UA137362U - Спосіб комплексної водневої термобарохімічної обробки привибійної зони продуктивного пласта свердловини "твс-ehr" - Google Patents

Abstract

Спосіб комплексної водневої термобарохімічної обробки привибійної зони продуктивного пласта свердловини "TBC-EHR", при якому виконують роздільно-послідовну доставку через насосно-компресорні труби (НКТ) гідрореагуючих на основі складу, що забезпечує виділення водню і паливно-окиснювальних, на основі комплексних солей складів, при цьому проводять закачування першої суміші паливно-окиснювальних (ГОС) і гідрореагуючих (ГРС) складів і закачування другої суміші ГОС і ГРС складів різної щільності в заданому пористістю пласта об'ємі. Перед закачуванням першої суміші ГОС і ГРС складів нижній кінець НКТ розташовують на рівні верхніх отворів перфорації і доставляють в інтервал перфорації органічний розчинник, який виступає в ролі буфера, а після закачування першої суміші закривають затрубний простір і проводять продавлення безпосередньо в привибійну зону продуктивного пласта рідиною для глушіння свердловини, об'єм якої дорівнює об'єму першої суміші, після чого послідовно закачують органічний розчинник, який виступає в ролі буфера, і другу суміш, потім закривають затрубний простір і проводять продавлення другої суміші безпосередньо в привибійну зону продуктивного пласта рідиною для глушіння свердловини, об'єм якої перевищує об'єм другого розчину.

Description

Корисна модель належить до нафтовидобувної промисловості і може бути використана при розробці важковидобувних запасів нафти, газу і газоконденсату на низькопроникних, низькопористих, щільних колекторах для збільшення проникності продуктивного пласта і поліпшення його фільтраційних (дренажних) властивостей, сприяючи виходу пластового флюїду і відновленню продуктивності свердловини.

Рішення проблеми збільшення видобутку і зростання коефіцієнта вилучення вуглеводнів грунтується на створенні та впровадженні технологій, в ході реалізації яких здійснюється інтегрований багатофакторний фізико-хімічний вплив на привибійну зону пласта, спрямований на усунення протягом однієї обробки всіх основних причин кольматации, а також поліпшення фільтраційної здатності колектора. Цим вимогам на сьогоднішній день відповідає технологія комплексного водневого і термобарохімічного впливу на привибійну зону продуктивного пласта.

В основу технології комплексного водневого і термобарохімічного впливу на продуктивний горизонт покладено інтегроване використання аномальних властивостей водню в умовах багатостадійного термогазохімічного процесу, керованого на кожній стадії, в ході якого підвищується температура, виділяються різні активні гази, в тому числі водень, утворюються гарячі кислоти - азотна і соляна (в окремих випадках плавикова), проводиться обробка поверхнево-активними речовинами. Розробка нових технологій нафтових родовищ з важковидобувними запасами в низькопроникних колекторах, з в'язкими нафтами в даний час особливо актуальна, оскільки частка важковидобувних запасів продовжує збільшуватися і зараз становить близько 60 95. Якість залишкових запасів погіршується ще й через більш активний видобуток саме хороших, активних запасів. Якщо активні запаси, що вже видобуті до теперішнього часу складають в середньому на 75 95, то важкодобувні тільки на 35 95. Беручи до уваги складну структуру запасів і перспективи їх розвитку, можна стверджувати, що значну роль в прирості видобутих запасів повинні грати збільшення нафтовіддачі з важковидобувних запасів, а також запасів в заводнених пластах.

Рівень техніки.

Відомий спосіб термобарохіміческой обробки продуктивного пласта (патент України Мо 86886, МПК Е21В 43/00, Е21В 43/18, Е21В 43/26, опубл. 12.05.2009), що включає доставку гідрореагуючого складу (ГРО), буферної рідини і води в зону перфорації продуктивного пласта

Зо розділеними обсягами, пошаровим продавлюванням, створюваним в насосно-компресорних трубах (НКТ) поршневим тиском, причому ГРО доставляють в обсязі суспензії інертної буферної рідини, як таку використовують хлорпохідні вуглецю, наприклад тетрахлоретан, в об'ємному співвідношенні ГРС: буферна рідина - 1: (0,6-2,0), відповідно.

Відомий спосіб малоефективний для пластів з низькою початковою проникністю при високому обводненні і кольматації емульсією типу "вода-вуглеводень" або асфальтосмолопарафінових відкладень. При цьому фільтрація в пласт продуктів первинних реакцій, що проходять в експлуатаційній колоні, має труднощі або зовсім не відбувається.

Відомий також спосіб комплексного водневого і термобарохімічного впливу на привибійну зону продуктивного пласта (патент України Мо 102501, МПК Е21В 43/24, Е21В 43/25, опубл. 13.05.2013), що включає закачування через НКТ роздільно-послідовно ГРО - алюмогідрид натрію (АГН) і/або алюмогідронатрієвого композиту (АГНК), в якому доставку ГРО проводять в герметичних міні-контейнерах з полімерного матеріалу, ваговим вмістом 1-3 грами, в складі технологічних рідин, як такі використовують паливно-окиснювальні склади (ГОС) на основі комплексних солей.

Відомий спосіб недостатньо ефективний, оскільки високий енергетичний і хімічний потенціал системи ГОС ії ГРС реалізується не повною мірою. Екзотермічна реакція гідролізу гідрореагуючої речовини відбувається в експлуатаційній колоні, а не в поровому просторі привибійної зони пласта (ПЗП). Це істотно знижує якість обробки, особливо у випадках з низькопроникними або закольматованими колекторами. Продуктивність нафтових, газових і газоконденсатних свердловин визначається якісним станом ПЗП, якиа характеризується головним чином її проникністю, тобто здатністю фільтрувати до забою свердловини видобувні вуглеводи. Природна проникність продуктивного пласта, як правило, погіршується ще на стадії первинного відкриття (під час буріння і обсаджування свердловини) при механічній кольматації привибійної зони свердловини буровими і цементними розчинами. В період експлуатації свердловини відбувається кольматація ПЗП продуктами руйнування пласта Ф« асфальтосмолопарафіновими відкладеннями, що призводить до подальшого погіршення фільтраційних властивостей, порушення гідродинамічного зв'язку продуктивного пласта зі свердловиною і зниження її продуктивності. У відомих способах, традиційно використовують порошкоподібні тверді гідрореагуючі речовини дисперсністю від 15 до 500 мкм, енергетичний і бо хімічний потенціал системи ГОС і ГРО використовується неефективно, так як при низькій проникності ПЗП неможлива фільтрація суспензії, особливо її твердої фази в поровий простір, екзотермічна реакція гідролізу гідрореагуючих речовин протікає в експлуатаційній колоні, основна частина тепла, що виділяється, витрачається не на прогрів порового простору, а йде на розігрів експлуатаційної колони і гірської породи привибійної зони. А в умовах низької проникності ПЗП основна частина газів, що генеруються, і продуктів реакції також не в повній мірі надходить в поровий простір, а йде вгору по колоні. В такому випадку термогазохімічній обробці наражаються в основному ділянки, що мають ще до початку обробки високу проникність.

Відомий також найбільш близький за технічною суттю до заявленого спосіб комплексної водневої термобарохімічної обробки продуктивного пласта свердловини, (патент Російської

Федерації Мо 2 628 342 СІ, МПК Е218В 43/24, СО9К 8/592, виданий 16. 08. 2017, Бюл. Мо 23), що включає роздільно-послідовну доставку через НКТ на забій ГРС на основі складу (алюмогідриднатрієвого композиту), що забезпечує виділення водню і ГОС, на основі комплексних солей, складів, при цьому проводять закачування першої суміші ГОС і ГРО складів і закачування другої суміші ГОС ії ГРС складів різної щільності в заданому пористістю пласта обсязі, закачування першої суміші ГОС і ГРО складів проводять зі щільністю 1,35-1,4 г/см з об'ємом заповнення експлуатаційної колони від забою до рівня нижніх отворів перфорації, зверху на першу суміш закачують агрегативно стійку наносуспензію ГРС складу щільністю 1,23- 1,25 г/см? при утриманні 5-5095 дисперсної фази алюмогідриднатрієвого композиту в дисперсійному середовищі дизельного палива і органічного розчинника при кількісному вмісті компонентів рідкої фази, взятих в пропорціональному співвідношенні, що забезпечує рівність щільності рідкої і твердої фаз наносуспензії, закачування якої проводять в заданому пористістю пласта обсязі, перевищує внутрішній обсяг експлуатаційної колони інтервалу зони перфорації, з подальшим продавленням агрегативно стійкої наносуспензії ГРО складу безпосередньо в привибійну зону продуктивного пласта, проводять закачування другої суміші ГОС і ГРС складів щільністю 1,6-1,8 г/см? в обсязі, достатньому для ефективного реагування з першою сумішшю

ГОС і ГРС складів.

Однак описаний спосіб має той недолік, що реалізована при його реалізації реакція з утворенням гарячого лугу недостатньо ефективна, тому що високий енергетичний і хімічний

Зо потенціал системи ГРС ї ГОС складів реалізується не повною мірою. Це пояснюється тим, що при реалізації цього способу традиційно використовуються порошкоподібні тверді гідрореагуючі речовини дисперсністю від 15 до 500 мкм, тому екзотермічна реакція гідролізу гідрореагуючих речовин протікає в основному в експлуатаційній колоні, основна частина тепла, що виділяється, витрачається не на прогрів порового простору, а на розігрів експлуатаційної колони і гірської породи привибійної зони, при цьому велика частина водню, що утворюється, не піднімається вгору. Та ж частина водню, яка потрапляє в пласт, не має тієї хімічної та дифузійної активності, яку має цей газ в момент його генерування. Це істотно знижує якість обробки, особливо у випадках з закольматованими колекторами. Описаний спосіб недостатньо ефективний при обробці низькопроникних, карбонатних колекторів, так як для збільшення проникності і утворення додаткових тріщин, що сприяє поліпшенню фільтраційних властивостей пласта, повинен утворюватися атомарний водень. При закачуванні в пласт агрегативно стійкої наносуспензії гідрореагуючого складу щільністю 1,23-1,25 г/см? при утриманні 5-50 95 дисперсної фази алюмогідриднатрієвого композиту в дисперсійному середовищі дизельного палива і органічного розчинника спосіб низкьоефективний, оскільки не відбувається утворення атомарного водню безпосередньо в пласті.

Задачею даної корисної моделі є підвищення ефективності комплексної водневої термобарохімічної обробки при обробці нізкопроникних, карбонатних колекторів за рахунок досягнення таких технічних результатів: збільшення проникності і додаткового припливу і зниження в'язкості флюїдів шляхом утворення додаткових мікротріщин і збільшення довжини перфораційних каналів, що сприяє поліпшенню фільтраційних властивостей пласта внаслідок утворення атомарного водню в процесі екзотермічної реакції ГРО з водою в поровому просторі

ПЗП, де і реалізується основний термодинамічний потенціал утворених газорідинних компонентів, проходження передполум'яних процесів крекінгу і піролізу високомолекулярних вуглеводнів із застосуванням ГРС, які забезпечують високі параметри тепловиділення в продуктивному горизонті свердловини, що обробляється.

Поставлену задачу і перераховані технічні результати при реалізації запропонованого способу вирішують тим, що в способі комплексної водневої термобарохімічної обробки ПЗП свердловини, що включає роздільно-послідовну доставку через НКТ гідрореагуючих, на основі складу, що забезпечує виділення водню і паливно-окиснювальних, на основі комплексних бо солей, складів, при цьому проводять закачування першої суміші ГОС і ГРС складів і закачування другої суміші ГОС ії ГРС складів різної щільності в заданому пористістю пласта обсязі, відповідно до корисної моделі, перед закачуванням першої суміші ГОС і ГРС складів нижній кінець НКТ розташовують на рівні верхніх отворів перфорації і доставляють в інтервал перфорації органічний розчинник, який виступає в ролі буфера, а після закачування першої суміші закривають затрубний простір і проводять її продавлення безпосередньо в привибійну зону продуктивного пласта рідиною для глушіння свердловини, обсяг якої дорівнює обсягу першої суміші, після чого послідовно закачують органічний розчинник, що виступає в ролі буфера, і другу суміш, потім закривають затрубний простір і проводять продавлення другої суміші безпосередньо в привибійну зону продуктивного пласта рідиною для глушіння свердловини, обсяг якої перевищує обсяг другого розчину, при оптимальних варіантах реалізації запропонованого способу щільність закачуваної першої суміші становить 1,15-1,4 г/сму, а щільність другої суміші -1,45-1,8 г/см3; обсяг органічного розчинника, який виступає в ролі буфера, використаного перед закачуванням першої суміші ГОС і ГРС, дорівнює обсягу заповнення експлуатаційної колони від забою до рівня нижніх отворів перфорації, а щільність становить не менше 1,9 г/см3.

Внаслідок багатостадійної екзотермічної реакції компонентів ГОС і ГРС і пластової води відбувається у привибійній зоні продуктивного пласта свердловини в процесі горіння системи при температурі не менше 200 "С і підвищеному тиску, спочатку реакції воднеутворення - виділенням активного водню, компоненти, що входять до складу першої і другої сумішей ГОС і

ГРС, починають реагувати між собою. Першим генерується атомарний водень Н, який має високу проникність і фільтрується по пласту разом з продуктами реакції сумішей складів ГОС і

ГРС у вигляді гарячих газів, таких як оксид вуглецю (СО, СО2), азот та його оксиди (М2, МО, МО»,

М2гОЗ, М2О5) по існуючим тріщинам, розширюючи їх і покращуючи проникність колектора. Водень є носієм конденсованих продуктів згоряння, які мають лужний характер і впливають на теригенні породи, розчиняючи аморфні форми пісковиків, глин і алевролітів. Реакція супроводжується підвищенням температури і тиску в ПЗП пласта. Суміші гарячих газів, що утворилися в процесі екзотермічної реакції, діють під тиском і утворюють в пласті незворотні фізико-хімічні перетворення, які сприяють збільшенню існуючих тріщин і поліпшенню фільтраційних властивостей пласта, як наслідок, відбувається дифузійне переміщення флюїду по каналах в

Зо сторону найменшого тиску, тобто до стовбура свердловини і виносу його на поверхню.

Продукти реакції утворюють кисле середовище, яке впливає на карбонатні включення і розчиняє породу. Під дією кислот, що утворилися в пласті, в результаті хімічних перетворень реагентів, в даному випадку це азотна і соляна кислоти, на карбонатну породу, яка має сполуки основного характеру СаО і МодО або доломіту СаМа (СОз) 2, реакції йдуть з виділенням вуглекислого газу по типу:

СасСозн2 НОСІ - Сасі я НО я СО» або Сама (СО3)2:-4НМОз-Са(МОз)2-Ма(МОз) 2-2 НгО2со».

Вуглекислий газ різко знижує в'язкість нафти. Температура хімічних процесів в пласті при водневій термобарохімічній обробці в режимі фільтраційного горіння відбувається в інтервалі 250-350 "С. Завершальний процес термобарохімічної реакції - це утворення лугу безпосередньо в пласті, яка також позитивно впливає на ПЗП пласта. Таким чином виключаються втрати тепла по дорозі до привибійної зони. Тепло, що виділяється, і продукти горіння надходять безпосередньо в ПЗП пласта, а не піднімаються по обсадній колоні, виділення великої кількості гарячого газу за короткий проміжок часу веде до додаткового утворення тріщин і розриву пласта щільного колектора. Внаслідок цього роздільно-послідовне закачування в ПЗП пласта першого і другого розчинів ГОС і ГРС разом з воднеутворювальною складовою, ініціатором горіння і стабілізуючими добавками дозволяє вже на першій стадії екзотермічної реакції комплексно і суттєво підвищити пористість і проникність оброблюваної породи, створити додаткову систему мікротріщин, закріплюючи їх за рахунок акумуляції тепла, що утворилося, і системи гарячих газів в самому пласті, а не в експлуатаційній колоні. Вибір щільності закачуваних першої і другої сумішей 1,15-1,40 г/см3 та 1,45-1,80 г/см" відповідно обумовлений дотриманням умови рівності щільності твердої та рідкої фаз при кількісному вмісті компонентів рідкої фази, взятих в пропорційному співвідношенні, що дозволяє рідкій фазі безперешкодно проникати в поровий простір ПЗП. Вибір щільності органічного розчинника, який виступає в ролі буфера, використаного перед закачуванням першої суміші ГОС і ГРС в інтервал перфорації не менше 1,9 г/см3 і обсягу рівного об'єму заповнення експлуатаційної колони від забою до рівня нижніх отворів перфорації є оптимальним, оскільки в цьому випадку забезпечується тимчасовий захист від води компонентів ГОС і ГРС, які не вступають в реакцію з водою і не розчиняються в ній.

Запропонований спосіб не вимагає багаторазового підйому і спуску НКТ, внаслідок чого істотно спрощується технологічний процес в цілому і зменшуються матеріальні витрати на його здійснення.

Конкретний приклад реалізації запропонованого способу.

На кресленнях, фіг. 1, 2, представлена схема реалізації запропонованого способу, де на фіг. 1 показаний етап доставки органічного розчинника, який виступає в ролі буфера і першої суміші

ГОС і ГРС складів і продавлення безпосередньо в ПЗП пласта рідиною для глушіння свердловини; на фіг. 2 - показаний етап послідовного закачування органічного розчинника, який виступає в ролі буфера і другої суміші ГОС і ГРС складів і продавлення безпосередньо в ПЗП пласта рідиною для глушіння свердловини. Поз. 1 - експлуатаційна колона; поз. 2 - НКТ; поз. З - інтервал перфорації; поз. 4 - перша суміш ГОС і ГРС; поз. 5 - рідина для глушіння свердловини; поз. 6 - ПЗП пласта; поз. 7 - друга суміш ГОС і ГРО.

Проводять глушіння свердловини шляхом заповнення експлуатаційної колони рідиною для глушіння свердловини 5 (Фіг. 1), здійснюють допуск НКТ 2 і встановлюють нижній кінець НКТ 2 на рівні верхніх отворів інтервалу перфорації 3. Попередньо підготовлені органічний розчинник, який виступає в ролі буфера -тетрахлоретилен (С2С14, щільністю 1,62 г/см3) в обсязі, що забезпечує тимчасовий захист від води компонентів ГРС, який не вступає в реакцію з водою і не розчиняється в ній, і першу суміш ГОС і ГРО 4, щільністю 1,15-1,40 г/см" (ГОС - який складається з ряду нітрильних полімерів) і (ГРС - має в своєму складі воднеутворюючий каталізатор), через НКТ 2 при відкритому затрубному просторі експлуатаційної колони 1 доставляють в інтервал перфорації З з розрахунку обсягу заповнення експлуатаційної колони 1 від нижніх до верхніх отворів інтервалу перфорації З для реалізації реакцій взаємодії реагентів при обробці продуктивного пласта. При закритому затрубному просторі експлуатаційної колони 1, використовуючи рідину для глушіння свердловини 5, склад якої залежить від колекторських властивостей продуктивного пласта, а її обсяг дорівнює обсягу першої суміші складів ГОС і ГРС 4 проводять продавлення першої суміші складів ГОС і ГРС 4 безпосередньо в ПЗП пласта 6.

Після цього відкривають затрубний простір експлуатаційної колони 1 і проводять наступний етап: НКТ 2 не змінюють свого положення в свердловині. Попередньо підготовлені органічний розчинник, який виступає в ролі буфера - тетрахлоретилен (С2СІ4, щільністю 1,62 г/см3) в

Зо обсязі, що забезпечує тимчасовий захист від води і зіткнення з компонентами першої суміші складів ГОС і ГРО компонентів ГРС, і другу суміш ГОС і ГРО 7 щільністю 1,45-1,80 г/см3 (ГОС - складається з ряду нітрильних полімерів) і (ГРС - має в своєму складі воднеутворюючий каталізатор), через НКТ 2 при відкритому затрубному просторі експлуатаційної колони 1 доставляють в інтервал перфорації З з розрахунку обсягу заповнення експлуатаційної колони 1 від нижніх до верхніх отворів інтервалу перфорації 3. При закритому затрубному просторі експлуатаційної колони 1, використовуючи рідину для глушіння свердловини 5, склад якої залежить від колекторських властивостей продуктивного пласта об'ємом, який перевищує внутрішній обсяг експлуатаційної колони 1, проводять продавлення другої суміші складів ГОС і

ГРО 7 безпосередньо в ПЗП пласта 6.

Приклад практичного застосування технології.

Перед початком проведення робіт по термобарохімічній обробці ПЗП були проведені геофізичні дослідження свердловини, перевірені (вивчені) фільтраційні характеристики ПЗП, поточні параметри експлуатаційних даних, які є визначальними при підборі складів ГОС - ГРС, після чого були визначені оптимальні при підборі якісного і кількісного складу реагентів системи паливно-окиснювальні і гідрореагуючі склади (ГОС і ГРО) для проведення ефективної обробки.

Свердловина розташована на нафтогазовому родовищі Асі (Аді) в Пакистані. Закінчено буріння 30.12.2011 року з забоєм 3384 м, де було розкрито два продуктивних горизонту Кнемгта (Кевра). Показники продуктивності свердловини перед проведенням робіт, такі: Кнемта (Кевра)

Р гирлі -10,6 атм, Т - 90 С, ОО нафти -11,4 м3 / добу, О газу - 4,25 тис. м3 / добу. Пористість пласта - 7 95; Поточний забій -3384 м; продуктивний пласт представлений пісковиком. Інтервал перфорації -3319,5-3338 м. Ефективна товщина пласта -18,5 метрів. Внутрішній діаметр обсадної колони свердловини в зоні перфорації -108,6 мм, де обсяг на 1 погонний метр становить 9,25 літрів. Загальний обсяг розчинів сумішей ГОС і ГРО становить 350 літрів. На кресленні (Фіг. 1) показана установка в свердловину 1, заглушену рідиною глушіння з щільністю 1,05 г/см3 НКТ 2 на рівні верхніх отворів інтервалу перфорації 3, а саме на позначці 3319 метрів.

Потім буферний розчин у вигляді тетрахлоретилену (С2СІ14, щільністю 1,62 г/сму), об'ємом 25 літрів і першу суміш ГОС - ГРО 4 об'ємом 175 літрів, щільністю 1,21 г/см3 (ГОС - складається з ряду нітрильних полімерів) і (ГРО - має в своєму складі воднеутворюючий каталізатор), рідиною глушіння свердловини 1 об'ємом 9,99 м3 при відкритому затрубному просторі експлуатаційної бо колони 1 через НКТ 2 доставили в інтервал перфорації 3, після чого закрили затрубний простір і при тиску поглинання пласта рідиною глушіння 1 продавили першу суміш ГОС і ГРС 4 в ПЗП пласта 6 в співвідношенні ГОС і ГРС: рідина глушіння 1:1.

Потім відкрили затрубний простір експлуатаційної колони 1, фіг. 2, не змінюючи розташування НКТ 2, через НКТ 2 рідиною глушіння свердловини 5 об'ємом 9,99 му, доставили в інтервал перфорації З буферний розчин у вигляді тетрахлоретилену (С2СІ4, щільністю 1,62 г/сму) обсягом 20 літрів і другий суміші ГОС і ГРО 7 об'ємом 175 літрів, щільністю 1,54 г/см3 (ГОС - складається з ряду нітрильних полімерів) і (ГРО - має в своєму складі воднеутворюючий каталізатор). Потім закрили затрубний простір експлуатаційної колони 1 і при тиску поглинання пласта рідиною для глушіння 5 свердловини продавили другу суміш ГОС і ГРС 7 в привибійну зону продуктивного пласта 6 в співвідношенні ГОС і ГРС: рідина глушіння 1: 2.

Внаслідок проведених операцій друга суміш ГОС і ГРС 7 проникає в ПЗП 6 ії вступає у взаємодію з першої сумішшю ГОС і ГРО 4, відбувається екзотермічна реакція, яка супроводжується підвищенням температури, утворенням гарячого газу і тиску в ПЗП пласта 6.

При закритому трубному і затрубному просторі експлуатаційної колони 1 залишили свердловину на технологічну витримку на 6-10 годин. Продуктами реакції, що утворилися в ПЗП пласта 6 є продукти хімічних реакцій систем паливно-окиснювальних і гідрореагуючих складів з високим термодинамічним потенціалом хімічної взаємодії фракції з лужної складової.

Після проведення комплексного впливу на ПЗП пласта 6, свердловина вийшла на робочий режим і досягла наступних показників видобутку: Р гирлі - 21 атм, Т -104 "С, 9 нафти - 29,5 м/добу, О газу - 8,78 тис. м3/добу.

З наведених результатів проведених робіт випливає, що продуктивність видобутку свердловини, в порівнянні з показниками видобутку перед проведенням робіт по термобарохімічному впливу на ПЗП пласта, збільшилася на 100-150 95.

Таким чином пропонований спосіб комплексної водневої термобарохімічної обробки ПЗП свердловини забезпечує високий термодинамічний потенціал освічених газорідинних компонентів, які через перфорацію впливають на пласт, забезпечуючи механічну і хімічну обробку породи, подовжуючи і розширюючи канали перфорації. Цей спосіб дозволяє підвищити продуктивність свердловин та ефективність розробки родовищ з важковидобувними запасами, оскільки він заснований на багатостадійному термогазохімічному процесі, в ході реалізації якого

Зо первинні реакції з генеруванням атомарного водню, ще на низькотемпературній стадії процесу відбуваються безпосередньо в ПЗП пласта з подальшою фільтрацією всього обсягу виділеного водню в поровий простір, що дозволяє здійснювати попередній розігрів ПЗП, підвищити ефективність протікання реакцій доставлених реагентів з високим термодинамічним потенціалом проходження перфораційних каналів продуктивного пласта. При цьому підвищується ефективність комплексної водневої термобарохімічної обробки для збільшення проникності ПЗП пласта, зниження скін-фактора і збільшення продуктивності (дебіту) свердловини.

Claims (3)

ФОРМУЛА КОРИСНОЇ МОДЕЛІ 40

1. Спосіб комплексної водневої термобарохімічної обробки привибійної зони продуктивного пласта свердловини "ТВС-ЕНА", при якому виконують роздільно-послідовну доставку через насосно-компресорні труби (НКТ) гідрореагуючих на основі складу, що забезпечує виділення водню і паливно-окиснювальних, на основі комплексних солей складів, при цьому проводять 45 закачування першої суміші паливно-окиснювальних (ГОС) і гідрореагуючих (ГРС) складів і закачування другої суміші ГОС ії ГРС складів різної щільності в заданому пористістю пласта об'ємі, який відрізняється тим, що перед закачуванням першої суміші ГОС і ГРС складів нижній кінець НКТ розташовують на рівні верхніх отворів перфорації і доставляють в інтервал перфорації органічний розчинник, який виступає в ролі буфера, а після закачування першої 50 суміші закривають затрубний простір і проводять продавлення безпосередньо в привибійну зону продуктивного пласта рідиною для глушіння свердловини, об'єм якої дорівнює об'єму першої суміші, після чого послідовно закачують органічний розчинник, який виступає в ролі буфера, і другу суміш, потім закривають затрубний простір і проводять продавлення другої суміші безпосередньо в привибійну зону продуктивного пласта рідиною для глушіння 55 свердловини, об'єм якої перевищує об'єм другого розчину.

2. Спосіб за п. 1, який відрізняється тим, що закачують першу суміш щільністю 1,15-1,4 г/см3, а другу суміш - 1,45-1,8 г/см3.

3. Спосіб за п. 1, який відрізняється тим, що об'єм органічного розчинника, який виступає в ролі буфера, який використовують перед закачуванням першої суміші ГОС і ГРС, дорівнює об'єму заповнення експлуатаційної колони від забою до рівня нижніх отворів перфорації, а щільність становить не менше 1,9 г/см3. я щи чн пишна ши м ня я а а и ТО рн ви нон іх Ши НН шк на ен ши І ОН У У ке Ой НИК

Фіг.