UA119068C2 - Спосіб комплексного впливу на навколобурильну зону продуктивного пласта - Google Patents
Спосіб комплексного впливу на навколобурильну зону продуктивного пласта Download PDFInfo
- Publication number
- UA119068C2 UA119068C2 UAA201702064A UAA201702064A UA119068C2 UA 119068 C2 UA119068 C2 UA 119068C2 UA A201702064 A UAA201702064 A UA A201702064A UA A201702064 A UAA201702064 A UA A201702064A UA 119068 C2 UA119068 C2 UA 119068C2
- Authority
- UA
- Ukraine
- Prior art keywords
- well
- zone
- reservoir
- technological
- perforation
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 94
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims abstract description 80
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims abstract description 71
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims abstract description 70
- 230000008569 process Effects 0.000 claims abstract description 47
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims abstract description 38
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 claims abstract description 29
- 229910000104 sodium hydride Inorganic materials 0.000 claims abstract description 27
- 239000000843 powder Substances 0.000 claims abstract description 26
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 26
- KEAYESYHFKHZAL-UHFFFAOYSA-N Sodium Chemical compound [Na] KEAYESYHFKHZAL-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 25
- 239000012312 sodium hydride Substances 0.000 claims abstract description 25
- 238000002485 combustion reaction Methods 0.000 claims abstract description 22
- VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-N Hydrochloric acid Chemical compound Cl VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 19
- 239000003999 initiator Substances 0.000 claims abstract description 19
- 230000000694 effects Effects 0.000 claims abstract description 17
- 238000001914 filtration Methods 0.000 claims abstract description 17
- 239000002253 acid Substances 0.000 claims abstract description 14
- XAGFODPZIPBFFR-UHFFFAOYSA-N aluminium Chemical compound [Al] XAGFODPZIPBFFR-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 14
- 230000003993 interaction Effects 0.000 claims abstract description 14
- 238000012545 processing Methods 0.000 claims abstract description 11
- 238000010306 acid treatment Methods 0.000 claims abstract description 9
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 claims abstract description 8
- 229910052782 aluminium Inorganic materials 0.000 claims abstract description 6
- 238000005553 drilling Methods 0.000 claims description 44
- WCUXLLCKKVVCTQ-UHFFFAOYSA-M Potassium chloride Chemical compound [Cl-].[K+] WCUXLLCKKVVCTQ-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims description 20
- FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M Sodium chloride Chemical compound [Na+].[Cl-] FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims description 18
- 239000000446 fuel Substances 0.000 claims description 18
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 claims description 18
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 claims description 18
- LPXPTNMVRIOKMN-UHFFFAOYSA-M sodium nitrite Chemical compound [Na+].[O-]N=O LPXPTNMVRIOKMN-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims description 18
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 claims description 17
- 239000003995 emulsifying agent Substances 0.000 claims description 17
- 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 description 13
- 235000011164 potassium chloride Nutrition 0.000 claims description 11
- GRYLNZFGIOXLOG-UHFFFAOYSA-N Nitric acid Chemical compound O[N+]([O-])=O GRYLNZFGIOXLOG-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 9
- 229910017604 nitric acid Inorganic materials 0.000 claims description 9
- 239000001103 potassium chloride Substances 0.000 claims description 9
- 239000011780 sodium chloride Substances 0.000 claims description 9
- 235000010288 sodium nitrite Nutrition 0.000 claims description 9
- XSQUKJJJFZCRTK-UHFFFAOYSA-N Urea Chemical compound NC(N)=O XSQUKJJJFZCRTK-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 8
- RAESLDWEUUSRLO-UHFFFAOYSA-O aminoazanium;nitrate Chemical compound [NH3+]N.[O-][N+]([O-])=O RAESLDWEUUSRLO-UHFFFAOYSA-O 0.000 claims description 8
- 239000004202 carbamide Substances 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 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 description 6
- 230000006872 improvement Effects 0.000 claims description 6
- 239000004615 ingredient Substances 0.000 claims description 6
- 230000033116 oxidation-reduction process Effects 0.000 claims description 6
- 239000011734 sodium Substances 0.000 claims description 4
- -1 NMOz 7.0-9.0 Substances 0.000 claims description 3
- 238000013016 damping Methods 0.000 claims description 2
- 241001026509 Kata Species 0.000 claims 1
- 230000035699 permeability Effects 0.000 abstract description 13
- 239000003129 oil well Substances 0.000 abstract description 7
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract description 5
- 230000001590 oxidative effect Effects 0.000 abstract description 2
- 230000000704 physical effect Effects 0.000 abstract description 2
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 33
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 31
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 21
- 239000001257 hydrogen Substances 0.000 description 19
- 229910052739 hydrogen Inorganic materials 0.000 description 19
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 17
- UFHFLCQGNIYNRP-UHFFFAOYSA-N Hydrogen Chemical compound [H][H] UFHFLCQGNIYNRP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 16
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 11
- 235000002639 sodium chloride Nutrition 0.000 description 10
- 238000000354 decomposition reaction Methods 0.000 description 9
- 238000005984 hydrogenation reaction Methods 0.000 description 8
- QGZKDVFQNNGYKY-UHFFFAOYSA-N Ammonia Chemical compound N QGZKDVFQNNGYKY-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 6
- 229910052500 inorganic mineral Inorganic materials 0.000 description 6
- 235000010755 mineral Nutrition 0.000 description 6
- 239000011707 mineral Substances 0.000 description 6
- 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 description 5
- 230000001066 destructive effect Effects 0.000 description 5
- 238000010791 quenching Methods 0.000 description 5
- 230000000171 quenching effect Effects 0.000 description 5
- 229920006395 saturated elastomer Polymers 0.000 description 5
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 description 4
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 4
- 238000000605 extraction Methods 0.000 description 4
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 4
- 238000002156 mixing Methods 0.000 description 4
- RTZKZFJDLAIYFH-UHFFFAOYSA-N Diethyl ether Chemical compound CCOCC RTZKZFJDLAIYFH-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 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 3
- OKKJLVBELUTLKV-UHFFFAOYSA-N Methanol Chemical compound OC OKKJLVBELUTLKV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- MUBZPKHOEPUJKR-UHFFFAOYSA-N Oxalic acid Chemical compound OC(=O)C(O)=O MUBZPKHOEPUJKR-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- HEMHJVSKTPXQMS-UHFFFAOYSA-M Sodium hydroxide Chemical compound [OH-].[Na+] HEMHJVSKTPXQMS-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 3
- 229910021529 ammonia Inorganic materials 0.000 description 3
- 239000007864 aqueous solution Substances 0.000 description 3
- 239000003054 catalyst Substances 0.000 description 3
- 238000004517 catalytic hydrocracking Methods 0.000 description 3
- 238000005336 cracking Methods 0.000 description 3
- 230000007423 decrease Effects 0.000 description 3
- 230000030279 gene silencing Effects 0.000 description 3
- 150000002431 hydrogen Chemical class 0.000 description 3
- 239000002994 raw material Substances 0.000 description 3
- 229910052708 sodium Inorganic materials 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
- 241000632511 Daviesia arborea Species 0.000 description 2
- XEKOWRVHYACXOJ-UHFFFAOYSA-N Ethyl acetate Chemical compound CCOC(C)=O XEKOWRVHYACXOJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000000654 additive Substances 0.000 description 2
- 229910052796 boron Inorganic materials 0.000 description 2
- 239000007795 chemical reaction product Substances 0.000 description 2
- 230000003247 decreasing effect Effects 0.000 description 2
- 238000011161 development Methods 0.000 description 2
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 2
- 238000004880 explosion Methods 0.000 description 2
- 238000011049 filling Methods 0.000 description 2
- 238000005470 impregnation Methods 0.000 description 2
- 238000002347 injection Methods 0.000 description 2
- 239000007924 injection Substances 0.000 description 2
- 239000007800 oxidant agent Substances 0.000 description 2
- 239000012188 paraffin wax Substances 0.000 description 2
- 238000002360 preparation method 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
- 230000001629 suppression Effects 0.000 description 2
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 2
- 229910000048 titanium hydride Inorganic materials 0.000 description 2
- 238000005406 washing Methods 0.000 description 2
- OAKJQQAXSVQMHS-UHFFFAOYSA-N Hydrazine Chemical compound NN OAKJQQAXSVQMHS-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229960000583 acetic acid Drugs 0.000 description 1
- 230000009471 action Effects 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
- 238000013459 approach Methods 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
- 230000000903 blocking effect Effects 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
- 229950005499 carbon tetrachloride Drugs 0.000 description 1
- 230000008859 change Effects 0.000 description 1
- 230000002925 chemical effect Effects 0.000 description 1
- 239000003153 chemical reaction reagent 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
- 230000006866 deterioration Effects 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
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 description 1
- 230000005611 electricity Effects 0.000 description 1
- 238000005265 energy consumption Methods 0.000 description 1
- 235000019439 ethyl acetate Nutrition 0.000 description 1
- 239000012362 glacial acetic acid Substances 0.000 description 1
- 231100001261 hazardous Toxicity 0.000 description 1
- 230000036571 hydration Effects 0.000 description 1
- 238000006703 hydration reaction Methods 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
- 229910000765 intermetallic Inorganic materials 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
- 238000012423 maintenance Methods 0.000 description 1
- 239000002480 mineral oil Substances 0.000 description 1
- 235000010446 mineral oil Nutrition 0.000 description 1
- 239000003960 organic solvent Substances 0.000 description 1
- 235000006408 oxalic acid Nutrition 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
- 239000011148 porous material Substances 0.000 description 1
- 239000012286 potassium permanganate Substances 0.000 description 1
- 238000001556 precipitation Methods 0.000 description 1
- 239000000047 product Substances 0.000 description 1
- 238000005086 pumping Methods 0.000 description 1
- 230000008439 repair process Effects 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
- 238000007711 solidification Methods 0.000 description 1
- 230000008023 solidification Effects 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
- 239000004094 surface-active agent Substances 0.000 description 1
- 239000003784 tall oil Substances 0.000 description 1
- VZGDMQKNWNREIO-UHFFFAOYSA-N tetrachloromethane Chemical compound ClC(Cl)(Cl)Cl VZGDMQKNWNREIO-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000000080 wetting agent Substances 0.000 description 1
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
- E21B43/25—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
- E21B43/16—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
- 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)
- Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)
- Catalysts (AREA)
- Fuel Cell (AREA)
- Filtering Materials (AREA)
Abstract
Згідно зі способом на першій стадії на вибій свердловини подають технологічну рідину № щільністю 1,3-1,4 г/см3. Потім встановлюють насосно-компресорні труби на висоті 20-25 м над верхньою ділянкою перфорації, через них в свердловину подають технологічну рідину № 2 щільністю 1,6-1,8 г/см3. До складу технологічних рідин № 1 і № 2 входять гідрореагуючі суміші, паливно-окислювальні суміші та ініціатор горіння. До складу технологічної рідини № 1 водять ініціатор горіння, за який використовують гідрид натрію NaH і пасивований оксидною плівкою порошок наноалюмінію Аl при співвідношенні 1:(2-5) порошку гідриду натрію NaH до порошку наноалюмінію Аl, відповідно. На другій стадії подають технологічну рідину № 3, за яку використовують кислотний розчин, що містить соляну кислоту з концентрацією 12-15 % в кількості 0,4-1,5 м3 на 1 м товщини продуктивного пласта. Забезпечується фізичний вплив на пласт за рахунок створення імпульсів тиску, утворених газами, що виділяються, в результаті чого поліпшуються фільтраційні і гідродинамічні характеристики навколобурильної зони продуктивного пласта, а також забезпечується суттєве збільшення проникності пласта і дебіту свердловини.
Description
Винахід належить до нафтовидобувної галузі, а саме до способів збільшення продуктивності нафтових свердловин, за рахунок зміни проникності продуктивного пласта для збільшення дебіту свердловин, а також швидкості витікання рідких корисних копалин (нафти, газу, газового конденсату та ін.) в свердловини для підвищення їх продуктивності та інтенсифікації видобутку рідких корисних копалин.
Об'єм видобутку рідких корисних копалин з навколобурильної зони продуктивного пласта за добу залежить від ряду параметрів, в першу чергу від проникності пласта. Для забезпечення необхідної швидкості витікання рідких вуглеводнів з зони пласта, віддаленої від свердловини до місця видобутку, потрібно періодичне відновлення або поліпшення проникності продуктивного пласта.
Поряд з цим продуктивність свердловини залежить від густини і в'язкості нафти, наявності відкладень парафіну та асфальто-смолистих речовин у пласті та у навколобурильній зоні. В процесі буріння свердловини частинки шламу разом з буровим розчином кольматують навколобурильну зону, погіршуючи фільтраційні властивості продуктивного пласта, що знижує рівень видобутку ще до запуску свердловини в експлуатацію.
Всі методи впливу на навколобурильну зону продуктивного пласта в процесі експлуатації можна розділити на три основні групи: хімічні (кислотна обробка, обробка за допомогою ПАР, хімреагентами і органічними розчинниками), механічні (гідравлічний розрив пласта, гідропіскоструминна перфорація, вібровплив) і теплові (паро-теплова обробка, гарячо-кислотна обробка). Проте всі вони пов'язані з високою вартістю, високою складністю проведення робіт або малоефективні в малопроникних продуктивних пластах, а також на пластах з високов'язкими рідкими корисними копалинами, зокрема нафтою.
Найбільш ефективні з відомих методів підвищення проникності пласта базуються, як правило, на технології гідророзриву пласта. Однак відомі технології гідророзриву пласта дорогі і екологічно небезпечні. Гідророзрив являє собою досить дорогу технологію, яка вимагає використання обладнання з високим рівнем енергоспоживання, а також тривалого часу обробки гірської породи. При цьому результати її застосування важко контролювати, і, як показав досвід її застосування на нафтових родовищах такі результати нестабільні як у кількісному, такі в часовому відношеннях.
Зо Видобуток рідких корисних копалин з продуктивного пласта вимагає достатньої проникності пласта для забезпечення необхідної швидкості витікання рідини в свердловину з областей покладів, віддалених від неї.
Поширеною технологією відновлення або збільшення швидкості витікання рідких корисних копалин (далі - флюїду) з продуктивного пласта є зміна його структури за допомогою водневої термогазохімічної обробки навколобурильної зони зазначеного пласта, що призводить до розущільнення гірської породи у навколобурильній зоні і, відповідно, підвищенню проникності пласта за рахунок утворення макро- і мікротріщин в гірській породі і, відповідно, створення каналів для надходження флюїду до місця вилучення.
Відомий спосіб термобарохімічної обробки продуктивного пласта і пристрій для його здійснення (див. патент на винахід К7 (13) А (11) 17779, М. кл. Е21В 43/24). Спосіб здійснюється за рахунок термобарохімічного впливу на продуктивний пласт, в результаті якого забезпечується деяке розущільнення продуктивного пласта. Пристрій, який використовують для термобарохімічної обробки привибійної зони пласта, включає термогазову і повітряну камери, виконані в корпусах з герметичних трубчастих елементів, які розділені спалимим елементом, герметично встановленим між камерами, при цьому спалимий елемент виконаний з газовиділяючого твердого палива торцевого горіння.
Недоліком цього способу є низька продуктивність, зважаючи на малу ефективність хімічного впливу на продуктивний пласт з боку спалимого елемента, а також нетривалий вплив на пласт (не більше однієї години). При реалізації відомого способу основний вплив здійснюється на продуктивний пласт і зони кольматації, однак відсутній вплив на флюїд, що знаходиться в зазначеному пласті. Нетривалість дії і небезпека пошкодження обсадної колони в результаті неконтрольованого вибуху обмежує застосування даного способу.
Відомий спосіб термохімічної обробки продуктивного пласта і паливно-окислювальний склад для його здійснення (див. патент КО Мо 2153065, М. кл. Е21843/24, Е21В43/25, опубл. 20.07.2000), який включає закачування в навколобурильну зону продуктивного пласта паливно- окисної суміші і потім доставку в зазначену зону ініціатора горіння, за який використовують склад на основі боргідриду лужного металу і метанолу або діетилового ефіру та/або твердого ізопропілкарборану. Паливно-окислювальна суміш містить комплексне з'єднання діаміду щавлевої кислоти й азотної кислоти, оцтовий ефір саліцилової кислоти, перманганат калію, бо ізопропілкарборан, воду і нітрат амонію.
Недоліком цього способу є висока вартість використовуваних компонентів, а також трудомісткість отримання ізопропілкарборану. У той же час реалізація способу сполучена з високим ризиком для обладнання свердловини і обслуговуючого персоналу. Це пов'язано з тим, що ініціатор горіння доставляють в зону продуктивного пласта в герметизованому контейнері за допомогою лебідки, де здійснюють вибух контейнера за допомогою використання шнурової торпеди, що живиться від джерела електроенергії. Такий спосіб введення ініціатора горіння в зону продуктивного пласта загрожує ризиком неспрацювання торпеди або неповного реагування компонентів ініціатора горіння з паливно-окисної сумішшю.
Відомий спосіб термохімічної обробки продуктивного пласта (див. деклараційний патент ОА
Мо 46425 А, М. кл. Е21В43/24, опубл. 15.05.2002), який включає в себе доставку через насосно- компресорні труби у навколобурильну зону продуктивного пласта паливно-окисної суміші, гідрореагуючого складу і стабілізуючих добавок. Цей спосіб характеризується тим, що в зону обробки роздільно-послідовно шляхом використання буферної рідини тетрахлорметану, закачують двоскладову паливно-окислювальну суміш, яка при взаємодії компонентів складу в зоні обробки продуктивного пласта ініціює займання системи паливно-окислювальна суміш - гідрореагуючий склад, при співвідношенні маси води до маси гідрореагуючого складу 2,7:36,0.
Як гідрореагуючі добавки використовують інтерметаліди бору І ІВ», І ІВ:о, АІВ:о, АІВ:2.
Недоліками цього винаходу є використання трудомістких в отриманні і дорогих компонентів гідрореагуючого складу, зокрема інтерметалідів бору. Також до недоліків належить низька продуктивність способу, обумовлена отриманням водню в одну стадію, що знижує потенціал його використання, а також не дозволяє керувати процесом теплогазовиділення.
Найбільш близьким є спосіб комплексного впливу на навколобурильну зону продуктивного пласта (див. патент ША Мо 102501, Е21В 43/24, опубл. 10.07.2013), згідно з яким спочатку свердловину зі щонайменше однією ділянкою перфорації, розташованої у зоні продуктивного пласта, заглушають водою або рідиною глушіння, потім через насосно-компресорні труби у вибій свердловини роздільно-послідовно подають технологічну рідину Мо 1, щільністю 1,3-1,4 г/сму, потім встановлюють насосно-компресорні труби на висоті 20-25 м над верхньою ділянкою перфорації, після чого в свердловину подають технологічну рідину Ме 2, щільністю 1,6-1,8 г/сму, яка, вступаючи в зону взаємодії технологічних рідин Мо 1 ії Мо 2, що сполучається за допомогою
Зо перфорації з навколобурильною зоною продуктивного пласта, змішується з технологічною рідиною Мо 1, у результаті чого здійснюється екзотермічна реакція теплогазовиділення з підвищенням температури і тиску в навколобурильній зоні продуктивного пласта, що призводить до прогріву пласта, а також до утворення в ньому множинних мікротріщин і поліпшенню його фільтраційних характеристик, при цьому до складу зазначених технологічних рідин Мо 1 ії Мо 2 входять гідрореагуючі суміші, паливно-окислювальні суміші та ініціатор горіння, що містить гідрореагуючий склад на основі алюмінію.
Недоліками відомого способу є його низька продуктивність, зумовлена тим, що технологічні рідини Мо 1 і Мо 2 є паливно-окислювальними сумішами, які є водними розчинами солей, тому під час і після заглушки водою або рідиною глушіння свердловини концентрація компонентів цих розчинів значно знижується за рахунок розбавлення водою, що призводить до зниження температури реакції теплогазовиділення, а також не дозволяє реально контролювати процес термохімічного впливу. Також у відомому способі гідрореагуючі суміші рівномірно розподіляються в технологічних рідинах Ме 1 і Мо 2, із-за чого більша частина водню окислюється безпосередньо в свердловині, не впливаючи на продуктивний пласт і флюїд.
Задачею цього винаходу є розробка способу комплексного впливу на навколобурильну зону продуктивного пласта, в якому за рахунок використання постадійного водневого термогазохімічного і кислотного впливу на навколобурильну зону продуктивного пласта, поряд з хімічним і тепловим впливом на нього, забезпечується також фізичний вплив на вказаний пласт.
Ще однією задачею способу комплексного впливу на навколобурильну зону продуктивного пласта є підвищення дебіту зазначеної свердловини відносно до сусідніх свердловин, які опинилися заглиненими із-за кольматації привибійної зони пласта. А також підвищення дебіту свердловини в родовищах зі складнодобувними запасами із-за низької проникності і низької пористості гірської породи, або довго простоюючих свердловин, у тому числі після їх капітального або підземного ремонту, а також свердловин, які не реагують на інші методи інтенсифікації.
Для досягнення поставленої задачі у відомому способі комплексного впливу на навколобурильну зону продуктивного пласта, згідно з яким спочатку свердловину зі щонайменше однією ділянкою перфорації, розташованої в зоні продуктивного пласта, заглушають водою або рідиною глушіння, потім через насосно-компресорні труби у вибій 60 свердловини роздільно-послідовно подають технологічну рідину Мо 1, щільністю 1,3-1,4 г/см3,
потім встановлюють насосно-компресорні труби на висоті 20-25 м над верхньою ділянкою перфорації і в свердловину подають технологічну рідину Мо 2, щільністю 1,6-1,8 г/см", яка, вступаючи в зону взаємодії технологічних рідин Мо 1 ії Мо 2, що сполучається за допомогою перфорації з навколобурильною зоною продуктивного пласта, змішується з технологічною рідиною Мо 1, в результаті чого здійснюється екзотермічна реакція теплогазовиділення з підвищенням температури і тиску у навколобурильній зоні продуктивного пласта, що призводить до прогріву пласта, а також до утворення в ньому множинних мікротріщин і поліпшенню його фільтраційних характеристик, при цьому до складу зазначених технологічних рідин Мо 1 і Мо 2 входять гідрореагуючі суміші, паливно-окислювальні суміші та ініціатор горіння, що містить гідрореагуючий склад на основі алюмінію, згідно з винаходом, комплексний вплив на навколобурильну зону продуктивного пласта ведуть у дві стадії, на першій з яких, зазначеній вище, до складу технологічної рідини Мо 1 додатково вводять ініціатор горіння, за який використовують гідрид натрію Ман і пасивований оксидною плівкою порошок наноалюмінію А|Ї при співвідношенні 1:(2-5) порошку гідриду натрію Ман до порошку наноалюмінію АЇ, відповідно, а потім після завершення першої стадії, здійснюють другу стадію обробки, при якій насосно- компресорні труби встановлюють у зоні перфорації свердловини, після чого в свердловину подають технологічну рідину Мо 3, за яку використовують кислотний розчин, що містить соляну кислоту з концентрацією 12-15 95 в кількості 0,4-1,5 му на 1 м товщини продуктивного пласта, в результаті чого прогрітий на першій стадії продуктивний пласт піддають додатковій кислотній обробці для збільшення новостворених на першій стадії способу, що заявляється, множинних мікротріщин і поліпшення фільтраційних характеристик пласта.
Для здійснення способу комплексного впливу на навколобурильну зону продуктивного пласта, що заявляється, виконують постадійну обробку зазначеного пласта. При цьому на першій стадії свердловину заглушають водою або рідиною глушіння, після чого через насосно- компресорні труби у вибій свердловини подають технологічну рідину Мо 1 щільністю 1,3-1,4 г/см, що призводить до заповнення нею свердловини в інтервалі від вибою до верхньої ділянки перфорації. Потім піднімають насосно-компресорні труби та їх встановлюють на висоті 20-25 м над верхньою ділянкою перфорації, після чого через них в свердловину подають технологічну рідину Ме 2 щільністю 1,6-1,8 г/см3, яка змішується з технологічною рідиною Мо 1, в результаті
Зо чого в свердловині здійснюється екзотермічна реакція теплогазовиділення з підвищенням температури і тиску. Це відбувається в результаті взаємодії технологічних рідин Мо 1 і Мо 2, до складу яких входять гідрореагуючі суміші і паливно-окислювальні суміші. При цьому до складу технологічної рідини Мо 1 входить ініціатор горіння, за який використовують гідрид натрію Ман і пасивований оксидною плівкою порошок наноалюмінію А! при співвідношенні 1:(2-5) порошку гідриду натрію Ман до порошку наноалюмінію АЇ, відповідно.
Оскільки зона взаємодії технологічних рідин Мо 1 і Мо 2, які перебувають у свердловині, сполучається за допомогою перфорації з навколобурильною зоною продуктивного пласта, в останньому спостерігається зростання температури і тиску. При цьому відбувається прогрів пласта, а виникаючі імпульси тиску призводять до утворення в ньому множинних мікротріщин.
За рахунок впливу на пласт гідрореагуючих і паливно-окислювальних сумішей, які входять до складу технологічних рідин Мо 1 ії Мо 2, поліпшуються фільтраційні характеристики пласта, в результаті чого відбувається його прогрівання, знижується в'язкість і збільшується рухливість флюїду, збільшується змочуваність гірських порід, активізується режим розчиненого газу, забезпечується краще очищення флюїду від породи, а також зростання інтенсивності капілярного просочення малопроникних насичених флюїдом зон пласта. Утворений в результаті екзотермічної реакції теплогазовиділення водень проникає в продуктивний пласт, що містить флюїд, зокрема в продуктивний пласт, насичений нафтою, в результаті чого в ньому відбувається гідрокрекінг нафти, а також багатостадійна деструктивна гідрогенізація, що являє собою процес збагачення парафінів воднем - гідрування - і крекінгу гідрованої сировини під тиском водню в присутності каталізаторів, якими є цеоліти, що входять до складу піщаника, з якого складається порода продуктивного пласта. В результаті деструктивної гідрогенізації, різні високомолекулярні парафіни перетворюються в суміш насичених воднем низькомолекулярних сполук. Також в результаті хімічних реакцій між продуктами реакції і породою пласта відбувається підвищення пористості породи і, отже, проникності пласта.
Другу стадію обробки здійснюють після завершення першої стадії обробки, При другій стадії обробки насосно-компресорні труби встановлюють у зоні перфорації свердловини і в свердловину подають технологічну рідину Мо 3, за яку використовують кислотний розчин, що містить соляну кислоту з концентрацією 12-1595 в кількості 0,4-1,5 мЗ3 на 1 м товщини продуктивного пласта. В результаті чого прогрітий на першій стадії продуктивний пласт 60 піддають додатковій кислотній обробці для збільшення новостворених на першій стадії способу,
що заявляється, множинних мікротріщин і поліпшення фільтраційних характеристик пласта.
Прогрітий на першій стадії продуктивний пласт обробляють кислотою. На відміну від звичайної кислотної обробки кислота рухається по новостворених в результаті впливу імпульсів тиску мікротріщинам, розширюючи їх і створюючи нову мережу мікротріщин в породі, а не тільки розширюючи старі мікротріщини, як це зазвичай відбувається при традиційних методах кислотної обробки, що часто веде до утворення каверн і погіршення проникності пласта.
У окремому варіанті реалізації способу як технологічну рідини Мо 1 використовують окисно- відновлювальну суміш (ОВС-1), при наступному співвідношенні інгредієнтів, мас. Фо: нітрат амонію МНАМОз 44,0-54,0 гідрид натрію Ман 2,8-3,2 порошок наноалюмінію АЇ 5,6-15,6 нітрат гідразину М2НьМОз 3,0-5,0 нітрат оксаміду 1,0-3,0
С2гО5(МНг)2-НМО»з дигідроокиметилкарборан з 0-50
СаНівВтоО» (99,9 95) т вуглеводневе пальне 8,0-13,0 хлорид натрію Масі та/або 4 5-55 хлорид калію КСІ Мт азотна кислота НМОз 7,0-9,0 емульгатор 0,5-3,0 вода 10,0-15,0, а як технологічну рідину Ме 2 використовують окисно-відновлювальну суміш (ОВС-2) при наступному співвідношенні інгредієнтів, мас. о: нітрит натрію Мамо» 18,0-23,0 вуглеводневе пальне 8,0-13,0 сечовина СО(МН?)2 22,0-28,0 9-ББН димер СтівНзоВг 1,0-3,0 о-карборан С2В'іоН!» (99,9 9) 3,0-6,0 хлорид натрію Мас! та/або 4 5-55 хлорид калію КСІ Мт емульгатор 0,5-3,0 вода 24,0-27,0.
Технічним результатом цього винаходу є комплексний вплив на навколобурильну зону продуктивного пласта, при якому, поряд з хімічним і тепловим впливом на продуктивний пласт, забезпечується і фізичний вплив на нього, за рахунок створення імпульсів тиску, утворених газами, що виділяються, в результаті чого поліпшуються фільтраційні і гідродинамічні характеристики навколобурильної зони продуктивного пласта, а також забезпечується суттєве збільшення проникності пласта і дебіту свердловини.
Для пояснення винаходу, що заявляється, наведені креслення, де: на Фіг. 1 зображена схема свердловини з насосно-компресорними трубами, опущеними в вибій для подачі технологічної рідини Мо 1; на Фіг. 2 - схема свердловини з насосно-компресорними трубами, піднятими над верхньою ділянкою перфорації, для подачі у свердловину технологічної рідини Ме2; на Фіг. З - схема свердловини з насосно-компресорними трубами, встановленими в зоні ділянки перфорації, для подачі у свердловину технологічної рідини Мо 3.
Спосіб комплексного впливу на навколобурильну зону продуктивного пласта здійснювали наступним чином. На першій стадії робили водневий термогазохімічний вплив на навколобурильну зону продуктивного пласта. Для цього свердловину 1 з ділянкою перфорації 2, яка розташована у зоні продуктивного пласта 3, заглушували водою або рідиною глушіння (див.
Фіг. 1). Потім через насосно-компресорні труби 4 у вибій свердловини 1 подавали технологічну рідину Ме 1, щільністю 1,3-1,4 г/см3. Після заповнення забою технологічною рідиною Ме 1
Зо піднімали насосно-компресорні труби на висоту 20-25 м над верхньою ділянкою перфорації 2 (див. Фіг. 2). Потім через них у свердловину 1 подавали технологічну рідину Мо 2 щільністю 1,6- 1,8 г/см3, яка, вступаючи в зону взаємодії технологічних рідин Ме 1 і Ме 2, змішувалася з технологічною рідиною Мо 1, в результаті чого відбувалася екзотермічна реакція теплогазовиділення з підвищенням температури і тиску у навколобурильній зоні продуктивного пласта 3. До складу зазначених технологічних рідин Мо 1 і Мо 2 входили гідрореагуючі суміші, паливно-окислювальні суміші та ініціатор горіння. Екзотермічна реакція теплогазовиділення, що відбувається, забезпечила прогрів продуктивного пласта З і утворення в ньому множинних мікротріщин, що призвело до поліпшення його фільтраційних характеристик.
Комплексний вплив на навколобурильну зону продуктивного пласта 3 вели в дві стадії, на першій з яких до складу технологічної рідини Мо 1 додатково вводили ініціатор горіння, що містить гідрореагуючий склад, за який використовували гідрид натрію МанН і пасивований оксидною плівкою порошок наноалюмінію АЇ при співвідношенні 1:(2-5) порошку гідриду натрію
Ман до порошку наноалюмінію АЇ, відповідно.
Оскільки зона взаємодії технологічних рідин Мо 1 ї Мо 2, що знаходяться в свердловині 1, сполучалась за допомогою перфорації 2 з навколобурильною зоною продуктивного пласта 3, в останньому спостерігалося зростання температури і тиску. При цьому відбувався прогрів продуктивного пласта 3, а виникаючі імпульси тиску приводили до утворення в ньому множинних мікротріщин. За рахунок впливу на пласт З гідрореагуючих і паливно-окислювальних сумішей, які входять до складу технологічних рідин Мо 1 ї Мо 2, покращилися фільтраційні характеристики пласта 3, в результаті чого відбулося його прогрівання, знизилася в'язкість і збільшилася рухливість флюїду, в даному випадку - нафти. В результаті активізації режиму розчиненого газу забезпечувалося більш ефективне омивання флюїду від породи пласта 3, а також збільшилася інтенсивність капілярного просочення малопроникних насичених флюїдом зон пласта 3. Також в результаті хімічних реакцій між продуктами реакції і породою відбувалося підвищення пористості породи і проникності пласта 3.
Легкі фракції флюїду, зокрема легкі фракції нафти, при нагріванні випаровувалися, а при подальшому охолодженні і конденсації утворювали облямівки розчинника, в результаті чого різко зросла ефективність витіснення флюїду (нафти) з продуктивного пласта 3. Таким чином, використання нового способу дозволило одночасно впливати на привибійну зону свердловини 1, пласт З і флюїд, а також підвищити дебіт свердловини у 2-10 разів. Утворений при екзотермічній реакції водень проникав в продуктивний пласт З, що містить флюїд, зокрема нафту, внаслідок чого відбувався гідрокрекінг нафти, а також здійснювалася багатостадійна деструктивна гідрогенізація, що полягає у збагаченні парафінів воднем - гідрування - і крекінгу гідрованої сировини під тиском водню в присутності каталізаторів, якими були цеоліти, що входять до складу піщаника, з якого складається порода пласта 3. В результаті деструктивної
Зо гідрогенізації різні високомолекулярні парафіни перетворювалися в суміш насичених воднем низькомолекулярних сполук.
Після другої стадії насосно-компресорні труби 4 встановлювали в зоні перфорації 2 свердловини 1 (див. Фіг. 3), а потім у свердловину 1 подавали технологічну рідину Мо З, який використовували кислотний розчин, що містить соляну кислоту з концентрацією 12-15905 в кількості 0,4-1,5 м3 на 1 м товщини продуктивного пласта 3. Таким чином, прогрітий на першій стадії продуктивний пласт З піддавали додатковій кислотній обробці для збільшення новостворених на першій стадії способу, що заявляється, множинних мікротріщин і утворення розгалуженої структури каналів для поліпшення фільтраційних характеристик пласта 3.
Згідно з вищевикладеним, до складу технологічної рідини Мо 1 входили наступні інгредієнти: нітрат амонію МНАМОз-44,0-54,0 мас. 90; югідрид натрію МанН-2,8-3,2 мас. 90; порошок наноалюмінію А/І-5,6-15,6 мас. 90; нітрат гідразину М2НьМОз-3,0-5,0 мас. 95; нітрат оксаміду
С2гог(МНг)2НМОз-1,0-3,0 мас. 905; дигідрооксиметилкарборан СаНіеєВ:іоО?» (99,9 9) - 3,0-5,0 мас. 95; вуглеводневе пальне - 8-13 мас. 906; хлорид натрію Мас! та/або хлорид калію КСІ - 4,5-5,5 мас. 9о; азотна кислота НМОз-7-9 мас. 95; емульгатор - 0,5-3,0 мас. 95., вода -10-15 мас. 9.
Як емульгатор використовували дистилят талової олії в суміші зі змочувачем ОП-10 у відношенні 1:1 по масі, а як вуглеводневе пальне - суміш дизельного палива і мінерального масла у відношенні 1:2 за масою, відповідно.
Спосіб отримання технологічної рідини Мо 1, а саме окислювально-відновлювальної суміші (ОВС-1), включає роздільне приготування водного розчину окислювача (азотна кислота і вода) і суміші рідкого вуглеводневого палива з емульгатором і подальше змішування їх при температурі 80 "С. Спочатку в одній ємності у воді розчинили хлориди натрію або калію або їх суміш у кількості 4,5-5,5 мас. 9о, а потім нітрат амонію, після цього додавали нітрат гідразину, нітрат оксаміду і азотну кислоту у вищевказаних кількостях. В іншій ємності при температурі 70 7С змішували вуглеводневе пальне і емульгатор, а потім нагрівали до 80 "С, після чого при ретельному перемішуванні розчин з другої ємності переливали в першу. Також до складу технологічної рідини Мо 1 додатково вводили ініціатор горіння, що містить гідрореагуючий склад, за який використовували гідрид натрію Ман і пасивований оксидною плівкою порошок наноалюмінію А! при співвідношенні 1:(2-5) порошку гідриду натрію Ман до порошку наноалюмінію АЇ, відповідно.
До складу технологічної рідини Мо 2 входили наступні інгредієнти: нітрит натрію Мамо»-18,0- 23,0 мас. 95; вуглеводневе пальне - 8,0-13,0 мас. 95; сечовина СО(МН»)2-22,0-28,0 мас. 95; гідрид титану Тінг-19,0-23,0 мас. 96; хлорид натрію Мас! та/або хлорид калію КСІ - 4,5-5,5 мас. 95; емульгатор - 0,5-3,0 мас. 95; 9-ББН димер СтвНзоВе-1,0-3,0 мас. 95; о-карборан С2ВіоНі» (99,9 У) - 3,0-6,0 мас. 90; вода - 24,0-27,0 мас. бо.
Спосіб отримання технологічної рідини Мо 2, а саме окислювально-відновлювальної суміші (ОВС-2), включав роздільне приготування водного розчину нітриту натрію і суміші рідкого вуглеводневого палива з емульгатором і подальше змішування їх при температурі 80 76.
Спочатку в одній ємності у воді розчинили хлориди натрію або калію, або їх суміш у кількості 4,5-5,5 мас. 9, а потім нітрит натрію в кількості 18,0-23,0 мас. 90. В іншій ємності, при температурі 70 "С, змішували вуглеводневе пальне і емульгатор у вищевказаних кількостях, а потім нагрівали до 80 "С, після чого при ретельному перемішуванні, розчин з другої ємності переливали в першу.
Необхідну кількість сумішей ОВС-1 та ОВС-2 розраховували виходячи з будови свердловини 1 та обсягу її зумпфа. Обидві технологічні рідини Мо 1 і Мо 2 після надходження у свердловину 1 займали в порожнині свердловини 1 простір від дна свердловини до верхніх отворів перфорації 2. Співвідношення сумішей ОВС-1 та ОВС-2 становило 1:1 по масі.
Завдяки власній підвищеній щільності технологічні рідини Мо 1 і Ме 2 утворили зону взаємодії між собою напроти отворів перфорації 2, виконаних у обсадній трубі свердловини 1. При змішуванні технологічних рідин Мо 1 і Мо 2 починався процес взаємодії між ними, в результаті якого здійснювалася екзотермічна реакція і починав вироблятися водень, який через отвори перфорації 2 надходив у продуктовий пласт 3. При цьому у зумпфі свердловини 1 починали відбуватися наступні реакції:
МанянгОо-На-Маон-о.(1)
Утворений в результаті реакції (1) гідроксид натрію видаляв оксидну плівку з поверхні порошку наноалюмінію АЇ, в результаті чого відбувалася реакція:
АІжНгО-А2Оз3--Н2О (2)
Водень, що виділився в реакціях (1) і (2) за рахунок того, що гідрореагуючі компоненти розташовувалися навпроти отворів перфорації, одразу вступав у пласт 3. У результаті
Зо відбувався гідрокрекінг нафти, а також багатостадійна деструктивна гідрогенізація, що складається із збагачення парафінів воднем - гідрування - і крекінгу гідрованої сировини під тиском водню, у присутності каталізаторів, а саме - цеолітів, що входять до складу піщаника, з якого складається порода.
Одночасно, з реакцією (1) ії (2), відбувалася реакція між нітритом натрію, сечовиною і кислотою: 2МамоОг2-СО(МНг)»2-2Н-2М2-002-3НгО-Ма"--О.(3)
Двоокис вуглецю, утворений з реакції (3), сприяв відмиванню плівкової нафти, що покриває зерна породи, і зменшував можливість розриву водної плівки. Внаслідок цього краплі нафти при малому міжфазному натягу вільно переміщалися в порах і мікротріщинах породи і фазова проникність нафти зростала. Слід зазначити, що при розчиненні в нафті СО» в'язкість нафти зменшується, щільність підвищується, а об'єм значно збільшується: нафта як би набухає.
Збільшення обсягу нафти в 1,5-1,7 разу при розчиненні в ній СО» вносить особливо великий внесок у підвищення нафтовіддачі пластів при розробці родовищ, що містять малов'язкі нафти.
В результаті реакції (1), (2) і (3) виділялося тепло, необхідне для початку розкладання нітрату амонію, яке відбувалося при температурі 110-160 "С:
МНАМОз-»МНз-НМОз-О. (4)
Також, додаткове газовиділення відбувалося при гідролізі сечовини, яка не прореагувала повністю по реакції (2):
СО(МНг)2:-НгО-56О2-2МНз-О.
Так як аміак є інгібітором розкладання нітрату амонію і може призвести до згасання реакції його розкладання, як з'єднання, що вступає в реакцію з аміаком, використовувався о-карборан, при цьому в результаті реакції між аміаком і о-ксарбораном утворювався водень: о-С2ВіоНі2--3ЗМНзі-»С2ВеНіг-В(МН»2)2МНаз--Н». (5)
Після досягнення температури 170-200 "С починався наступний етап розкладання нітрату амонію:
МНАМО»з-»МгО-2НгО-о (6), який закінчувався при досягненні температури 200 "С. Вище цієї температури відбувалося бурхливе розкладання нітрату амонію, з різким підвищенням тиску і створенням імпульсів тиску в зумпфі свердловини 1, яке сягало до 50 МПа, в залежності від прийомистості свердловини по (516) газу:
2МНАМО»з-з2М2-4Н20--02-0. (7)
Одночасно з розкладанням нітрату амонію відбувалося розкладання нітрату оксаміду, в результаті чого додатково утворювалися гази - теплоносії СО», М» з температурою вище 200 С, а також водень: 2б205(МНг)2:-НМОз-3 М2-40О2-2НгОЗ3Н»2-О. (8)
Після досягнення температури в 300"С починалося розкладання гідриду титану з утворенням водню:
ТІН2--ТіНЬ, (9) а також відбувалася реакція розкладання нітрату гідразину, що призводило до виникнення додаткових імпульсів тиску та підвищення температури до 300-350 "С:
АМ2НьМОз-6М2--10НгО-О2 (10)
Водень, утворений в реакціях (8) та (9), частково надходив в пласт, а також, частково окислюючись, вступав в реакцію з киснем, що утворився в результаті реакцій (7) ї (10), що давало додаткову кількість тепла для прогріву пласта: 2Нг-05-2Н2гО-0 (11)
Таким чином, за рахунок впливу на пласт З гідрореагуючих і паливно-окислювальних сумішей, які входять до складу технологічних рідин Мо 1 і Мо 2, забезпечувався прогрів пласта 3, а також поліпшувалися його фільтраційні характеристики, знижувалася в'язкість і зростала рухливість флюїду (нафти).
Кількість включеного до складу технологічної рідини Мо 1 ініціатора горіння, за який використовували гідрид натрію Ман і пасивований оксидною плівкою порошок наноалюмінію АЇ при співвідношенні 1:(2-5) порошку гідриду натрію МанН до порошку наноалюмінію АЇ, відповідно, становило 1,0-5,0 мас. 95 від сумарної маси технологічних рідин Мо 1 ї Мо 2.
Після закінченя 4-24 годин після завершенння першого етапу, насосно-компресорні труби 4 опускали на рівень отворів перфорації 2 і закачували в пласт З технологічну рідину Мо З для розширення мікротріщин і створення розгалуженої структури каналів, для течії нафти в гірській породі.
Технологічна рідина Мо З, що використовувалась для здійснення другої стадії реалізації способу, що заявляється, містила соляну кислоту НСІ з концентрацією 12-15 95 у вигляді
Зо кислотного розчину. Поряд з цим до складу технологічної рідини Мо З входили хлорид амонію
МНАСІ 10,0-12,0 мас. 95; і крижана оцтова кислота СНЗСООН 5,0-8,0 мас. 95, які перешкоджали утворенню і випаданню гідроокису заліза, що засмічує навколобурильну зону продуктивного пласта 3.
Кількість кислотного розчину розраховували за стандартною схемою: 0,4-1,5 м?" на 1 м оброблюваної потужності пласта 3. Після цього проводили освоєння свердловини стандартними методами і здійснювали оцінку результатів способу, що заявляється.
Випробування показали, спосіб комплексного впливу на навколобурильну зону продуктивного пласта, що заявляється, значно покращує фільтраційні і гідродинамічні характеристики привибійної зони свердловин і дозволяє підвищити видобуток нафти в 2-10 разів.
Приклади реалізації способу, що заявляється.
Випробування способу, що заявляється, були проведені на двох свердловинах родовища
Каражанбас і на одній свердловині родовища Жетибай (обидві - Республіка Казахстан).
Приклад Ме1.
Свердловина Мо 798 Каражанбас знаходиться на краю покладу родовища Каражанбас, не контактує з нагнітальними свердловинами. Сусідні свердловини характеризуються ідентичними показниками продуктивності, пластовий тиск значно нижче, ніж в свердловинах з штучним підтриманням пластового тиску.
Ефективна товщина пласта - 7 м. Глибина свердловини 470 м; зона перфорації: 396,2-401,0
БО м; 407,8-408,4 м; 418,3-420,0 м. Дані по продуктивності до обробки: дебіт свердловини по рідині (флюїду) Ож - З м3/на добу; дебіт свердловини по нафті Ок-1,6 т/на добу.
Для проведення комплексного впливу на навколобурильну зону продуктивного пласта були приготовлені технологічні рідини Ме 1 (ОВС-1) та Мо 2 (ОВС-2), ініціатор горіння, за який використовували гідрид натрію Ман і пасивований оксидною плівкою порошок наноалюмінію АЇ при співвідношенні 1:3 порошку гідриду натрію МанН до порошку наноалюмінію АЇ, відповідно, і технологічна рідина Ме З (ОВС-3).
Кількість суміші ОВС-1, щільністю 1,3 г/см3, склала 300 л або 390 кг, з них нітрат амонію
МНАМОз-172,0 кг, гідрид натрію Ман-12,0 кг, порошок наноалюмінію АЇ - 36,0 кг, нітрат гідразину
МаНьМОз-15,6 кг, нітрат оксаміду СгОг(МНг)2-НМОз-7,8 кг, - дигідрооксиметилкарборан СаНівВіоОг2
(99,9 95) - 15,6 кг, вуглеводневе пальне - 34,0 кг, хлорид натрію Масі-18,0 кг, азотна кислота
НМОз-31,2 кг, емульгатор - 7,8 кг, вода - 40,0 кг.
Кількість суміші ОВС-2, щільністю 1,6 г/см3, дорівнювало 250 л або 400 кг, з них нітрит натрію МамМо»-90,0 кг, вуглеводневе пальне - 45,0 кг, сечовина СО(МН»)2-110,0 кг, 9-ББН димер
СтвНзоВ2-5,0 кг; о-карборан С2ВчіоНі2-20,0 кг, хлорид калію КСІ - 20,0 кг; емульгатор - 10,0 кг, вода - 100,0 кг.
Як технологічну рідину Мо З використовували кислотний розчин, що містить соляну кислоту
НОЇ - 1300 кг з концентрацією 12,5 95.
Спосіб, що заявляється, був реалізований в умовах обробки свердловини Ме 798 наступним чином.
У свердловину 1, заглушену рідиною глушіння (див. Фіг. 1), опустили насосно-компресорні труби 4 до вибою свердловини. Далі, через насосно-компресорні труби 4, рідиною глушіння в об'ємі 1,1 м3 продавили 300 л технологічної рідини Мо 1 (ОВС-1), щільністю 1,3 г/см3. Потім (див.
Фіг. 2) підняли насосно-компресорні труби 4 над верхньою ділянкою перфорації 2 і встановили на глибині 365 м, після чого залили 250 л технологічної рідини Мо 2 (ОВС-2) і продавили рідиною глушіння в об'ємі 1,1 м3. В результаті технологічна рідина Мо 2, вступаючи в зону взаємодії технологічних рідин Мо 1 ї Мо 2, змішувалася з технологічною рідиною Мо 1, в результаті чого відбувалася екзотермічна реакція теплогазовиділення з підвищенням температури і тиску у навколобурильній зоні продуктивного пласта 3. Після цього закрили трубний і затрубний простір і залишили свердловину 1 на 16 годин. Через 16 годин відкрили трубний і затрубний простір, опустили насосно-компресорні труби 4 (див. Фіг. 3) на глибину верхньої ділянки перфорації 2- 396,0 м і закачали, з продавлюванням рідиною глушіння в об'ємі 1,5 м3, 1300 кг технологічної рідини Мо 3.
Після проведення комплексного впливу на навколобурильну зону продуктивного пласта свердловина увійшла у стабільний режим роботи і досягла наступної продуктивності: дебіт свердловини по рідині (флюїду) Ож - 5мУ; дебіт свердловини по нафті Он-3,2 т/на добу. Таким чином, дебіт свердловини нафти збільшився у 2 рази.
Приклад Мо 2.
Свердловина Мо 6047 Каражанбас. Глибина свердловини - 475 м; зона перфорації: 407,4- 409,9 м; 410,3-411,3 м; 428,8-432,8 м; 442-446,4 м; 447,2-448,7 м. Дані по продуктивності до обробки: дебіт свердловини по рідині (флюїду) Ож -31 му; дебіт свердловини по нафті Он -2,3 т/на добу.
Для проведення комплексного впливу на навколобурильну зону продуктивного пласта були приготовані технологічні рідини Ме 1 (ОВС-1) та Мо 2 (ОВС-2), ініціатор горіння, за який використовували гідрид натрію Ман і пасивований оксидною плівкою порошок наноалюмінію АЇ при співвідношенні 1:3 порошку гідриду натрію МанН до порошку наноалюмінію АЇ, відповідно, і технологічна рідина Ме З (ОВС-3).
Кількість суміші ОВС-1, щільністю 1,3 г/сму, становила 300 л або 390 кг, з них нітрат амонію
МНАМОз-185,0 кг, гідрид натрію Ман-11,0 кг, порошок наноалюмінію АЇ - 33,0 кг, нітрат гідразину
МаНьМОз-18,6 кг, нітрат оксаміду СгОз(МНг)2-НМОз-5,7 кг, дигідрооксиметилкарборан СаНівВіоО2 (99,9 95) - 11,8 кг, вуглеводневе пальне - 29,4 кг, хлорид натрію МасСі-19,5 кг; азотна кислота
НМОз-28,0 кг, емульгатор - 3,0 кг, вода - 45,0 кг.
Кількість суміші ОВС-2, щільністю 1,6 г/см, дорівнювала 350 л або 560 кг, з них нітрит натрію Мамо»-130,0 кг, вуглеводневе пальне - 56,6 кг, сечовина СО(МН?»)2-140,0 кг, 9-ББН димер
СтвНзоВ2-12,0 кг; о-карборан С2ВіоНі2г-27,0 кг, хлорид калію КСІ - 30,4 кг; емульгатор - 14,0 кг, вода - 150,0 кг.
Як технологічну рідину Мо З використовували кислотний розчин, що містить соляну кислоту
НОЇ -1000 кг з концентрацією 14 95.
Спосіб, що заявляється, був реалізований в умовах обробки свердловини Мо 6047 наступним чином.
У свердловину, заглушену рідиною глушіння, опустили насосно-компресорні труби до вибою свердловини. Далі, через насосно-компресорні труби, рідиною глушіння, в об'ємі 1,3 м продавили 300 л технологічної рідини Ме 1 (ОВС-1), щільністю 1,3 г/см3. Потім підняли насосно- компресорні труби над верхньою ділянкою перфорації і встановили на глибині 390 м, після чого залили 350 л технологічної рідини Ме 2 (ОВС-2) і продавили рідиною глушіння в об'ємі 1,2 м3. В результаті технологічна рідина Мо 2, вступаючи в зону взаємодії технологічних рідин Мо 1 ї Мо 2, змішувалася з технологічною рідиною Мо 1, в результаті чого відбувалася екзотермічна реакція теплогазовиділення з підвищенням температури і тиску у навколобурильній зоні продуктивного пласта. Після цього закрили трубний і затрубний простір і залишили свердловину на 24 години. 60 Через 24 години відкрили трубний і затрубний простір, опустили насосно-компресорні труби на глибину верхньої ділянки перфорації - 407 м, і закачали, з продавлюванням рідиною глушіння в об'ємі 1,5 му, 1000 кг технологічної рідини Мо 3.
Після проведення комплексного впливу на навколобурильну зону продуктивного пласта свердловина запрацювала стабільно і досягла продуктивності: дебіт свердловини по рідині (флюїду) Сж - 32,6мУ; дебіт свердловини по нафті СОн-6б,72 т/на добу. Таким чином, дебіт свердловини по нафті збільшився майже в З рази.
Приклад Мо З
Свердловина Мо 3332 Жетибай. Експлуатується понад 25 років, сусідні свердловини характеризуються ідентичними показниками продуктивності. Характеризується низькою обводненістю (1095) і сильним впливом газу. Ефективна товщина пласта 9 метрів. Зона перфорації: 2357,0-2360,5 м; 2364,5-2370,5 м.
Щільність дегазованої нафти: 0,84 г/см3, асфальто/смолисто/парафінові речовини: 28,6 95.
Температура застигання нафти: «30 "С. Пластовий тиск: 173 атм. Вибійний тиск: 159 атм.
Середньодобова продуктивність за З місяці до обробки: дебіт свердловини по рідині (флюїду) Ож - 5мУ; дебіт свердловини по нафті Сн - 3,8 т/доб.
Для проведення комплексного впливу на навколобурильну зону продуктивного пласта були приготовані технологічні рідини Мо 1 (ОВС-1) та Мо 2 (ОВС-2), ініціатор горіння, за який використовували гідрид натрію Ман і пасивований оксидною плівкою порошок наноалюмінію АЇ при співвідношенні 1:3 порошку гідриду натрію МанН до порошку наноалюмінію АЇ, відповідно, і технологічна рідина Мо З (ОВС-3).
Кількість суміші ОВС-1, щільністю 1,3 г/см3, склала 300 л або 390 кг, з них нітрат амонію
МНАМОз-173,0 кг, гідрид натрію Ман-10,0 кг, порошок наноалюмінію АЇ - 30,0 кг, нітрат гідразину
М2НьМОз-18,5 кг, нітрат ооксаміду С2гОз(МНег)2-НМОз-11,7 кг, дигідрооксиметилкарборан
СаНівВіоО2-7,0 кг вуглеводневе пальне - 33,6 кг, хлорид натрію Масі-19,5 кг; азотна кислота
НМОз-35,0 кг, емульгатор - 11,7 кг, вода - 40,0 кг.
Кількість суміші ОВС-2, щільністю 1,6 г/см3, дорівнювала 250 л або 400 кг, з них нітрит натрію МамМоО»-92,0 кг, вуглеводневе пальне - 51,0 кг, сечовина СО(МН?»)2-100,0 кг, 9-ББН димер
СтвНзоВ2-5,0 кг; о-карборан С2ВіоНі2-10,0 кг хлорид калію КСІ - 22,0 кг; емульгатор - 10,0 кг, вода - 110,0 кг.
Зо ЯК технологічну рідину Мо З використовували кислотний розчин, що містить соляну кислоту
НОЇ - 1250 кг з концентрацією 12,5 95.
Спосіб, що заявляється, був реалізований в умовах обробки свердловини Мо 3332 наступним чином.
В свердловину, заглушену рідиною глушіння, опустили насосно-компресорні труби до вибою свердловини. Далі, через насосно-компресорні труби, рідиною глушіння в об'ємі 7,1 м продавили 300 л технологічної рідини Мо 1 (ОВС-1), щільністю 1,3 г/см3. Потім підняли насосно- компресорні труби над верхньою ділянкою перфорації 2 і встановили на глибині 2340 м, після чого залили 400 л технологічної рідини Мо 2 (ОВС-2) і продавили рідиною глушіння в об'ємі 7,1 м. В результаті технологічна рідина Ме 2, вступаючи в зону взаємодії технологічних рідин Ме 1 і
Мо 2, змішувалася з технологічною рідиною Мо 1, в результаті чого відбувалася екзотермічна реакція теплогазовиділення з підвищенням температури і тиску в навколобурильній зоні продуктивного пласта. Після цього закрили трубний і затрубний простір і залишили свердловину на 24 години. Через 24 години відкрили трубний і затрубний простір, опустили насосно- компресорні труби на глибину верхньої ділянки перфорації - 2358 м, і закачали, з продавлюванням рідиною глушіння в об'ємі 5,5 м3, 1250 кг технологічної рідини Мо 3.
Після проведення комплексного впливу на навколобурильну зону продуктивного пласта свердловина 1 запрацювала стабільно і досягла продуктивності: дебіт свердловини по рідині (флюїду) Ож - 26,7 м3; дебіт свердловини по нафті Он-21,0 т/на добу. Таким чином, дебіт свердловини нафти збільшився у 5,5 разу.
Claims (2)
1. Спосіб комплексного впливу на навколобурильну зону продуктивного пласта, згідно з яким, спочатку в свердловину зі щонайменше однією ділянкою перфорації, розташованою в зоні продуктивного пласта, заглушають водою або рідиною глушіння, потім через насосно- компресорні труби у вибій свердловини роздільно-послідовно подають технологічну рідину Мо 1 щільністю 1,3-1,4 г/см3, потім встановлюють насосно-компресорні труби на висоті 20-25 м над верхньою ділянкою перфорації, після чого через них в свердловину подають технологічну рідину Мо 2 щільністю 1,6-1,8 г/см"у, яка, вступаючи в зону взаємодії технологічних рідин Мо 1 і Мо бо 2, що сполучається за допомогою перфорації з навколобурильною зоною продуктивного пласта,
змішується з технологічною рідиною Мо 1, у результаті чого здійснюється екзотермічна реакція теплогазовиділення з підвищенням температури і тиску в навколобурильній зоні продуктивного пласта, що приводить до прогріву пласта, а також до утворення в ньому множинних мікротріщин і поліпшенню його фільтраційних характеристик, при цьому до складу зазначених технологічних рідин Мо 1 ії Мо 2 входять гідрореагуючі суміші, паливно-окислювальні суміші та ініціатор горіння, що містить гідрореагуючий склад на основі алюмінію, який відрізняється тим, що комплексний вплив на навколобурильну зону продуктивного пласта ведуть в дві стадії, на першій з яких, зазначеної вище, до складу технологічної рідини Мо 1 додатково вводять ініціатор горіння, за який використовують гідрид натрію Ман і пасивований оксидною плівкою порошок наноалюмінію АІЇ при співвідношенні 1:(2-5) порошку гідриду натрію МанН до порошку наноалюмінію АЇ, відповідно, а потім після завершення першої стадії здійснюють другу стадію обробки, при якій насосно-компресорні труби встановлюють у зоні перфорації свердловини і в свердловину подають технологічну рідину Мо 3, за яку використовують кислотний розчин, що містить соляну кислоту з концентрацією 12-15 95 в кількості 0,4-1,5 му на 1 м товщини продуктивного пласта, в результаті чого прогрітий на першій стадії продуктивний пласт піддають додатковій кислотній обробці для збільшення новостворених на першій стадії способу, що заявляється, множинних мікротріщин і поліпшення фільтраційних характеристик пласта.
2. Спосіб за п. 1, який відрізняється тим, що як технологічну рідину Мо 1 використовують окисно-відновлювальну суміш (ОВС-1), при наступному співвідношенні інгредієнтів, мас. Фо: нітрат амонію МНАМОз 44,0-54,0 гідрид натрію Ман 2,8-3,2 порошок наноалюмінію АЇ 5,6-15,6 нітрат гідразину МАЕН»МОз 3,0-5,0 нітрат оксаміду 1,0-3,0 С2гО5(МНг)2-НМО»з дигідрооксиметилкарборан 3,0-5,0 СаНівВтоО» (99,9 95) вуглеводневе пальне 8,0-13,0 хлорид натрію Масі 4,5-5,5 та/або хлорид калію КСІ азотна кислота НМОз 7,0-9,0 емульгатор 0,5-3,0 вода 10,0-15,0, а як технологічну рідину Мо 2 використовують окисно-відновлювальну суміш (ОВС-2), при наступному співвідношенні інгредієнтів, мас. о: нітрит натрію Мамо» 18,0-23,0 вуглеводневе пальне 8,0-13,0 сечовина СО(МН?)2 2,0-28,0 9-ББН димер СтівНзоВг 1,0-3,0 о-карборан С2ВіоН:іг 3,0-6,0. (99,9 У) хлорид натрію Мас! 4,5-5,5 та/або хлорид калію КСІ емульгатор 0,5-3,0 вода 24,0-27,0.
У ї; кІ І : ї Н и КЕ ня Кл ОК м и А В ВІ ен В В й ЗК КАКХМХХА ВИХ пут ГЕО ПЕ Шві КК ен и Ко МНК А ОА ння На кий МУК КО оно я ГИКУ т ЕІ А УК Ко КАК Ки ОК ЕК КК ШЕЕДи ан и МА ЗК М в оо У й в и мм ВИ о У пен оо дея, М Кі іх ЗК нини їх зона пд 5 ї КК У НН З ОНА В тях ен а о ой ни нен Ки ее оо пов ще НН поз НИ і да и и ви ооо рою о ВВ МОН и и я ї ДУМКИ З є ЕК і, нин я ВИНИ ЩЕ В. остов оон МНК В а коки Кая ЛЕК Ки В У у я Кі ха ОК У ло ЩО КОМУ ких їх Ух у Бай ль Ями я у К Бе хе ах СК вай А Х Ку Ен Ка КАК АК КА УМА КАСА ПО АК КТК му хз д А КВК ем Е Кк х. Я Шк я ях тя я ик два рев З М З Нв жар У Я ій ще й Х ти УА ло 5 Ки М КАТА ше я нок ки в МИ,
1.3 хх Кв Те МИ що ре а ЛУНА ле ку Ж КО КК ОК Ж Вер х и у З мя еВ пд ий КАСА ЕН УКХ пок Кк Б Ки АЛЛА АВ АХ ЕЕ ШИЯ Я хх Я том ух ЕН У Ж я АЛ АКА З а о Ки ЕЕ ВНІ хріг. З
Priority Applications (4)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| UAA201702064A UA119068C2 (uk) | 2017-03-03 | 2017-03-03 | Спосіб комплексного впливу на навколобурильну зону продуктивного пласта |
| US16/489,930 US10947827B2 (en) | 2017-03-03 | 2018-02-26 | Method for exerting a combined effect on the near-wellbore region of a producing formation |
| PCT/UA2018/000017 WO2018160156A1 (ru) | 2017-03-03 | 2018-02-26 | Способ комплексного воздействия на околоскважинную зону продуктивного пласта |
| RU2019129971A RU2751694C2 (ru) | 2017-03-03 | 2018-02-26 | Способ комплексного воздействия на околоскважинную зону продуктивного пласта |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| UAA201702064A UA119068C2 (uk) | 2017-03-03 | 2017-03-03 | Спосіб комплексного впливу на навколобурильну зону продуктивного пласта |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| UA119068C2 true UA119068C2 (uk) | 2019-04-25 |
Family
ID=63371424
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| UAA201702064A UA119068C2 (uk) | 2017-03-03 | 2017-03-03 | Спосіб комплексного впливу на навколобурильну зону продуктивного пласта |
Country Status (4)
| Country | Link |
|---|---|
| US (1) | US10947827B2 (uk) |
| RU (1) | RU2751694C2 (uk) |
| UA (1) | UA119068C2 (uk) |
| WO (1) | WO2018160156A1 (uk) |
Families Citing this family (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US11497655B2 (en) | 2018-12-31 | 2022-11-15 | Kimberly-Clark Worldwide, Inc. | Absorbent articles with curved elasticized laminates |
| 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 |
Family Cites Families (12)
| 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 |
| MY165508A (en) * | 2010-08-24 | 2018-03-28 | Tctm Ltd | Method and apparatus for thermally treating an oil reservoir |
| 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 |
| UA102501C2 (uk) * | 2013-03-11 | 2013-07-10 | Научно-Технический Концерн "Институт Проблем Машиностроения" Нан Украины | Спосіб комплексного водневого та термобарохімічного впливу на привибійну зону продуктивного пласта |
| RU2015147999A (ru) | 2013-04-10 | 2017-05-16 | Винтерсхол Хольдинг Гмбх | Способ гидравлического разрыва подземного пласта с использованием частиц алюминия |
| US9932518B2 (en) * | 2013-05-14 | 2018-04-03 | Montgomery Chemicals Llc | Method for enhancing the permeability of a geological formation |
| US9664018B2 (en) * | 2013-06-19 | 2017-05-30 | Dri Frac Technologies Ltd. | 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 RU RU2019129971A patent/RU2751694C2/ru active
- 2018-02-26 US US16/489,930 patent/US10947827B2/en active Active
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| WO2018160156A1 (ru) | 2018-09-07 |
| RU2019129971A (ru) | 2021-04-05 |
| US10947827B2 (en) | 2021-03-16 |
| RU2751694C2 (ru) | 2021-07-15 |
| RU2019129971A3 (uk) | 2021-04-05 |
| US20200240249A1 (en) | 2020-07-30 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| CA2744556C (en) | Methods of treating the near-wellbore zone of the reservoir | |
| CA2736894C (en) | A method for performing thermochemical treatment of an oil reservoir | |
| 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 | |
| AU2010359821B2 (en) | Apparatus for thermally treating an oil reservoir | |
| RU2525386C2 (ru) | Термогазохимический состав и способ применения для обработки призабойной и удаленной зоны продуктивного пласта | |
| UA119068C2 (uk) | Спосіб комплексного впливу на навколобурильну зону продуктивного пласта | |
| RU2576267C1 (ru) | Способ комбинированного воздействия на пласты, содержащие углеводороды и/или твердые органические вещества, и устройство для осуществления способа | |
| US20170037716A1 (en) | A method for the recovery and exploration of hydrocarbons from a subterraneous reservoir by means of gases, a system and an apparatus for the execution of the method | |
| CN103333670A (zh) | 一种用于油水井解堵增能的层内自生气体系及其使用方法 | |
| CN101839123A (zh) | 一种析蜡型油藏开采方法 | |
| US11454098B2 (en) | Methods for wellbore formation using thermochemicals | |
| WO2018212674A1 (ru) | Способ добычи углеводородов из нефтекерогенсодержащих пластов и технологический комплекс | |
| WO2017041772A1 (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 | |
| CN104121005A (zh) | 高能气流驱动支撑剂导入井下压裂地层的设备 | |
| CN108468537A (zh) | 化学增能实现地下稠油减粘裂化开采新技术 | |
| CN105156082A (zh) | 一种提高低孔、低渗透和低压储层油井产能的方法及组合液 | |
| WO2017222426A1 (ru) | Способ комплексной водородной термобарохимической обработки продуктивного пласта | |
| RU2726703C1 (ru) | Способ повышения эффективности добычи высокотехнологичной нефти из нефтекерогеносодержащих пластов и технологический комплекс для его осуществления | |
| RU2801030C2 (ru) | Способ разработки месторождений трудноизвлекаемых углеводородов | |
| RU2797165C1 (ru) | Способ разработки высоковязкой нефти башкирского объекта | |
| RU2726693C1 (ru) | Способ повышения эффективности добычи углеводородов из нефтекерогеносодержащих пластов и технологический комплекс для его осуществления | |
| CN104121004B (zh) | 采用地面高能气体进行储层改造的方法 | |
| UA79373U (uk) | Спосіб вилучення вуглеводневої сировини із нафтогазоконденсатних пластів | |
| EA041433B1 (ru) | Устройство для эффективного извлечения битума, сланцевой нефти, очень тяжелой и лёгкой нефти с использованием полностью автоматизированной системы управления и способ подготовки добывающего оборудования |