СПОСОБ ГАЗОКИСЛОТНОЙ ИНТЕНСИФИКАЦИИ ПРИТОКА НЕФТИ ИЗ ПЛАСТА ДОБЫВАЮЩИХ И НАГНЕТАТЕЛЬНЫХ НЕФТЯНЫХ СКВАЖИН
METHOD OF GAS-ACIDIC OIL INFLOW STIMULATION IN OIL EXTRACTION AND INJECTION WELL BED

Изобретение относится к области нефтегазодобывающей промышленности, а именно к способам газокислотной интенсификации притока нефти из пласта добывающих и нагнетательных нефтяных скважин.
Известен способ обработки призабойной зоны нефтяного пласта, включающий закачку химреагента через скважину в зону продуктивного пласта, проведение технологической выдержки, удаление отработанного раствора химреагентов (см. патент РФ №2140531, МПК Е21В 43/22, 1999 г.).
Однако известный способ вызова притока из пласта имеет следующие недостатки:
- не обеспечивает максимального увеличения проницаемости пласта,
- не обеспечивает увеличение роста плотности пор и повышение числа соединяющих их каналов,
- не обеспечивает достаточного улучшения формирования проникающих зон полного растворения глинистого цемента,
- не обеспечивает повышения эффективности открытия новых путей сообщения пор,
- не позволяет достичь достаточного повышения интенсификации притока пластового флюида скважины.
Известен способ увеличения проницаемости подземного пласта, включающий закачку кислотного пенообразующего состава в пласт, технологическую выдержку, удаление отработанного состава и освоение скважины (см. US 20040168830, 02.09.2004 г.).
Однако известный способ при своем использовании имеет следующие недостатки:
- не обеспечивает максимального увеличения проницаемости пласта,
- не обеспечивает увеличение роста плотности пор и повышение числа соединяющих их каналов,
- не обеспечивает достаточного улучшения формирования проникающих зон полного растворения глинистого цемента,
- не обеспечивает повышения эффективности открытия новых путей сообщения пор,
- не позволяет достичь достаточного повышения интенсификация притока пластового флюида скважины.
Задачей изобретения является создание способа газокислотной интенсификации притока нефти из пласта добывающих и нагнетательных нефтяных скважин.
Техническим результатом является достижение максимального увеличения проницаемости пласта, увеличение роста плотности пор и повышение числа соединяющих их каналов, улучшение формирования проникающих зон полного растворения глинистого цемента, повышение эффективности открытия новых путей сообщения пор, а также повышение интенсификации притока пластового флюида скважины.
3
3
Технический результат при осуществлении изобретения достигается тем, что предложен способ газокислотной интенсификации притока нефти из пласта добывающих и нагнетательных нефтяных скважин, включающий закачку кислотного пенообразующего состава через скважину в зону продуктивного пласта, проведение технологической выдержки, удаление отработанного указанного состава и освоение скважины, при этом указанную закачку осуществляют в режиме циркуляции в расчете 0,3-2,5 м на метр перфорированной мощности пласта при открытой затрубной задвижке в объем насосно-компрессорной трубы - НКТ скважины, через 20-60 секунд начинают закачку газообразного нейтрального газа под давлением 10-65 МПа и производительностью закачки 100-1200 м/ч, причем пусковое давление нейтрального газа предварительно рассчитывают по формуле:
где Рп - пусковое давление нейтрального газа, МПа,
h - глубина погружения труб под статический уровень, м,
3
ρ - плотность жидкости, т/м,
2
g - ускорение силы тяжести, м/с,
D - внутренний диаметр эксплуатационной колонны, м,
d - внутренний диаметр подъемных труб, м,
3
3
в случае достижения максимально допустимой величины давления установки подачи газообразного нейтрального газа или достижения максимально допустимой величины давления эксплуатируемой колонны, кратковременно приостанавливают закачку нейтрального газа и продолжают закачку кислотного пенообразующего состава, после закачки кислотного пенообразующего состава в объем НКТ скважины, закрывают задвижку или производят посадку пакера, закачивают оставшийся от исходного объема кислотный пенообразующий состав, продавливают в пласт образовавшуюся пенокислоту технической водой или нефтью в объеме, равном сумме внутреннего объема НКТ скважины и объема эксплуатационной колонны от башмака НКТ скважины до нижних отверстий перфорации, закрывают нагнетательную линию, плавно снижают давление в трубном пространстве скважины, после технологической выдержки и удаления отработанного кислотного пенообразующего состава пласт дренируют, освоение скважины производят через затрубное пространство продавкой газовой оторочки нефтью или технической водой с поверхностно-активным веществом - ПАВ в объеме, равном объему затрубного пространства скважины. При этом в качестве нейтрального газа используют азот, гелий или аргон. При этом для терригенного пласта используют кислотный пенообразующий состав, содержащий, мас.%: соляная кислота 10-25, плавиковая кислота 2-5, вода - остальное и дополнительно ПАВ - «Нефтенол ВВД» в объеме 40 литров на м указанного состава. При этом для карбонатного пласта используют кислотный пенообразующий состав, содержащий, мас.%: соляная кислота 10-25, вода - остальное и дополнительно ПАВ - «Нефтенол ВВД» в объеме 40 литров на м указанного состава. При этом кислотный пенообразующий состав имеет степень аэрации не менее 50.
Среди существенных признаков, характеризующих способ газокислотной интенсификации притока нефти из пласта добывающих и нагнетательных нефтяных скважин, отличительными являются:
3
3
- осуществление закачки кислотного пенообразующего состава в режиме циркуляции в расчете 0,3-2,5 м на метр перфорированной мощности пласта при открытой затрубной задвижке в объем насосно-компрессорной трубы - НКТ скважины, через 20-60 секунд начинают закачку газообразного нейтрального газа под давлением 10-65 МПа и производительностью закачки 100-1200 м/час,
- предварительный расчет пускового давления нейтрального газа по формуле:
где: Рп - пусковое давление нейтрального газа, МПа,
h - глубина погружения труб под статический уровень, м,
3
ρ - плотность жидкости, т/м,
2
g - ускорение силы тяжести, м/с,
D - внутренний диаметр эксплуатационной колонны, м,
d - внутренний диаметр подъемных труб, м,
- в случае достижения максимально допустимой величины давления установки подачи газообразного нейтрального газа или достижения максимально допустимой величины давления эксплуатируемой колонны кратковременно приостанавливают закачку нейтрального газа и продолжают закачку кислотного пенообразующего состава,
- после закачки кислотного пенообразующего состава в объем НКТ скважины закрывают задвижку или производят посадку пакера,
- закачивание оставшегося от исходного объема кислотного пенообразующего состава,
- продавливание в пласт образовавшейся пенокислоты технической водой или нефтью в объеме, равном сумме внутреннего объема НКТ скважины и объема эксплуатационной колонны от башмака НКТ скважины до нижних отверстий перфорации,
- закрытие нагнетательной линии, плавное снижение давления в трубном пространстве скважины,
- после технологической выдержки и удаления отработанного кислотного пенообразующего состава дренирование пласта,
- выполнение освоения скважины через затрубное пространство продавкой газовой оторочки нефтью или технической водой с поверхностно-активным веществом - ПАВ в объеме, равном объему затрубного пространства скважины,
- использование в качестве нейтрального газа азота, гелия или аргона,
3
- использование для терригенного пласта кислотного пенообразующего состава, содержащего, мас.%: соляная кислота 10-25, плавиковая кислота 2-5, вода - остальное и дополнительно ПАВ - «Нефтенол ВВД» в объеме 40 литров на м указанного состава,
3
- использование для карбонатного пласта кислотного пенообразующего состава, содержащего, мас.%: соляная кислота 10 - 25, вода - остальное и дополнительно ПАВ - «Нефтенол ВВД» в объеме 40 литров на м указанного состава,
- кислотный пенообразующий состав имеет степень аэрации не менее 50.
Способ осуществляется следующим образом. Все работы на скважине выполняют с учетом пластового давления, забойного давления, плотности нефти, типа коллектора, пористости и проницаемости, начального и настоящего дебита, глубины текущего забоя и давления опрессовки эксплуатационной колонны.
3
3
3
3
3
3
При открытой затрубной задвижке в объем насосно-компрессорной трубы скважины подают кислотный пенообразующий состав в расчете 0,3-2,5 м на метр перфорированной мощности пласта. Причем при производстве работ на терригенных пластах в объем насосно-компрессорной трубы скважины подают кислотный пенообразующий состав, содержащий 10-25 мас.% соляной кислоты, 2-5 мас.% плавиковой (фтористоводородной) кислоты, поверхностно-активные вещества в объеме 40 л/м, остальное - вода. А при производстве работ на карбонатных пластах в объем насосно-компрессорной трубы скважины подают кислотный пенообразующий состав, содержащий 10-25 мас.% соляной кислоты, поверхностно-активные вещества в объеме 40 л/м, остальное - вода. Затем, через 20-60 секунд после начала подачи кислотного пенообразующего состава, начинают подачу газообразного нейтрального газа под давлением 10-65 МПа и производительностью подачи нейтрального газа 100-1200 м/ч. При этом в качестве закачиваемого в объем насосно-компрессорных труб скважины нейтрального газа используется азот, гелий или аргон. При этом при производстве работ по подаче в объем насосно-компрессорной трубы скважины кислотного пенообразующего состава коэффициент аэрации (м газа/м кислотного пенообразующего состава) составляет не менее 50.
Предварительно пусковое давление нейтрального газа рассчитывают по формуле:
где: h - глубина погружения труб под статический уровень, м,
3
ρ - плотность жидкости, т/м,
2
g - ускорение силы тяжести, м/с,
D - внутренний диаметр эксплуатационной колонны, м,
d - внутренний диаметр подъемных труб, м.
3
В случае достижения максимально допустимой величины давления установки подачи газообразного нейтрального газа или достижения максимально допустимой величины давления эксплуатируемой колонны кратковременно приостанавливают закачку газа и продолжают закачку кислотного пенообразующего состава. После закачки кислотного пенообразующего состава в объем насосно-компрессорной трубы скважины закрывают задвижку или производят посадку пакера и закачивают оставшийся кислотный пенообразующий состав. Продавливают в пласт образовавшуюся пенокислоту технической водой или нефтью в объеме в м, равном сумме внутреннего объема насосно-компрессорной трубы скважины и объема эксплуатационной колонны от башмака насосно-компрессорной трубы скважины до нижних дыр перфорации. После проведения технологической выдержки в течение 5-10 минут закрывают нагнетательную линию, плавно снижают давление в трубном пространстве скважины. Удаляют продукты реакции кислотного пенообразующего, дренируют пласт и производят освоение скважины через затрубное пространство продавкой газовой оторочки нефтью или технической водой с поверхностно-активным веществом в объеме, равном объему затрубного пространства скважины.
Экспериментальные исследования и практика эксплуатации предложенного способа газокислотной интенсификации притока нефти из пласта добывающих и нагнетательных нефтяных скважин показали его высокую эффективность. С использованием всех существенных признаков предложенного способа достигнуто максимальное увеличение проницаемости пласта, достигнуто увеличение роста плотности пор и повышение числа соединяющих их каналов, получено улучшение формирования проникающих зон полного растворения глинистого цемента, повышена эффективность открытия новых путей сообщения пор, а также достигнуто повышение интенсификации притока пластового флюида скважины.
Реализация предложенного способа газокислотной интенсификации притока нефти из пласта добывающих и нагнетательных нефтяных скважин иллюстрируется следующими примерами осуществления.
Пример 1. Провели работы по интенсификации добычи скважины на терригенных пластах с диаметром колонны 146 мм с учетом пластового давления, забойного давления, плотности нефти, типа коллектора, пористости и проницаемости, начального и настоящего дебита, глубины текущего забоя и давления опрессовки эксплуатационной колонны.
3
На скважине смонтировали и заземлили газификационную установку АГУ-2М, обвязали ее с затрубным пространством скважины с использованием запорного и газосбросного вентилей, предохранительного и обратного клапанов, манометров и соединительных штуцеров. Затем спрессовали линию нагнетания нейтрального газа на полуторакратное рабочее давление. В качестве рабочего газа использовали азот. Применили кислотник типа СИН-32, приемную емкость на 25-30 м, кислотовоз, фонтанную аппаратуру, передвижную дизель-электростанцию типа ДЭС-100, а также трубы с БРС для обвязки оборудования с арматурой скважины.
В предложенном способе использовали в составе кислотного пенообразующего состава ингибированную соляную кислоту по ТУ-4814-42 или по ТУ 6-01-714-77, плавиковую (фтористоводородную) кислоту по ТУ 113-08-523-82, поверхностно-активное вещество «Нефтенол ВВД» по ТУ 2483-015-17197708-97, а также пластовую, подтоварную или пресную воду.
Проверили работу системы газификационной установки АГУ-2М контрольным включением.
С учетом всех технологических характеристик данной скважины предварительно рассчитали по предложенной в способе методике пусковое давление азота по формуле:
где: Рп - пусковое давление нейтрального газа, МПа,
3
2
h=2600 м - глубина погружения труб под статический уровень, м, ρ=1,26 т/м - плотность жидкости, g=9,81 м/с - ускорение силы тяжести, D=0,146 м - внутренний диаметр эксплуатационной колонны и 0,08 м - внутренний диаметр подъемных труб.
3
3
3
При открытой затрубной задвижке в объем насосно-компрессорной трубы скважины подали кислотный пенообразующий состав в расчете 2,5 м на метр перфорированной мощности пласта. Причем в качестве кислотного пенообразующего состава в объем насосно-компрессорной трубы скважины подали кислотный пенообразующий состав, содержащий 25 мас.% соляной кислоты, 2 мас.% плавиковой (фтористоводородной) кислоты, поверхностно-активные вещества в объеме 40 л/м кислотного пенообразующего состава, остальное - вода. Затем, через 20 секунд после начала подачи кислотного пенообразующего состава, начали подачу газообразного азота под давлением 65 МПа и производительностью подачи нейтрального газа 100 м/ч с коэффициентом аэрации 52.
3
После закачки кислотного пенообразующего состава в объем насосно-компрессорной трубы скважины закрыли задвижку и закачали оставшийся кислотный пенообразующий состав. Продавили в пласт образовавшуюся пенокислоту технической водой в объеме в м, равном сумме внутреннего объема насосно-компрессорной трубы скважины и объема эксплуатационной колонны от башмака насосно-компрессорной трубы скважины до нижних дыр перфорации. После проведения технологической выдержки в течение 10 минут закрыли нагнетательную линию и плавно снизили давление в трубном пространстве скважины. Удалили продукты реакции кислотного пенообразующего, дренировали пласт и произвели освоение скважины через затрубное пространство продавкой газовой оторочки нефтью с поверхностно-активным веществом в объеме, равном объему затрубного пространства скважины.
В результате использования предложенного способа на скважине достигли интенсификации притока пластового флюида из пласта. При этом коэффициент продуктивности увеличен с 0,24 до 4,92.
Пример 2. Провели работы по интенсификации добычи скважины на карбонатных пластах с диаметром колонны 168 мм с учетом пластового давления, забойного давления, плотности нефти, типа коллектора, пористости и проницаемости, начального и настоящего дебита, глубины текущего забоя и давления опрессовки эксплуатационной колонны.
3
На скважине смонтировали и заземлили газификационную установку АГУ-2М, обвязали ее с затрубным пространством скважины с использованием запорного и газосбросного вентилей, предохранительного и обратного клапанов, манометров и соединительных штуцеров. Затем спрессовали линию нагнетания нейтрального газа на полуторакратное рабочее давление. В качестве рабочего газа использовали аргон. Применили кислотник типа СИН-32, приемную емкость на 25-30 м, кислотовоз, фонтанную аппаратуру, передвижную дизель-электростанцию типа ДЭС-100, а также трубы с БРС для обвязки оборудования с арматурой скважины.
В предложенном способе использовали в составе кислотного пенообразующего состава ингибированную соляную кислоту по ТУ-4814-42 или по ТУ 6-01-714-77, поверхностно-активное вещество «Нефтенол ВВД» по ТУ 2483-015-17197708-97, а также пластовую, подтоварную или пресную воду.
Проверили работу системы газификационной установки АГУ-2М контрольным включением.
С учетом всех технологических характеристик данной скважины предварительно рассчитали по предложенной в способе методике пусковое давление азота по формуле:
3
2
где: Рп - пусковое давление нейтрального газа, МПа, h=2200 м - глубина погружения труб под статический уровень, м, ρ=1,26 т/м - плотность жидкости, g=9,81 м/с - ускорение силы тяжести, D=0,168 м - внутренний диаметр эксплуатационной колонны и 0,08 м - внутренний диаметр подъемных труб.
3
3
3
При открытой затрубной задвижке в объем насосно-компрессорной трубы скважины подали кислотный пенообразующий состав в расчете 1,5 м на метр перфорированной мощности пласта. Причем в качестве кислотного пенообразующего состава в объем насосно-компрессорной трубы скважины подали кислотный пенообразующий состав, содержащий 25 мас.% соляной кислоты, поверхностно-активные вещества в объеме 40 л/м кислотного пенообразующего состава, остальное - вода. Затем, через 40 секунд после начала подачи кислотного пенообразующего состава, начали подачу газообразного азота под давлением 10 МПа и производительностью подачи нейтрального газа 1200 м/ч с коэффициентом аэрации 58. При этом возникла ситуация, когда достигли 97% максимально допустимой величины давления установки подачи газообразного нейтрального газа. Кратковременно приостановили закачку газа и продолжили закачку кислотного пенообразующего состава.
3
После закачки кислотного пенообразующего состава в объем насосно-компрессорной трубы скважины произвели посадку пакера и закачали оставшийся кислотный пенообразующий состав. Продавили в пласт образовавшуюся пенокислоту нефтью в объеме в м, равном сумме внутреннего объема насосно-компрессорной трубы скважины и объема эксплуатационной колонны от башмака насосно-компрессорной трубы скважины до нижних дыр перфорации. После проведения технологической выдержки в течение 7 минут закрыли нагнетательную линию и плавно снизили давление в трубном пространстве скважины. Удалили продукты реакции кислотного пенообразующего, дренировали пласт и произвели освоение скважины через затрубное пространство продавкой газовой оторочки технической водой с поверхностно-активным веществом марки ОП-7 по ГОСТ 8433-81 при его содержании 7 г на литр технической воды в объеме, равном объему затрубного пространства скважины.
В результате использования предложенного способа на скважине достигли интенсификации притока пластового флюида из пласта. При этом коэффициент продуктивности увеличен с 0,38 до 3.98.
Пример 3. Провели работы по интенсификации добычи скважины на карбонатных пластах с диаметром колонны 146 мм с учетом пластового давления, забойного давления, плотности нефти, типа коллектора, пористости и проницаемости, начального и настоящего дебита, глубины текущего забоя и давления опрессовки эксплуатационной колонны.
3
На скважине смонтировали и заземлили газификационную установку АГУ-2М, обвязали ее с затрубным пространством скважины с использованием запорного и газосбросного вентилей, предохранительного и обратного клапанов, манометров и соединительных штуцеров. Затем спрессовали линию нагнетания нейтрального газа на полуторакратное рабочее давление. В качестве рабочего газа использовали гелий. Применили кислотник типа СИН-32, приемную емкость на 25-30 м, кислотовоз, фонтанную аппаратуру, передвижную дизель-электростанцию типа ДЭС-100, а также трубы с БРС для обвязки оборудования с арматурой скважины.
В предложенном способе использовали в составе кислотного пенообразующего состава ингибированную соляную кислоту по ТУ-4814-42 или по ТУ 6-01-714-77, поверхностно-активное вещество «Нефтенол ВВД» по ТУ 2483-015-17197708-97, а также пластовую, подтоварную или пресную воду.
Проверили работу системы газификационной установки АГУ-2М контрольным включением.
С учетом всех технологических характеристик данной скважины предварительно рассчитали по предложенной в способе методике пусковое давление азота по формуле:
где: Рп - пусковое давление нейтрального газа, МПа,
3
2
h=2400 м - глубина погружения труб под статический уровень, м, ρ=1,26 т/м - плотность жидкости, g=9,81 м/с - ускорение силы тяжести, D=0,146 м - внутренний диаметр эксплуатационной колонны и 0,08 м - внутренний диаметр подъемных труб.
3
3
3
При открытой затрубной задвижке в объем насосно-компрессорной трубы скважины подали кислотный пенообразующий состав в расчете 0,3 м на метр перфорированной мощности пласта. Причем в качестве кислотного пенообразующего состава в объем насосно-компрессорной трубы скважины подали кислотный пенообразующий состав, содержащий 15 мас.% соляной кислоты, поверхностно-активные вещества в объеме 40 л/м кислотного пенообразующего состава, остальное - вода. Затем, через 60 секунд после начала подачи кислотного пенообразующего состава, начали подачу газообразного азота под давлением 35 МПа и производительностью подачи нейтрального газа 1200 м/ч с коэффициентом аэрации 51. При этом возникла ситуация, когда достигли 95% максимально допустимой величины давления эксплуатируемой колонны. Кратковременно приостановили закачку газа и продолжили закачку кислотного пенообразующего состава.
3
После закачки кислотного пенообразующего состава в объем насосно-компрессорной трубы скважины закрыли задвижку и закачали оставшийся кислотный пенообразующий состав. Продавили в пласт образовавшуюся пенокислоту нефтью в объеме в м, равном сумме внутреннего объема насосно-компрессорной трубы скважины и объема эксплуатационной колонны от башмака насосно-компрессорной трубы скважины до нижних дыр перфорации. После проведения технологической выдержки в течение 5 минут закрыли нагнетательную линию и плавно снизили давление в трубном пространстве скважины. Удалили продукты реакции кислотного пенообразующего, дренировали пласт и произвели освоение скважины через затрубное пространство продавкой газовой оторочки технической водой с поверхностно-активным веществом марки ОП-10 по ГОСТ 8433-81 при его содержании 10 г на литр технической воды в объеме, равном объему затрубного пространства скважины.
В результате использования предложенного способа на скважине достигли интенсификации притока пластового флюида из пласта. При этом коэффициент продуктивности увеличен с 0,48 до 4,42.
Пример 4. Провели работы по интенсификации добычи скважины на терригенных пластах с диаметром колонны 146 мм с учетом пластового давления, забойного давления, плотности нефти, типа коллектора, пористости и проницаемости, начального и настоящего дебита, глубины текущего забоя и давления опрессовки эксплуатационной колонны.
3
На скважине смонтировали и заземлили газификационную установку АГУ-2М, обвязали ее с затрубным пространством скважины с использованием запорного и газосбросного вентилей, предохранительного и обратного клапанов, манометров и соединительных штуцеров. Затем спрессовали линию нагнетания нейтрального газа на полуторакратное рабочее давление. В качестве рабочего газа использовали азот. Применили кислотник типа СИН-32, приемную емкость на 25-30 м, кислотовоз, фонтанную аппаратуру, передвижную дизель-электростанцию типа ДЭС-100, а также трубы с БРС для обвязки оборудования с арматурой скважины.
В предложенном способе использовали в составе кислотного пенообразующего состава ингибированную соляную кислоту по ТУ-4814-42 или по ТУ 6-01-714-77, плавиковую (фтористоводородную) кислоту по ТУ 113-08-523-82, поверхностно-активное вещество «Нефтенол ВВД» по ТУ 2483-015-17197708-97, а также пластовую, подтоварную или пресную воду.
Проверили работу системы газификационной установки АГУ-2М контрольным включением.
С учетом всех технологических характеристик данной скважины предварительно рассчитали по предложенной в способе методике пусковое давление азота по формуле:
где: Рп - пусковое давление нейтрального газа, МПа,
3
2
h=2400 м - глубина погружения труб под статический уровень, м, ρ=1,26 т/м - плотность жидкости, g=9,81 м/с - ускорение силы тяжести, D=0,146 м - внутренний диаметр эксплуатационной колонны и 0,08 м - внутренний диаметр подъемных труб.
3
3
3
При открытой затрубной задвижке в объем насосно-компрессорной трубы скважины подали кислотный пенообразующий состав в расчете 1,5 м на метр перфорированной мощности пласта. Причем в качестве кислотного пенообразующего состава в объем насосно-компрессорной трубы скважины подали кислотный пенообразующий состав, содержащий 10 мас.% соляной кислоты, 5 мас.% плавиковой (фтористоводородной) кислоты, поверхностно-активные вещества в объеме 40 л/м кислотного пенообразующего состава, остальное - вода. Затем, через 40 секунд после начала подачи кислотного пенообразующего состава, начали подачу газообразного азота под давлением 40 МПа и производительностью подачи нейтрального газа 800 м/ч с коэффициентом аэрации 57.
3
После закачки кислотного пенообразующего состава в объем насосно-компрессорной трубы скважины закрыли задвижку и закачали оставшийся кислотный пенообразующий состав. Продавили в пласт образовавшуюся пенокислоту технической водой в объеме в м, равном сумме внутреннего объема насосно-компрессорной трубы скважины и объема эксплуатационной колонны от башмака насосно-компрессорной трубы скважины до нижних дыр перфорации. После проведения технологической выдержки в течение 10 минут закрыли нагнетательную линию и плавно снизили давление в трубном пространстве скважины. Удалили продукты реакции кислотного пенообразующего, дренировали пласт и произвели освоение скважины через затрубное пространство продавкой газовой оторочки нефтью с поверхностно активным веществом марки ОП-10 по ГОСТ 8433-81 при его содержании 10 г на литр технической воды в объеме, равном объему затрубного пространства скважины.
В результате использования предложенного способа на скважине достигли интенсификации притока пластового флюида из пласта. При этом коэффициент продуктивности увеличен с 0,34 до 5,74.