Управляемый многофакторный термогазохимический процесс характеризуется образованием в призабойной зоне
скважины многостадийного термогазохимического процесса, в ходе которого выделяются газы, в том числе водород,
и горячие кислоты – азотная и соляная (в отдельных случаях плавиковая).
Используются высокоэнергетические горюче-окислительные смеси, тепловой эффект реакции которых достигает 14-20 МДж/кг,
и гидрореагирующие вещества на основе натрия, алюминия, лития и бора.
Выделяющийся на начальной стадии термохимического процесса водород (получаемым из алюмогидрида натрия NaAlH4 и других ГРС на основе алюминия), улучшает проницаемость коллектора и способствует фильтрации химически активных компонентов в пласт, где происходят их вторичные реакции с минеральной частью пласта и кольматантами. На высокотемпературной стадии процесса (250°-350°) в условиях высоких давлений, в присутствии атомарного (получаемым как NaAlH4, так и ГРС на основе бора) и молекулярного водорода и катализаторов реализуется процесс гидрокрекинга АСПО с образованием газовых и дистиллятных фракций.
Выделяемые в ходе процесса горячие газы эффективно вовлекаются в процесс обработки. Кроме прогрева порового пространства, CO2 снижает вязкость нефти, N2O - в ходе реакции с водой, в том числе пластовой, уже в ПЗП образует азотную кислоту, СО – способствует улучшению фильтрационных свойств пласта.
Реакция гидрореагирующих веществ с водой снижает обводненность ПЗП, приводит к обезвоживанию гетерофазной реакционной среды, повышению концентрации выделившихся в ходе реакции азотной и соляной кислот, что в конечном итоге приводит к образованию царской водки, химическая активность которой существенно выше, чем у каждой из этих кислот в отдельности. Это позволяет эффективно воздействовать на твердую фазу цементировочных и буровых растворов, минеральную часть пласта как терригенных, так и карбонатных коллекторов.
Высокотемпературное воздействие на продуктивный горизонт продуктами реакции приводит не только к химической обработке пласта, но и к механическому трещинообразованию за счет высоких градиентов давления и температур.
Бугреватовское месторождение
Нефть
Скважина 68
Барсы Гелмес
Год обработки 2010 г.
Нефть
Новый Уренгой. ЯНАО
Год обработки 2014 г.
Нефть
Новый Уренгой. ЯНАО
Год обработки 2014 г.
Нефть
Пихтовое месторождение
Год обработки 2003 г.
Скважина 173
Дацинское месторождение
Год обработки 2011 г.
Скважина 58-88
![]() |
![]() |
![]() |
![]() |
![]() |
![]() |
![]() |
![]() |
![]() |
![]() |
![]() |
![]() |
![]() |
![]() |
![]() |
![]() |
![]() |
![]() |
![]() |
![]() |