СПОСОБ ПОИНТЕРВАЛЬНОЙ ОБРАБОТКИ ПРИЗАБОЙНОЙ ЗОНЫ ПЛАСТОВ НЕФТЕГАЗОВОЙ СКВАЖИНЫ (ВАРИАНТЫ)
INTERVAL TREATMENT METHOD OF BOTTOM-HOLE ZONE OF OIL-GAS WELL FORMATIONS (VERSIONS)

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к поинтервальной обработке призабойной зоны (ОПЗ) низкопроницаемых терригенных пластов нефтегазовой скважины в условиях аномально низкого пластового давления (АНПД), в частности с помощью гибкой трубы (ГТ) колтюбинговой установки.
Газоконденсатные месторождения Западной Сибири относятся к многопластовым месторождениям, которые сложены низкопроницаемыми терригенными отложениями, имеющими различную проницаемость. При ОПЗ таких месторождений кислота преимущественно попадает в наиболее дренированные и высокопроницаемые интервалы. Вследствие этого остальные низкопроницаемые пласты или пропластки остаются не обработанными. Отсечение этих пластов или пропластков от высокопроницаемых интервалов и друг от друга пакерующими устройствами позволит кислоте избирательно проникать в обрабатываемые низкопроницаемые интервалы, то есть будет наблюдаться поинтервальная ОПЗ именно тех пластов или пропластков, которые нуждаются в обработке.
На месторождениях Западной Сибири, находящихся на завершающей стадии разработки, имеющих АНПД и достаточно большую степень обводненности залежи, проведение ОПЗ через промывочные трубы после глушения скважины затруднено и не всегда может оказаться эффективным по причине дополнительной кольматации пласта фильтратами жидкости глушения. Поэтому ОПЗ в этих условиях предпочтительнее осуществлять без глушения скважины путем закачивания кислотного состава через ГТ колтюбинговой установки.
В связи с тем, что нефтегазовые скважины оборудованы комплексами подземного оборудования, проходное сечение лифтовой колонны в местах размещения эксплуатационного пакера, посадочных ниппелей, циркуляционного и ингибиторного клапана, датчиков давления и температуры меньше, нежели проходное сечение самих лифтовых труб, поэтому спускаемые в скважину пакерующие устройства должны иметь наружный диаметр меньше минимального проходного сечения в лифтовой колонне.
В свою очередь, пакерующие устройства, пройдя через лифтовую колонну, должны загерметизировать эксплуатационную колонну, перекрыв ее проходное сечение, имеющее больший внутренний диаметр, поэтому спускаемые в скважину пакерующие устройства должны иметь уплотнительные элементы, способные надежно загерметизировать такой большой кольцевой зазор, между эксплуатационной колонной и ГТ, во много раз превышающих кольцевой зазор между лифтовой колонной и ГТ.
На качество установки и извлечения пакерующих устройств, так как эти процессы проводятся многократно, влияют скорости спуска и подъема ГТ с пакерующими устройствами.
Пласты или пропластки, слагающие многопластовые месторождения, имеют различную проницаемость, поэтому ОПЗ этих пластов необходимо осуществлять кислотными составами, подобранными для обработки конкретного пласта или пропластка.
Известен способ кислотной обработки пласта, вскрытого нефтегазовой скважиной, путем закачивания кислоты и продавливания ее в пласт для доставки кислоты в обрабатываемый интервал (см. Патент РФ №2082880).
Недостатком данного способа является недостаточная эффективность обработки.
Известен способ поинтервальной обработки нефтегазовых скважин, включающий закачивание и продавливание в пласт кислоты (см. Бурение и заканчивание скважин с горизонтальным стволом на трещиноватые карбонаты. Нефть, газ и нефтехимия за рубежом. - М.: Недра, 1989, №10, стр.7-12).
Недостатком данного способа является недостаточная эффективность обработки продуктивного пласта.
Задача, стоящая при создании изобретения, состоит в повышении эффективности ОПЗ скважины.
Техническим результатом заявляемого изобретения является повышение эффективности при поинтервальной ОПЗ пластов нефтегазовой скважины.
Поставленная задача и технический результат по первому варианту решается и достигается соответственно тем, что при поинтервальной обработке призабойной зоны пластов нефтегазовой скважины первоначально определяют продуктивность пластов или их пропластков, определяют их границы и расстояния между ними, подбирают для обработки каждого пласта или пропластка кислотные составы, после этого в незаглушенную скважину, когда расстояния между пластами или их пропластками значительно разнятся, через лифтовую колонну на гибкой трубе, оборудованной пружинным центратором, спускают надувной пакер-пробку, устанавливают его в скважине ниже подошвы нижнего пласта или пропластка и запакеровывают, затем гибкую трубу отсоединяют от надувного пакера-пробки и извлекают на поверхность, далее на гибкой трубе, оборудованной пружинным центратором, в скважину спускают надувной пакер, устанавливают его выше кровли нижнего пласта или пропластка и запакеровывают, после этого через гибкую трубу в нижний пласт или пропласток закачивают кислотный состав, подобранный для обработки именно этого пласта или пропластка, продавливают кислотный состав в призабойную зону нижнего пласта или пропластка на глубину закольматированной зоны, оставляют кислотный состав на период его реакции с кольматирующими частицами, находящимися в призабойной зоне, вызывают приток газа из нижнего пласта или пропластка, удаляют вместе с газом продукты реакции по кольцевому пространству между гибкой трубой и лифтовой колонной до полного восстановления продуктивности нижнего пласта или пропластка и отрабатывают скважину на факел, после этого надувной пакер распакеровывают и на гибкой трубе извлекают из скважины, затем в скважину на гибкой трубе спускают ловитель, соединяют его с надувным пакером-пробкой, распакеровывают и перемещают его ловителем ниже подошвы вышерасположеного верхнего пласта или пропластка, запакеровывают его, на гибкой трубе, оборудованной пружинным центратором, спускают надувной пакер, устанавливают его выше кровли вышерасположенного верхнего пласта или пропластка, запакеровывают и проводят аналогично кислотную обработку кислотным составом, подобранным для обработки именно этого пласта или пропластка.
Поставленная задача и технический результат по второму варианту решается и достигается соответственно тем, что, при поинтервальной обработке призабойной зоны пластов нефтегазовой скважины первоначально определяют продуктивность пластов или их пропластков, определяют их границы и расстояния между ними, подбирают для обработки каждого пласта или пропластка кислотные составы, после этого в незаглушенную скважину, когда расстояния между пластами или пропластками одинаковые или не сильно разнятся, через лифтовую колонну на гибкой трубе, оборудованной пружинным центратором, спускают комплекс оборудования, включающий верхний надувной пакер, патрубок со сквозными отверстиями, перекрываемыми подпружиненными заглушками или обратными клапанами, нижний надувной пакер, до глубины обрабатываемого интервала нижнего пласта или пропластка, запакеровывают нижний надувной пакер ниже обрабатываемого интервала нижнего пласта или пропластка, а верхний надувной пакер - выше, из расчета размещения патрубка с подпружиненными заглушками или обратными клапанами в обрабатываемом интервале нижнего пласта или пропластка, закачивают в обрабатываемый интервал нижнего пласта или пропластка кислотный состав, необходимый для обработки именно этого пласта или пропластка, продавливают кислотный состав в призабойную зону нижнего пласта или пропластка на глубину закольматированной зоны, оставляют кислотный состав на период его реакции с кольматирующими частицами, находящимися в призабойной зоне нижнего пласта или пропластка, вызывают приток газа из нижнего пласта или пропластка, удаляют вместе с газом продукты реакции по кольцевому пространству между гибкой трубой и лифтовой колонной и отрабатывают скважину на факел до выхода на рабочий режим, после этого верхний надувной пакер и нижний надувной пакер распакеровывают и на гибкой трубе при перекрытых подпружиненными заглушками или обратными клапанами сквозных отверстиях патрубка приподнимают комплекс оборудования до верхнего пласта или пропластка, вновь запакеровывают верхний надувной пакер выше, а нижний надувной пакер ниже верхнего пласта или пропластка и проводят аналогично кислотную обработку кислотным составом, подобранным для обработки именно этого пласта или пропластка.
Способ по обоим вариантам поясняется графическими материалами, где на фиг.1 приведена схема для его реализации в многопластовом месторождении, имеющем три пласта или пропластка, при спуске ГТ с надувным пакером-пробкой и последующим ее спуском с надувным пакером, на фиг.2 - то же, при спуске ГТ с двумя надувными пакерами и размещенным между ними патрубком со сквозными отверстиями, перекрываемыми подпружиненными заглушками или обратными клапанами.
Способ реализуется в нефтегазовой скважине, оборудованной эксплуатационной колонной 1 и лифтовой колонной 2, спущенной до кровли верхнего пласта или пропла-стка 3.
По обоим вариантам первоначально определяют продуктивность пластов или их пропластков, определяют их границы и расстояния между ними, подбирают для обработки каждого пласта или пропластка кислотные составы.
По первому варианту (см. фиг.1), когда расстояния между пластами или их про-пластками значительно разнятся, в незаглушенную скважину через лифтовую колонну 2 на ГТ 4, оборудованной пружинным центратором 5, спускают надувной пакер-пробку 6. Пружинный центратор 5 предназначен для центрирования ГТ 4 и присоединенного к нему оборудования. Обеспечивая центрирование ГТ 4 относительно лифтовой колонны 2, пружинный центратор 5 сжимается до размеров внутреннего диаметра лифтовой колонны 2 и разжимается до размеров внутреннего диаметра эксплуатационной колонны 1. Надувной пакер-пробка 6 предназначен для герметизации затрубного пространства скважины между ГТ 4 и эксплуатационной колонной 1, а также обеспечивает пропуск ГТ 4 через лифтовую колонну 2 и расширение уплотнительных элементов до размеров внутреннего диаметра эксплуатационной колонны 1. Устанавливают надувной пакер-пробку 6 в скважине ниже подошвы нижнего пласта или пропластка 7 и созданием давления в ГТ 4 запакеровывают. Затем ГТ 4 отсоединяют от надувного пакера-пробки 6 и извлекают на поверхность. Далее, на ГТ 4 в скважину спускают надувной пакер 8, устанавливают его выше кровли нижнего пласта или пропластка 7 и запакеровывают. Надувной пакер 8 предназначен для герметизации затрубного пространства скважины между ГТ 4 и эксплуатационной колонной 1, а также обеспечивает пропуск ГТ 4 через лифтовую колонну 2 и расширение уплотнительных элементов до размеров внутреннего диаметра эксплуатационной колонны 1. После ОПЗ через ГТ 4 в нижний пласт или пропласток 7 закачивают кислотный состав, подобранный для обработки именно этого пласта или пропластка. После этого надувной пакер 8 распакеровывают и на ГТ 4 извлекают из скважины. Затем в скважину на ГТ 4 спускают ловитель (на фиг. не показан), соединяют его с надувным пакером-пробкой 6, распакеровывают и перемещают его ловителем, представляющим собой устройство, посредством которого обеспечивается захват ловильной головки надувного пакера-пробки 6, ниже подошвы вышерасположенного верхнего пласта или пропластка 2 и запакеровывают его. Далее на ГТ 4 спускают надувной пакер 8, устанавливают его выше кровли выше расположенного верхнего пласта или пропластка 3, запакеровывают его и проводят аналогично кислотную обработку кислотным составом, подобранным для обработки именно этого пласта.
По второму варианту (см. фиг.2), когда расстояния между пластами или пропла-стками одинаковые или не сильно разнятся, в незаглушенную скважину через лифтовую колонну 2 на ГТ 4, оборудованной пружинным центратором 5, спускают комплекс оборудования, включающий верхний надувной пакер 6, патрубок 7 со сквозными отверстиями, перекрываемыми подпружиненными заглушками или обратными клапанами, нижний надувной пакер 8, до глубины обрабатываемого интервала нижнего пласта или пропластка 9. Запакеровывают нижний надувной пакер 8 ниже обрабатываемого интервала нижнего пласта или пропластка 9, а верхний надувной пакер 6 - выше, из расчета размещения патрубка 7 с подпружиненными заглушками или обратными клапанами в обрабатываемом интервале нижнего пласта или пропластка 9. Закачивают в обрабатываемый интервал нижнего пласта или пропластка 9 кислотный состав, необходимый для обработки именно этого пласта или пропластка. После ОПЗ верхний надувной пакер 6 и нижний надувной пакер 8 распакеровывают и на ГТ 4 при перекрытых подпружиненными заглушками или обратными клапанами сквозных отверстий патрубка 7. Приподнимают комплекс оборудования до верхнего пласта или пропластка 3, вновь запакеровывают верхний надувной пакер 6 выше, а нижний надувной пакер 8 ниже верхнего пласта или пропластка 3 и проводят аналогично кислотную обработку кислотным составом, подобранным для обработки именно этого пласта или пропластка.
Средства для осуществления способа по обоим вариантам, такие как надувные пакер и пакер-пробка, пружинный центратор и ловитель, широко известны и общеприняты в нефтегазовой практике.
Надувные пакер и пакер-пробка включают в себя корпус с резиновым уплотни-тельным элементом, армированным металлическим кордом и расширяющимся более чем в три раза от своего номинального диаметра, и, по меньшей мере, один обратный клапан. При этом в отличие от надувного пакера надувной пакер-пробка не имеет внутреннего проходного отверстия, а в верхней части его корпуса расположена ловильная головка, предназначенная для его извлечения из скважины ловителем.
Надувные пакеры и пакеры-пробки описаны в следующих источниках информации:
- Гидравлический надувной пакер COILFLATE - решение для селективной изоляции пластов / Журнал «Время колтюбинга» / Номер 14, 2005.
- Разработка, применение и практика использования надувных инструментов и систем, спускаемых на колтюбинговой трубе / Г.Макензи (Baker Oil Tools). - Журнал «Время колтюбинга» / Номер 8, 2004.
- Басарыгин Ю.М. Технология капитального и подземного ремонта нефтяных и газовых скважин. Учеб. для вузов.- Краснодар: Изд-во «Сов. Кубань», 2002.
Ловители или любой другой ловильный инструмент для извлечения оборванных труб или оборудования из скважины описаны в следующих источниках информации:
- Джафаров А.А. Руководство по ловильным инструментам. Справочное пособие.- М.: Недра, 1980.- С.76-91.
- Справочник по капитальному ремонту нефтяных и газовых скважин / А.С.Яшин и др.- М.: Недра, 1973.- С.201-202.
- Бухаленко Е.И., Бухаленко В.Е. Оборудование и инструмент для ремонта скважин. Учеб. для учащихся профтехобразования и рабочих на производстве.- М. Недра, 1991. - С.274-278.-
- Капитальный ремонт нефтяных и газовых скважин / А.Д.Амиров и др. - М. Недра, 1975. - С.165-168.
Центраторы, используемые для центрирования спускаемого оборудования в скважинах, в том числе пакеров, описаны в следующих источниках информации:
- Справочник по капитальному ремонту нефтяных и газовых скважин / А.С.Яшин и др. - М.: Недра, 1973. - С.103, рис.62, поз.11. Следует отметить, что в указанном источнике центраторы названы пружинами, но это не меняет их функционального назначения - центрирования оборудования скважин.
- Басарыгин Ю.М. Технология капитального и подземного ремонта нефтяных и газовых скважин. Учеб. для вузов.- Краснодар: Изд-во «Сов.
Кубань», 2002. - С.217, рис.6.1., здесь пружинные центраторы изображены на концевых участках дефектомера (поз.5) и локатора (поз.3).
- Gore Kemp. Oilwell Fishing Operations. Tools and Technigues. - Gulf Publishing Company. Book Division. Houston, London, Paris, Tokyo. (Г.Кемп. Ловильные работы в нефтяных скважинах. Техника и технология. Пер. с англ. Г.П.Шульженко. - М.: Недра, 1990. - С.19. (здесь на поз. а центратор назван в виде пружинных фонарей).
- Справочник инженера по бурению / А.И.Булатов и др. - М.: Недра, 1995. Кн. 3. - С.133-136.
ОПЗ производят в зависимости от проницаемости пластов или пропластков (см. Е.В.Паникаровский, В.В.Паникаровский «Методы восстановления фильтрационных характеристик пород-коллекторов», Тюмень: ТюмГНГУ, 2010. - С.85-90; М.Г.Гейхман и др. Кислотная обработка терригенных и карбонатных коллекторов. Обзорная информация. Серия: Разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений. - М.: ООО «ИРЦ Газпром», 2007. - С.72-74; В.А. Сидоровский. Вскрытие пластов и повышение продуктивности скважин. - М.: Недра, 1978. - С.220-223).
2
2
3
Так, по первому и второму вариантам при проницаемости пластов или пропластков от 40×10-3 мкм до 300×10-3 мкм, в призабойную зону пласта закачивают 18-20%-ный раствор соляной кислоты в объеме 5 м на 1 м обрабатываемого интервала, продавливают раствор соляной кислоты в призабойную зону нижнего пласта или пропластка 7 инертным газом, например азотом, через буфер, в качестве которого используют газовый конденсат или дизельное топливо, или сырую нефть, на глубину закольматированной зоны, но не более 1,5 м по радиусу, оставляют раствор соляной кислоты на период его реакции с кольматирующими частицами, находящимися в призабойной зоне нижнего пласта или пропластка 7, но не более 10-12 час, вызывают приток газа из нижнего пласта или пропластка 7, удаляют через кольцевое пространство между ГТ 4 и лифтовой колонной 3 вместе с газом продукты реакции до полного восстановления продуктивности нижнего пласта или пропластка 7 и отрабатывают скважину на факел.
2
3
При этом при проницаемости пластов или пропластков меньше 40×10-3 мкм после отработки скважины на факел в нее закачивают раствор глинокислоты, состоящей из 3-5 %-ной плавиковой и 10-12%-ной соляной кислот, в объеме 1,5-2,0 м на 1 м обрабатываемого интервала, продавливают глинокислоту в призабойную зону верхнего пласта или пропластка 3 инертным газом, например азотом, через буфер на глубину закольматированной зоны, но не более 1,5 м по радиусу, оставляют глинокислоту на период его реакции с кольматирующими частицами на 2-4 час, вызывают приток газа из верхнего пласта или пропластка 3, удаляют вместе с потоком газа продукты реакции и отрабатывают скважину через факельную линию с удалением отходов реакции до получения проектного дебита.
Растворы кислот для ОПЗ готовят с использованием технической воды.
Примеры реализации
2
2
2
3
3
3
Пример 1. Скважина вскрыла три продуктивных пласта с расстояниями между верхним и средним, средним и нижним пластами соответственно 20 и 100 м. Проницаемость верхнего пласта составляет 20×10-3 мкм, проницаемость среднего - 40×10-3 мкм, а нижнего - 300×10-3 мкм. В незаглушенную скважину через лифтовую колонну диаметром 114 мм на ГТ диаметром 33 мм, оборудованной пружинным центратором, спустили надувной пакер-пробку на 2 м ниже подошвы нижнего пласта и созданием давления запакеровали в эксплуатационной колонне диаметром 168 мм. Затем ГТ отсоединили от пакера-пробки и извлекли на поверхность. Далее, в скважину на ГТ спустили надувной пакер, установили и запакеровали его на 2 м выше кровли нижнего пласта. После ОПЗ в нижний пласт через ГТ закачали 18-20%-ный раствор соляной кислоты в объеме 5 м на 1 м обрабатываемого интервала. Раствор соляной кислоты продавили в призабойную зону нижнего пласта азотом через буфер, в качестве которого использовали газовый конденсат, на глубину закольматированной зоны, равной 1,5 м по радиусу. Раствор соляной кислоты оставили на период его реакции с кольматирующими частицами на 12 час. Снижением противодавления на пласт вызвали приток газа из нижнего пласта. Через кольцевое пространство между ГТ и лифтовой колонной вместе с газом удалили продукты реакции до полного восстановления продуктивности нижнего пласта и отрабатывают скважину на факел. После этого надувной пакер распакеровали снижением давления и на ГТ извлекли из скважины. Затем в скважину на ГТ спустили ловитель, соединили его с надувным пакером-пробкой, распакеровали пакер-пробку и переместили его ловителем на 2 м ниже подошвы вышерасположенного среднего пласта. Пакер-пробку запакеровали и на ГТ в скважину спустили надувной пакер и установили его на 2 м выше кровли вышерасположенного среднего пласта. Пакер запакеровали и провели кислотную обработку кислотным составом, аналогичным составу нижнего пласта, так как его проницаемость совпадает с условиями нижнего пласта. После обработки среднего пласта надувной пакер повторно распакеровали и на ГТ извлекли из скважины. Затем в скважину на ГТ спустили ловитель, соединили его с надувным пакером-пробкой, распакеровали пакер-пробку и переместили его ловителем на 2 м ниже подошвы вышерасположенного верхнего пласта. Пакер-пробку запакеровали и на ГТ спустили и установили надувной пакер на 2 м выше кровли вышерасположенного верхнего пласта. Надувной пакер запакеровали и провели обработку пласта кислотным составом, подобранным для обработки верхнего пласта. В обрабатываемый интервал верхнего пласта закачали 18-20%-ный раствор соляной кислоты в объеме 5 м на 1 м обрабатываемого интервала. Раствор соляной кислоты продавили в призабойную зону верхнего пласта азотом через буфер - газовый конденсат - на глубину закольматированной зоны. Раствор соляной кислоты оставили в скважине на период его реакции с кольматирующими частицами на 12 час. Вызвали приток газа из верхнего пласта. Вместе с газом удалили продукты реакции и отработали скважину на факел. После этого в скважину закачали раствор глинокислоты, состоящей из 3-5%-ной плавиковой и 10-12%-ной соляной кислот, в объеме 1,5-2,0 м на 1 м обрабатываемого интервала. Глинокислоту продавили в призабойную зону верхнего пласта азотом через буфер (газовый конденсат) на глубину закольматированной зоны, равную 1,5 м по радиусу. Глинокислоту оставили в скважине на период его реакции с кольматирующими частицами на 4 час. Вызвали приток газа из верхнего пласта. Вместе с потоком газа удалили продукты реакции и отрабатывают скважину через факельную линию до получения проектного дебита.
Во избежание повреждения уплотнительных элементов надувных пакеров и пакера-пробки комплекса оборудования спуск их осуществляют со скоростью 8 м/с, а при перемещении на вышележащий пласт или пропласток или их извлечения из скважины - с первоначальной скоростью 0,5 м/с, а при отсутствии прихвата - со скоростью 8 м/с. При извлечении из скважины при подходе к устью скважины за 50 м до поверхности скорость необходимо снизить до 0,01 м/с.
2
2
2
3
3
3
Пример 2. Скважина вскрыла три продуктивных пласта с расстояниями между верхним и средним пластами, между средним и нижним пластами соответственно 20 и 22 м. Проницаемость верхнего пласта составляет 20×10-3 мкм, проницаемость среднего - 40×10-3 мкм, а нижнего - 300×10-3 мкм. В незаглушенную скважину через лифтовую колонну диаметром 114 мм на ГТ диаметром 33 мм, оборудованной пружинным центратором, до глубины обрабатываемого интервала нижнего пласта спустили комплекс оборудования, включающий верхний надувной пакер, патрубок со сквозными отверстиями, перекрываемыми подпружиненными заглушками, нижний надувной пакер. Созданием давления запакеровали нижний надувной пакер в эксплуатационной колонне диаметром 168 мм ниже обрабатываемого интервала нижнего пласта, а верхний надувной пакер - выше, с размещением патрубка с подпружиненными заглушками в обрабатываемом интервале нижнего пласта. В обрабатываемый интервал нижнего пласта закачали 18-20%-ный раствор соляной кислоты в объеме 5 м на 1 м обрабатываемого интервала. Раствор соляной кислоты продавили в призабойную зону нижнего пласта азотом через буфер, в качестве которого использовали газовый конденсат, на глубину закольматированной зоны, равной 1,5 м по радиусу. Раствор соляной кислоты оставили на период его реакции с кольматирующими частицами на 12 час. Снижением противодавления на пласт вызвали приток газа из нижнего пласта. Через кольцевое пространство между ГТ и лифтовой колонной удалили вместе с газом, поступаемым из пласта, продукты реакции до полного восстановления продуктивности нижнего пласта и отработали скважину на факел. После ОПЗ верхний надувной пакер и нижний надувной пакер снижением давления распакеровали и на ГТ при перекрытых подпружиненными заглушками сквозных отверстий патрубка приподняли комплекс оборудования до среднего пласта, вновь запакеровли верхний надувной пакер выше, а нижний надувной пакер ниже среднего пласта и провели обработку пласта кислотным составом, аналогичным составу нижнего пласта, так как его проницаемость совпадает с условиями нижнего пласта. После обработки среднего пласта вновь приподняли комплекс оборудования, теперь уже до верхнего пласта, вновь запакеровали верхний надувной пакер выше, а нижний надувной пакер ниже верхнего пласта и провели аналогично кислотную обработку кислотным составом, подобранным для обработки верхнего пласта. Закачали в обрабатываемый интервал верхнего пласта 18-20%-ный раствор соляной кислоты в объеме 5 м на 1 м обрабатываемого интервала. Раствор соляной кислоты продавили в призабойную зону верхнего пласта азотом через буфер (газовый конденсат) на глубину закольматированной зоны. Раствор соляной кислоты оставили на период его реакции с кольматирующими частицами на 12 час. Вызвали приток газа из верхнего пласта. Вместе с газом удалили продукты реакции и отработали скважину на факел. После этого в скважину закачали раствор глинокислоты, состоящей из 3-5%-ной плавиковой и 10-12%-ной соляной кислот, в объеме 1,5-2,0 м а 1 м обрабатываемого интервала. Продавили глинокислоту в призабойную зону верхнего пласта азотом через буфер - газовый конденсат - на глубину закольматированной зоны, равный 1,5 м по радиусу. Глинокислоту оставили на период ее реакции с кольматирующими частицами на 4 час. Вызвали приток газа из верхнего пласта. Вместе с потоком газа удалили продукты реакции и отработали скважину через факельную линию до получения проектного дебита.
Предлагаемый способ обеспечивает эффективную ОПЗ низкопроницаемых пластов нефтегазовой скважины при их поинтервальной обработке.