Спосіб комплексного впливу на навколобурильну зону продуктивного пласта

Реферат: Спосіб комплексного впливу на навколобурильну зону продуктивного пласта, згідно з яким спочатку свердловину з щонайменше однією ділянкою перфорації, розташованої в зоні продуктивного пласта, заглушають водою або рідиною глушіння, потім через насоснокомпресорні труби в забій свердловини роздільно-послідовно подають технологічну рідину № 1, 3 щільністю 1,3-1,4 г/см , потім встановлюють насосно-компресорні труби на висоті 20-25 м над верхньою ділянкою перфорації, після чого через них в свердловину подають технологічну 3 рідину № 2, щільністю 1,6-1,8 г/см , яка, вступаючи в зону взаємодії технологічних рідин № 1 і № 2, що сполучається за допомогою перфорації з навколобурильною зоною продуктивного пласта, змішується з технологічною рідиною № 1, при цьому до складу зазначених технологічних рідин № 1 і № 2 входять гідрореагуючі суміші, паливно-окислювальні суміші та ініціатор горіння, що містить гідрореагуючий склад на основі алюмінію. Комплексний вплив на навколобурильну зону продуктивного пласта ведуть в дві стадії, на першій з яких, зазначеній вище, до складу технологічної рідини № 1 додатково вводять ініціатор горіння, за який використовують гідрид натрію NaH і пасивований оксидною плівкою порошок наноалюмінію Аl при співвідношенні 1:(2-5) порошку гідриду натрію NaH і порошку наноалюмінію Аl, відповідно, а потім після завершення першої стадії, здійснюють другу стадію обробки, при якій насоснокомпресорні труби встановлюють у зоні перфорації свердловини, і в свердловину подають технологічну рідину № 3, за яку використовують кислотний розчин, що містить соляну кислоту з 3 концентрацією 12-15 % в кількості 0,4-1,5 м 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. UA 118482 U (12) UA 118482 U UA 118482 U 5 10 15 20 25 30 35 40 45 50 55 60 Корисна модель 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, віддалених 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 з допомогою ПАР, хімреагентами і органічними розчинниками), механічні (гідравлічний розрив пласта, гідропіскоструминна перфорація, вібровплив) і теплові (паро-теплова обробка, гарячекислотна 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, так і в часовому відношеннях. 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 KZ (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 призабійної 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 RU № 2153065, М. кл. Е21В 43/24, Е21В 43/25, опубл. 20.07.2000], який включає закачування в навколобурильну зону продуктивного пласта паливноокисної суміші і потім доставку в зазначену зону ініціатора горіння, за яким 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, ізопропілкарборан, воду і нітрат амонію. 1 UA 118482 U 5 10 15 20 25 30 35 40 45 50 55 60 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 не спрацювання торпеди або неповного реагування компонентів ініціатора горіння з паливно-окисної сумішшю. Відомий спосіб термохімічної обробки продуктивного пласта [див. деклараційний патент UA № 46425 А, М. кл. Е21В 43/24, опубл. 15.05.2002], який включає в себе доставку через насоснокомпресорні 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. В якості гідрореагуючих добавок використовують інтерметаліди бору LiВ2, LiB10, АlВ10, АlВ12. Недоліками цього винаходу є використання трудомістких в отриманні і дорогих компонентів гідрореагуючого складу, зокрема інтерметалідів бору. Також до недоліків відноситься 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 UA № 102501, Е21В 43/24, опубл. 10.07.2013], згідно з яким спочатку свердловину з, щонайменше, однією ділянкою перфорації, розташованої у зоні продуктивного пласта, заглушають водою або рідиною глушіння, потім через насосно-компресорні труби в забій свердловини роздільно-послідовно подають технологічну рідину № 1, щільністю 1,3-1,4 3 г/см , потім встановлюють насосно-компресорні труби на висоті 20-25 м над верхньою ділянкою 3 перфорації, після чого в свердловину подають технологічну рідину № 2, щільністю 1,6-1,8 г/см , яка, вступаючи в зону взаємодії технологічних рідин № 1 і № 2, що сполучається за допомогою перфорації з навколобурильною зоною продуктивного пласта, змішується з технологічною рідиною № 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 № 1 і № 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 № 1 і № 2, являють собою паливно-окислювальні суміші, 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 № 1 і № 2, із-за чого більша частина водню окислюється безпосередньо в свердловині, не впливаючи на продуктивний пласт і флюїд. Задачею цієї корисної моделі 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 по відношенню до сусідніх свердловин, які опинилися затиненими із-за кольматації призабійної зони пласта. А також підвищення дебіту свердловини в родовищах з 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 з щонайменше однією ділянкою перфорації, розташованої в зоні продуктивного пласта, заглушають водою або рідиною глушіння, потім через насосно-компресорні труби в забій 3 свердловини роздільно-послідовно подають технологічну рідину № 1, щільністю 1,3-1,4 г/см , 2 UA 118482 U 5 10 15 20 25 30 35 40 45 50 55 60 потім встановлюють насосно-компресорні труби на висоті 20-25 м над верхньою ділянкою 3 перфорації і в свердловину подають технологічну рідину № 2, щільністю 1,6-1,8 г/см , яка, вступаючи в зону взаємодії технологічних рідин № 1 і № 2, що сполучається за допомогою перфорації з навколобурильною зоною продуктивного пласта, змішується з технологічною рідиною № 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 № 1 і № 2 входять гідрореагуючі суміші, паливно-окислювальні суміші та ініціатор горіння, що містить гідрореагуючий склад на основі алюмінію, згідно з корисною моделлю, що заявляється, комплексний вплив на навколобурильну зону продуктивного пласта ведуть у дві стадії, на першій з яких, зазначеної вище, до складу технологічної рідини № 1 додатково вводять ініціатор горіння, за який використовують гідрид натрію NaH і пасивований оксидною плівкою порошок наноалюмінію Аl при співвідношенні 1:(2-5) порошку гідриду натрію NaH і порошку наноалюмінію Аl, 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 № 3, за яку використовують кислотний розчин, що 3 містить соляну кислоту з концентрацією 12-15 % в кількості 0,4-1,5 м 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 насоснокомпресорні труби в забій свердловини подають технологічну рідину № 1, щільністю 1,3-1,4 3 г/см , що призводить до заповнення нею свердловини в інтервалі від забою 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 3 рідину № 2, щільністю 1,6-1,8 г/см , яка змішується з технологічною рідиною № 1, в результаті чого в свердловині здійснюється екзотермічна реакція теплогазовиділення з підвищенням температури і тиску. Це відбувається в результаті взаємодії технологічних рідин № 1 і № 2, до складу яких входять гідрореагуючі суміші і паливно-окислювальні суміші. При цьому до складу технологічної рідини № 1 входить ініціатор горіння, за яку 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. Оскільки зона взаємодії технологічних рідин № 1 і № 2, які перебувають у свердловині, сполучаеється 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 № 1 і № 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 № 3, за яку використовують кислотний розчин, що 3 містить соляну кислоту з концентрацією 12-15 % в кількості 0,4-1,5 м 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, 3 UA 118482 U 5 10 15 20 25 30 35 40 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 новоствореним 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 рідину № 1 використовують окисновідновлювальну суміш (ОВС-1), при наступному співвідношенні інгредієнтів, мас. %: нітрат амонію ΝΗ4ΝΟ3 44,0-54,0 гідрид натрію NaH 2,8-3,2 порошок наноалюмінію Аl 5,6-15,6 нітрат гідразину N2H5NO3 3,0-5,0 1,0-3,0 нітрат оксаміду C2O2(ΝΗ2)2ΗΝO3 дигідрооксиметилкарборан С4Н16В10О2 3,0-5,0 (99,9 %) вуглеводневе пальне 8,0-13,0 хлорид натрію NaCl та/або хлорид калію KСl 4,5-5,5 азотна кислота НNО3 7,0-9,0 емульгатор 0,5-3,0 вода 10,0-15,0, а як технологічну рідину № 2 використовують окисно-відновлювальну суміш (ОВС-2), при наступному співвідношенні інгредієнтів, мас. %: нітрит натрію NaNO2 18,0-23,0 вуглеводневе пальне 8,0-13,0 сечовина CO(NH2)2 22,0-28,0 9-ББН димер С16Н30В2 1,0-3,0 о-карборан С2В10Н12 (99,9 %) 3,0-6,0 хлорид натрію NaCl та/або хлорид калію KСl 4,5-5,5 емульгатор 0,5-3,0 вода 24,0-27,0. Технічним результатом цієї корисної моделі 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 корисної моделі, що заявляється, наведені креслення, де: на Фіг. 1 зображена схема свердловини з насосно-компресорними трубами, опущеними в забій для подачі технологічної рідини № 1; на Фіг. 2 - схема свердловини з насосно-компресорними трубами, піднятими над верхньою ділянкою перфорації, для подачі у свердловину технологічної рідини № 2; на Фіг. 3 - схема свердловини з насосно-компресорними трубами, встановленими в зоні ділянки перфорації, для подачі у свердловину технологічної рідини № 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 в забій свердловини 1 подавали технологічну 3 рідину № 1, щільністю 1,3-1,4 г/см . Після заповнення забою технологічною рідиною № 1 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 № 2, щільністю 1,63 1,8 г/см , яка, вступаючи в зону взаємодії технологічних рідин № 1 і № 2, змішувалася з технологічною рідиною № 1, в результаті чого відбувалася екзотермічна реакція теплогазовиділення з підвищенням температури і тиску у навколобурильній зоні продуктивного пласта 3. До складу зазначених технологічних рідин № 1 і № 2 входили гідрореагуючі суміші, паливно-окислювальні суміші та ініціатор горіння. Екзотермічна реакція теплогазовиділення, що відбувається, забезпечила прогрів продуктивного пласта 3 і утворення в ньому множинних мікротріщин, що привело 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 № 1 додатково вводили ініціатор горіння, що 4 UA 118482 U 5 10 15 20 25 30 35 40 45 50 55 містить гідрореагуючий склад, в якості якого використовували гідрид натрію NaH і пасивований оксидною плівкою порошок наноалюмінію Аl при співвідношенні 1:(2-5) порошку гідриду натрію NaH до порошку наноалюмінію Аl, відповідно. Оскільки зона взаємодії технологічних рідин № 1 і № 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 3 гідрореагуючих і паливно-окислювальних сумішей, які входять до складу технологічних рідин № 1 і № 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 призабійну зону свердловини 1, пласт 3 і флюїд, а також підвищити дебіт свердловини у 2-10 разів. Утворений при екзотермічній реакції водень проникав в продуктивний пласт 3, 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 гідрогенізації різні високомолекулярні парафіни перетворювалися в суміш насичених воднем низькомолекулярних сполук. Після завершення першої стадії здійснювали другу стадію обробки. На другій стадії насоснокомпресорні труби 4 встановлювали в зоні перфорації 2 свердловини 1 (див. Фіг. 3), а потім у свердловину 1 подавали технологічну рідину № 3, за яку використовували кислотний розчин, 3 що містить соляну кислоту з концентрацією 12-15 % в кількості 0,4-1,5 м на 1 м товщини продуктивного пласта 3. Таким чином, прогрітий на першій стадії продуктивний пласт 3 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 № 1 входили наступні інгредієнти: нітрат амонію NH4NO3-44,0-54,0 мас. %; гідрид натрію NaH-2,8-3,2 мас. %; порошок наноалюмінію Аl-5,6-15,6 мас. %; нітрат гідразину N2H5NO3-3,0-5,0 мас. %; нітрат оксаміду C2O2(ΝΗ2)2ΗΝO3-1,0-3,0 мас. %; дигідрооксиметилкарборан С4Н16В10О2 (99,9 %) - 3,0-5,0 мас. %; вуглеводневе пальне - 8-13 мас. %; хлорид натрію NaCl та/або хлорид калію KСl-4,5-5,5 мас. %; азотна кислота HNO3-7-9 мас. %; емульгатор - 0,5-3,0 мас. %., вода - 10-15 мас. %. 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 № 1, а саме окислювально-відновлювальної суміші (ОВС-1), включав роздільне приготування водного розчину окислювача (азотна кислота і вода) і суміші рідкого вуглеводневого палива з емульгатором і подальше змішування їх при температурі 80 °C. Спочатку в одній ємності у воді розчинили хлориди натрію або калію або їх суміш у кількості 4,5-5,5 мас. %. а потім нітрат амонію, після цього додавали нітрат гідразину, нітрат оксаміду і азотну кислоту у вищевказаних кількостях. В іншій ємності при температурі 70 °C змішували вуглеводневе пальне і емульгатор, а потім нагрівали до 80 °C, після чого, при ретельному перемішуванні, розчин з другої ємності переливали в першу. Також до складу технологічної рідини № 1 додатково вводили ініціатор горіння, що містить гідрореагуючий склад, за який використовували гідрид натрію NaH і пасивований оксидною плівкою порошок наноалюмінію Аl при співвідношенні 1:(2-5) порошку гідриду натрію NaH до порошку наноалюмінію Аl, відповідно. До складу технологічної рідини № 2 входили наступні інгредієнти: нітрит натрію NaNO2-18,023,0 мас. %; вуглеводневе пальне - 8,0-13,0 мас. %; сечовина CO(NH2)2-22,0-28,0 мас. %; хлорид натрію NaCl та/або хлорид калію KСl-4,5-5,5 мас. %; емульгатор - 0,5-3,0 мас. %; 9-ББН 5 UA 118482 U 5 10 15 20 25 30 35 40 45 50 55 60 димер С16Н30В2-1,0-3,0 мас. %; о-карборан С2В10Н12 (99,9 %) - 3,0-6,0 мас. %; вода - 24,0-27,0 мас. %. Спосіб отримання технологічної рідини № 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 °C. Спочатку в одній ємності у воді розчинили хлориди натрію або калію, або їх суміш у кількості 4,5-5,5 мас. %, а потім нітрит натрію в кількості 18,0-23,0 мас. %. В іншій ємності, при температурі 70 °C, змішували вуглеводневе пальне і емульгатор, у вищевказаних кількостях, а потім нагрівали до 80 °C, 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 № 1 і № 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 № 1 і № 2 утворили зону взаємодії між собою напроти отворів перфорації 2, виконаних у обсадній трубі свердловини 1. При змішуванні технологічних рідин № 1 і № 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: NaH + Н2О = Н2+NaOH+Q (1) Утворений в результаті реакції (1), гідроксид натрію видаляв оксидну плівку з поверхні порошку наноалюмінію Аl, в результаті чого відбувалася реакція: Αl + Η2О = Αl2Ο3+H2+Q. (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 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) и (2), відбувалася реакція між нітритом натрію, сечовиною і кислотою: + + 2NaNO2+CO(NH2)2+2H =2N2+CO2+3H2O+Na +Q. (3) Двоокис вуглецю, утворений з реакції (3), сприяв відмиванню плівкової Одночасно, з реакцією (1) і (2), відбувалася реакція між нітритом натрію, сечовиною і кислотою: + + 2NaNO2+CO(NH2)2+2H =2N2+CO2+3H2O+Na +Q. (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 2 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 СО2 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 °C: NH4NO3→NH3+HNO3-Q. (4) Також, додаткове газовиділення відбувалося при гідролізі сечовини, яка не прореагувала повністю по реакції (2): CO(NH2)2+Н2О=>CO2+2NH3+Q. Так як аміак є інгібітором розкладання нітрату амонію і може призвести до згасання реакції його розкладання, в якості з'єднання, що вступає в реакцію з аміаком використовувався окарборан, при цьому в результаті реакції між аміаком і о-карбораном утворювався водень: о-C2B10H12+3NH3C2B9H12+B(NH2)2NH3+H2. (5) Після досягнення температури 170-200 °C починався наступний етап розкладання нітрату амонію: NH4NO3N2O+2H2O+Q (6), який закінчувався при досягненні температури 200 °C. 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, залежно від прийманості свердловини по газу: 6 UA 118482 U 5 10 15 20 25 30 35 40 45 50 55 2ΝΗ4ΝО32Ν2+4Η2Ο+О2+Q. (7) Одночасно з розкладанням нітрату амонію відбувалося розкладання нітрату оксаміда, в результаті чого додатково утворювалися гази - теплоносії СО2, N2 з температурою вище 200 °C, а також водень: 2C2O2(NH2)2HNO3=3N2+4CO2+2H2O+3H2+Q. (8) Після досягнення температури в 300 °C починалося розкладання гідриду титану з утворенням водню: ТіН2Ті+Н2, (9) а також відбувалася реакція розкладання нітрату гідразину, що призводило до виникнення додаткових імпульсів тиску та підвищення температури до 300-350 °C: 4 Ν2Η5ΝΟ3=6 Ν2+10 Н2О + 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) і (10), що давало додаткову кількість тепла для прогріву пласта: 2H2+O2=2H2O+Q. (11) Таким чином, за рахунок впливу на пласт 3 гідрореагуючих і паливно-окислювальних сумішей, які входять до складу технологічних рідин № 1 і № 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 № 1 ініціатора горіння, за який використовували гідрид натрію NaH і пасивований оксидною плівкою порошок наноалюмінію Аl при співвідношенні 1:(2-5) порошку гідриду натрію NaH до порошку наноалюмінію Аl, відповідно, становило 1,0-5,0 мас. % від сумарної маси технологічних рідин № 1 і № 2. Після закінчення 4-24 годин після завершення першого етапу, насосно-компресорні труби 4 опускали на рівень отворів перфорації 2 і закачували в пласт 3 технологічну рідину № 3 для розширення мікротріщин і створення розгалуженої структури каналів, для течії нафти в гірській породі. Технологічна рідина № 3, що використовувалась для здійснення другої стадії реалізації способу, що заявляється, містила соляну кислоту НСl з концентрацією 12-15 % у вигляді кислотного розчину. Поряд з цим до складу технологічної рідини № 3 входили хлорид амонію NH4Cl 10,0-12,0 мас. %; і крижана оцтова кислота СН3СООН 5,0-8,0 мас. %, які перешкоджали утворенню і випадання гідроокису заліза, що засмічує навколобурильну зону продуктивного пласта 3. 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 призабійної 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 № 1 Свердловина № 798 Каражанбас знаходиться на краю покладу родовища Каражанбас, не контактує з нагнітаючими 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 м; 407,8-408,4 м; 418,3-420,0 м. Дані по продуктивності до обробки: 3 дебіт свердловини по рідині (флюїду) Qж - 3 м /на добу; дебіт свердловини по нафті Qн - 1,6 т/на добу. Для проведення комплексного впливу на навколобурильну зону продуктивного пласта були приготовлені технологічні рідини № 1 (ОВС-1) та № 2 (ОВС-2), ініціатор горіння, в якості якого використовували гідрид натрію NaH і пасивований оксидною плівкою порошок наноалюмінію Аl при співвідношенні 1:3 порошку гідриду натрію NaH до порошку наноалюмінію Аl, відповідно, і технологічна рідина № 3 (ОВС-3). 3 Кількість суміші ОВС-1, щільністю 1,3 г/см , склала 300 л або 390 кг, з них нітрат амонію NH4NO3-172,0 кг, гідрид натрію NaH-12,0 кг, порошок наноалюмінію Аl-36,0 кг, нітрат гідразину N2H5NO3-15,6 кг, нітрат оксаміду C2O2(NH2)2HNO3-7,8 кг, - дигідрооксиметилкарборан С4Н16В10О2 7 UA 118482 U 5 10 15 20 25 30 35 40 45 50 55 60 (99,9 %) - 15,6 кг, вуглеводневе пальне - 34,0 кг, хлорид натрію NaCl-18,0 кг, азотна кислота HNО3-31,2 кг, емульгатор - 7,8 кг, вода - 40,0 кг. 3 Кількість суміші ОВС-2, щільністю 1,6 г/см , дорівнювало 250 л або 400 кг, з них нітрит натрію NaNO2-90,0 кг, вуглеводневе пальне - 45,0 кг, сечовина CO(NH2)2-110,0 кг, 9-ББН димер С16Н30В2-5,0 кг; о-карборан С2В10Н12-20,0 кг, хлорид калію KСl-20,0 кг; емульгатор - 10,0 кг, вода - 100,0 кг. Як технологічну рідину № 3 використовували кислотний розчин, що містить соляну кислоту НСl-1300 кг з концентрацією 12,5 %. Спосіб, що заявляється, був реалізований в умовах обробки свердловини № 798 наступним чином. У свердловину 1, заглушену рідиною глушіння (див. Фіг. 1), опустили насосно-компресорні труби 4 до забою свердловини. Далі, через насосно-компресорні труби 4, рідиною глушіння, в 3 3 об'ємі 1,1 м продавили 300 л технологічної рідини № 1 (ОВС-1), щільністю 1,3 г/см . 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 № 2 (ОВС-2), і продавили 3 рідиною глушіння в об'ємі 1,1 м . В результаті технологічна рідина № 2, вступаючи в зону взаємодії технологічних рідин № 1 і № 2, змішувалася з технологічною рідиною № 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 3 1,5 м , 1300 кг технологічної рідини № 3. Після проведення комплексного впливу на навколобурильну зону продуктивного пласта свердловина увійшла у стабільний режим роботи і досягла наступної продуктивності: дебіт 3 свердловини по рідині (флюїду) Qж - 5 м ; дебіт свердловини по нафті Qн - 3,2 т/на добу. Таким чином, дебіт свердловини нафти збільшився у 2 рази. Приклад № 2 Свердловина № 6047 Каражанбас. Глибина свердловини - 475 м; зона перфорації: 407,4409,9 м; 410,3-411,3 м; 428,8-432,8 м; 442-446,4 м; 447,2-448,7 м. Дані по продуктивності до 3 обробки: дебіт свердловини по рідині (флюїду) Qж - 31 м ; дебіт свердловини по нафті Qн - 2,3 т/на добу. Для проведення комплексного впливу на навколобурильну зону продуктивного пласта були приготовані технологічні рідини № 1 (ОВС-1) та № 2 (ОВС-2), ініціатор горіння, в якості якого використовували гідрид натрію NaH і пасивований оксидною плівкою порошок наноалюмінію Аl при співвідношенні 1:3 порошку гідриду натрію NaH до порошку наноалюмінію Аl, відповідно, і технологічна рідина № 3 (ОВС-3). 3 Кількість суміші ОВС-1, щільністю 1,3 г/см , становила 300 л або 390 кг, з них нітрат амонію NH4NO3-185,0 кг, гідрид натрію NaH-11,0 кг, порошок наноалюмінію Аl-33,0 кг, нітрат гідразину N2H5NO3-18,6 кг, нітрат оксаміду C2O2(NH2)2HNO3-5,7 кг, дигідрооксиметилкарборан С4Н16В10О2 (99,9 %) - 11,8 кг, вуглеводневе пальне - 29,4 кг, хлорид натрію NaCl-19,5 кг; азотна кислота HNO3-28,0 кг, емульгатор - 3,0 кг, вода - 45,0 кг. 3 Кількість суміші ОВС-2, щільністю 1,6 г/см , дорівнювала 350 л або 560 кг, з них нітрит натрію NaNO2-130,0 кг, вуглеводневе пальне - 56,6 кг, сечовина CO(NH2)2-140,0 кг, 9-ББН димер С16Н30В2-12,0 кг; о-карборан С2В10Н12-27,0 кг, хлорид калію КСl-30,4 кг; емульгатор - 14,0 кг, вода - 150,0 кг. В якості технологічної рідини № 3 використовували кислотний розчин, що містить соляну кислоту НСl-1000 кг з концентрацією 14 %. Спосіб, що заявляється, був реалізований в умовах обробки свердловини № 6047 наступним чином. У свердловину, заглушену рідиною глушіння, опустили насосно-компресорні труби до забою 3 свердловини. Далі, через насосно-компресорні труби, рідиною глушіння, в об'ємі 1,3 м 3 продавили 300 л технологічної рідини № 1 (ОВС-1), щільністю 1,3 г/см . Потім підняли насоснокомпресорні труби над верхньою ділянкою перфорації і встановили на глибині 390 м, після чого, 3 залили 350 л технологічної рідини № 2 (ОВС-2) і продавили рідиною глушіння в об'ємі 1,2 м . В результаті технологічна рідина № 2, вступаючи в зону взаємодії технологічних рідин № 1 і № 2, змішувалася з технологічною рідиною № 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. Через 24 години відкрили трубний і затрубний простір, опустили насосно-компресорні труби на 8 UA 118482 U 5 10 15 20 25 30 35 40 45 глибину верхньої ділянки перфорації - 407 м, і закачали, з продавлюванням рідиною глушіння в 3 об'ємі 1,5 м , 1000 кг технологічної рідини № 3. Після проведення комплексного впливу на навколобурильну зону продуктивного пласта свердловина запрацювала стабільно і досягла продуктивності: дебіт свердловини по рідині 3 (флюїду) Qж - 32,6 м ; дебіт свердловини по нафті Qн - 6,72 т/на добу. Таким чином, дебіт свердловини по нафті збільшився майже в 3 рази. Приклад № 3 Свердловина № 3332 Жетибай. Експлуатується понад 25 років, сусідні свердловини характеризуються ідентичними показниками продуктивності. Характеризується низькою обводненістю (10 %) і сильним впливом газу. Ефективна товщина пласта 9 метрів. Зона перфорації: 2357,0-2360,5 м; 2364,5-2370,5 м. 3 Щільність дегазованої нафти: 0,84 г/см , асфальто/смолисто/парафінові речовини: 28,6 %. Температура застигання нафти: +30 °C. Пластовий тиск: 173 атм. Забійний тиск: 159 атм. Середньодобова продуктивність за 3 місяці до обробки: дебіт свердловини по рідині 3 (флюїду). Qж - 5 м ; дебіт свердловини по нафті Qн - 3,8 т/на добу. Для проведення комплексного впливу на навколобурильну зону продуктивного пласта були приготовані технологічні рідини № 1 (ОВС-1) та № 2 (ОВС-2), ініціатор горіння, в якості якого використовували гідрид натрію NaH і пасивований оксидною плівкою порошок наноалюмінію Аl при співвідношенні 1:3 порошку гідриду натрію NaH до порошку наноалюмінію Аl, відповідно, і технологічна рідина № 3 (ОВС-3). 3 Кількість суміші ОВС-1, щільністю 1,3 г/см , склала 300 л або 390 кг, з них нітрат амонію NH4NO3-173,0 кг, гідрид натрію NaH-10,0 кг, порошок наноалюмінію Аl-30,0 кг, нітрат гідразину N2H5NO3-18,5 кг, нітрат оксаміда С2О2(ΝΗ2)2ΗΝО3-11,7 кг, дигидрооксиметилкарборан С4Н16В10О2-7,0 кг вуглеводневе пальне - 33,6 кг, хлорид натрію NaCl-19,5 кг; азотна кислота HNО3-35,0 кг, емульгатор - 11,7 кг, вода - 40,0 кг. 3 Кількість суміші ОВС-2, щільністю 1,6 г/см , дорівнювала 250 л або 400 кг, з них нітрит натрію NaNО2-92,0 кг, вуглеводневе пальне - 51,0 кг, сечовина CO(NH2)2-100,0 кг, 9-ББН димер С16Н30В2-5,0 кг; о-карборан С2В10Н12-10,0 кг, хлорид калію KСl-22,0 кг; емульгатор - 10,0 кг, вода - 110,0 кг. В якості технологічної рідини № 3 використовували кислотний розчин, що містить соляну кислоту НСl-1250 кг з концентрацією 12,5 %. Спосіб, що заявляється, був реалізований в умовах обробки свердловини № 3332 наступним чином. В свердловину, заглушену рідиною глушіння, опустили насосно-компресорні труби до забою 3 свердловини. Далі, через насосно-компресорні труби, рідиною глушіння, в об'ємі 7,1 м 3 продавили 300 л технологічної рідини № 1 (ОВС-1), щільністю 1,3 г/см . Потім підняли насоснокомпресорні труби над верхньою ділянкою перфорації 2 і встановили на глибині 2340 м, після чого, залили 400 л технологічної рідини № 2 (ОВС-2) і продавили рідиною глушіння в об'ємі 7,1 3 м . В результаті технологічна рідина № 2, вступаючи в зону взаємодії технологічних рідин № 1 і № 2, змішувалася з технологічною рідиною № 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 насоснокомпресорні труби на глибину верхньої ділянки перфорації - 2358 м, і закачали, з 3 продавлюванням рідиною глушіння в об'ємі 5,5 м , 1250 кг технологічної рідини № 3. Після проведення комплексного впливу на навколобурильну зону продуктивного пласта свердловина 1 запрацювала стабільно і досягла продуктивності: дебіт свердловини по рідині 3 (флюїду) Qж - 26,7 м ; дебіт свердловини по нафті Qн - 21,0 т/на добу. Таким чином, дебіт свердловини нафти збільшився у 5,5 разу. 50 ФОРМУЛА КОРИСНОЇ МОДЕЛІ 55 60 1. Спосіб комплексного впливу на навколобурильну зону продуктивного пласта, згідно з яким спочатку свердловину з щонайменше однією ділянкою перфорації, розташованої в зоні продуктивного пласта, заглушають водою або рідиною глушіння, потім через насоснокомпресорні труби в забій свердловини роздільно-послідовно подають технологічну рідину № 1, 3 щільністю 1,3-1,4 г/см , потім встановлюють насосно-компресорні труби на висоті 20-25 м над верхньою ділянкою перфорації, після чого через них в свердловину подають технологічну 3 рідину № 2, щільністю 1,6-1,8 г/см , яка, вступаючи в зону взаємодії технологічних рідин № 1 і № 2, що сполучається за допомогою перфорації з навколобурильною зоною продуктивного пласта, 9 UA 118482 U 5 10 15 змішується з технологічною рідиною № 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 № 1 і № 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, зазначеній вище, до складу технологічної рідини № 1 додатково вводять ініціатор горіння, за який використовують гідрид натрію NaH і пасивований оксидною плівкою порошок наноалюмінію Аl при співвідношенні 1:(2-5) порошку гідриду натрію NaH і порошку наноалюмінію Аl, відповідно, а потім, після завершення першої стадії, здійснюють другу стадію обробки, при якій насоснокомпресорні труби встановлюють у зоні перфорації свердловини, і в свердловину подають технологічну рідину № 3, за яку використовують кислотний розчин, що містить соляну кислоту з 3 концентрацією 12-15 % в кількості 0,4-1,5 м 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 множинних мікротріщин і поліпшення фільтраційних характеристик пласта. 2. Спосіб за п. 1, який відрізняється тим, що як технологічну рідину № 1 використовують окисно-відновлювальну суміш (ОВС-1), при наступному співвідношенні інгредієнтів, мас. %: 20 нітрат амонію ΝΗ4ΝΟ3 44,0-54,0 гідрид натрію NaH 2,8-3,2 порошок наноалюмінію Аl 5,6-15,6 нітрат гідразину N2H5NO3 3,0-5,0 нітрат оксаміду 1,0-3,0 C2O2(ΝΗ2)2ΗΝO3 дигідрооксиметилкарборан 3,0-5,0 С4Н16В10О2 (99,9 %) вуглеводневе пальне 8,0-13,0 хлорид натрію NaCl та/або 4,5-5,5 хлорид калію KСl азотна кислота НNО3 7,0-9,0 емульгатор 0,5-3,0 вода 10,0-15,0, а як технологічну рідину № 2 використовують окисно-відновлювальну суміш (ОВС-2), при наступному співвідношенні інгредієнтів, мас. %: нітрит натрію NaNO2 вуглеводневе пальне сечовина CO(NH2)2 9-ББН димер С16Н30В2 о-карборан С2В10Н12 (99,9 %) хлорид натрію NaCl та/або хлорид калію KСl емульгатор вода 18,0-23,0 8,0-13,0 22,0-28,0 1,0-3,0 3,0-6,0 4,5-5,5 0,5-3,0 24,0-27,0. 10 UA 118482 U 11 UA 118482 U Комп’ютерна верстка Г. Паяльніков Міністерство економічного розвитку і торгівлі України, вул. М. Грушевського, 12/2, м. Київ, 01008, Україна ДП “Український інститут промислової власності”, вул. Глазунова, 1, м. Київ – 42, 01601 12