ИНСТРУКЦИЯ

ГО НАПРАВЛЕННОМУ ТЕЙЮХИШЧВСКОМУ ВОЗДЕЙСТЯШ НА ПРИЗАБОЙНУЮ ЗОНУ ПЛАСТА

РД 39-1-440-80

Москва - 1981 г.

Op* 10 РД Э9-1-44СИЗО соя?й происходит более интенсивно, т.к. скорость их растворения горячей кислотой увеличивается по сравнению с кислотой обычной температу-рч (2С°С) в 4-5 раз. При этом происходит увеличение продуктивности склавины как за счет увеличения пористости и проницаемости имевшихся пор и трещин, так и за счет образования новых каналов фильтрации и соединения их о высокопроницаемыми дренажными каналами,

3.6,    Нагрев призабойной зоны приводит к расплавлению асфальто-смолистых веществ, отложившихся на поверхностях фильтрационных каналов, выпариванию тонких гидратных слоев воды, а также расплавлению в пор о уж пространстве кристаллизированного парафина, В результата увеличивается проницаемость призабойной зоны пласта, фазовая проницаемость пород для нефти, а также уменьяаетоя вязкость нефти,

3.7,    Поскольку экзотермическая реакция магния с раствором оо-ляной кислоты происходит непосредственно в призабойной зоне пласта

при ТХВ полностью исключается возможность бесполезной потери тепла.

Пои

3.8, ‘ТХВ выделяется большое количество свободного водорода, часть которого растворяется в пластовой нефти и онижает ее вязкость. При создании депреосии на пласт нерг.стзорившийся свободный водород способствует вытеснению маловязкой нефти к забои скважины.

3.9,    При ТХВ происходит выпаривание связанной воды. Насыщенный пар, обладая большим количеством скрытой теплоты парообразования, при конденсировании будет нагревать породы пласта и пластовую нефть.

В результате определенное время пластовая нефть будет иметь низшую вязкость, чем облегчается ее извлечение при создании депрессии на пласт.

ЗЛО. При внутри пластовой обработке окважин, гранулированный или перопковий магний может вводиться в трещины пласте в смеси с крупнозернистым кварцевым песком. При этом происходит резкое увеличение проницаемости призабойной зоны се очет открытия естественных

третин к образования новых. После растворения гранул магния, крупно-

зернистый пеоок находится в рассредоточенном положении и не длат возможности омыканяв трещин при снижении забойного давления л процессе освоения и эксплуатации скважин. Рассредоточенная упаковка песка увеличивает проницаемость трещин.

3.TI. Поскольку после обработки скважин температура отработанного, еще активного раствора кислоты достаточно высокая, с целью предохранения подземного и наземного оборудования от коррозии, кислотный раствор дополнительно иншбируется с применением ингибиторов коррозии, приведенных в таблице I.

Таблице I.

I.	№>г	_	3201	_
2.	ЦС&Г+ алкилдиметилбензиламмонийхлфнд	0.1	Г: 7	22,9
3.	HCfтехн. ингиб. ПБ-5 ♦ алкилдииетил-бензиламмонийхлорид	0,005	10,17	31,2
4.	/#5?техн. ингиб. ПБ-5 + моноэтанолвьмд	0,5	18.8	16,7
5.	ЦС8 техн. ингиб. ПБ-5 ♦ катацин	0,1	Ю.I	33.0
6.	ЦСВ техн. инто. ПБ-5 ♦ уротропин	0,5	19,9	15.9

4. Направленное термохимическое воздействие на призабойную зону пласта.

4.1. Технологическая схеме простого термохимического воздейот вия (ГСП) заключается в том, что в призабойную гону по схеме гидро-* разрыва пластов вводится гранулированный или порошковый магний,вслед за которым закачивается 15£ раствор соляной кислоты. В случае, если давление открытия тредом превышает давления опрессовки эксплуатационной колонны, обработку сквеяин проводят с установкой пакета выше• интервалов перфорации [2] •

4.г. Опит применения ГСЗ на сква?тнах месторождений производственных объединений "Татнефти", "Башнефти", "Мангиалокиафти", "Уз-

стр* и рд з9~1-но~8о

бекнефти" и др. показал его высокую эффективность [ I, 2, 1б] .

4*3. Однако, при применении ТХВ в нефтедобывающих скважинах, вскрывших пласты с неоднородными по проницаемости коллекторами, а также при наличии в продуктивном разрезе обводненных пропластков или пластов эффективность его снижается.

4.4.    При эксплуатации единым фильтром нескольких неоднородных по литологическому составу пластов обводняются прежде всего высокопроницаемые интервалы. При этом в обводненных пластах наблюдается более высокое пластовое давление по сравнению с другими пластами.

4.5.    При ТХВ таких скважин раскрытие трещин происходит прежде всего в обводненных интервалах, т.к. они более всего раздренированы, обладаю* выоокой проницаемостью и для раскрытия их трещин требуется меньшее давление. В результате экзотермическая реакция происходит в этих пластах, что приводит к увеличению обводнения скважин и уменьшению притока нефти.

4.5.1.    После обработки окважины # 1269 Уэеньского месторождения дебит жидкости увеличился с 70 м³/сут до 350 м³/сут. Однако, за очет повышения обводненности с 37# до 90£ произошло уменьшение дебита нефти с 44 м³/су* до 35 м³/сут.

4.6.    Сущность метода Направленного термохимического воздействия (НТХВ) заключается в том, что термохимичеокая обработка производится только в мефтенасыщенных пластах_Р исключая обводненные интервалы.

5. Область применения,, выбор и подготовка скважин.

5.1.    Областью применения метода НТХВ являются нефтедобывающие

и водоиагнетательные сквеышкы, требующие еелективного повышения продуктивности (приемистоотм) отдельных пластов или пачек в разрезе

многопластового обьекта эксплуатации.

5.2.    Критерием выбора скважин для НТСВ являются резкое снижение коэффициентов продуктивности (приемистости) в процесса эксплуа-

РД 39-W^O-eo Стр.13 тации скважин на месторождениях с неоднородными много пласт отыми объектами эксплуатации и наличие в разрезе нефтенасыпеиных неработающих или слабоотдаящих продукции пластов и пачек, несоответствие Фактических коэффициентов продуктивности (приемистости) с расчетными значениями или по сравнению с близлежащими скважинами с аналогичными гидродинамическими характеристиками после ввода их из бурения,

5,3. Скважины, выбранные для направленной ТХВ, должны удовлетворять следующим требованиям.

5.3.1.    Эксплуатационная колонна, НКТ и устьевая арматура должны быть герметичными.

5.3.2.    Конструкция и состояние эксплуатационной колонны должны позволять спуск пакерующих устройств при необходимости их установления.

5.3.3.    Продуктивнее пласты, вскрытые перфорацией, должны быть надежно разобщены между собой и с непродуктивными пластами. Определение наличия межпластовых притоков производится с помощью гидродинамических и промыслово-геофизических методов [ 12, I3J •

5.3. ^. Обвязка скважины должна обеспечивать проведение непрерывного технологического процесса направленного ТХЗ при давлениях гидроразрыва, возможность проведения прямой и обратной прэмклки скважины ведой или углеводородными жидкостями, а также быстрое освоение скважины.

5.i*. Для планирования и расчета процесса ТХВ необходимо иметь данные обо всех проведенных ремонтных работах на скважине, результатах гидродинамических и промыслово-геофизических исследований.

5.5.    На основании результатов исследования скважин на установившихся режимах пробных закачек (не менее три режима) делают заключение о наличии трещин в призабойной зоне и величине ожидаемых давлений их раскрытия.

5.6.    Для удаления с подземного оборудования отложений парафина, мехпримесей и т.п., перед производством направленного ТХВ необ-

ходимс промыть нефтедобывающую скважину углеводородными раствориталя-ми, а вопонагнетательную скважину - горячей водой до прекращения выноса продуктов загрязнения.

6. Выбор оборудование и расчет матерналог и реагентов для проведения направленного ТХВ.

6.1. Направленное 1X8 проводится с применением насосных агрега-тог ЦА-320, ЦА-420, 4АН-700, количестве которых определяется ожидаемыми заилением раскрытия трещин и приемистостью скважины и пескосие-сительного агрегата ПА-4. На рис. 2 представлена схема подключения спецтехник при проведении ТХВ.

6.?. Скорость нисходящего потока жидкости-носителя должка быть больше скорости свободного падения песка и гранулированного магния*

На рис. 3 показана скорость падения частиц магния в зависимости от диаметра гранул и вязкости жидкооти-магиийносители.

6*3. Закачка кислотного раствора проводитоя с применением одного насосного агрегата,

6.4.    Для быстрого освоения и пуска окважмны в эксплуатацию после направленного ТСВ в охеме обвязки устья скважины необходимо предусмотреть возможность подсоединения передвижного компрессора высокого давления или использование компрессоров газляфга через НРБ.

6.5.    В скважину опускаются НКТ с пусковыми*рабочими клапанами, установленными че глубинах, раосчитажшх, соответственно, о мощностью применяемого компрессоре и плотностью скважикиой жидкости.

6.6.    Е схеме обвязки скважины должн* быть предусмотрена везмаж-ность снижения пускового давления при Освоении оклажимиым методом одновременного нагнетания в скважину жидкости и рабочего агента.

6.7.    В качестве рабочего агента при оовоеикм иди пуска скважины в эксплуатацию применяется сжатый воздух или углеводородный газ высокого давления системы газлифта.

6.8.    3 качестве продавочяой жидкости в нефтедобывающих скважи-

VI Э$~1»4И(Ь$0 стр.гз

Рис. 2, Схема подключения спецтехнмки при проведении термохимического воздействия

ндсссио-компрессорнме rvjtiu,

3 - пакер,    .    \

ь. - блок манифольдов (ЕМ-700;,

5    - насосные агоетэты,

6    - пескосуеситедьяи'» агоеглт,

7    - иементиро^чные агое'гаты,

6 - емкость с буферной’уидкостьп,

9 - емкость с жидкостью геэрыеа и р^лгечтои^ситею!.*, 1C - емкость с еоляно-кясЗютжг4 раствором,

II - агрегат для Закачки соллно-кислоткого растворе.

Рис- 3. Зависимость скорости свободного падения гранул магния разьнчмогэ диаметра от вязкости жидкооти-моомталя.

нах применяется углеводородная жидкость (нефть, конденсат, и т.п.), а в водонагнетательних окважмнах - вода.

6.9.    Время реакции магния с соляной кислотой в призабойной зоне пласта не должно превышать 60 мин., исчисляя о момента продавим последней порции кислотного раствора в пласт,

6.10.    Концентрация твердых реагентов должна составлять 70-300 на I л жидкости-нооителя и зависит от вязкости применяемой *<идкости. Боли в качестве жидкости-носителя применяется нефть вязкостью бочее 50 on, концентрация твердых реагентов должна составлять 100-300 г/л. Боли в качестве жидкости-носителя применяется конденсат, нестабильный бензин или вода, концентрация твердых реагентов - не более 70г/л.

6.11.    Количество магния, необходимое для обработки скважины, берется из расчета 15-20 кг на I м обрабатываемой толщины пласта,

6.12.    Обьем соляной кислоты 151 концентрации берется 50-100 л на I кг магжя в зажоимости от необходимой температурь нагрета призабойной зоны и величины оотаточной концентрации кислотного раствора (рис. I).

6.13.    Если в процессе обработки скважины до полного введения магния в пласт по какой-либо причине произошла вынужденная остановка агрегатов» процесс закачки прекращается,и магний сразу же вымывается на поверхность.

7. Технологические схемы проведения направленного ТХЗ

Технологическая схема проведения HIXB зависит от расположения обводненных или не требующих обработки нефтенасыщенных пластов по отношение к обьектам воздействия (рис. *0.

7,1. При расположении обьекта воздействия в верхней части разреза направленное ТХЕ производится с предварительной засыпкой нижней части разреза песком или другими эременно-пе^крывагь'лми материалами (рис. 4-а).

Рио. 4* Схемы оборудования забоев скважины для проведения направленного *П(В:

а)    при расположении обьекта воздействия в верхней часты разреза;

б)    при расположении обкекта воздействия в верхней я нижней честях разреза;

в)    при расположении обьехта воздействия в нижней части разреза.

7.1*1. При полном обводнении нижнего интеграла пласта целесообразно его »гключение путем забойной заливки.

7.1.2.    После отключения нижней части разреза и случав, если давление раскрытия трении превышает давления опгеосовки эксплуатационной колонны, над объектом воздействия устанавливают пакер.

7.1.3.    Закачкой жидкости-разрыва добиваются гидрораэрчва пластов или раскрытия трещин в объекте воздействия.

7.1.4.    Не сбавляя достигнутой скорости нагнетания, закачивают

в скважину запланированный объем суспензии гранульроааьного или порошкового магния или их смеси с крупнозернистым кварцевым песком в соотношении 1:5.

7.1.5.    Не снижая темпа эакачкя, продавливают реагенты в трещины пласта.

7.1.6# Вслед за смесью твердых реагентов через разделительную жидкость, в объеме 0,5 м³, закачивают необходимое количество 15# раствора соляной кислоты,(в качестве разделительной и продавочной жидкости используется углеводородная или другая,не взаимодействующая с магнием и киолотсй жидност^. Кислотный раствор в пласт вводится на низшей скорости одного агрегата.

7.1.7. После реагирования магния с кислотным раствором скважину осваивают м пускают в эксплуатацию.

7.2. При расположении объектов воздействия в нижней и верхней части разреза производят спуск и посадку пакера над нижним объектом воздейстзия (рис. Ч-б) н проведение ТХЗ з нижних пластах осуществляется согласно п.п. 7.1.3. - 7.1.7.

7.2.1.    После освоения и пробной эксплуатации обработанного пласта производят орыз, гриподьем пакера я перекрывают обработанные и не требующие обработки пласты песком или другим временмо-лерехры-заьщим материалом (рис.

7.2.2.    Устанавливают пакер над верхним объектом воздействия и проводят ТОЗ в верхних пластах согласно п.п. 7.1.3. - 7-1.7.

Настоящая инструкция составлена в соответствии с приказом Миннефтепрома № 680 от I2»XCf.I977 года "О мерах по улучивнию разработки месторождения Уэень объединения "Мангывлакнефть" и в порядке выполнения программы научно-исследовательских работ Ивано-Франховского института нефти и газа (ИФИНГ) по теме "Разработка методов направленной термохимической обработки скважин" по договору с Всесоюзным нефтегазовым научно-исследовательским институтом (ВНИИнефть)»

В инструкции изложены теоретические основы и методические положения по внутрилластовой направленной термохимической обработке скважин и ограничению притоков пластовых вод путем закупоривания трещин и высокопроницаемых участков пласта продуктами взаимодействия магния и его соединений с пластовой водой.

Методика направленного ТаВ может быть применена на всех месторождениях СССР»

Авторами являются* от ИФИНГ - к.т.н., допент Ф»С»Абдулин и с.н.с. Я.Б.Тарко} от ВРШИнефти - к.т.н. В»И»Гусев и к.т»н. Н»П.Де-сик.

При проведении промысленных испытаний метода направленного TIB принимали участив! гл.инженер объединения "Ыангышлакнефтъ" А»АДергачев, гл.геолог НГДУ "Узеньнефть" Н.Д.Батырбаев, начальник У1ШП и КРС В.И.Тимохин» зав .лабораторией КазНИПИнефть В.А.Си-монов, гл.инженер объединения "Узбекнефть" А»А.Томчани, начальник ПТО В.И.Бочкарев, бывший начальник ЯГДУ "Джаркурганнефть" В*Г•Грабили», гл.инженер НГДУ "Арланнефть" К.С»Фаэлутдинов и начальник лаборатории ЦНЙПР НГДУ "Арланнефть" З.И.Лапшин.

7.3.    При~рясположении объекта воздействия в нижней члоти эксплуатационного объекта пакер устанавливают между ним и верхними интервалами перфорации (рис. 2) и прогодят ТХВ согласно п.п.7 Л.3.-7 .1.2

7.4.    В олучае образования пробок в процессе ТХВ перед пуском скважины в эксплуатацию ее промывают о применением соответствующих промывочных жидкостей.

8. Пример проведения направленного термохимического воздействия.

8.1.    В качестве примера приведено НТХВ и оценка его эффективности в нефтедобывающей скважине 1289 месторождения Узень.

8.2.    Скважина эксплуатирует ХШ-Х1У горизонты с общей толщиной 73 и. Как показали промыслово-геофизические исследования, выполненные в 1976-1978 г.г., в процессе эксплуатации происходило снижение продуктивности скважины вплоть до прекращения работы части пластов. Дебит нефти за этот период снизился с 213 м⁸/сут до 71 м^э/сут, а коэффициент охвата пластов притоком уменьшился о 30% до Обводнение скважины происходило в подошве эксплуатационного объекта (пачка "В"

XХУ горизонта), против которого наблюдается также и образование ради-огеохимическей аномалии (рис. 7).

8.3.    Направленное ТХВ проводилось по схеме 4* (рис. 4) о засыпкой нижних чаотично обводненных интервалов пласта 1263-1269 м и 1276-1286 м песком. В призабойную зону плаота было закачано 250 кг гранулированного магния и 12 м⁸ 15% реет нора соляной кислоты, которые реагировали в течение 40 мин., после чего скважина была оовоеиа

и пущена в оксплуатагэио о применением компрессора.

8.4.    Динамика дебитов жидкости, нефти и обводненности скважины ио и после направленного ТХВ представлена на рис, 5. Как видно, в результате обработки проиаошю увеличение дебита жидкости •.! нефти в 2,5 раза при практически неизменной обводненности екпажиин. Уффект от обработки продолжается ? течение 14 месяцев. Дополнительная добы-

РУКОВОДЯЩИЙ ДОКУМЕНТ

Инструкция по направленному термохимическому воздействию на призабойную зону пласта

РД Э9-1-440-80    Вводится    впервые

Приказом по Миннертепрому * HQQ от 26 сентября *980 г.

Срок введения с I ноября I960 г, до 1935 года

I. Введение

I.I. Практика внедрения метода термохимического воздействия (IXB) путем введения в трещины призабойной зоны пласта гранулированного или порошкового магния показала его высокую эффективность на месторождениях как с карбонатными, так и с терригенными коллекторами, особенно с высоковязкими нефтями, содержащими в своем составе большое количество асфальто-смолистых веществ и парафина с высокой температурой кристаллизации. После обработки скважин методом ТХВ наблюдается значительное увеличение приемистости водонагнетательных скважин и дебитов нефтяных скважин, как правило, при заметном ограничении притоков пластовых вод £"1, 16_7.

1*2» Однако из-за яеселективности метода на ряде скважин одновременно с повышением их продуктивности по нефти наблюдается резкое увеличение притоков пластовых вод, что объясняется проникновением магния презде всего в трещины хорошо раздреяированных водоносных участков пласта, где происходит экзотермическая реакция магния с кислотным раствором,

1.3. В связи с этим возникла необходимость разработки направленного термохимического воздействия на призабойную зону пласта с целью увеличения продуктивности только нефтеносных его участков с одновременным ограничением притоков пластовых вод.

1.4.    При разработке метода направленного ТХВ были приняты во внимание известные методы направленных ГРП, КО и изоляции притоков пластовых вод с применением покеров, васыпкой необрабатываемых интервалов песком и установкой цементных перекрытий, которые в настоящее время широко применяется на практике.

1.5.    Сущность направленного ТХВ нефтедобывающих скважин сводится к последовательному проведению сначала отдельных работ по ограничению притоков пластовых вод, а затем по увеличению продуктивности низкогтроиимаемых нефтенасыщенных пластов или ил участков.

1.6.    Для осуществления работ по ограничению притоков пластовых вод использована возможность проведения реакции гидролиза между пластовой минерализованной водей в обводненных частях пласта с магнием и формирования тампонагного материала ь порах и трещинах пласта, состоящего из остатков магния, гидроокиси магния и магнезиального цемента. Последний образуется в результате взаимодействия окисленной части гранулированного или порошкового магния с раствором хлористого магния [17],

1.6.1.    Магнезиальный цемент также может образоваться в результате потери гидроксильной группы кристаллогидрата хлорида магния при повышении температуры пласта в процессе экзотермической реакции магния с раствором соляной кислоты

1.6.2.    В случае притока в скважину слабоминерализованных или практически намикарализованных вод предусматривается введение в пласт измельченной кристаллической соли хлориетого магния иди ее насыщенного раствора.

1.6.3.    Ограничению притоков пластовых вод. при проведении направленного ТХВ способствует также переотложеиие высокомолекулярных компонентов пластовой нефти и нефти-реагентоносителя на поверхностях фильтрации пород пласта.

Г.7. у качестве исходного материала для формирования тампоки-

рующеЯ смеси в обводненной части пласта рекомендуется применять частично или полностью окисленный гра нули ром нный или порошковый магний, который иногда скапливается на промыслах и является непригодным для проведения термохимической обработки скважин, в т.ч. и с наполнителями (песок, глинопорошок и т.п.).

1.8. При разработке метода ограничения притоков пластовых вод приняты известные представления, что обводнение скважин происходит в основном послойно по трелкиам или по высокопроиицаемым частям пласта.

1.9.    Метод направленного ТХВ и ограничения притоков пласговнх вод успеоно апробирован на ряде нефтедобывающих и водонагнетательннх скважин месторождения Узени, Краснодарского края, Рагокирии, Узбекистана и Украины,

1Л0. Гранулированный магний, применяемый .для направленного ТХН и ограничения притоков пластовых родвыпускается Калутоним производственным обьедимемием "Хлорвинил”, а порошковый магний - Дзержинским химкомбинат м.

2. Причины снижение производительности скважин.

2.1. Причины снижения продуктивности и обводнения нефтедобывающих скважхн.

2.1 Л* Проникновение в приэебойную зону нефтенасыщенных пластов фильтрата глинистого раствора при вскрытии их бурением и рабочих жидкостей на зодноД основе, применяемых при ремонтных работах, что приводит к образовании стойких эмульсий, гидрофилизации поверхностей каналов фильтрации и уменьшению фазовой проницаемости для нефти.

2.1.2.    Набухание глинистых частиц пород пласта и выпадение солей железа в результате взаимодействия фильтрата глинистых и цементных раствор з и жидгооти глушения скважин на водной основе с пластовой водой.

2.1.3.    Закупоривание порового пространства призабойной зоны частицами тампонажного материала, попадающего в пллот в процессе цементирования счвахин.

2.1. *i. Уменьшение проницаемости призабойных вон пластов из-за адсорбции и отложения полярных компонентов нефти (омол и асфальтенов) на поверхностях каналов фильтрации.

2.1.5.    Кристаллизация парафинов и выпадение твердой фазы при нарушении термобарччеокого равновесия в призабойной зоне пластов при эскрытии их бурением, закачке холодной воды, выделении свободного газа иг нефти и его дросселировании и т.д. I в 1 «

2.1.5.    Обводнение продуктивных пластов, вследствие чего происходит снижение фазовой проницасмооти призабойной зоны пласта для нефти и увеличение забойного давления в оквааине.

2.1.7. Снижение фазовой проницаемости для нефти при выделении свободного газа в призабойной зоне при эксплуатации скважин с забой чыки давлениями ниже давления насыщения.

2.1. В. Проявление неньютоновсгнх овойств нефтей в результате изменения термобарических условий в пласте.

2.2. Причины окмжекия приемистости и коэффициенте воздействия водонагнетателъкых окважии.

2.2.1.    Снижение приемистости пластов по причинам, изложенным в п.п. 2.I.X. — 2.1.5.

2.2.2.    Несовместимость пластовой и закачиваемой вод, в результате чего происходит выпадение труднорастволимых осадков сульфатов кальция» магния» бария и др.

2.2.3.    закупоривание порового пространства призабойной зоны пластов механическими примесями, в основном гидроокисью железа, соде ржазимкся в закачиваемой воде.

2.2.4.    Злкупоригание порового пространства карбонатами в результате бикарбоматного распада при повысении температуры жестких вод, закачиваемых в продуктивные пласты.

2.2.5.    Наличие развитой сиотемы третсич в призабойной зоне пластов при эагачке в них воды под давлением, превышающем давления открытия трещин, что приводит к заводнения узких високопронице.емых интервалов пластов и к снижению коэффициента воздействия

2.2.6.    Снижение коэффициента воздействия за счет закупоривания низкопромицаемых пластов механическими примесями и продуктами коррозии, а также поглощения воды трещинами и узкими высокопроницаеммми интервалами особенно резко происходит при заводнении иногопластэвих обье*тов[5, 9, 14» 15« (fl.

2.3. Одним из методов восстановления и увеличения проницаемости призабойной зоны пластов и ее снижения в высокопродуктивных обводненных (сильнопоглошасщих) участках являются направленные терисхимические обработки скважин о применением гранулированного или персикового магния и их соединений.

3. Краткие теоретические предпосылки термохимического воздействии на призабойную зону пласта (ТХВ).

3.1.    Сущность внутрипластового термохимического воздействия на призабойную зону пласта состоит в том, что по схеме гидравлического разрыва пласта в трещины призабойной зоны вводят гранулированный или порошковый магний, вслед за которым закачивают раствор соляной кислоты. В результате происходит экзотермическая реакция магния о раствором соляной киолоты с выделением растворимой соли хлористого магния и газообразного водорода.

м₉ ♦ мсе* н₉се, ♦ н_г * но£*ш с /)

3.2.    Для термохимического процесса рекомендуется применять 15% раствор соляной кислоты; Применение кислоты с меныгей начальной концентра цией приведет к снижению остаточной концентрации киолотного раствора и его активности после реагирования о магнием. Применение более концентрированной соляной кислоты также нецелесообразно, т.к. из-за высокой концентрации солей и повышенной вязкости продуктов реакции после взаимодействия эатрудняетоя их извлечение из пласта.

3.3.    При растворении I кг магния в ооляной кислоте выделяется 452С ккал. тепла. Для полного растворения I кг магния требуетоя 18,бл раствора 15% ооляной киолоты, при этом указанный объем кислотного раствора полностью кейтралиэуетоя и нагревается до температуры 324°С.

3.4.    При подаче киолоты в избытке прореагировавший раствор нагревается до неиьяей температуры, но сохраняет достаточно высокую остаточную концентрации. Оптимальное количество кислотного раствора на

I гг магния при термохимической обработка оквежин составляет от 50 л го 100 л. При этом происходит нагревание кислотного раствора на 50-85°С и остаточная концентрация составляет 9-1#. f рис/)

3.5.    При термохимической обработке растворение карбонатных пород, карбонатных включений пород терригенных к01лектопов и отложений

Pic. I. Графики изменения температуры (I) н остаточноя концентрации С2) раствора HCI в зависимости от объема 15# раствора HCI на 1кг магния