Описание метода ВТБХ
Интенсификация добычи нефти и газа
Активная фаза обработки ПЗП стартует в момент смешивания на забое двух компонентов рабочей системы (ОВС-1 и ОВС-2), в результате чего начинается ряд идущих последовательно реакций газообразования, причем каждая предыдущая реакция является инициатором для последующей.
Импульс выделенного газа даёт импульс изменения давления, которое передаётся по всем направлениям. Движение газов обусловлено изменениями давления и температуры, температурный градиент здесь очевиден. Горячий газ, а температура газа в момент реакции в среднем составляет 280 градусов Цельсия, всегда летит к «холоду», т.е. в пласт, где он конденсируется и химически связывается. Горячий газовый пузырь, как только подходит к зоне перфорации, буквально втягивается пластом. При этом в пласте пузырьки газа дискретно-импульсно сжимаются и разжимаются, создавая дополнительные трещины и расширяя существующие. Из теории разрушения твёрдых тел Гриффитса следует, что микротрещины действуют как концентраторы напряжений в твёрдой породе. Трещины начинают расти уже при самых малых напряжениях и импульсах изменения давления.
В отличии от гидроразрыва пласта (ГРП), где основой является физическое воздействие на продуктивный пласт, особенностью ВТБХ технологии является химико-физическое воздействие, в основном химическое, в результате которого в пласте, кроме вышеописанных процессов, также образуются пары различных кислот, в том числе соляной и азотной ("царская водка"), которые в свою очередь способствуют образованию трещин и ликвидации аморфных частиц, не разрушая структуру породы.
Пластовая вода - окислитель и катализатор реакции.
Весь пласт охватывает сеть микротрещин остающихся открытыми без посторонней помощи.
Реакция гидрокрекинга выделяет особый химический элемент - атомарный водород.
H1 проникает через самые твердые и плотные образования и позволяет создавать сеть микротрещин в пласте на расстоянии до 80 метров и более.
Весь пласт охватывает сеть микротрещин остающихся открытыми без посторонней помощи.
Реакция гидрокрекинга выделяет особый химический элемент - атомарный водород.
H1 проникает через самые твердые и плотные образования и позволяет создавать сеть микротрещин в пласте на расстоянии до 80 метров и более.
* создание сети микротрещин
Отличительным признаком ВТБХ технологии является получение недоокисленных газообразных продуктов в эксплуатационной колонне скважины и доокисление их в пласте, где и реализуется основной термодинамический потенциал системы. Существует возможность обеспечить газообразование непосредственно в пласте. При этом работает закон "оптимизации метания системой двух газов". Известно, что если впереди идёт лёгкий газ (у нас водород), а за ним тяжелый (у нас оксиды углерода, азота, аммиака и пр.), то скорость метания и поток газа во столько раз больше, во сколько тяжёлый газ тяжелее первого. В результате поток газа и его скорость фильтрации в присутствии водорода увеличивается в 7 раз.
* Процесс внутрипластового крекингапиролиза
в водородной среде.
в водородной среде.
Используемые в ВТБХ технологии гидрореагирующие составы (ГРС) - это уникальные соединения. Которые из 1 дм3 выделяют из воды от 3,81 до 5,64 м3 горячего, активного водорода, в том числе атомарного. Получение атомарного водорода и цепь последующих реакций является ноу– хау разработчиков. Выделение атомарного водорода доказано методом резонанснофлуоресцентной спектроскопии (РФС). При этом найдено, что в 1 см3 газа содержится 10 15 -13 атомов (показывает счётчик Гейгера).
Температура в пласте повышается за счёт доокисления газообразных форм ГРС, рекомбинации атомов водорода в молекулы и внутрипластового горения в освободившемся кислороде.
Проникая в закрытые поры атомы водорода рекомбинируют в молекулу. При этом выделяется квант энергии, пора открывается (лопается) и флюид выходит наружу.
Главное преимущество технологии, отличающее её от всех других и характерное для работ и с нефтью, и с газом, - это полнота извлечения углеводородов, которые химически связаны с породой пласта. Это клатратные соединения, относящиеся к соединениям внедрения. Некоторые учёные считают эти соединения комплексными, где в химических связях участвуют электроны предвалентного слоя атома, представляющего породу. Это вторичная структура вещества. Так же, как и гидратные соединения.
Известно, что минимум 40 - 50 % таких углеводородов остаётся в земле и считаются неизвлекаемыми запасами. ВТБХ технология разрушает химическую связь в клатратных и гидратных соединениях, вытесняет углеводороды и закрываем активные центры своими продуктами. Об этом свидетельствуют не только эксперименты (после обработки в кернах не остаётся даже запаха нефти или газа), но и практические работы, например, на угольных месторождениях Макеевского угольного бассейна (Украина) которые годы стояли в бездействии. Для обеспечения безопасности работ шахтёров извлекался метан из пустой породы с прослойками угля. Долгие годы на этих шахтах не было взрывов.
Химические системы, используемые в водородной термобарохимической технологии для очистки призабойной зоны газовых скважин и интенсификации их работы, отличаются по составу от применяемых в нефтяной отрасли, где основное воздействие направлено на внутрипластовый водородный гидрокрекинг–пиролиз тяжёлых фракций углеводородов.
Главное преимущество технологии, отличающее её от всех других и характерное для работ и с нефтью, и с газом, - это полнота извлечения углеводородов, которые химически связаны с породой пласта. Это клатратные соединения, относящиеся к соединениям внедрения. Некоторые учёные считают эти соединения комплексными, где в химических связях участвуют электроны предвалентного слоя атома, представляющего породу. Это вторичная структура вещества. Так же, как и гидратные соединения.
Известно, что минимум 40 - 50 % таких углеводородов остаётся в земле и считаются неизвлекаемыми запасами. ВТБХ технология разрушает химическую связь в клатратных и гидратных соединениях, вытесняет углеводороды и закрываем активные центры своими продуктами. Об этом свидетельствуют не только эксперименты (после обработки в кернах не остаётся даже запаха нефти или газа), но и практические работы, например, на угольных месторождениях Макеевского угольного бассейна (Украина) которые годы стояли в бездействии. Для обеспечения безопасности работ шахтёров извлекался метан из пустой породы с прослойками угля. Долгие годы на этих шахтах не было взрывов.
Химические системы, используемые в водородной термобарохимической технологии для очистки призабойной зоны газовых скважин и интенсификации их работы, отличаются по составу от применяемых в нефтяной отрасли, где основное воздействие направлено на внутрипластовый водородный гидрокрекинг–пиролиз тяжёлых фракций углеводородов.
Атомы водорода рекомбинируют в молекулу, выделяется квант энергии. Пора открывается (лопается) и флюид выходит наружу.
Получение недоокисленных газообразных продуктов в эксплуатационной колонне скважины и доокисление их в пласте, реализует основной термодинамический потенциал системы.
В пласте поток газа и его скорость фильтрации в присутствии водорода увеличивается в 7 раз
В 1 см3 газа содержится 10 15 -13 атомов (показывает счётчик Гейгера).
Получение недоокисленных газообразных продуктов в эксплуатационной колонне скважины и доокисление их в пласте, реализует основной термодинамический потенциал системы.
В пласте поток газа и его скорость фильтрации в присутствии водорода увеличивается в 7 раз
В 1 см3 газа содержится 10 15 -13 атомов (показывает счётчик Гейгера).
По имеющейся информации практически весь фонд обработанных скважин сохраняет эффект на протяжении от 3 до 7 лет после обработки. Например газовые и нефтяные скважины обработанные в ходе пилотных работ в Туркменистане в 2010 году продолжают работать без снижения дебитов.
Результатом успешно проведенных пилотных обработок стало подписание государственного контракта с ГК «Туркменнефть» и с ГК "Турменгаз". Кроме того обработанные в октябре 2013 года скважины Ромашкинского месторождения НГДУ "Елховнефть" (ПАО «Татнефть»), стабильно работали на протяжении трёх лет. Этапы исследований (непосредственно после обработки, через 3 и 6 месяцев) констатируют улучшение химического состава нефти (снижение вязкости, уменьшение количества мех. примесей), снижение скин-фактора (с +6 до -3), изменения структуры пласта и образование депрессионной воронки в радиусе более 80 метров от забоя обработанных скважин.
Результатом успешно проведенных пилотных обработок стало подписание государственного контракта с ГК «Туркменнефть» и с ГК "Турменгаз". Кроме того обработанные в октябре 2013 года скважины Ромашкинского месторождения НГДУ "Елховнефть" (ПАО «Татнефть»), стабильно работали на протяжении трёх лет. Этапы исследований (непосредственно после обработки, через 3 и 6 месяцев) констатируют улучшение химического состава нефти (снижение вязкости, уменьшение количества мех. примесей), снижение скин-фактора (с +6 до -3), изменения структуры пласта и образование депрессионной воронки в радиусе более 80 метров от забоя обработанных скважин.
Импульс выделенного газа даёт импульс изменения давления, которое передаётся по всем направлениям. Горячий газ «летит» в пласт, где конденсируется и химически связывается.
В пласте пузырьки газа дискретно-импульсно сжимаются и разжимаются, создавая дополнительные трещины и расширяя существующие.
Трещины начинают расти уже при самых малых напряжениях и импульсах изменения давления.
Трещины начинают расти уже при самых малых напряжениях и импульсах изменения давления.
Фонд обработанных скважин сохраняет эффект на протяжении от 3 до 7 лет после обработки. В некоторых скважинах в течение 7+ лет.
Количество химических веществ, используемых при типичной ВТБХ обработке: ≈1 м3 ОВС (окислительно восстановительные смеси). Работы выполняются стандартной бригадой КРС. Для скважин которые могут поддерживать свободную циркуляцию, не требуется никакого специального оборудования. Составы ВТБХ технологии через НКТ гравитационно опускаются на забой.
На скважинах оборудованных пакером, работы по доставке ОВС на забой или закачке химических смесей в пласт могут быть выполнены с использованием колтюбинга или насоса.
На скважинах оборудованных пакером, работы по доставке ОВС на забой или закачке химических смесей в пласт могут быть выполнены с использованием колтюбинга или насоса.
ВТБХ запускает цепь внутрипластовых реакций с образованием значительного количества высокотемпературных химически активных газов, которые играют позитивную роль в увеличении текучести нефти и проницаемости.
В процессе освоения нефтяных скважин, после проведения ВТБХ, очень важным является подбор оптимального режима работы насоса и плавное увеличение объема отбираемого флюида, так как резкое создание депрессии на пласт может привести к значительному притоку воды с более медленным увеличением дебита нефти.
В процессе освоения нефтяных скважин, после проведения ВТБХ, очень важным является подбор оптимального режима работы насоса и плавное увеличение объема отбираемого флюида, так как резкое создание депрессии на пласт может привести к значительному притоку воды с более медленным увеличением дебита нефти.
Обеспечить на скважине:
• Проверенную на герметичность запорную арматуру нагнетательных и всасывающих линий;
• Станок капитального ремонта скважин для спуска / подъёма НКТ;
• Насосный агрегат работающий под давлением;
• Емкости с технической водой с плотностью 1,0 – 1,3 г/см3 для промывки скважины, а так же продавки рабочих растворов;
• Источник электроэнергии 220 В;
Работы осуществляются бригадой КРС под авторским надзором разработчиков технологии.
• Проверенную на герметичность запорную арматуру нагнетательных и всасывающих линий;
• Станок капитального ремонта скважин для спуска / подъёма НКТ;
• Насосный агрегат работающий под давлением;
• Емкости с технической водой с плотностью 1,0 – 1,3 г/см3 для промывки скважины, а так же продавки рабочих растворов;
• Источник электроэнергии 220 В;
Работы осуществляются бригадой КРС под авторским надзором разработчиков технологии.
* Необходимо заглушить скважину для проведения работ
2. Опустить НКТ до забоя.
3. Закачать раствор ОВС1 на забой. (плотность раствора 1,3 - 1,4 г/см3.
4. Поднять НКТ на 20 м. выше верхних отверстий перфорации.
5. С применением буферной жидкости закачать раствор ОВС-2, до его выхода из НКТ. (плотность - 1,6 г / см3).
3. Закачать раствор ОВС1 на забой. (плотность раствора 1,3 - 1,4 г/см3.
4. Поднять НКТ на 20 м. выше верхних отверстий перфорации.
5. С применением буферной жидкости закачать раствор ОВС-2, до его выхода из НКТ. (плотность - 1,6 г / см3).
* * Закачка химического вещества ОВС-1 на забой (плотность - 1,3 - 1,4 г / см3).
* Закачка химического вещества ОВС-2, через буферную жидкость на забой (плотность - 1,6 г / см3).
* Смешивание химического вещества ОВС-1 и ОВС-2 на забое скважины. Реакция запускается с образованием различных типов газов (H, H2, CO, NH3, NO, N2, O2, CO2, N2O3, N2O5, NO2, BO, HCL, HNO3).
* Закачка нейтрализатора 6% раствор HCl.
* Активация новой стадии реакции. Процесс нейтрализации.
* Пары горячей кислоты выделяются (HCL, HNO2, HNO3). Повышение температуры.
1. Перед применением ОВС необходимо заполнить скважину жидкостью глушения плотностью ≤1,3 г/см3. Проверить приемистость пласта.
6. Оставить скважину на 12 часов, для протекания реакции.
7. Закрыть затрубное пространство и задавить продукты реакции в пласт.
7. Закрыть затрубное пространство и задавить продукты реакции в пласт.
8. Опустить НКТ до верхних отверстий перфорации.
9. Закрыть затрубное пространство и закачать в пласт раствор №3 для нейтрализации и удаления образовавшихся коллоидных систем.
10. Освоить скважину.
9. Закрыть затрубное пространство и закачать в пласт раствор №3 для нейтрализации и удаления образовавшихся коллоидных систем.
10. Освоить скважину.
8. Опустить НКТ до верхних отверстий перфорации.
9. Закрыть затрубное пространство и закачать в пласт раствор №3 для нейтрализации и удаления образовавшихся коллоидных систем.
10. Освоить скважину
9. Закрыть затрубное пространство и закачать в пласт раствор №3 для нейтрализации и удаления образовавшихся коллоидных систем.
10. Освоить скважину
Схема закачки и процесс реакции
Формирование микротрещин ВТБХ
Типичный нефтенасыщенный пласт:
• Нефть покрывает стенки поры.
• Вода.
В различных порах породы содержится нефть, вода, нефть и вода совместно.
• Нефть покрывает стенки поры.
• Вода.
В различных порах породы содержится нефть, вода, нефть и вода совместно.
В ходе реакции крекинга воды выделяется атомарный водород - H1. H1 проникает сквозь породу, будучи наименьшим атомом в периодической таблице Менделеева, H1 может проникать через любой твердый материал, проходя через породу он рекомбинирует в молекулу H2, заполняя любые открытые пространства породы.
При рекомбинации H1 в молекулу выделяется квант энергии, происходит разрушение стенок закрытой поры. Вслед за водородом в пласт заходит система тяжелых химически активных газов, из пузырьков которых формируется система ловушек. Реакции идут импульсно. Импульс выделенного газа даёт импульс изменения давления. В результате формируется система трещин.
Система микротрещин создана. Множество таких сетей микротрещин соединяется, создавая новые каналы проницаемости.
Стадия процесса и результат
Стадия процесса
Скважина заглушена. НКТ опущена до текущего забоя скважины.
Рабочий раствор ОВС-1 (плотность 1,3 г/см3) закачивается на забой.
Рабочий раствор ОВС-1 (плотность 1,3 г/см3) закачивается на забой.
Результат
Раствор находится в забое и не реагирует.
Стадия процесса
Подъем НКТ на 25-30 метров над самой верхней зоной перфорации.
Через буферную жидкость закачать раствор ОВС-2, до его выхода из НКТ. (плотность - 1,6 г / см3).
Образование (также во время реакции с жидкостью-глушения) и конденсация паров кислоты (непосредственно в порах породы).
Через буферную жидкость закачать раствор ОВС-2, до его выхода из НКТ. (плотность - 1,6 г / см3).
Образование (также во время реакции с жидкостью-глушения) и конденсация паров кислоты (непосредственно в порах породы).
Результат
Второй раствор смешивают с первым. Для некоторых химических реакций стадии показаны промежуточные компоненты и основные конечные продукты. Экзотермическая реакция с повышением температуры на 80-100 ℃.
NaNO 2 + NH4Cl = NaCl + N2 + 2 H2O
NaNO 2 + NH4NO3 = NaNO3 + N2 + 2H2O
2NaNO 3 = Na2O + N2O5 Na2O + H2O = 2NaOH
Разложение нитрата карбамида при реакции с водой
CO (NH 2) 2 HNO3 = 2NH3 + CO2 + HNO3 (газ)
NH 4Cl = NH3 + HCl
Дальнейшее разложение карбамида (мочевины)
3CO (NH 2) 2 = 3CO + 4 NH3 + N2
CO (NH 2) 2 + H2O = 2NH3 + CO2
Нагрев призабойной зоны пласта в течение 30-40 минут (процесс, контролируемый по времени).
NaNO 2 + NH4Cl = NaCl + N2 + 2 H2O
NaNO 2 + NH4NO3 = NaNO3 + N2 + 2H2O
2NaNO 3 = Na2O + N2O5 Na2O + H2O = 2NaOH
Разложение нитрата карбамида при реакции с водой
CO (NH 2) 2 HNO3 = 2NH3 + CO2 + HNO3 (газ)
NH 4Cl = NH3 + HCl
Дальнейшее разложение карбамида (мочевины)
3CO (NH 2) 2 = 3CO + 4 NH3 + N2
CO (NH 2) 2 + H2O = 2NH3 + CO2
Нагрев призабойной зоны пласта в течение 30-40 минут (процесс, контролируемый по времени).
Стадия процесса
150 ºС температура, при которой начинают действовать гидрореактивные компоненты (ВТБХ).
Дальнейшее повышение температуры до 250 ºС.
Дальнейшее повышение температуры до 250 ºС.
Результат
Высвобождение атомарного водорода из воды.
C3B10H18 + 21 H2O = 3 CO2 + 5 B2O3 + 30 H2
B6O + 8H2O = 3B2O3 + 8 H2:
a) B6O + 5H2O = 6BO + 10H
b) 2BO + H2O = B2O3 + 2H
c) H + H = H2
Повышение давления. Водород диффундирует в слой и улучшает его диффузионные свойства. Это свойство водорода является аномальным, как и многие другие (см. комментарий).
C3B10H18 + 21 H2O = 3 CO2 + 5 B2O3 + 30 H2
B6O + 8H2O = 3B2O3 + 8 H2:
a) B6O + 5H2O = 6BO + 10H
b) 2BO + H2O = B2O3 + 2H
c) H + H = H2
Повышение давления. Водород диффундирует в слой и улучшает его диффузионные свойства. Это свойство водорода является аномальным, как и многие другие (см. комментарий).
Стадия процесса
Обезвоживание и разложение комплексных соединений.
Результат
Температура увеличивается до 300 - 350 ºС.
Стадия процесса
Выделение следующих газов: СО, СО2, N2, NO2, N2O5 (показано синим цветом), нагрев и испарение азотной и соляной кислоты (может быть включена плавиковая кислота).
Результат
Образуется гетерофазная среда: жидкость - газообразный пар активных компонентов.
Проницаемость пара значительно выше, чем у жидкости. Эта смесь воздействует на призабойную зону пласта.
Показаны реакции кислот с горной породой и ARPD.
NH3+ H2O = NH4OH
SiO2+ 2NH4OH = (NH4)2SiO3+H2O
SiO2 + 2 NaOH = Na2SiO3 + H2O
Al2O3 + 2NaOH = 2NaAlO2 +H2O
Al2O3 + 6HNO3 = 2Al(NO3)3 +3H2O
Al2O3+6HCl =2AlCl3+3H2O
MgO+N2O5 = Mg(NO3)2
CaO+N2O5 = Ca(NO3)2
(NH4)2SiO3 + 2HCl = 2NH4Cl +H2SiO3
Na2SiO3 + 2HCl = 2NaCl + H2SiO3
Na2SiO3 + 2 CH3COOH = 2 CH3COONa + H2SiO3
Химия карбонатов с соляной кислотой также хорошо известна. Следует только учитывать, что эффективность горячей кислотной обработки значительно выше, чем при низкой температуре хлориды, нитраты и нитриды растворимы в воде и легко вымываются.
Углекислый газ снижает вязкость нефти. Оксид углерода частично превращается в угольную кислоту, участвует в процессе разрушения клатратных соединений и улучшает проницаемость пласта.
Проницаемость пара значительно выше, чем у жидкости. Эта смесь воздействует на призабойную зону пласта.
Показаны реакции кислот с горной породой и ARPD.
NH3+ H2O = NH4OH
SiO2+ 2NH4OH = (NH4)2SiO3+H2O
SiO2 + 2 NaOH = Na2SiO3 + H2O
Al2O3 + 2NaOH = 2NaAlO2 +H2O
Al2O3 + 6HNO3 = 2Al(NO3)3 +3H2O
Al2O3+6HCl =2AlCl3+3H2O
MgO+N2O5 = Mg(NO3)2
CaO+N2O5 = Ca(NO3)2
(NH4)2SiO3 + 2HCl = 2NH4Cl +H2SiO3
Na2SiO3 + 2HCl = 2NaCl + H2SiO3
Na2SiO3 + 2 CH3COOH = 2 CH3COONa + H2SiO3
Химия карбонатов с соляной кислотой также хорошо известна. Следует только учитывать, что эффективность горячей кислотной обработки значительно выше, чем при низкой температуре хлориды, нитраты и нитриды растворимы в воде и легко вымываются.
Углекислый газ снижает вязкость нефти. Оксид углерода частично превращается в угольную кислоту, участвует в процессе разрушения клатратных соединений и улучшает проницаемость пласта.
Стадия процесса
Температура, давление, атомарный водород, введенные катализаторы и горные породы участвуют в процессе крекинга и пиролиза тяжелых углеводородов.
Результат
Частичная гидроконверсия АСПО и превращение в летучие и газойловые фракции. Углерод также участвует в реакции превращения, особенно если пластовая вода находится в слое.
Стадия процесса
Разложение NH4NO3 с образованием кислорода. Горение на месте обеспечивает присутствие в соединении уникального компонента - полимерного нитрила парацианогена (C2N2)n. Его минимальное количество 0,01% обеспечивает окисление цепи.
Результат
Горение на месте с нитрилами обеспечивает дальнейшее улучшение пластовых свойств, в том числе за счет увеличения в объеме новообразованных и горючих композиций. Непрореагировавший водород также дополнительно окисляется в реакции:
(C2N2)n = nC2N2
C2N2 + O2 = 2CO + N2
а) C2N2 + 2 O2 = 2CO + 2O+ N2
b) C + O = CO
в) C + 2O= CO2
In situ combustion occurs.
(C2N2)n = nC2N2
C2N2 + O2 = 2CO + N2
а) C2N2 + 2 O2 = 2CO + 2O+ N2
b) C + O = CO
в) C + 2O= CO2
In situ combustion occurs.
Стадия процесса
Через 12 и более часов НКТ опускается до уровня самой верхней зоны перфорации. Щелочная среда (NaOH) остается в забое скважины, которая нейтрализуется слабым раствором кислоты.
Результат
Система нейтрализована. Скважина готова к эксплуатации.
Стадия процесса
Результат
Скважина заглушена. НКТ опущена до текущего забоя скважины.
Рабочий раствор ОВС-1 (плотность 1,3 г/см3) закачивается на забой.
Рабочий раствор ОВС-1 (плотность 1,3 г/см3) закачивается на забой.
Раствор находится в забое и не реагирует.
Подъем НКТ на 25-30 метров над самой верхней зоной перфорации.
Через буферную жидкость закачать раствор ОВС-2, до его выхода из НКТ. (плотность - 1,6 г / см3).
Образование (также во время реакции с жидкостью-глушения) и конденсация паров кислоты (непосредственно в порах породы).
Через буферную жидкость закачать раствор ОВС-2, до его выхода из НКТ. (плотность - 1,6 г / см3).
Образование (также во время реакции с жидкостью-глушения) и конденсация паров кислоты (непосредственно в порах породы).
Второй раствор смешивают с первым. Для некоторых химических реакций стадии показаны промежуточные компоненты и основные конечные продукты. Экзотермическая реакция с повышением температуры на 80-100 ℃.
NaNO2 + NH4Cl = NaCl + N2 + 2 H2O
NaNO2 + NH4NO3 = NaNO3 + N2 + 2H2O
2NaNO3 = Na2O + N2O5 Na2O + H2O = 2NaOH
Разложение нитрата карбамида при реакции с водой
CO (NH2) 2 HNO3 = 2NH3 + CO2 + HNO3 (gas)
NH4Cl = NH3 + HCl
Дальнейшее разложение карбамида (мочевины)
3CO (NH2) 2 = 3CO + 4 NH3 + N2
CO (NH2) 2 + H2O = 2NH3 + CO2
Нагрев призабойной зоны пласта в течение 30-40 минут (процесс, контролируемый по времени).
NaNO2 + NH4Cl = NaCl + N2 + 2 H2O
NaNO2 + NH4NO3 = NaNO3 + N2 + 2H2O
2NaNO3 = Na2O + N2O5 Na2O + H2O = 2NaOH
Разложение нитрата карбамида при реакции с водой
CO (NH2) 2 HNO3 = 2NH3 + CO2 + HNO3 (gas)
NH4Cl = NH3 + HCl
Дальнейшее разложение карбамида (мочевины)
3CO (NH2) 2 = 3CO + 4 NH3 + N2
CO (NH2) 2 + H2O = 2NH3 + CO2
Нагрев призабойной зоны пласта в течение 30-40 минут (процесс, контролируемый по времени).
Высвобождение атомарного водорода из воды.
C3B10H18 + 21 H2O = 3 CO2 + 5 B2O3 + 30 H2
«6O + 8H2O = 3B2O3 + 8 H2:
a) B6O + 5H2O = 6BO + 10H
b) 2BO + H2O = B2O3 + 2H
c) H + H = H2
Повышение давления. Водород диффундирует в слой и улучшает его диффузионные свойства. Это свойство водорода является аномальным, как и многие другие (см. комментарий).
C3B10H18 + 21 H2O = 3 CO2 + 5 B2O3 + 30 H2
«6O + 8H2O = 3B2O3 + 8 H2:
a) B6O + 5H2O = 6BO + 10H
b) 2BO + H2O = B2O3 + 2H
c) H + H = H2
Повышение давления. Водород диффундирует в слой и улучшает его диффузионные свойства. Это свойство водорода является аномальным, как и многие другие (см. комментарий).
150 ºС - температура, при которой начинают действовать гидрореактивные компоненты (ВТБХ).
Дальнейшее повышение температуры до 250 ºС.
Дальнейшее повышение температуры до 250 ºС.
Обезвоживание и разложение комплексных соединений.
Температура увеличивается до 300 - 350 ºС.
Образуется гетерофазная среда: жидкость - газообразный пар активных компонентов.
Проницаемость пара значительно выше, чем у жидкости. Эта смесь воздействует на призабойную зону пласта.
Показаны реакции кислот с горной породой и ARPD.
NH3 + H2O = NH4OH
SiO2 + 2NH4OH = (NH4) 2SiO3 + H2O
SiO2 + 2 NaOH = Na2SiO3 + H2O
Al2O3 + 2NaOH = 2NaAlO2 + H2O
Al2O3 + 6HNO3 = 2Al (NO3)3 + 3H2O
Al2O3 + 6HCl = 2AlCl3 + 3H2O
MgO + N2O5 = Mg (NO3)2
CaO + N2O5 = Ca (NO3)2
(NH4) 2SiO3 + 2HCl = 2NH4Cl + H2SiO3
Na2SiO3 + 2HCl = 2NaCl + H2SiO3 Na2SiO3 +
2CH3COOH = 2CH3COONa + H2SiO3
Химия карбонатов с соляной кислотой также хорошо известна. Следует только учитывать, что эффективность горячей кислотной обработки значительно выше, чем при низкой температуре хлориды, нитраты и нитриды растворимы в воде и легко вымываются.
Углекислый газ снижает вязкость нефти. Оксид углерода частично превращается в угольную кислоту, участвует в процессе разрушения клатратных соединений и улучшает проницаемость пласта.
Проницаемость пара значительно выше, чем у жидкости. Эта смесь воздействует на призабойную зону пласта.
Показаны реакции кислот с горной породой и ARPD.
NH3 + H2O = NH4OH
SiO2 + 2NH4OH = (NH4) 2SiO3 + H2O
SiO2 + 2 NaOH = Na2SiO3 + H2O
Al2O3 + 2NaOH = 2NaAlO2 + H2O
Al2O3 + 6HNO3 = 2Al (NO3)3 + 3H2O
Al2O3 + 6HCl = 2AlCl3 + 3H2O
MgO + N2O5 = Mg (NO3)2
CaO + N2O5 = Ca (NO3)2
(NH4) 2SiO3 + 2HCl = 2NH4Cl + H2SiO3
Na2SiO3 + 2HCl = 2NaCl + H2SiO3 Na2SiO3 +
2CH3COOH = 2CH3COONa + H2SiO3
Химия карбонатов с соляной кислотой также хорошо известна. Следует только учитывать, что эффективность горячей кислотной обработки значительно выше, чем при низкой температуре хлориды, нитраты и нитриды растворимы в воде и легко вымываются.
Углекислый газ снижает вязкость нефти. Оксид углерода частично превращается в угольную кислоту, участвует в процессе разрушения клатратных соединений и улучшает проницаемость пласта.
Выделение следующих газов: СО, СО2, N2,NO2, N2O5 (показано синим цветом), нагрев и испарение азотной и соляной кислоты (может быть включена плавиковая кислота).
Температура, давление, атомарный водород, введенные катализаторы и горные породы участвуют в процессе крекинга и пиролиза тяжелых углеводородов.
Частичная гидроконверсия АСПО и превращение в летучие и газойловые фракции. Углерод также участвует в реакции превращения, особенно если пластовая вода находится в слое.
По результатам исследований ТатНИПИнефть, не менее 80 метров на турнейских отложениях.
IГорение на месте обеспечивает присутствие в соединении уникального компонента - полимерного нитрила парацианогена (C2N2)n, Его минимальное количество 0,01% обеспечивает окисление цепи.
Горение на месте с нитрилами обеспечивает дальнейшее улучшение пластовых свойств, в том числе за счет увеличения в объеме новообразованных и горючих композиций. Непрореагировавший водород также дополнительно окисляется в реакции:
(C2N2) n = nC2N2
C2N2 + O2 = 2CO + N2
а) C2N2 + 2 O2 = 2CO + 2O + N2
b) C + O = CO
в) C + 2O = CO2
Происходит внутреннее сгорание.
(C2N2) n = nC2N2
C2N2 + O2 = 2CO + N2
а) C2N2 + 2 O2 = 2CO + 2O + N2
b) C + O = CO
в) C + 2O = CO2
Происходит внутреннее сгорание.
Через 12 и более часов НКТ опускается до уровня самой верхней зоны перфорации. Щелочная среда (NaOH) остается в забое скважины, которая нейтрализуется слабым раствором кислоты.
Система нейтрализована. Скважина готова к эксплуатации.
Создаются условия для изменения гидродинамики флюида в пласте.
Необходимо учитывать новые условия для оптимального отбора нефти
*Формирование зоны пониженного давления.
Компоненты ОВС в готовых суспензионных растворах относятся к классу комплексных солей с добавлением гексаоксида бора и его интерметаллических соединений.
Примерный химический (типичный) состав окислительно-восстановительных соединений, массовая доля компонентов:
Примерный химический (типичный) состав окислительно-восстановительных соединений, массовая доля компонентов:
вода H2O
соль аммиака NH4Cl
аммиачная селитра NH4NO3
карбамид CO(NH2)2
соль аммиака NH4Cl
аммиачная селитра NH4NO3
карбамид CO(NH2)2
13 %
7%
40%
17%
7%
40%
17%
гексоксид бора, карбораны, бориды лития и алюминия B6O, LiB10, AlB12
бинатриевая соль тетрауксусной кислоты (комплексон ІІІ)
уксусная кислота CH3COOH
бинатриевая соль тетрауксусной кислоты (комплексон ІІІ)
уксусная кислота CH3COOH
13%
6%
4%
6%
4%
Фактический компонентный состав намного сложнее благодаря специальным добавкам для контроля кинетики процесса (активаторы, ингибиторы и антикоррозийные добавки).
В зависимости от состояния скважины (наличие высокомолекулярного парафина в трубах и продуктивной породы, подлежащей удалению), содержание интерметаллических соединений бора, его гексоксида, карборанов и комплексона ІІІ в окислительно-восстановительных соединениях может варьироваться в пределах от 0,4% до 20%.
В зависимости от состояния скважины (наличие высокомолекулярного парафина в трубах и продуктивной породы, подлежащей удалению), содержание интерметаллических соединений бора, его гексоксида, карборанов и комплексона ІІІ в окислительно-восстановительных соединениях может варьироваться в пределах от 0,4% до 20%.
Обработано атомарным водородом
Обработано молекулярным водородом
Необработанный
* Эффект ВТБХ технологии во времени.
Температура
H₁. H₂, CO₁, NOx, 0₂
H₁. H₂, CO₁, NOx, 0₂
20 реакций: -существующие -модифицированные -новые
-крекинг
-пиролиз -трещиноватость
Минуты
Часы
Месяцы
Годы
