 2
- -1 isopropylcarborane Substances 0.000 description 2
- 238000012423 maintenance Methods 0.000 description 2
- 238000001556 precipitation Methods 0.000 description 2
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 description 2
- 238000011084 recovery Methods 0.000 description 2
- YGSDEFSMJLZEOE-UHFFFAOYSA-N salicylic acid Chemical compound OC(=O)C1=CC=CC=C1O YGSDEFSMJLZEOE-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 150000003384 small molecules Chemical class 0.000 description 2
- 229910052708 sodium Inorganic materials 0.000 description 2
- 239000011734 sodium Substances 0.000 description 2
- 238000013456 study Methods 0.000 description 2
- VZGDMQKNWNREIO-UHFFFAOYSA-N tetrachloromethane Chemical compound ClC(Cl)(Cl)Cl VZGDMQKNWNREIO-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 238000005406 washing Methods 0.000 description 2
- XQCFHQBGMWUEMY-ZPUQHVIOSA-N Nitrovin Chemical compound C=1C=C([N+]([O-])=O)OC=1\C=C\C(=NNC(=N)N)\C=C\C1=CC=C([N+]([O-])=O)O1 XQCFHQBGMWUEMY-ZPUQHVIOSA-N 0.000 description 1
- YIKSCQDJHCMVMK-UHFFFAOYSA-N Oxamide Chemical compound NC(=O)C(N)=O YIKSCQDJHCMVMK-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229960000583 acetic acid Drugs 0.000 description 1
- 230000004913 activation Effects 0.000 description 1
- 229910052783 alkali metal Inorganic materials 0.000 description 1
- 150000001340 alkali metals Chemical class 0.000 description 1
- 235000019270 ammonium chloride Nutrition 0.000 description 1
- 239000010426 asphalt Substances 0.000 description 1
- QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N atomic oxygen Chemical compound [O] QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229910052799 carbon Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000001569 carbon dioxide Substances 0.000 description 1
- 229910002092 carbon dioxide Inorganic materials 0.000 description 1
- 230000008859 change Effects 0.000 description 1
- 239000007795 chemical reaction product Substances 0.000 description 1
- 238000004140 cleaning Methods 0.000 description 1
- 238000009833 condensation Methods 0.000 description 1
- 230000005494 condensation Effects 0.000 description 1
- 239000002826 coolant Substances 0.000 description 1
- 238000001816 cooling Methods 0.000 description 1
- 238000005520 cutting process Methods 0.000 description 1
- 230000006866 deterioration Effects 0.000 description 1
- 230000002542 deteriorative effect Effects 0.000 description 1
- 238000011161 development Methods 0.000 description 1
- 239000002283 diesel fuel Substances 0.000 description 1
- 238000010790 dilution Methods 0.000 description 1
- 239000012895 dilution Substances 0.000 description 1
- 238000004090 dissolution Methods 0.000 description 1
- 238000005265 energy consumption Methods 0.000 description 1
- 235000019439 ethyl acetate Nutrition 0.000 description 1
- 238000002474 experimental method Methods 0.000 description 1
- 238000004880 explosion Methods 0.000 description 1
- 239000012362 glacial acetic acid Substances 0.000 description 1
- 230000007062 hydrolysis Effects 0.000 description 1
- 238000006460 hydrolysis reaction Methods 0.000 description 1
- 239000003112 inhibitor Substances 0.000 description 1
- 238000002347 injection Methods 0.000 description 1
- 239000007924 injection Substances 0.000 description 1
- 235000014413 iron hydroxide Nutrition 0.000 description 1
- NCNCGGDMXMBVIA-UHFFFAOYSA-L iron(ii) hydroxide Chemical compound [OH-].[OH-].[Fe+2] NCNCGGDMXMBVIA-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- 239000000463 material Substances 0.000 description 1
- 239000002480 mineral oil Substances 0.000 description 1
- 235000010446 mineral oil Nutrition 0.000 description 1
- 125000000896 monocarboxylic acid group Chemical group 0.000 description 1
- 239000003129 oil well Substances 0.000 description 1
- 239000003960 organic solvent Substances 0.000 description 1
- 239000007800 oxidant agent Substances 0.000 description 1
- 230000001590 oxidative effect Effects 0.000 description 1
- 239000001301 oxygen Substances 0.000 description 1
- 229910052760 oxygen Inorganic materials 0.000 description 1
- FJKROLUGYXJWQN-UHFFFAOYSA-N papa-hydroxy-benzoic acid Natural products OC(=O)C1=CC=C(O)C=C1 FJKROLUGYXJWQN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000002245 particle Substances 0.000 description 1
- 230000000737 periodic effect Effects 0.000 description 1
- 239000011148 porous material Substances 0.000 description 1
- 239000012286 potassium permanganate Substances 0.000 description 1
- 238000005086 pumping Methods 0.000 description 1
- 238000004080 punching Methods 0.000 description 1
- 239000012261 resinous substance Substances 0.000 description 1
- 229960004889 salicylic acid Drugs 0.000 description 1
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 description 1
- 239000007787 solid Substances 0.000 description 1
- 239000004449 solid propellant Substances 0.000 description 1
- 239000002904 solvent Substances 0.000 description 1
- 230000000087 stabilizing effect Effects 0.000 description 1
- 238000010561 standard procedure Methods 0.000 description 1
- 230000000638 stimulation Effects 0.000 description 1
- 238000003756 stirring Methods 0.000 description 1
- 239000004094 surface-active agent Substances 0.000 description 1
- 239000003784 tall oil Substances 0.000 description 1
- 230000002123 temporal effect Effects 0.000 description 1
- 229910000048 titanium hydride Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000000080 wetting agent Substances 0.000 description 1
Images
Classifications
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/16—Enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons
- E21B43/24—Enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons using heat, e.g. steam injection
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/25—Methods for stimulating production
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/58—Compositions for enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons, i.e. for improving the mobility of the oil, e.g. displacing fluids
- C09K8/592—Compositions used in combination with generated heat, e.g. by steam injection
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/60—Compositions for stimulating production by acting on the underground formation
- C09K8/62—Compositions for forming crevices or fractures
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/60—Compositions for stimulating production by acting on the underground formation
- C09K8/62—Compositions for forming crevices or fractures
- C09K8/72—Eroding chemicals, e.g. acids
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/25—Methods for stimulating production
- E21B43/26—Methods for stimulating production by forming crevices or fractures
- E21B43/27—Methods for stimulating production by forming crevices or fractures by use of eroding chemicals, e.g. acids
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K2208/00—Aspects relating to compositions of drilling or well treatment fluids
- C09K2208/10—Nanoparticle-containing well treatment fluids
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/42—Compositions for cementing, e.g. for cementing casings into boreholes; Compositions for plugging, e.g. for killing wells
- C09K8/426—Compositions for cementing, e.g. for cementing casings into boreholes; Compositions for plugging, e.g. for killing wells for plugging
Landscapes
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geology (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Materials Engineering (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- General Chemical & Material Sciences (AREA)
- Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
- Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
- Catalysts (AREA)
- Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)
- Fuel Cell (AREA)
- Filtering Materials (AREA)
Abstract
Изобретение относится к нефтедобывающей области. Технический результат - комплексное воздействие на околоскважинную зону продуктивного пласта, улучшающее фильтрационные и гидродинамические характеристики околоскважинной зоны, существенное увеличение проницаемости пласта и дебита скважины. В способе комплексного воздействия на околоскважинную зону продуктивного пласта скважину с по меньшей мере одним участком перфорации, расположенным в зоне продуктивного пласта, заполняют водой или жидкостью глушения, затем через насосно-компрессорные трубы в забой скважины подают технологическую композицию №1 плотностью 1,3-1,4 г/см3, затем устанавливают насосно-компрессорные трубы на высоте 20-25 м над верхним участком перфорации, после чего через эти насосно-компрессорные трубы в скважину подают технологическую композицию №2 плотностью 1,6-1,8 г/см3, затем насосно-компрессорные трубы устанавливают в зоне перфорации скважины и в скважину подают технологическую композицию №3, которая представляет собой кислотный раствор, содержащий соляную кислоту с концентрацией 12-15%, в количестве 0,4-1,5 м3 на 1 м толщины продуктивного пласта. Технологическая композиция №1 содержит, мас.%: нитрат аммония NH4NO3 44,0-54,0; гидрид натрия NaH 2,8-3,2; пассивированный оксидной пленкой порошок наноалюминия Аl 5,6-15,6; нитрат гидразина N2H5NO3 3,0-5,0; нитрат оксамида C2O2(NH2)2HNO3 1,0-3,0; дигидрооксиметилкарборан С4Н16В10O2 (99,9%) 3,0-5,0; углеводородное горючее 8,0-13,0; хлорид натрия NaCl и/или хлорид калия KCl 4,5-5,5; азотную кислоту HNO3 7,0-9,0; эмульгатор 0,5-3,0; воду 10,0-15,0; при соотношении порошка гидрида натрия NaH к указанному порошку наноалюминия Al 1:(2-5) соответственно. Технологическая композиция №2 содержит, мас.%: нитрит натрия NaNO2 18,0-23,0; углеводородное горючее 8,0-13,0; мочевину CO(NH2)2 22,0-28,0; 9-ББН димер C16H30B2 1,0-3,0; о-карборан С2В10Н12 (99,9%) 3,0-6,0; хлорид натрия NaCl и/или хлорид калия KCl 4,5-5,5; эмульгатор 0,5-3,0; воду 24,0-27,0. 3 пр., 3 ил.
Description
Область техники
Изобретение относится к нефтедобывающей области, а именно к способам увеличения продуктивности нефтяных скважин, за счет изменения проницаемости продуктивного пласта для увеличения дебита скважин, а также скорости истечения жидких полезных ископаемых (нефти, газа, газового конденсата и др.) в скважины для повышения их производительности и интенсификации добычи жидких полезных ископаемых.
Предшествующий уровень техники
Объем добычи жидких полезных ископаемых из околоскважинной зоны продуктивного пласта за сутки зависит от ряда параметров, в первую очередь от проницаемости пласта. Для обеспечения необходимой скорости истечения жидких углеводородов из областей пласта, отдаленных от скважины, к месту добычи требуется периодическое восстановление или улучшение проницаемости продуктивного пласта.
Наряду с этим производительность скважины зависит от плотности и вязкости нефти, наличия отложений парафина и асфальто-смолистых веществ в пласте и околоскважинной зоне. В процессе бурения скважины частицы шлама вместе с буровым раствором кольматируют околоскважинную зону, ухудшая фильтрационные свойства продуктивного пласта, что изначально снижает уровень добычи, еще до пуска скважины в эксплуатацию.
Все методы воздействия на околоскважинную зону продуктивного пласта в процессе эксплуатации можно разделить на три основные группы: химические (кислотная обработка, обработка с помощью ПАВ, химреагентами и органическими растворителями), механические (гидравлический разрыв пласта, гидропескоструйная перфорация, вибровоздействие) и тепловые (паро-тепловая обработка, горяче-кислотная обработка). Однако все они связаны с высокой стоимостью, высокой сложностью проведения работ, или малоэффективны в малопроницаемых продуктивных пластах, а также в пластах с высоковязкими жидкими полезными ископаемыми, в частности - нефтью.
Наиболее эффективные из известных методов повышения проницаемости пласта базируются, как правило, на технологии гидроразрыва пласта. Однако известные технологии гидроразрыва пласта дорогостоящи и экологически не безопасны. Гидроразрыв представляет собой достаточно дорогостоящую технологию, которая требует использования оборудования с высоким уровнем энергопотребления, а также длительного времени обработки горной породы. При этом результаты ее применения трудно контролировать, и, как показал опыт ее применения на нефтяных месторождениях такие результаты нестабильны как в количественном, так и во временном отношениях.
Добыча жидких полезных ископаемых из продуктивного пласта требует достаточной проницаемости пласта для обеспечения необходимой скорости истечения жидкости в скважину из областей залежей, отдаленных от нее.
Распространенной технологией восстановления или увеличения скорости истечения жидких полезных ископаемых (далее - флюида) из продуктивного пласта является изменение его структуры посредством водородной термогазохимической обработки околоскважинной зоны указанного пласта, что приводит к разуплотнению горной породы в околоскважинной зоне и, соответственно, повышению проницаемости пласта, за счет образования макро- и микротрещин в горной породе и, соответственно, созданию каналов для поступления флюида к месту извлечения.
Известен способ термобарохимической обработки призабойной зоны пласта и устройство для его осуществления (патент Республики Казахстан на изобретение №17779, м. кл. Е21В 43/25, Е21В 43/18, публ. 15.09.2006, бюл. №9) [1]. Способ осуществляется за счет термобарохимического воздействия на продуктивный пласт, в результате которого обеспечивается некоторое разуплотнение продуктивного пласта. Устройство, которое используют для термобарохимической обработки призабойной зоны пласта, включает термогазовую и воздушную камеры, выполненные в корпусах из герметичных трубчатых элементов, которые разделены сгораемым элементом, герметично установленным между камерами, при этом сгораемый элемент выполнен из газовыделяющего твердого топлива торцевого горения.
Недостатком этого способа является низкая производительность, ввиду малой эффективности химического воздействия на продуктивный пласт со стороны сгораемого материала, а также непродолжительное воздействие на пласт (не более одного часа). При реализации известного способа основное воздействие осуществляется на продуктивный пласт и зону кольматации, однако отсутствует воздействие на флюид, находящийся в указанном пласте. Непродолжительность воздействия и опасность повредить обсадную колонну, в результате неконтролируемого взрыва, ограничивает применение данного способа.
Известен способ термохимической обработки продуктивного пласта и горюче-окислительный состав для его осуществления (патент Российской Федерации на изобретение №2153065, м. кл. Е21В 43/24, Е21В 43/25, опубл. 20.07.2000, бюл. №20) [2], который включает закачку в околоскважинную зону продуктивного пласта горюче-окислительной смеси и затем доставку в указанную зону инициатора горения, в качестве которого используют состав на основе боргидрида щелочного металла и метанола или диэтилового эфира и/или твердого изопропилкарборана. Горюче-окислительная смесь содержит комплексное соединение диамида щавелевой кислоты и азотной кислоты, уксусный эфир салициловой кислоты, перманганат калия, изопропилкарборан, воду и нитрат аммония.
Недостатком этого способа является высокая стоимость используемых компонентов, а также трудоемкость получения изопропилкарборана. В то же время реализация способа сопряжена с высоким риском для оборудования скважины и обслуживающего персонала. Это связано с тем, что инициатор горения доставляют в зону продуктивного пласта в герметизированном контейнере с помощью лебедки, где осуществляют взрыв контейнера посредством использования шнуровой торпеды, питаемой от источника электроэнергии. Такой способ введения инициатора горения в зону продуктивного пласта чреват риском не срабатывания торпеды или неполного реагирования компонентов инициатора горения с горюче-окислительной смесью.
Известен способ термохимической обработки продуктивного пласта и горюче-окислительная смесь для его осуществления (декларационный патент Украины на изобретение №46425 А, м. кл. Е21В 43/24, опубл. 15.05.2002, бюл. №5/2002) [3] включающий в себя доставку через насосно-компрессорные трубы в околоскважинную зону продуктивного пласта горюче-окислительной смеси, гидрореагирующего состава и стабилизирующих добавок. Этот способ характеризуется тем, что в зону обработки раздельно-последовательно, путем использования буферной жидкости тетрахлорметана, закачивают двусложную горюче-окислительную смесь, которая при взаимодействии компонентов состава в зоне обработки продуктивного пласта инициирует воспламенение системы горюче-окислительная смесь - гидрореагирующий состав, при соотношении массы воды к массе гидрореагирующего состава 2,7:36,0. В качестве гидрореагирующих добавок используют интерметаллиды бора LiB2, LiB10, АlВ10, AlB12.
Недостатками этого изобретения является использование трудоемких в получении и дорогостоящих компонентов гидрореагирующего состава, в частности интерметаллидов бора. Также к недостаткам относится низкая продуктивность способа, обусловленная получением водорода в одну стадию, что снижает потенциал его использования, а также не позволяет управлять процессом теплогазовыделения.
Наиболее близким является способ комплексного водородного и термобарохимического воздействия на призабойную зону продуктивного пласта (Патент Украины на изобретение №102501, м. кл. Е21В 43/24, Е21В 43/24, опубл. 10.07.2013) [4], согласно которому сначала скважину с, по меньшей мере, одним участком перфорации, расположенным в зоне продуктивного пласта, заполняют водой или жидкостью глушения, после чего через насосно-компрессорные трубы в забой скважины раздельно-последовательно подают технологическую композицию №1, плотностью 1,3-1,4 г/см3, затем устанавливают насосно-компрессорные трубы на высоте 20-25 м над верхним участком перфорации и по ним в скважину подают технологическую композицию №2, плотностью 1,6-1,8 г/см3, которая, поступая в зону взаимодействия технологических композиций №1 и №2, сообщающуюся посредством перфорации с околоскважинной зоной продуктивного пласта, смешивается с технологической жидкостью №1, в результате чего осуществляется экзотермическая реакция теплогазовыделения с повышением температуры и давления в околоскважинной зоне продуктивного пласта, что приводит к прогреву пласта, а также к образованию в нем множественных микротрещин и улучшению его фильтрационных характеристик, при этом в состав указанных технологических композиций №1 и №2 входят гидрореагирующие смеси, горюче-окислительные смеси и инициатор горения, содержащий гидрореагирующий состав на основе алюминия.
Недостатками известного способа являются его низкие производительность и продуктивность, обусловленные тем, что технологические композиции №1 и №2, представляют собой горюче-окислительные смеси, которые являются водными растворами солей, поэтому во время и после заглушки водой или жидкостью глушения скважины, концентрация компонентов этих растворов значительно снижается за счет разбавления водой, что приводит к снижению температуры реакции теплогазовыделения, а также не позволяет реально контролировать процесс термохимического воздействия. Также в известном способе гидрореагирующие смеси равномерно распределяются в технологических жидкостях №1 и №2, из-за чего большая часть водорода окисляется непосредственно в стволе скважины, не воздействуя на продуктивный пласт и флюид.
Соответственно, указанный способ комплексного водородного и термобарохимического воздействия на призабойную зону продуктивного пласта не позволяет достичь комплексного воздействия на околоскважинную зону продуктивного пласта, при котором, наряду с химическим и тепловым воздействием на продуктивный пласт, обеспечивается и физическое воздействие на него, за счет создания импульсов давления, образуемых выделяющимися газами. И также в результате применения данного известного способа комплексного водородного и термобарохимического воздействия на призабойную зону продуктивного пласта невозможно улучшить фильтрационные и гидродинамические характеристики околоскважинной зоны продуктивного пласта, а также не возможно обеспечить существенное увеличение проницаемости пласта и дебита скважины.
Раскрытие изобретения
Задачей настоящего изобретения является разработка способа комплексного воздействия на околоскважинную зону продуктивного пласта, в котором за счет использования постадийного водородного термогазохимического и кислотного воздействия на околоскважинную зону продуктивного пласта, наряду с химическим и тепловым воздействием на него, обеспечивается также физическое воздействие на указанный пласт.
Еще одной задачей способа комплексного воздействия на околоскважинную зону продуктивного пласта является повышение дебита выбранной скважины по отношению к соседним скважинам, которые оказались заглиненными из-за кольматации призабойной зоны пласта. А также повышение дебита скважины в месторождениях с трудноизвлекаемыми запасами из-за низкой проницаемости и низкой пористости горной породы, или долго простаивающих скважин, в том числе после их капитального или подземного ремонта, а также скважин, не реагирующих на другие методы интенсификации.
Таким образом, техническим результатом, который необходимо достигнуть настоящим изобретением, является
- достижение комплексного воздействия на околоскважинную зону продуктивного пласта, при котором, наряду с химическим и тепловым воздействием на продуктивный пласт,
- достигается обеспечение и физического воздействия на него, за счет создания импульсов давления, образуемых выделяющимися газами, в результате которых
- появилась бы возможность
- улучшения фильтрационных и гидродинамических характеристик околоскважинной зоны продуктивного пласта, а также
- обеспечение существенного увеличения проницаемости пласта и дебита скважины.
Для достижения поставленной задачи в известном способе комплексного воздействия на околоскважинную зону продуктивного пласта, согласно которому сначала скважину с, по меньшей мере, одним участком перфорации, расположенным в зоне продуктивного пласта, заполняют водой или жидкостью глушения, после чего через насосно-компрессорные трубы в забой скважины раздельно-последовательно подают технологическую жидкость №1, плотностью 1,3-1,4 г/см3, затем устанавливают насосно-компрессорные трубы на высоте 20-25 м над верхним участком перфорации и в скважину подают технологическую композицию №2, плотностью 1,6-1,8 г/см3, которая, поступая в зону взаимодействия технологических композиций №1 и №2, сообщающуюся посредством перфорации с околоскважинной зоной продуктивного пласта, смешивается с технологической композицией №1, в результате чего осуществляется экзотермическая реакция теплогазовыделения с повышением температуры и давления в околоскважинной зоне продуктивного пласта, что приводит к прогреву пласта, а также к образованию в нем множественных микротрещин и улучшению его фильтрационных характеристик, при этом в состав указанных технологических композиций №1 и №2 входят гидрореагирующие смеси, горюче-окислительные смеси и инициатор горения, содержащий гидрореагирующий состав на основе алюминия, согласно изобретению, комплексное воздействие на околоскважинную зону продуктивного пласта ведут в две стадии, на первой из которых, указанной выше, в состав технологической композиции №1 дополнительно вводят инициатор горения, в качестве которого используют гидрид натрия NaH и пассивированный оксидной пленкой порошок наноалюминия Al, например, при соотношении 1:(2-5) порошка гидрида натрия NaH к порошку наноалюминия Al, соответственно, а затем, после завершения первой стадии, осуществляют вторую стадию обработки, при которой насосно-компрессорные трубы устанавливают в зоне перфорации скважины, после чего в скважину подают технологическую композицию №3, в качестве которой используют кислотный раствор, содержащий соляную кислоту с концентрацией 12-15% в количестве 0,4-1,5 м3 на 1 м толщины продуктивного пласта, в результате чего прогретый на первой стадии продуктивный пласт подвергают дополнительной кислотной обработке для увеличения вновь образованных на первой стадии заявляемого способа множественных микротрещин и улучшения фильтрационных характеристик пласта.
Для осуществления заявляемого способа комплексного воздействия на околоскважинную зону продуктивного пласта выполняют постадийную обработку указанного пласта. При этом на первой стадии скважину заполняют водой или жидкостью глушения, после чего через насосно-компрессорные трубы в забой скважины подают технологическую композицию №1, плотностью 1,3-1,4 г/см3, что приводит к заполнению ею забоя скважины в интервале от забоя до верхнего участка перфорации. Затем поднимают насосно-компрессорные трубы и устанавливают их на высоте 20-25 м над верхним участком перфорации, после чего через них в скважину подают технологическую композицию №2, плотностью 1,6-1,8 г/см3, которая смешивается с технологической композицией №1, в результате чего в скважине осуществляется экзотермическая реакция теплогазовыделения с повышением температуры и давления. Это происходит в результате взаимодействия технологических композиций №1 и №2, в состав которых входят гидрореагирующие смеси и горюче-окислительные смеси. При этом в состав технологической жидкости №1 входит инициатор горения, в качестве которого используют гидрид натрия NaH и пассивированный оксидной пленкой порошок наноалюминия Al, например, при соотношении 1:(2-5) порошка гидрида натрия NaH к порошку наноалюминия Al, соответственно. Поскольку зона взаимодействия технологических композиций №1 и №2, находящихся в скважине, сообщается посредством перфорации с околоскважинной зоной продуктивного пласта, в последнем наблюдается рост температуры и давления. При этом происходит прогрев пласта, а возникающие импульсы давления приводят к образованию в нем множественных микротрещин. За счет воздействия на пласт гидрореагирующих и горюче-окислительных смесей, входящих в состав технологических композиций №1 и №2, улучшаются фильтрационные характеристики пласта, в результате чего происходит его прогрев, снижается вязкость и увеличивается подвижность флюида, увеличивается смачиваемость горных пород, активизируется режим растворенного газа, обеспечивается лучшая очистка флюида от породы, а также рост интенсивности капиллярной пропитки малопроницаемых насыщенных флюидом зон пласта. Образующийся в результате экзотермической реакции теплогазовыделения водород проникает в содержащий флюид продуктивный пласт, в частности в продуктивный пласт, насыщенный нефтью, в результате чего в нем происходит гидрокрекинг нефти, а также многостадийная деструктивная гидрогенизация, представляющая собой процесс обогащения парафинов водородом - гидрирования - и крекинга гидрированного сырья под давлением водорода в присутствии катализаторов, которыми являются цеолиты, входящие в состав песчаника, из которого состоит порода продуктивного пласта. В результате деструктивной гидрогенизации, различные высокомолекулярные парафины превращаются в смесь насыщенных водородом низкомолекулярных соединений. Также в результате химических реакций между продуктами реакции и породой пласта происходит повышение пористости породы и, следовательно, проницаемости пласта.
Вторую стадию обработки осуществляют после завершения первой стадии обработки. При второй стадии обработки насосно-компрессорные трубы устанавливают в зоне перфорации скважины и затем в скважину подают технологическую композицию №3, в качестве которой используют кислотный раствор, содержащий соляную кислоту с концентрацией 12-15% в количестве 0,4-1,5 м3 на 1 м толщины продуктивного пласта. В результате чего прогретый на первой стадии продуктивный пласт подвергают дополнительной кислотной обработке для увеличения вновь образованных на первой стадии заявляемого способа множественных микротрещин и улучшения фильтрационных характеристик пласта. Прогретый на первой стадии продуктивный пласт обрабатывают кислотой. В отличие от обычной кислотной обработки кислота движется по вновь образованным в результате воздействия импульсов давления микротрещинам, расширяя их и создавая новую сеть микротрещин в породе, а не только расширяя старые микротрещины, как это обычно происходит при традиционных методах кислотной обработки, что часто ведет к образованию каверн и ухудшению проницаемости пласта.
В соответствии с изобретением, новым в заявленном способе является то, что в качестве технологической композиции №1 используют окислительно-восстановительную смесь (ОВС-1) при следующем соотношении ингредиентов:
- нитрат аммония NH4NO3 - 44,0-54,0 мас.%;
- гидрид натрия NaH - 2,8-3,2 мас.%;
- порошок наноалюминия Al - 5,6-15,6 мас.%;
- нитрат гидразина N2H5NO3 - 3,0-5,0 мас.%;
- нитрат оксамида С2О2(NH2)2⋅HNO3 - 1,0-3,0 мас.%;
- дигидрооксиметилкарборан С4Н16 В10О2 (99,9%) - 3,0-5,0 мас.%;
-углеводородное горючее - 8,0-13,0 мас.%;
- хлорид натрия NaCl и/или хлорид калия KCl - 4,5-5,5 мас.%;
- азотная кислота HNO3 - 7,0-9,0 мас.%;
- эмульгатор - 0,5-3,0 мас.%;
- вода - 10,0-15,0 мас.%,
а в качестве технологической жидкости №2 используют окислительно-восстановительную смесь (ОВС-2) при следующем соотношении ингредиентов:
- нитрит натрия NaNO2 - 18,0-23,0 мас.%;
- углеводородное горючее - 8,0-13,0 мас.%;
- мочевина CO(NH2)2 - 22,0-28,0 мас.%;
- 9-ББН димер C16H30B2 - 1,0-3,0 мас.%;
- о-карборан C2B10H12 (99,9%) - 3,0-6,0 мас.%
- хлорид натрия NaCl и/или хлорид калия KCl - 4,5-5,5 мас.%;
- эмульгатор - 0,5-3,0 мас.%;
- вода - 24,0-27,0 мас.%.
Таким образом, за счет использования всех существенных признаков изобретения, в том числе за счет использования новых признаков способа комплексного воздействия на околоскважинную зону продуктивного пласта, таких как:
- осуществление комплексного воздействия на околоскважинную зону продуктивного пласта в две стадии, на первой из которых (где сначала скважину с, по меньшей мере, одним участком перфорации, расположенным в зоне продуктивного пласта, заглушают водой или жидкостью глушения, и потом поэтапно обрабатывают двумя технологическими композициями №1 и №2) в состав технологической жидкости №1 вводят инициатор горения, в качестве которого используют гидрид натрия NaH и пассивированный оксидной пленкой порошок наноалюминия Al, например, при соотношении 1:(2-5) порошка гидрида натрия NaH к порошку наноалюминия Al, соответственно;
- осуществление второй стадии обработки (после завершения первой стадии), при которой насосно-компрессорные трубы устанавливают в зоне перфорации скважины и затем в скважину подают технологическую композицию №3, в виде кислотного раствора, содержащего соляную кислоту с концентрацией 12-15% в количестве 0,4-1,5 м3 на 1 м толщины продуктивного пласта, в результате чего прогретый на первой стадии продуктивный пласт подвергают дополнительной кислотной обработке для увеличения вновь образованных на первой стадии заявляемого способа множественных микротрещин и улучшения фильтрационных характеристик пласта, достигается технический результат изобретения, а именно достигается возможность комплексного воздействия на околоскважинную зону продуктивного пласта, при котором, наряду с химическим и тепловым воздействием на продуктивный пласт, обеспечивается и физическое воздействие на него, за счет создания импульсов давления, образуемых выделяющимися газами, в результате которых улучшаются фильтрационные и гидродинамические характеристики околоскважинной зоны продуктивного пласта, а также обеспечивается существенное увеличение проницаемости пласта и дебита скважины.
Достижение технического результата для предлагаемого изобретения осуществляется за счет таких новых признаков, которые охарактеризованы тем, что в качестве технологических композиций №1 и №2 используют две разные окислительно-восстановительные смеси, каждая из которых состоит из определенных ингредиентов, и при определенном соотношении этих ингредиентов, которые указаны в формуле изобретения.
Технический результат при использовании предлагаемого способа достигается при его осуществлении именно в соответствии с теми параметрами и их количественными величинами, которые указанных в формуле этого изобретения.
Примеры реализации изобретения
Для пояснения заявленного изобретения приведены чертежи, где:
на Фиг. 1 - изображена схема скважины с насосно-компрессорными трубами, опущенными в забой для подачи технологической композиции №1;
на Фиг. 2 - схема скважины с насосно-компрессорными трубами, поднятыми над верхним участком перфорации, для подачи в скважину технологической композиции №2;
на Фиг. 3 - схема скважины с насосно-компрессорными трубами, установленными в зоне участка перфорации, для подачи в скважину технологической композиции №3.
Способ комплексного воздействия на около скважинную зону продуктивного пласта осуществляли следующим образом. На первой стадии производили водородное термогазохимическое воздействие на околоскважинную зону продуктивного пласта. Для этого скважину 1 с участком перфорации 2, расположенным в зоне продуктивного пласта 3, заглушали водой или жидкостью глушения (см. Фиг. 1). Затем через насосно-компрессорные трубы 4 в забой скважины 1 подавали технологическую композицию №1, плотностью 1,3-1,4 г/см3. После заполнения забоя технологической композицией №1 поднимали насосно-компрессорные трубы на высоту 20-25 м над верхним участком перфорации 2 (см. Фиг. 2). Затем через них в скважину 1 подавали технологическую композицию №2, плотностью 1,6-1,8 г/см3, которая, поступая в зону взаимодействия технологических композиций №1 и №2, смешивалась с технологической композицией №1, в результате чего происходила экзотермическая реакция теплогазовыделения с повышением температуры и давления в околоскважинной зоне продуктивного пласта 3. В состав указанных технологических композиций №1 и №2 входили гидрореагирующие смеси, горюче-окислительные смеси и инициатор горения. Происходящая экзотермическая реакция теплогазовыделения обеспечила прогрев продуктивного пласта 3 и образование в нем множественных микротрещин, что привело к улучшению его фильтрационных характеристик.
Комплексное воздействие на околоскважинную зону продуктивного пласта 3 вели в две стадии, на первой из которых в состав технологической композиции №1 дополнительно вводили инициатор горения, содержащий гидрореагирующий состав, в качестве которого использовали гидрид натрия NaH и пассивированный оксидной пленкой порошок наноалюминия Al при соотношении 1:(2-5) порошка гидрида натрия NaH к порошку наноалюминия Al, соответственно.
Поскольку зона взаимодействия технологических композиций №1 и №2, находящихся в скважине 1, сообщалась посредством перфорации 2 с околоскважинной зоной продуктивного пласта 3, в последнем наблюдался рост температуры и давления.
При этом происходил прогрев продуктивного пласта 3, а возникающие импульсы давления приводили к образованию в нем множественных микротрещин. За счет воздействия на пласт 3 гидрореагирующих и горюче-окислительных смесей, входящих в состав технологических композиций №1 и №2, улучшились фильтрационные характеристики пласта 3, в результате чего произошел его прогрев, снизилась вязкость и увеличилась подвижность флюида, в частном случае - нефти. В результате активизации режима растворенного газа, обеспечивался более эффективный отмыв флюида от породы пласта 3, а также увеличилась интенсивность капиллярной пропитки малопроницаемых насыщенных флюидом зон пласта 3. Также в результате химических реакций между продуктами реакции и породой происходило повышение пористости породы и проницаемости пласта 3.
Легкие фракции флюида, в частности легкие фракции нефти, при нагреве испарялись, а при последующем охлаждении и конденсации образовывали оторочки растворителя, в результате чего резко возросла эффективность вытеснения флюида (нефти) из продуктивного пласта 3. Таким образом, использование нового способа позволило одновременно воздействовать на призабойную зону скважины 1, пласт 3 и флюид, а также повысить дебит скважины в 2-10 раз. Образующийся при экзотермической реакции водород проникал в продуктивный пласт 3, содержащий флюид, в частностинефть, в результате чего происходил гидрокрекинг нефти, а также осуществлялась многостадийная деструктивная гидрогенизация, заключающаяся в обогащении парафинов водородом - гидрирования - и крекинга гидрированного сырья под давлением водорода в присутствии катализаторов, которыми являлись цеолиты, входящие в состав песчаника, из которого состоит порода пласта 3. В результате деструктивной гидрогенизации различные высокомолекулярные парафины превращались в смесь насыщенных водородом низкомолекулярных соединений.
После завершения первой стадии осуществляли вторую стадию обработки. На второй стадии насосно-компрессорные трубы 4 устанавливали в зоне перфорации 2 скважины 1 (см. Фиг. 3), а затем в скважину 1 подавали технологическую композицию №3, в качестве которой использовали кислотный раствор, содержащий соляную кислоту с концентрацией 12-15% в количестве 0,4-1,5 м3 на 1 м толщины продуктивного пласта 3. Таким образом, прогретый на первой стадии продуктивный пласт 3 подвергали дополнительной кислотной обработке для увеличения вновь созданных на первой стадии заявляемого способа множественных микротрещин и образования разветвленной структуры каналов для улучшения фильтрационных характеристик пласта 3.
В соответствии с вышеизложенным, в состав технологической жидкости №1 входили следующие ингредиенты: нитрат аммония NH4NO3 - 44,0-54,0 мас.%; гидрид натрия NaH - 2,8-3,2 мас.%; порошок наноалюминия Al - 5,6-15,6 мас.%; нитрат гидразина N2H5NO3 - 3,0-5,0 мас.%; нитрат оксамида C2O2(NH2)2⋅HNO3 - 1,0-3,0 мас.%; дигидрооксиметилкарборан C4H16B10O2 (99,9%) - 3,0-5,0 мас.%; углеводородное горючее - 8-13 мас.%; хлорид натрия NaCl и/или хлорид калия KCl - 4,5-5,5 мас.%; азотная кислота HNO3 - 7-9 мас.%; эмульгатор - 0,5-3,0 мас.%., вода - 10-15 мас.%.
В качестве эмульгатора использовали дистиллят таллового масла в смеси со смачивателем ОП-10 в отношении 1:1 по массе, а в качестве углеводородного горючего - смесь дизельного топлива и минерального масла в отношении 1:2 по массе, соответственно.
Способ получения технологической композиции №1, а именно окислительно- восстановительной смеси (ОВС-1), включал раздельное приготовление водного раствора окислителя (азотная кислота и вода) и смеси жидкого углеводородного горючего с эмульгатором и последующее смешивание их при температуре 80°С. Сначала в одной емкости в воде растворяли хлориды натрия или калия, или их смесь в количестве 4,5-5,5 мас.%, а затем нитрат аммония, после этого добавляли нитрат гидразина, нитрат оксамида и азотную кислоту в вышеуказанных количествах. В другой емкости при температуре 70°С смешивали углеводородное горючее и эмульгатор, а затем нагревали до 80°С, после чего, при тщательном перемешивании, раствор из второй емкости переливали в первую. Также в состав технологической жидкости №1 дополнительно вводили инициатор горения, содержащий гидрореагирующий состав, в качестве которого использовали гидрид натрия NaH и пассивированный оксидной пленкой порошок наноалюминия Al при соотношении 1:(2-5) порошка гидрида натрия NaH к порошку наноалюминия Al, соответственно.
В состав технологической жидкости №2 входили следующие ингредиенты: нитрит натрия NaNO2 - 18,0-23,0 мас.%; углеводородное горючее - 8,0-13,0 мас.%; мочевина CO(NH2)2 - 22,0-28,0 мас.%; хлорид натрия NaCl и/или хлорид калия KCl - 4,5-5,5 мас.%; эмульгатор - 0,5-3,0 мас.%; 9-ББН димер C16H30B2 - 1,0-3,0 мас.%; о-карборан C2B10H12 (99,9%) - 3,0-6,0 мас.% вода - 24,0-27,0 мас.%.
Способ получения технологической композиции №2, а именно окислительно- восстановительной смеси (ОВС-2), включал раздельное приготовление водного раствора нитрита натрия и смеси жидкого углеводородного горючего с эмульгатором и последующее смешивание их при температуре 80°С. Сначала в одной емкости в воде растворяли хлориды натрия или калия, или их смесь в количестве 4,5-5,5 мас.%, а затем нитрит натрия в количестве 18,0-23,0 мас.%. В другой емкости, при температуре 70°С, смешивали углеводородное горючее и эмульгатор, в вышеуказанных количествах, а затем нагревали до 80°С, после чего, при тщательном перемешивании, раствор из второй емкости переливали в первую.
Необходимое количество смесей ОВС-1 и ОВС-2 рассчитывали исходя из строения скважины 1 и объема ее зумпфа. Обе технологические композиции №1 и №2 после поступления в скважину 1 занимали в полости скважины 1 пространство от дна скважины до верхних отверстий перфорации 2. Соотношение смесей ОВС-1 и ОВС-2 составляло 1:1 по массе.
Благодаря собственной повышенной плотности технологические композиции №1 и №2 образовали зону взаимодействия между собой напротив отверстий перфорации 2, выполненных в обсадной трубе скважины 1. При смешении технологических композиций №1 и №2 начинался процесс взаимодействия между ними, в результате которого осуществлялась экзотермическая реакция и начинал вырабатываться водород, который через отверстия перфорации 2 поступал в продуктовый пласт 3. При этом в зумпфе скважины 1 начинали происходить следующие реакции:
Образующийся в результате реакции 
гидрооксид натрия удалял оксидную пленку с поверхности порошка наноалюминия Al, в результате чего происходила реакция:
Выделившийся в реакциях 
водород, за счет того, что гидрореагирующие компоненты располагались напротив отверстий перфорации, сразу поступал в пласт 3. В результате происходил гидрокрекинг нефти, а также многостадийная деструктивная гидрогенизация, состоящая из обогащения парафинов водородом - гидрирования - и крекинга гидрированного сырья под давлением водорода, в присутствии катализаторов, которыми являлись цеолиты, входящие в состав песчаника, из которого состоит порода.
Одновременно, с реакцией 
происходила реакция между нитритом натрия, мочевиной и кислотой:
Двуокись углерода, образованная по реакции 
способствовала отмыву пленочной нефти, покрывающей зерна породы, и уменьшала возможность разрыва водной пленки. Вследствие этого капли нефти при малом межфазном натяжении свободно перемещались в порах и микротрещинах породы и фазовая проницаемость нефти увеличивалась. Следует отметить, что при растворении в нефти СО2 вязкость нефти уменьшается, плотность повышается, а объем значительно увеличивается: нефть как бы набухает. Увеличение объема нефти в 1,5-1,7 раза при растворении в ней СО2 вносит особенно большой вклад в повышение нефтеотдачи пластов при разработке месторождений, содержащих маловязкие нефти.
В результате реакции 
выделялось тепло, необходимое для начала разложения нитрата аммония, которое происходило при температуре 110-160°С:
Также, дополнительное газовыделение происходило при гидролизе, не прореагировавшей полностью по реакции 
мочевины:
CO(NH2)2+H2O=>CO2+2NH3+Q
Так как аммиак является ингибитором разложения нитрата аммония и может привести к затуханию реакции его разложения, в качестве соединения, вступающего в реакцию с аммиаком использовался о-карборан, при этом в результате реакции между аммиаком и о-карбораном образовывался водород:
После достижения температуры 170-200°С начинался следующий этап разложения нитрата аммония:
который заканчивался при достижении температуры 200°С. Выше этой температуры происходило бурное разложение нитрата аммония, с резким повышением давления и созданием импульсов давления в зумпфе скважины 1, которое достигало до 50 МПа, в зависимости от приемистости скважины по газу:
Одновременно с разложением нитрата аммония происходило разложения нитрата оксамида, в результате чего, дополнительно, образовывались газы - теплоносители СO2, N2 с температурой выше 200°С, а также водород:
После достижения температуры в 300°С начиналось разложение гидрида титана с образованием водорода:
а также происходила реакция разложения нитрата гидразина, что приводило к возникновению дополнительных импульсов давления и повышению температуры до 300- 350°С:
Водород, образованный в реакциях 
частично поступал в пласт, а также, частично окисляясь, вступал в реакцию с кислородом, образующимся в результате реакций 
что давало дополнительное количество тепла для прогрева пласта:
Таким образом, за счет воздействия на пласт 3 гидрореагирующих и горюче- окислительных смесей, входящих в состав технологических композиций №1 и №2, обеспечивался прогрев пласта 3, а также улучшались его фильтрационные характеристики, снижалась вязкость и увеличивалась подвижность флюида (нефти).
Количество включенного в состав технологической композиции №1 инициатора горения, в качестве которого использовали гидрид натрия NaH и пассивированный оксидной пленкой порошок наноалюминия Al при соотношении 1:(2-5) порошка гидрида натрия NaH к порошку наноалюминия Al, соответственно, составило 1,0-5,0 мас.% от суммарной массы технологических композиций №1 и №2. По истечении 4-24 часов после завершения первого этапа насосно-компрессорные трубы 4 опускали на уровень отверстий перфорации 2 и закачивали в пласт 3 технологическую композицию №3 для расширения микротрещин и создания разветвленной структуры каналов, для течения нефти в горной породе.
Технологическая композиция №3, используемая для осуществления второй стадии реализации заявляемого способа, содержала соляную кислоту НCl с концентрацией 12-15% в виде кислотного раствора. Наряду с этим в состав технологической композиции №3 входили хлорид аммония NH4Cl 10,0-12,0 мас.%; и ледяная уксусная кислота СН3СООН 5,0-8,0 мас.%, которые препятствовали образованию и выпадению гидроокиси железа, засоряющей околоскважинную зону продуктивного пласта 3. Количество кислотного раствора рассчитывали по стандартной схеме: 0,4-1,5 м3 на 1 м обрабатываемой мощности пласта 3. После этого проводили освоение скважины стандартными методами и осуществляли оценку результатов заявляемого способа.
Испытания показали, что заявленный способ комплексного воздействия на околоскважинную зону продуктивного пласта значительно улучшает фильтрационные и гидродинамические характеристики призабойной зоны скважин и позволяет повысить добычу нефти в 2-10 раз.
Примеры реализации заявленного способа.
Испытания заявленного способа были проведены на двух скважинах месторождения Каражанбас и на одной скважине месторождения Жетыбай, Республика Казахстан.
ПРИМЕР №1.
Скважина №798 Каражанбас находится на краю залежи месторождения Каражанбас, не контактирует с нагнетательными скважинами. Соседние скважины характеризуются идентичными показателями продуктивности, пластовое давление значительно ниже, чем в скважинах с искусственным поддержанием пластового давления. Эффективная толщина пласта 7 м. Глубина скважины 470 м; зона перфорации: 396,2-401,0 м; 407,8-408,4 м; 418,3-420,0 м. Данные по продуктивности до обработки: дебит скважины по жидкости (флюиду) Qж - 3 м3/сутки; дебит скважины по нефти Qн - 1,6
Для проведения комплексного воздействия на околоскважинную зону продуктивного пласта были приготовлены технологические композиции №1 (ОВС-1) и №2 (ОВС-2), инициатор горения, в качестве которого использовали гидрид натрия NaH и пассивированный оксидной пленкой порошок наноалюминия Al при соотношении 1:3 т/сутки. порошка гидрида натрия NaH к порошку наноалюминия А1, соответственно, и технологическая композиция №3 (ОВС-3).
Количество смеси ОВС-1, плотностью 1,3 г/см3, составило 300 л или 390 кг, из них нитрат аммония NH4NO3 -172,0 кг, гидрид натрия NaH - 12,0 кг, порошок наноалюминия Al - 36,0 кг, нитрат гидразина N2H5NO3 -15,6 кг, нитрат оксамида С2О2(NH2)2⋅HNO3 - 7,8 кг, - дигидрооксиметилкарборан С4Н16 В10О2 (99,9%) - 15,6 кг, углеводородное горючее - 34,0 кг, хлорид натрия NaCl - 18,0 кг, азотная кислота HNO3 - 31,2 кг, эмульгатор - 7,8 кг, вода - 40,0 кг.
Количество смеси ОВС-2, плотностью 1,6 г/см3, равнялось 250 л или 400 кг, из них нитрит натрия NaNO2 - 90,0 кг, углеводородное горючее - 45,0 кг, мочевина CO(NH2)2 - 110,0 кг, 9-ББН димер С16Н30В2 - 5,0 кг; о-карборан С2В10Н12 - 20,0 кг хлорид калия KCl -20,0 кг; эмульгатор - 10,0 кг, вода - 100,0 кг.
В качестве технологической композиции №3 использовали кислотный раствор, содержащий соляную кислоту HCl - 1300 кг с концентрацией 12,5%.
Заявляемый способ был реализован в условиях обработки скважины №798 следующим образом.
В скважину 1, заглушенную жидкостью глушения (см. Фиг. 1), опустили насосно- компрессорные трубы 4 до забоя скважины. Далее, через насосно-компрессорные трубы 4, жидкостью глушения, в объеме 1,1 м3 продавили 300 л технологической композиции №1 (ОВС- 1), плотностью 1,3 г/см3. Затем (см. Фиг. 2) подняли насосно-компрессорные трубы 4 над верхним участком перфорации 2 и установили на глубине 365 м, после чего, залили 250 л технологической композиции №2 (ОВС-2), и продавили жидкостью глушения в объеме 1,1 м. В результате технологическая композиция №2, поступая в зону взаимодействия технологических композиций №1 и №2, смешивалась с технологической композицией №1, в результате чего происходила экзотермическая реакция теплогазовыделения с повышением температуры и давления в околоскважинной зоне продуктивного пласта 3. После этого закрыли трубное и затрубное пространство и оставили скважину 1 на 16 часов. Через 16 ч открыли трубное и затрубное пространство, опустили насосно-компрессорные трубы 4 (см. Фиг. 3) на глубину верхнего участка перфорации 2 - 396,0 м, и закачали, с продавливанием жидкостью глушения в объеме 1,5 м3, 1300 кг технологической жидкости №3.
После проведения комплексного воздействия на околоскважинную зону продуктивного пласта скважина вошла в стабильный режим работы и достигла следующей продуктивности: дебит скважины по жидкости (флюиду) Qж - 5 м3; дебит скважины по нефти Qн - 3,2 т/сутки. Таким образом, дебит скважины по нефти увеличился в 2 раза.
ПРИМЕР №2.
Скважина №6047 Каражанбас. Глубина скважины - 475 м; зона перфорации: 407,4-409,9 м; 410,3-411,3 м; 428,8-432,8 м; 442-446,4 м; 447,2-448,7 м. Данные по продуктивности до обработки: дебит скважины по жидкости (флюиду) Qж - 31 м3; дебит скважины по нефти Qн - 2,3 т/сутки.
Для проведения комплексного воздействия на околоскважинную зону продуктивного пласта были приготовлены технологические композиции №1 (ОВС-1) и №2 (ОВС-2), инициатор горения, в качестве которого использовали гидрид натрия NaH и пассивированный оксидной пленкой порошок наноалюминия Al при соотношении 1:3 порошка гидрида натрия NaH к порошку наноалюминия Al, соответственно, и технологическая жидкость №3 (ОВС-3).
Количество смеси ОВС-1, плотностью 1,3 г/см3, составило 300 л или 390 кг, из них нитрат аммония NH4NO3 - 185,0 кг, гидрид натрия NaH - 11,0 кг, порошок наноалюминия Al - 33,0 кг, нитрат гидразина N2H5NO3 - 18,6 кг, нитрат оксамида С2О2(NH2)2⋅HNO3 - 5,7 кг, дигидрооксиметилкарборан С4Н16В10О2 (99,9%) - 11,8 кг, углеводородное горючее - 29,4 кг, хлорид натрия NaCl - 19,5 кг; азотная кислота HNO3 - 28,0 кг, эмульгатор - 3,0 кг, вода - 45,0 кг.
Количество смеси ОВС-2, плотностью 1,6 г/см3, равнялось 350 л или 560 кг, из них нитрит натрия NaNO2 - 130,0 кг, углеводородное горючее - 56,6 кг, мочевина CO(NH2)2 - 140,0 кг, 9-ББН димер С16Н30В2 - 12,0 кг; о-карборан С2В10Н12 - 27,0 кг, хлорид калия KCl - 30,4 кг; эмульгатор - 14,0 кг, вода - 150,0 кг.
В качестве технологической композиции №3 использовали кислотный раствор, содержащий соляную кислоту НCl - 1000 кг с концентрацией 14%.
Заявляемый способ был реализован в условиях обработки скважины №6047 следующим образом. В скважину, заглушенную жидкостью глушения, опустили насосно-компрессорные трубы до забоя скважины. Далее, через насосно-компрессорные трубы, жидкостью глушения, в объеме 1,3 м3 продавили 300 л технологической композиции №1 (ОВС-1), плотностью 1,3 г/см3. Затем подняли насосно-компрессорные трубы над верхним участком перфорации и установили на глубине 390 м, после чего, залили 350 л технологической композиции №2 (ОВС-2) и продавили жидкостью глушения в объеме 1,2 м3. В результате технологическая композиция №2, поступая в зону взаимодействия технологических композиций №1 и №2, смешивалась с технологической композицией №1, в результате чего происходила экзотермическая реакция теплогазовыделения с повышением температуры и давления в околоскважинной зоне продуктивного пласта. После этого закрыли трубное и затрубное пространство и оставили скважину на 24 часа. Через 24 ч открыли трубное и затрубное пространство, опустили насосно-компрессорные трубы на глубину верхнего участка перфорации - 407 м, и закачали, с продавливанием жидкостью глушения в объеме 1,5 м3, 1000 кг технологической композиций №3.
После проведения комплексного воздействия на околоскважинную зону продуктивного пласта скважина заработала стабильно и достигла продуктивности: дебит скважины по жидкости (флюиду) Qж - 32,6 м3; дебит скважины по нефти Qн - 6,72 т/сутки. Таким образом, дебит скважины по нефти увеличился почти в 3 раза.
ПРИМЕР №3
Скважина №3332 Жетыбай. Эксплуатируется более 25 лет, соседние скважины характеризуются идентичными показателями продуктивности. Характеризуется низкой обводненностью (10%) и сильным влиянием газа. Эффективная толщина пласта 9 метров. Зона перфорации: 2357,0-2360,5 м; 2364,5-2370,5 м.
Плотность дегазированной нефти: 0,84 г/см, асфальто/смолисто/пара-финовые вещества: до 28,6%. Температура застывания нефти: +30°С. Пластовое давление: 173 атм. Забойное давление: 159 атм.
Среднесуточная продуктивность за 3 месяца до обработки: дебит скважины по жидкости (флюиду). Ож - 5 м3; дебит скважины по нефти Qн - 3,8 т/сутки.
Для проведения комплексного воздействия на околоскважинную зону продуктивного пласта были приготовлены технологические композиции №1 (ОВС-1) и №2 (ОВС-2), инициатор горения, в качестве которого использовали гидрид натрия NaH и пассивированный оксидной пленкой порошок наноалюминия Al при соотношении 1:3 порошка гидрида натрия NaH к порошку наноалюминия Al, соответственно, и технологическая композиция №3 (ОВС-3).
Количество смеси ОВС-1, плотностью 1,3 г/см3, составило 300 л или 390 кг, из них нитрат аммония NH4NO3 - 173,0 кг, гидрид натрия NaH - 10,0 кг, порошок наноалюминия Al - 30,0 кг, нитрат гидразина N2H5NO3 - 18,5 кг, нитрат оксамида C2O2(NH2)2⋅HNO3 - 11,7 кг, дигидрооксиметилкарборан С4Н16В10О2 - 7,0 кг углеводородное горючее - 33,6 кг, хлорид натрия NaCl - 19,5 кг; азотная кислота HNO3 - 35,0 кг, эмульгатор - 11,7 кг, вода - 40,0 кг.
Количество смеси ОВС-2, плотностью 1,6 г/см3, равнялось 250 л или 400 кг, из них нитрит натрия NaNO2 - 92,0 кг, углеводородное горючее - 51,0 кг, мочевина CO(NH2)2 - 100,0 кг, 9-ББН димер С16Н30B2 - 5,0 кг; о-карборан С2В10Н12 - 10,0 кг хлорид калия KCl - 22,0 кг; эмульгатор - 10,0 кг, вода - 110,0 кг.
В качестве технологической композиции №3 использовали кислотный раствор, содержащий соляную кислоту НCl - 1250 кг с концентрацией 12,5%.
Заявляемый способ был реализован в условиях обработки скважины №3332 следующим образом.
В скважину, заглушенную жидкостью глушения, опустили насосно-компрессорные трубы до забоя скважины. Далее, через насосно-компрессорные трубы, жидкостью глушения, в объеме 7,1 м продавили 300 л технологической композицией №1 (ОВС-1), плотностью 1,3 г/см3. Затем подняли насосно-компрессорные трубы над верхним участком перфорации 2 и установили на глубине 2340 м, после чего, залили 400 л технологической композиции №2 (ОВС-2) и продавили жидкостью глушения в объеме 7,1 м3. В результате технологическая композиция №2, поступая в зону взаимодействия технологических композиций №1 и №2, смешивалась с технологической композицией №1, в результате чего происходила экзотермическая реакция теплогазовыделения с повышением температуры и давления в околоскважинной зоне продуктивного пласта. После этого закрыли трубное и затрубное пространство и оставили скважину на 24 часа. Через 24 ч открыли трубное и затрубное пространство, опустили насосно-компрессорные трубы на глубину верхнего участка перфорации - 2358 м, и закачали, с продавливанием жидкостью глушения в объеме 5,5 м3, 1250 кг технологической композиции №3.
После проведения комплексного воздействия на околоскважинную зону продуктивного пласта скважина 1 заработала стабильно и достигла продуктивности: дебит скважины по жидкости (флюиду) Qж - 26,7 м3; дебит скважины по нефти Qн - 21,0 т/сутки. Таким образом, дебит скважины по нефти увеличился в 5,5 раза.
Технический результат
Техническим результатом настоящего изобретения является комплексное воздействие на околоскважинную зону продуктивного пласта, при котором, наряду с химическим и тепловым воздействием на продуктивный пласт, обеспечивается и физическое воздействие на него, за счет создания импульсов давления, образуемых выделяющимися газами, в результате которых улучшаются фильтрационные и гидродинамические характеристики околоскважинной зоны продуктивного пласта, а также обеспечивается существенное увеличение проницаемости пласта и дебита скважины.
Промышленная применимость
Предложенный способ был опробован в условиях промышленного применения. Для оценки его эффективности способа были проведены соответствующие исследования, испытания, эксперименты, а также многочисленные научные и практические расчеты. Результаты испытаний и исследований подтвердили достижение технического результата при применении этого способа в реальных промышленных условиях при добыче жидких полезных ископаемых, в частности при добыче нефти. Изобретение может быть широко использовано в нефтедобывающей области.
Примеры конкретного промышленного осуществления и использования предложенного способа комплексного воздействия на околоскважинную зону продуктивного пласта приведены выше как лучшие примеры осуществления.
Источники информации
1. Патент Республики Казахстан на изобретение №17779, м. кл. Е21В 43/25, Е21В 43/18, публ. 15.09.2006, бюл. №9;
2. Патент Российской Федерации на изобретение №2153065, м. кл. Е21В 43/24, Е21В 43/25, опубл. 20.07.2000, бюл. №20;
3. Декларационный патент Украины на изобретение №46425 А, м. кл. Е21В 43/24, опубл. 15.05.2002, бюл. №5/2002;
4. Патент Украины на изобретение №102501, м. кл. Е21В 43/24, Е21В 43/24, опубл. 10.07.2013 - прототип.
Claims (21)
- Способ комплексного воздействия на околоскважинную зону продуктивного пласта, в соответствии с которым скважину с по меньшей мере одним участком перфорации, расположенным в зоне продуктивного пласта, заполняют водой или жидкостью глушения, затем через насосно-компрессорные трубы в забой скважины раздельно-последовательно подают технологическую композицию №1, имеющую плотность 1,3-1,4 г/см3, затем устанавливают насосно-компрессорные трубы на высоте 20-25 м над верхним участком перфорации, после чего через эти насосно-компрессорные трубы в скважину подают технологическую композицию №2 плотностью 1,6-1,8 г/см3, которая, поступая в зону взаимодействия технологических композиций №1 и №2, сообщающуюся посредством перфорации с околоскважинной зоной продуктивного пласта, смешивается с технологической композицией №1, в результате чего осуществляется экзотермическая реакция теплогазовыделения с повышением температуры и давления в околоскважинной зоне продуктивного пласта, что приводит к прогреву пласта, а также к образованию в нем множественных микротрещин и улучшению его фильтрационных характеристик, при этом в состав указанных технологических композиций №1 и №2 входят гидрореагирующие смеси, горюче-окислительные смеси и инициатор горения, содержащий гидрореагирующий состав на основе алюминия, при этом комплексное воздействие на околоскважинную зону продуктивного пласта осуществляют в две стадии, на первой из которых, указанной выше, в состав технологической композиции №1 дополнительно вводят инициатор горения, в качестве которого используют гидрид натрия NaH и пассивированный оксидной пленкой порошок наноалюминия Аl, а затем после завершения первой стадии осуществляют вторую стадию обработки, при которой насосно-компрессорные трубы устанавливают в зоне перфорации скважины, и затем в скважину подают технологическую композицию №3, которая представляет собой кислотный раствор, содержащий соляную кислоту с концентрацией 12-15%, в количестве 0,4-1,5 м3 на 1 м толщины продуктивного пласта, отличающийся тем, что технологическая композиция №1 содержит, мас.%:
- нитрат аммония NH4NO3 44,0-54,0
- гидрид натрия NaH 2,8-3,2
- порошок наноалюминия Аl 5,6-15,6
- нитрат гидразина N2H5NO3 3,0-5,0
- нитрат оксамида C2O2(NH2)2HNO3 1,0-3,0
- дигидрооксиметилкарборан С4Н16В10O2 (99,9%) 3,0-5,0
- углеводородное горючее 8,0-13,0
- хлорид натрия NaCl и/или хлорид калия KCl 4,5-5,5
- азотная кислота HNO3 7,0-9,0
- эмульгатор 0,5-3,0
- вода 10,0-15,0;
- а технологическая композиция №2 содержит, мас.%:
- нитрит натрия NaNO2 18,0-23,0
- углеводородное горючее 8,0-13,0
- мочевина CO(NH2)2 22,0-28,0
- 9-ББН димер C16H30B2 1,0-3,0
- о-карборан С2В10Н12 (99,9%) 3,0-6,0
- хлорид натрия NaCl и/или хлорид калия KCl 4,5-5,5
- эмульгатор 0,5-3,0
- вода 24,0-27,0.
Applications Claiming Priority (3)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| UAA201702064 | 2017-03-03 | ||
| UAA201702064A UA119068C2 (uk) | 2017-03-03 | 2017-03-03 | Спосіб комплексного впливу на навколобурильну зону продуктивного пласта |
| PCT/UA2018/000017 WO2018160156A1 (ru) | 2017-03-03 | 2018-02-26 | Способ комплексного воздействия на околоскважинную зону продуктивного пласта |
Publications (3)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2019129971A RU2019129971A (ru) | 2021-04-05 |
| RU2019129971A3 RU2019129971A3 (ru) | 2021-04-05 |
| RU2751694C2 true RU2751694C2 (ru) | 2021-07-15 |
Family
ID=63371424
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2019129971A RU2751694C2 (ru) | 2017-03-03 | 2018-02-26 | Способ комплексного воздействия на околоскважинную зону продуктивного пласта |
Country Status (4)
| Country | Link |
|---|---|
| US (1) | US10947827B2 (ru) |
| RU (1) | RU2751694C2 (ru) |
| UA (1) | UA119068C2 (ru) |
| WO (1) | WO2018160156A1 (ru) |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2778919C1 (ru) * | 2021-12-28 | 2022-08-29 | федеральное государственное автономное образовательное учреждение высшего образования "Казанский (Приволжский) федеральный университет" (ФГАОУ ВО КФУ) | Способ добычи высоковязкой нефти и термогазохимический состав для его осуществления |
Families Citing this family (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| MX2021006875A (es) | 2018-12-31 | 2021-07-02 | Kimberly Clark Co | Articulos absorbentes con laminados elastizados curvados. |
| US11454098B2 (en) | 2020-05-20 | 2022-09-27 | Saudi Arabian Oil Company | Methods for wellbore formation using thermochemicals |
| CN112322270B (zh) * | 2020-10-19 | 2023-01-24 | 中国石油大学(华东) | 一种油田压裂液用持续自生热产气体系及其制备方法 |
| US12486446B2 (en) * | 2022-07-05 | 2025-12-02 | Halliburton Energy Services, Inc. | Catalyst for exothermic reaction in a wellbore |
Citations (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU97109595A (ru) * | 1997-06-05 | 1999-05-10 | И.Г. Зезекало | Способ и композиция для обработки пласта |
| UA102501C2 (ru) * | 2013-03-11 | 2013-07-10 | Научно-Технический Концерн "Институт Проблем Машиностроения" Нан Украины | Способ комплексного водородного и термобарохимического воздействия на призабойную зону продуктивного пласта |
| WO2014167012A1 (de) * | 2013-04-10 | 2014-10-16 | Wintershall Holding GmbH | Verfahren zum hydraulischen fracken einer unterirdischen formation unter verwendung von aluminiumpartikeln |
Family Cites Families (10)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US6488086B1 (en) * | 2000-08-23 | 2002-12-03 | Evgeniy Venediktovich Daragan | Method of thermochemical treatment of a producing formation and combustible-oxidizing compound (COC) for realizing the same |
| BR112013004260B1 (pt) * | 2010-08-24 | 2019-10-08 | Tctm Limited | Aparelho para tratar termicamente um reservatório de óleo |
| US9228424B2 (en) * | 2011-05-31 | 2016-01-05 | Riverbend, S.A. | Method of treating the near-wellbore zone of the reservoir |
| US10081759B2 (en) * | 2012-10-09 | 2018-09-25 | Eric John Wernimont | Method, apparatus, and composition for increased recovery of hydrocarbons by paraffin and asphaltene control from reaction of fuels and selective oxidizers in the subterranean environment |
| CN102942913B (zh) * | 2012-11-22 | 2014-09-24 | 吉林冠通能源科技有限公司 | 一种应用于浅井加氢热气化学增产的溶液组份 |
| US20140158578A1 (en) * | 2012-12-06 | 2014-06-12 | Jason Varan | Folding apparatus for the containment and transport of bottles and method of use |
| US9932518B2 (en) * | 2013-05-14 | 2018-04-03 | Montgomery Chemicals Llc | Method for enhancing the permeability of a geological formation |
| CA2854572C (en) * | 2013-06-19 | 2017-11-14 | Dri Frac Technologies Ltd. | A method for fracturing subterranean rock |
| US10060237B2 (en) * | 2013-11-22 | 2018-08-28 | Baker Hughes, A Ge Company, Llc | Methods of extracting hydrocarbons from a subterranean formation, and methods of treating a hydrocarbon material within a subterranean formation |
| US20160230522A1 (en) * | 2014-09-09 | 2016-08-11 | Noel Daniel | DEEPGAD Bitumen-Heavy Oil Extraction process |
-
2017
- 2017-03-03 UA UAA201702064A patent/UA119068C2/uk unknown
-
2018
- 2018-02-26 WO PCT/UA2018/000017 patent/WO2018160156A1/ru not_active Ceased
- 2018-02-26 US US16/489,930 patent/US10947827B2/en active Active
- 2018-02-26 RU RU2019129971A patent/RU2751694C2/ru active
Patent Citations (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU97109595A (ru) * | 1997-06-05 | 1999-05-10 | И.Г. Зезекало | Способ и композиция для обработки пласта |
| UA102501C2 (ru) * | 2013-03-11 | 2013-07-10 | Научно-Технический Концерн "Институт Проблем Машиностроения" Нан Украины | Способ комплексного водородного и термобарохимического воздействия на призабойную зону продуктивного пласта |
| WO2014167012A1 (de) * | 2013-04-10 | 2014-10-16 | Wintershall Holding GmbH | Verfahren zum hydraulischen fracken einer unterirdischen formation unter verwendung von aluminiumpartikeln |
Non-Patent Citations (1)
| Title |
|---|
| ЛОГИНОВ Б.Г. и др. Руководство по кислотным обработкам скважин. М.: "Недра", 1966, с. 42, 50, 124, 196.. * |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2778919C1 (ru) * | 2021-12-28 | 2022-08-29 | федеральное государственное автономное образовательное учреждение высшего образования "Казанский (Приволжский) федеральный университет" (ФГАОУ ВО КФУ) | Способ добычи высоковязкой нефти и термогазохимический состав для его осуществления |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| WO2018160156A1 (ru) | 2018-09-07 |
| UA119068C2 (uk) | 2019-04-25 |
| RU2019129971A (ru) | 2021-04-05 |
| US10947827B2 (en) | 2021-03-16 |
| RU2019129971A3 (ru) | 2021-04-05 |
| US20200240249A1 (en) | 2020-07-30 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US10081759B2 (en) | Method, apparatus, and composition for increased recovery of hydrocarbons by paraffin and asphaltene control from reaction of fuels and selective oxidizers in the subterranean environment | |
| Gandossi et al. | An overview of hydraulic fracturing and other formation stimulation technologies for shale gas production | |
| CA2744556C (en) | Methods of treating the near-wellbore zone of the reservoir | |
| RU2751694C2 (ru) | Способ комплексного воздействия на околоскважинную зону продуктивного пласта | |
| EP3371272B1 (en) | Triggering an exothermic reaction for reservoirs using microwaves | |
| RU2525386C2 (ru) | Термогазохимический состав и способ применения для обработки призабойной и удаленной зоны продуктивного пласта | |
| US20160319182A1 (en) | Compositions For Enhanced Fracture Cleanup Using Redox Treatment | |
| US10450499B2 (en) | Compositions and methods for enhanced fracture cleanup using redox treatment | |
| US11454098B2 (en) | Methods for wellbore formation using thermochemicals | |
| CA3046918C (en) | Fracturing treatments in subterranean formations using electrically controlled propellants | |
| RU2401381C1 (ru) | Способ обработки пласта | |
| Gandossi et al. | An overview of hydraulic fracturing and other formation stimulation technologies for shale gas production-update 2015 | |
| US20190040725A1 (en) | Method for extracting hydrocarbons using exothermic gas generating chemical reactions fracturing the rock formation | |
| US20140096958A1 (en) | Method, apparatus and composition to increase recovery of hydrocarbons by reaction of selective oxidizers and fuels in the subterranean environment | |
| WO2020165577A1 (en) | Treatment of subterranean formations | |
| WO2020165572A1 (en) | Treatment of subterranean formations | |
| US11578259B1 (en) | Energized fracturing fluid by generation of nitrogen gas | |
| RU2813270C1 (ru) | Способ обработки призабойной и удаленной зон нефтегазоносного пласта | |
| UA79373U (ru) | Способ извлечения углеводородного сырья из нефтегазоконденсатных пластов |