Способ обработки прискважинной зоны Российский патент 2023 года по МПК E21B43/27 E21B43/22 E21B49/00 

Изобретение относится к способам интенсификации добычи нефти из продуктивных пластов с применением селективных кислотных методов воздействия на прискважинную зону пласта, сложенного карбонатными породами при обработке пластов с выполнением работ по закачке по межтрубному пространству без подхода бригады по ремонту скважин и без спуско-подъемных операций с глубинно-насосным оборудованием (ГНО), в том числе на скважинах с одновременно-раздельной добычей (ОРД), низким пластовым давлением и с осложненными конструкциями скважин (наличие аварийного забоя и риска прихвата инструмента в интервале продуктивных пластов, открытый ствол скважины, непрохождение инструмента по эксплуатационной колонне).

Известен способ большеобъемной селективной кислотной обработки (патент РФ № 2456444, опубл. 10.02.2012), включающий закачку в скважину оторочки кислотного состава с определенным расходом, закачку нелинейно-вязкой отклоняющей жидкости-отклонителя перед и/или после оторочки кислотного состава, кислотный состав закачивают с удельным объемом 1,5-3 м³ на 1 м нефтенасыщенного интервала.

Известный способ недостаточно эффективен для карбонатных коллекторов, в нем не оптимизированы расходы закачки кислотного состава и отклонителя.

Известен способ селективной кислотной обработки неоднородного карбонатного пласта (патент RU № 2704668, опубл. 30.10.2019), включающий определение коэффициента удельной приемистости интервала обработки, циклическую последовательную закачку в него буферной жидкости, порций вязкоупругого состава (ВУС) и кислотного состава в виде водного раствора соляной кислоты, содержащего вещества, улучшающие фильтрационные характеристики, с последующей продавкой жидкостью, сохраняющей коллекторские свойства пласта. ВУС приготавливают из компонентов в следующем соотношении, мас.%: талловый амидопропилдиметиламиноксид 3,0-4,0; гидроксид натрия 5,0-15,0; хлорид натрия 6,0; вода - остальное. При этом в ВУС добавляют волокна лактида с дозировкой 10,0-30,0 кг/м³. Объемы порций ВУС и дозировку волокна определяют в зависимости от величины коэффициента удельной приемистости на основе опытных работ. Перед закачкой порции ВУС с волокнами лактида закачивают буферную жидкость в виде пластовой или пресной воды с поверхностно-активным веществом ПАВ в объеме 0,5-1,0 м³, после чего порцию ВУС с волокнами лактида продавливают в пласт через порцию пластовой или пресной воды с ПАВ кислотным составом в объеме 0,5-2,0 м³ на погонный метр интервала обработки для вертикальных скважин или 0,05-0,2 м³ - для горизонтальных скважин. Количество циклов последовательной закачки пластовой или пресной воды с ПАВ, порций ВУС с волокнами лактида, пластовой или пресной воды с ПАВ и кислотного состава составляет 2-3 в зависимости от радиуса распространения кислоты. Объем порции кислотного состава увеличивают на 10-30% с каждым последующим циклом, после чего составы продавливают жидкостью, сохраняющей коллекторские свойства пласта, в объеме полости насосно-компрессорных труб плюс 3-8 м³ с последующим закрытием скважины на время 6-8 ч для реагирования кислотного состава и деструкции волокна лактида.

Недостатком способа является то, что нет стадий с растворителем – плохой контакт с породой кислотного состава. Применение высоковязких неньютоновских жидкостей накладывает ограничения на фильтрационные характеристики закачиваемых составов – технология неприменима в качестве первичной матричной кислотной обработки. Наличие волокна в составе жидкости приведет к нежелательной кольматации и снижению фильтрации, что снизит качество образованных каналов растворения, непродолжительному эффекту, а следовательно, к снижению дебита. Недостатком также является неконтролируемое образование каналов растворения, т.к. режим фильтрации кислотных составов предварительно не исследуется, следовательно, качество растворенных каналов фильтрации, их глубина и форма неизвестны.

Известен способ обработки призабойной зоны скважины, включающий анализ на совместимость кислотного состава с пластовым флюидом обрабатываемой скважины, закрытие задвижки на линии сбора нефти, закачку кислотного состава и продавочной жидкости, технологическую выдержку, удаление продуктов реакции (патент RU № 2708647, опубл. 10.12.2019). Перед закачкой кислотного состава закачивают технологическую жидкость по межтрубному пространству, вытесняя через колонну насосно-компрессорных труб скважинную жидкость в выкидную линию, связанную с колонной насосно-компрессорных труб, в качестве технологической жидкости используют воду с ингибитором коррозии. Затем закачивают в затрубное пространство кислотный состав Rex 1 c вытеснением технологической жидкости в выкидную линию. Отключают установку глубинного насоса. Перекрывают колонну насосно-компрессорных труб струнной и линейной задвижками, установленными на устьевой арматуре. Последовательно закачивают в затрубное пространство кислотный состав Rex 1 и продавочную жидкость, продавливают кислотный состав в зону продуктивного пласта, выполняют выдержку в течение 8-16 часов. Объем закачки определяют исходя из объема затрубного пространства, которое зависит от глубины скважины, удельного расхода кислотного состава на погонный метр продуктивного пласта. После выдержки собирают систему для сбора продуктов реакции в автоцистерну. В качестве кислотного состава используют эмульсию обратного типа Rex 1, содержащую соляную кислоту, углеводородный растворитель и поверхностно-активные вещества (ПАВ).

Недостатками способа, влияющими на снижение эффективности, являются:

- закачка кислотного состава в объеме затрубного пространства, который зависит от глубины скважины, удельного расхода кислотного состава на погонный метр продуктивного пласта, без учета проницаемости и приемистости и результатов анализа ранее проведенных обработок и компьютерной программы моделирования процесса закачки, без проверки герметичности оборудования, не позволяет оптимизировать расходы закачки, снижает глубину воздействия к низкопроницаемым участкам пласта и интенсификацию продуктивности скважины;

- выполнение операций закачки технологической жидкости с ингибитором коррозии ведет к дополнительным расходам материала и затратам времени;

- без отклонения закачиваемого кислотного состава, без учета литолого-минералогических и фильтрационно-емкостных характеристик пласта-коллектора снижается зона охвата воздействием;

- закачка в затрубное пространство кислотного состава Rex 1 c вытеснением технологической жидкости в выкидную линию приводит к агрессивному воздействию на глубинно-насосное оборудование;

- узкая область применения из-за сложности применения на скважинах с одновременно-раздельной добычей, низким пластовым давлением и с осложненными конструкциями скважин.

Известен способ большеобъемной селективной кислотной обработки призабойной зоны пласта в карбонатных коллекторах, включающий отбор керна, определение геолого-физических характеристик пласта, особенностей пустотного пространства, проведение фильтрационных исследований керна прокачкой через образцы керна используемых химреагентов для определения типа и концентрации кислотного состава, типов растворителя, отклонителя и модифицирующих добавок, проектирование дизайна кислотной обработки скважины посредством компьютерной программы, закачку в скважину растворителя, кислотного состава и жидкости-отклонителя с оптимальным расходом и оптимальным соотношением объема отклонителя к объему кислотного состава (патент RU № 2750776, опубл. 02.07.2021). В способе проектируют дизайн большеобъемной селективной кислотной обработки призабойной зоны пласта посредством компьютерной программы и осуществляют кислотную обработку путем закачки в любой последовательности с расходом 0,3-2,0 м³/мин растворителя, кислотного состава с удельным объемом 3-20 м³ на 1 метр перфорированного интервала и жидкости - отклонителя, причем в качестве растворителя берут взаимный растворитель или углеводородный растворитель, в качестве кислотного состава - кислоту соляную ингибированную синтетическую для нефтегазодобычи марок а, б, в, г, кислоту соляную синтетическую ингибированную модифицированную TATOL/ТАТОЛ®-HCl марок HCl-8/12/2500; HCl-8/12/5000; HCl-24/2500; HCl-24/5000 и соляно-кислотный состав TATOL/ТАТОЛ - СКС марок HCl-15/2500, HCl-15/5000, HCl-24/2500, HCl-24/5000, а в качестве отклонителя - ЗКС-М 1-3 марок Чт ЗКС-1М(а) и ЗКС-1М(б).

Оптимальное соотношение объема отклонителя к объему кислотного состава определяют на основании параметра скин-фактора не более 0 и глубины проникновения химических составов более 2,5-7 м и изменения забойного давления.

Для обработки скважины важно контролируемое определение и подбор типа реагентов, их объемов и концентрации на основании ранее проведенных обработок и компьютерной программы моделирования процесса закачки с учетом геолого-физических характеристик пласта, особенностей пустотного пространства, фильтрационных исследований керна и режимов ранее выполненной кислотной обработки пластов.

Недостатками способа являются невозможность прогнозирования выполнения процесса, вязкость состава не может варьироваться и выполняется в один этап без достижения отклонения кислотного состава.

Наиболее близким по технической сущности является способ большеобъемной селективной кислотной обработки призабойной зоны пласта в карбонатных коллекторах, включающий определение типа и концентрации кислотного состава, типа растворителя, типа жидкости-отклонителя и модифицирующих добавок анализом фильтрационных исследований керна – прокачки через ранее отобранные образцы керна химреагентов, анализ на совместимость кислотного состава с пластовым флюидом обрабатываемой скважины, проектирование дизайна кислотной обработки прискважинной зоны посредством компьютерной программы с учетом геолого-физических характеристик пласта, особенностей пустотного пространства, результатов предварительно проведенных анализа фильтрационных исследований керна, анализа на совместимость кислотного состава с пластовым флюидом обрабатываемой скважины и режимов ранее выполненной кислотной обработки пластов, закачку кислотного состава, растворителя, жидкости-отклонителя (патент RU № 2750171, 22.06.2021). Кислотную обработку осуществляют путем закачки в любой последовательности с расходом 0,3-2,0 м³/мин растворителя, кислотного состава с удельным объемом 3-20 м³ на 1 метр перфорированного интервала и жидкости - отклонителя, причем в качестве растворителя берут взаимный растворитель или углеводородный растворитель, в качестве кислотного состава - кислоту соляную ингибированную синтетическую для нефтегазодобычи марок а, б, в, г, кислоту соляную ситетическую ингибированную модифицированную TATOL/ТАТОЛ®-HCl марок HCl-8/12/2500; HCl-8/12/5000; HCl-24/2500; HCl-24/5000 и соляно-кислотный состав TATOL/ТАТОЛ - СКС марок HCl-15/2500, HCl-15/5000, HCl-24/2500, HCl-24/5000, а в качестве отклонителя - ЗКС-М 1-3 марок ЗКС-1М(а) и ЗКС-1М(б).

Оптимальное соотношение объема отклонителя к объему кислотного состава определяют на основании параметра скин-фактора не более 0 и глубины проникновения химических составов более 2,5-7 м и изменения забойного давления.

Недостатками способа являются снижение точности прогнозируемого расчета по объемам, расходам и давлению в процессе выполнения закачки без учета показателей нагнетательного теста и точного прогнозирования закачиваемых объемов реагентов, вязкости жидкости-отклонителя, что снижает эффективность воздействия кислоты на породу, высокие затраты, связанные с необходимостью подхода бригады ремонта к скважине и выполнения спуско-подъемных операций, с высоким расходом закачки химических реагентов и с коррозионным влиянием на ГНО, низкое качество временного блокирования интервалов пластов с высоким коэффициентом удельной приемистости, и как следствие снижение дебита нефти.

Техническими задачами предложения являются повышение эффективности обработки прискважинной зоны в добывающих и нагнетательных скважинах за счет повышения качества обработки и снижения времени проведения операций при снижении потерь на трение при закачке эмульсии, повышении точности подбора объема и вязкости жидкости-отклонителя, увеличения площади смачивания продуктивного пласта растворителем и эффективности удаления кольматирующей пленки, сокращения времени приготовления безнефтяной эмульсии, исключения риска прорыва кислотных составов и получения межпластовой и заколонной циркуляции, временного блокирования интервалов пластов с высоким коэффициентом удельной приемистости, повышения эффективности воздействия кислоты на карбонатный пласт за счет улучшения фильтрационно-емкостных свойств и увеличения глубины, площади каналов растворения, а также повышение дебита за счет увеличения области притока флюидов к прискважинной зоне, сокращение затрат на выполнение селективной кислотной обработки, исключение агрессивного воздействия на глубинно-насосное оборудование. Также способ позволяет расширить арсенал технологических возможностей обработки прискважинной зоны карбонатного пласта с повышением эффективности получения прогнозируемого результата.

Технические задачи решаются способом обработки прискважинной зоны, включающим определение типа и концентрации кислотного состава, типа растворителя, типа жидкости-отклонителя и модифицирующих добавок анализом фильтрационных исследований керна – прокачки через ранее отобранные образцы керна химреагентов, анализ на совместимость кислотного состава с пластовым флюидом обрабатываемой скважины, проектирование дизайна кислотной обработки прискважинной зоны посредством компьютерной программы с учетом геолого-физических характеристик пласта, особенностей пустотного пространства, результатов предварительно проведенных анализа фильтрационных исследований керна, анализа на совместимость кислотного состава с пластовым флюидом обрабатываемой скважины и режимов ранее выполненной кислотной обработки пластов, закачку кислотного состава, растворителя, жидкости-отклонителя.

Новым является то, что перед выполнением обработки прискважинной зоны на скважине не менее чем за сутки выполняют опрессовку колонны насосно-компрессорных труб НКТ с насосом скважинным приводом, создают противодавление в колонне НКТ 8 МПа насосом для определения герметичности и исключения перетока кислотного состава через насос в НКТ, закрывают трубное пространство сверху, затем выполняют нагнетательный тест – закачивают в межтрубное пространство технологическую жидкость – пластовую воду с плотностью при 20°С 1,0-1,18 г/см³, содержащую 0,1-0,2 % поверхностно-активного вещества ПАВ МЛ 81Б, в 2-х кратном объеме межтрубного пространства с расходом 0,1-2,0 м³ /мин или эмульсию с расходом 0,1-0,25 м³/мин, в качестве которой используют водонефтяную эмульсию, содержащую нефть товарную или нефть со скважины с содержанием воды не более 10%, эмульгатор МИА-пром марки В, пластовую минерализованную воду с плотностью при 20°С 1,16-1,18 г/см³, или безнефтяную эмульсию, содержащую эмульгатор ИТПС-013Г, который представляет собой комплекс поверхностно-активных веществ, основанных на углеводородном растворе алканоламиновых эфиров олеиновой кислоты, и минерализованную воду с удельным весом 1,07-1,18 г/см³, с учетом ранее выполненных обработок с низкими устьевыми давлениями при удельном коэффициенте приемистости от 0,5 до 1,0 м³/(МПа⋅ч) объем закачки равен 2-3 м³, при удельном коэффициенте приемистости от 1,1 до 1,5 м³/(МПа⋅ч) объем закачки равен 4-5 м³, при удельном коэффициенте приемистости от 1,6 до 2,0 м³/(МПа⋅ч) объем закачки равен 6-8 м³, при удельном коэффициенте приемистости от 2,1 до 3,0 м³/(МПа⋅ч) объем закачки равен 8,1-10 м³, при удельном коэффициенте приемистости от 3,1 до 4,0 м³/(МПа⋅ч) объем закачки равен 10-14 м³, при удельном коэффициенте приемистости от 4,1 до 6,0 м³/(МПа⋅ч) объем закачки равен 14-18 м³, при удельном коэффициенте приемистости более 6,0 м³/(МПа⋅ч) объем закачки равен более 20 м³, при росте давления в процессе закачки выполняют остановку закачки и определяют за какое время упадет давление, если давление падает более чем за 5 минут до 0 атм, производят перерасчет в сторону снижения объемов, расхода растворителя и кислотного состава и вязкости жидкости-отклонителя, при отсутствии роста давления приготавливают и закачивают весь объем без остановок до появления признаков стабильного роста давления, вносят полученные результаты нагнетательного теста в компьютерную программу и определяют объем и вязкость жидкости-отклонителя, градиент разрыва породы, проницаемость, оптимальное соотношение объема жидкости-отклонителя к объему кислотного состава и объем технологической жидкости, затем вносят изменения в дизайн проекта в части разрешенного оптимального давления на продуктивные пласты, но не более разрешенного на эксплуатационную колонну, оптимальных расходов и объемов закачки, количества циклов закачки, далее выполняют по крайней мере один цикл закачки – последовательную закачку жидкости-отклонителя вязкостью 600-2000 сПз с расходом 0,1-0,25 м³/мин, растворителя с расходом 0,1-0,2 м³/мин, кислотного состава с расходом 0,1-2,0 м³/мин с удельным объемом 1-10 м³ на 1 метр перфорированного интервала, причем растворитель закачивают в объеме не менее 4% от объема жидкости-отклонителя, а в качестве жидкости-отклонителя применяют водонефтяную эмульсию, содержащую нефть товарную или нефть со скважины с содержанием воды не более 10%, эмульгатор МИА-пром марки В, пластовую минерализованную воду с плотностью при 20°С 1,16-1,18 г/см³, или безнефтяную эмульсию, содержащую эмульгатор ИТПС-013Г, который представляет собой комплекс поверхностно-активных веществ, основанных на углеводородном растворе алканоламиновых эфиров олеиновой кислоты, минерализованную воду с удельным весом 1,12-1,18 г/см³, выполняют продавку технологической жидкостью в объеме равном объему межтрубного пространства с расходом 0,1-2,0 м³/мин, после реагирования скважину обвязывают с желобной системой, запускают скважину в работу и осваивают в желобную систему насосом в двойном объеме жидкости продавки до получения продукции скважины с рН более 4.

Также новым является то, что циклы закачки жидкости-отклонителя, растворителя, кислотного состава повторяют до получения полнообъемного охвата пласта воздействием.

Для выполнения нагнетательного теста используют:

- в качестве технологической жидкости используют пластовую воду с плотностью при 20°С 1,0-1,18 г/см³, в качестве ПАВ используют 0,1-0,2% МЛ 81Б;

- в качестве эмульсии используют:

водонефтяную эмульсию (ВНЭ), содержащую нефть товарную ГОСТ Р-51858-2002 или нефть со скважины с содержанием воды не более 10%, эмульгатор МИА-пром марки В (ТУ 4852-01127913102-2001), пластовую минерализованную воду с плотностью при 20°С 1,16-1,18 г/см³ с добавлением);

или безнефтяную эмульсию (БНЭ), содержащую эмульгатор ИТПС-013Г (ТУ 20.59.42-043-27913102), который представляет собой комплекс поверхностно-активных веществ, основанных на углеводородном растворе алканоламиновых эфиров олеиновой кислоты, минерализованную воду с удельным весом 1,07-1,18 г/см³. По внешнему виду эмульгатор представляет собой жидкость от бесцветного до коричневого цвета с допуском опалесценции, температура застывания реагента не выше минус 50°С, плотность при 20°С не менее 0,80 г/см³ (патент RU № 2705675).

Для выполнения кислотной обработки используют:

- в качестве жидкости-отклонителя применяют водонефтяную эмульсию или БНЭ:

водонефтяную эмульсию, содержащую нефть товарную ГОСТ Р-51858-2002 или нефть со скважины с содержанием воды не более 10%, эмульгатор МИА-пром марки В (ТУ 4852-01127913102-2001), пластовую минерализованную воду с плотностью при 20°С 1,16-1,18 г/см³ с добавлением МИА-пром марки В (ТУ 4852-01127913102-2001);

или БНЭ, содержащую эмульгатор ИТПС-013Г (ТУ 20.59.42-043-27913102), который представляет собой комплекс поверхностно-активных веществ, основанных на углеводородном растворе алканоламиновых эфиров олеиновой кислоты, минерализованную воду с удельным весом 1,12-1,18 г/см³. По внешнему виду эмульгатор представляет собой жидкость от бесцветного до коричневого цвета с допуском опалесценции, температура застывания реагента не выше минус 50°С, плотность при 20°С не менее 0,80 г/см³ (патент RU № 2705675);

- в качестве растворителя применяют растворитель парафинов нефтяной (РПН), углеводородный растворитель на основе легких фракций парафиновых углеводородов, полученный в процессе подготовки нефти термическими методами, представляющий жидкость светло-коричневого цвета, плотностью 640-700 г/см³, начальная температура кипения 20°С, упругость паров при 20°С 395 мм рт.ст., вязкость 0,51 сПз, температура самовоспламенения 255°С, например ТУ 0251-062-00151638-2015 и ТУ 0251-062-00151638-2006;

- в качестве кислотного состава применяют:

кислоту соляную ингибированную синтетическую (марок а, б, в, г) по ТУ 2458-001-78685855-2016 для нефтегазодобычи, содержащую добавки, улучшающие фильтрационные характеристики;

или ПАКС, представляющий собой водный раствор 20-24%-ной ингибированной соляной кислоты с добавками ПАВ (0,5-2%), изопропилового спирта (3-5%), уксусной кислоты (3-5%), деэмульгатора (2-4%). Состав обладает улучшенными физико-химическими и технологическими свойствами, и параметрами по растворению карбонатной породы и цемента, по динамической вязкости, ингибированию осаждения железосодержащих осадков и эмульсиеобразования по ТУ 20.59.42-006-13004554-2018;

или состав соляной кислоты ИТПС РС марки А по ТУ 2458-193-83459339-2009;

или соляная кислота ингибированная 15-24 %-ной концентрации с добавлением облагораживающего ПАВ, например МЛ 81Б с концентрацией 1 %. Состав обладает поверхностно-активными свойствами для обработки терригенных пород с содержанием карбонатного цемента по ТУ 2458-526-05763441-2010.

Для выполнения продавки используют облагороженную технологическую жидкость с ПАВ с плотностью при 20°С 1,0-1,18 г/см³ при необходимости с утяжелением удельного веса с учетом температурного режима и пластового давления. В качестве ПАВ используют МЛ-81Б, представляющую собой водные растворы смеси анионнных, неогенных поверхностно активных веществ и этиленгликоля согласно ТУ 2481-007-48482528-99.

Сущность способа заключается в следующем.

Способ обработки прискважинной зоны включает определение типа и концентрации кислотного состава, типа растворителя, жидкости-отклонителя и модифицирующих добавок прокачкой через ранее отобранные образцы керна используемых химреагентов и проведение керновых исследований. Собирают и обрабатывают данные по результатам ранее выполненного отбора керна, фильтрационных исследований керна, определения геолого-физических характеристик пласта, особенностей пустотного пространства, режимов ранее выполненных кислотных обработок скважины. Проводят анализ на совместимость кислотного состава с пластовым флюидом обрабатываемой скважины. Проектируют дизайн кислотной обработки прискважинной зоны посредством компьютерной программы с учетом полученных результатов анализа, с учетом геолого-физических характеристик пласта, особенностей пустотного пространства, фильтрационных исследований керна и режимов ранее выполненной кислотной обработки пластов. Определяют оптимальный расход реагентов, количество оторочек жидкости-отклонителя, растворителя, кислотного состава и модифицирующих добавок, последовательности оторочек, удельного объема и оценки подобранного по предыдущим исследованиям типа кислотного состава и типа жидкости-отклонителя. Результатом построения дизайна кислотной обработки прискважинной зоны является расчет изменяющегося в динамике скин-фактора, глубины проникновения химических составов, изменения забойного давления в процессе обработки прискважинной зоны. Проектирование дизайна кислотной обработки прискважинной зоны осуществляют, например с использованием программного продукта STIMPRO^TM.

Перед выполнением обработки прискважинной зоны на скважине не менее чем за сутки выполняют опрессовку колонны НКТ с насосом на давление Р – 4 МПа скважинным приводом. При герметичности оборудования выполняют подход техники на скважину. Создают противодавление в НКТ 8 МПа насосным агрегатом для исключения перетока при закачке кислотного состава через насос в НКТ и систему нефтесбора. Закрывают трубное пространство сверху.

Выполняют нагнетательный тест закачкой по межтрубному пространству в 2-х кратном объеме межтрубного пространства технологической жидкости с ПАВ с расходом 0,1-2,0 м³/мин или эмульсии с расходом 0,1-0,25 м³/мин (расход до 0,25, при расходе выше есть риск прорыва отклонителя в пластах в обводненные участки или получение заколонной циркуляции), с учетом ранее выполненных обработок с низкими устьевыми давлениями, зависимости от удельного коэффициента приемистости с технологической жидкостью (таблица 1).

Таблица 1

Удельный коэффициент
приёмистости, м³/(МПа⋅ч) Объем
эмульсии, м³ От 0,5 до 1,0 2-3 От 1,1 до 1,5 4-5 От 1,51 до 2,0 6-8 От 2,1 до 3,0 8,1-10 От 3,1 до 4,0 10-14 От 4,1 до 6,0 14-18 6,1 и более более 20

Вносят полученные результаты теста в компьютерную программу и определяют объем и вязкость жидкости-отклонителя, градиент разрыва породы, проницаемость, затем вносят изменения в проект в части разрешенного оптимального давления на продуктивные пласты, но не более разрешенного на эксплуатационную колонну, оптимальных расходов и объемов закачки, количества циклов закачки. По результатам нагнетательного теста определяют приготовление жидкости-отклонителя в необходимом объеме на скважине, определяют оптимальное соотношение объема жидкости-отклонителя к объему кислотного состава и объема технологической жидкости на продавку.

Далее выполняют последовательную закачку жидкости-отклонителя с вязкостью 600-2000 сПз с расходом 0,1-0,25 м³/мин, растворителя с расходом 0,1-0,2 м³/мин, кислотного состава с расходом 0,1-2,0 м³/мин с удельным объемом 1-10 м³ на 1 метр перфорированного интервала, что соответствует одному циклу закачки, на основании предварительно выбранных объемов реагентов, количества циклов закачки в зависимости от проницаемости или приемистости, полученной в результате выполненной тестовой закачки и компьютерной обработки. Выполняют продавку технологической жидкостью в объеме равном объему межтрубного пространства с расходом 0,1-2,0 м³/мин.

После реагирования скважину обвязывают с желобной системой, запускают скважину в работу и осваивают в желобную систему насосом в двойном объеме жидкости продавки до получения продукции с рН более 4.

Цикл закачки жидкости-отклонителя, растворителя, кислотного состава повторяют до получения полнообъемного охвата пласта воздействием, продавливают технологической жидкостью в объеме равном объему межтрубного пространства с расходом 0,1-2,0 м³/мин, с учетом дополнительно подобранного объема по данным скорректированного проекта. Для размыва созданного жидкостью-отклонителем экрана в отработанных ранее зонах продуктивного пласта и после обработки неохваченных зон кислотным составом, перед продавкой кислотного состава технологической жидкостью, закачивают растворитель в объеме не менее 4% от общего количества жидкости-отклонителя. В процессе выполнения работ на скважине можно варьировать вязкость жидкости-отклонителя по результатам нагнетательного теста непосредственно на объекте.

Предложение обеспечивает повышение эффективности обработки прискважинной зоны за счет повышения качества и снижения времени проведения операций при снижении потерь на трение при закачке эмульсии, повышении точности подбора объема и вязкости жидкости-отклонителя, соотношения объема жидкости-отклонителя к объему кислотного состава и объема технологической жидкости на продавку, увеличении площади смачивания продуктивного пласта растворителем и эффективности удаления кольматирующей пленки, сокращении времени приготовления безнефтяной эмульсии, исключении риска прорыва кислотных составов и получения межпластовой и заколонной циркуляции, временного блокирования интервалов пластов с высоким коэффициентом удельной приемистости, повышения эффективности воздействия кислоты на карбонатный пласт за счет улучшения фильтрационно-емкостных свойств и увеличения глубины, площади каналов растворения, а также повышение дебита за счет увеличения области притока флюидов к прискважинной зоне, снижение длительности выхода на режим работы скважины, сокращение затрат на выполнение селективной кислотной обработки. Также способ исключает агрессивное воздействие на глубинно-насосное оборудование и подход бригады ремонта скважин, и расширяет технологические возможности способа обработки прискважинной зоны.

Способ обработки прискважинной зоны осуществляют в следующей последовательности.

Подбор скважин для выполнения селективных кислотных обработок прискважинной зоны по межтрубному пространству осуществляют на разбуренных площадях по ранее выполненным результатам исследования керна, лабораторных фильтрационных исследований с определением геолого-физических характеристик пласта, особенностей пустотного пространства, и в основной массе на основании данных ранее выполненных кислотных обработок (о давлении, расходе и объеме закаченных жидкостей). На основании собранных данных в специализированной лицензированной компьютерной программе проектируют дизайн обработки прискважинной зоны и выполняют расчет объемов, расходов жидкостей при выполняемых закачках и допустимых давлениях. Подбор кислотных составов осуществляют на основании ранее проведенных исследований взаимодействия жидкости-отклонителя, растворителя, кислотного состава с породами продуктивных карбонатных пластов по определенным месторождениям.

Проводят анализ в полевой лаборатории на совместимость кислотного состава с предварительно отобранным пластовым флюидом обрабатываемой скважины в смеси: 25%, 50%, 75% и в смеси 50% с добавлением 3-х валентного железа, затем выполняют ситовой

анализ на прохождение смеси кислотного состава с пластовым флюидом через сито 100 МЕШ. При отрицательных результатах - отсутствие разделения между кислотным составом и пластовым флюидом, и непрохождения ситового анализа (образование сладж-комплекса)

выполняют добавление стабилизатора железа и увеличение в кратном соотношении по отношению находящегося в смеси кислотного состава. Определяют объемы, тип и концентрацию кислотного состава, типов растворителя, жидкости-отклонителя прокачкой через ранее отобранные образцы керна используемых химреагентов. Проектируют дизайн кислотной обработки прискважинной зоны посредством компьютерной программы с учетом геолого-физических характеристик пласта, особенностей пустотного пространства, фильтрационных исследований керна и режимов ранее выполненной кислотной обработки пластов (см. таблица 2, 4). Перед закачкой по межтрубному пространству выполняют опрессовку колонны НКТ с насосом на 8 МПа агрегатом, создают противодавление в колонне НКТ для определения герметичности и исключения перетока кислотного состава в НКТ. Закрывают трубное пространство сверху. Затем выполняют нагнетательный тест, при этом закачивают в межтрубное пространство технологическую жидкость с ПАВ в 2-х кратном объеме межтрубного пространства с расходом 0,1-2,0 м³/мин или эмульсию с расходом 0,1-0,25 м³/мин, с учетом ранее выполненных обработок с низкими устьевыми давлениями, при удельном коэффициенте приемистости от 0,5 до 1,0 м³/(МПа⋅ч) объем закачки равен 2-3 м³, при удельном коэффициенте приемистости от 1,1 до 1,5 м³/(МПа⋅ч) объем закачки равен 4-5 м³, удельном коэффициенте приемистости от 1,6 до 2,0 м³/(МПа⋅ч) объем закачки равен 6-8 м³, при удельном коэффициенте приемистости от 2,1 до 3,0 м³/(МПа⋅ч) объем закачки равен 8,1-10 м³, при удельном коэффициенте приемистости от 3,1 до 4,0 м³/МПа⋅ч объем закачки равен 10-14 м³, при удельном коэффициенте приемистости от 4,1 до 6,0 м³/МПа⋅ч объем закачки равен 14-18 м³, при удельном коэффициенте приемистости более 6,0 м³/(МПа⋅ч) объем закачки равен более 20 м³. При росте давления в процессе закачки выполняют остановку закачки и определяют за какое время упадет давление, если давление падает более чем за 5 минут до 0 атм, необходимо произвести перерасчет приготавливаемой эмульсии в сторону снижения - объемов, расхода растворителя и кислотного состава и вязкости жидкости-отклонителя. При отсутствии роста давления приготавливают и закачивают весь объем эмульсии без остановок до появления признаков стабильного роста давления.

Вносят полученные результаты теста: давление, расход, удельный вес применяемой жидкости в специализированную лицензионную программу и определяют градиент разрыва породы, проницаемость. Производят перерасчет объема, давления и расхода закачки самого процесса на основании данных нагнетательного теста. Определяют необходимый объем жидкости-отклонителя (см. таблица 3, 5). Оптимальное соотношение объема жидкости-отклонителя к объему кислотного состава и объема технологической жидкости на продавку определяют на основании выполненного нагнетательного теста. При высокой приемистости выполняют закачку высоковязкой эмульсии (может варьироваться по вязкости) до достижения давления максимально разрешенного на пласты и эксплуатационную колонну, затем вносят изменения в проект в части разрешенного максимального давления, максимальных расходов и объемов закачки.

Готовят жидкость-отклонитель перед закачкой на скважине.

Выполняют последовательную закачку жидкости-отклонителя вязкостью 600-2000 сПз с расходом 0,1-0,25 м³/мин, растворителя с расходом 0,1-0,2 м³/мин, обеспечивающего смачивание обрабатываемого продуктивного пласта, повышение качества омывания карбонатной породы пласта перед закачкой кислотного состава и смыва кольматирующей пленки, кислотного состава с расходом 0,1-2,0 м³/мин с удельным объемом 1-10 м³ на 1 метр перфорированного интервала,

При использовании в качестве жидкости-отклонителя эмульсии закачка кислотного состава объемом 1-10 м³ на 1 м перфорированного интервала продуктивного пласта обеспечивает отклонение от промытых (выработанных) интервалов обработки и кислотный состав заходит в необработанный интервал, исключая риск прорыва кислотных составов и получения межпластовой и заколонной циркуляции. При использовании в качестве жидкости-отклонителя безнефтяной эмульсии перед выездом с базы в автоцистерны добавляют эмульгатор, по дороге на скважину в определенной пропорции добавляют с узла подготовки технологической жидкости минерализованную воду удельным весом 1,12-1,18 г/см³ в объемной доле 91-93% от эмульгатора (в среднем 0,9-0,7 м³ эмульгатор, 9,1-9,3 м³ технологической жидкости на 10 м³ приготовленной эмульсии). За счет этого в пути на скважину при доставке реагентов происходит фактическое перемешивание и приготовление, что позволяет сократить время на приготовление безнефтяной эмульсии и процесса обработки прискважинной зоны. На скважине дополнительно выполняют перемешивание до получения однородной массы с необходимой вязкостью. Для получения эмульсии с вязкостью от 600 до 1500 сПз используют 9%-ый эмульгатор и минерализованную воду удельным весом 1,12-1,18 г/см³ в объемной доле 91%, длительность приготовления от 1 до 2 часов. При необходимости приготовления эмульсии вязкостью от 1500 сП и выше используют минерализованную воду удельным весом 1,12-1,18 г/см³ в объемной доле 93% эмульгатор 7% динамическая вязкость варьируется длительностью перемешивания и может достигать более 2000 сПз.

При использовании водонефтяной эмульсии производят затарку автоцистерны товарной нефтью или нефтью со скважины с процентом воды не более 10% в продукции, после приезда на скважину добавляют эмульгатор МИА-пром марки В (ТУ 4852-01127913102-2001 и перемешивают, далее добавляют пластовую минерализованную воду удельным весом 1,16-1,18 г/см³. В зависимости от требований вязкости эмульсии по результатам нагнетательного теста рецептура приготовления: эмульгатор 4%, технологическая жидкость 60%, нефть 36%, получаемая вязкость 600-1500 сП. При необходимости приготовления эмульсии вязкостью 1500-2000 сП и выше: эмульгатор 2,7%, минерализованная вода 1,16-1,18 г/см³-85,3%, нефть - 12%. Вязкость варьируется временем перемешивания.

При приготовлении жидкости-отклонителя для определения динамической вязкости используют вискозиметр Grase M3600 и аналоги.

На скважине используют при выполнении работ два агрегата (СИН-32 или СИН-35) или агрегат с 2-мя насосами. Один агрегат (насос) постоянно производит перемешивание реагентов до получения эмульсии требуемой вязкости. Второй насосный агрегат одновременно производит закачку эмульсии в скважину. При расходе 0,1-0,25 м³/мин эмульсии происходит одновременное приготовление необходимого объема эмульсии для выполнения следующего этапа, что позволяет без перерывов проводить обработку скважины и увеличивать объем эмульсии при необходимости.

После реагирования скважину обвязывают с желобной системой (емкостью), запускают скважину в работу и осваивают в желобную систему насосом в двойном объеме жидкости продавки с отбором проб до получения продукции с рН более 4.

Цикл закачки жидкости-отклонителя, растворителя, кислотного состава повторяют до получения полнообъемного охвата пласта воздействием, продавливают технологической жидкостью в объеме равном объему межтрубного пространства с расходом 0,1-2,0 м³/мин, с учетом дополнительно подобранного объема. С целью разрушения созданного жидкостью-отклонителем экрана в отработанных ранее зонах продуктивного пласта и после обработки неохваченных зон кислотным составом, перед продавкой кислотного состава технологической жидкостью закачивают растворитель в объеме не менее 4 % от общего количества эмульсии. При этом достигают запланированные показатели по глубине проникновения химических реагентов и скин-фактора.

Способ обработки прискважинной зоны пласта обеспечивает выполнение работ по кислотной обработке по межтрубному пространству без подхода бригады по ремонту скважин и выполнения спуско-подъемных операций с ГНО в том числе на скважинах с одновременно-раздельной добычей и низким пластовым давлением, исключает агрессивное воздействие на глубинно-насосное оборудование за счет применения высокоэффекивных добавок.

Изобретение обеспечивает возможность прогнозирования выполнения обработки прискважинной зоны, выполнение подбора объемов и реагентов на основании результатов ранее проведенных обработок и компьютерной программы моделирования процесса закачки. Повышается эффективность обработки прискважинной зоны (см. таблицы 6, 7) за счет повышения качества и снижения времени проведения операций при снижении потерь на трение при закачке жидкости-отклонителя, повышении точности подбора объема и вязкости жидкости-отклонителя, увеличения площади смачивания продуктивного пласта растворителем и эффективности удаления кольматирующей пленки, сокращении времени приготовления жидкости-отклонителя, исключении риска прорыва кислотных составов и агрессивного воздействия на глубинно-насосное оборудование и получения межпластовой и заколонной циркуляции, временного блокирования интервалов пластов с высоким коэффициентом удельной приемистости, повышения эффективности воздействия кислоты на карбонатный пласт за счет улучшения фильтрационно-емкостных свойств и увеличения глубины проникновения, площади каналов растворения, а также повышение дебита после обработки за счет увеличения области притока флюидов к прискважинной зоне, сокращение затрат на выполнение селективной кислотной обработки. Также способ позволяет расширить арсенал технологических возможностей обработки прискважинной зоны карбонатного пласта.

Таблица 2

План обработки (дизайн)

План: Тест на технологической жидкости с расходом 0,25 м³/мин

(определяют объем и вязкость жидкости-отклонителя, градиент разрыва породы, проницаемость)

Объем отклонителя – 7 м³

Объем кислотного состава – 10,5 м³

Объем растворителя РПН – 3 м³

№ стадии Наименование реагента Тип стадии Расход начальный, м³/мин Расход конечный, м³/мин Объем реагента,
м³ Время стадии, мин 1 Техническая вода с ПАВ Нагнетательный тест 0,30 0,30 9,0 36,0 2 Остановка закачки 60,0 3 Отклонитель БНЭ(ВНЭ) вязкость 1000сП Отклонение 0,20 0,10 7,0 31,10 4 Растворитель РПН Промывка 0,10 0,10 3,0 20,0 5 Кислотный состав Основная кислота 0,10 0,10 1,50 15,0 6 Кислотный состав Основная кислота 0,10 0,80 9,0 20,0 7 Техническая вода с ПАВ Продавка 0,23 0,20 7,0 35,0 8 Суммарный объем закаченных реагентов и время закачки 36,5 197,10

Таблица 3

План обработки (редизайн) по результатам нагнетательного теста на технологической жидкости (см. таблицу 2).

План: Факт тест на технологической жидкости с расходом 0,7 м³/мин

Объем отклонителя – 30 м³

Объем кислотного состава –10,5 м³

Объем растворителя РПН – 6 м³

№ стадии Наименование реагента Тип стадии Расход начальный, м³/мин Расход конечный, м³/мин Объем реагента,
м³ Время стадии, мин 1 Отклонитель БНЭ (ВНЭ) с вязкостью 1500сП Отклонение 0,25 0,10 30,0 171,0 2 Растворитель РПН Промывка 0,10 0,05 3,0 40,0 3 Кислотный состав Основная кислота 0,05 0,45 4,50 18,0 4 Отклонитель БНЭ (ВНЭ) с вязкостью 1500сП Отклонение 0,2 0,05 20,0 160,0 5 Растворитель РПН Промывка 0,05 0,05 3,0 60,0 6 Кислотный состав Основная кислота 0,05 0,30 6,0 34,3 7 Техническая вода с ПАВ Продавка 0,30 0,35 6,0 21,50 8 Суммарный объем закаченных реагентов и время закачки 72,5 505,2

Таблица 4

План обработки (дизайн)

План: Тест на БНЭ (ВНЭ) вязкость 1000сП с расходом 0,1м³/мин

Объем отклонителя – 25 м³

Объем кислотного состава – 15 м³

Объем растворителя РПН – 2 м³

№ стадии Наименование реагента Тип стадии Расход начальный, м³/мин Расход конечный, м³/мин Объем реагента, м³ Время стадии, мин 1 Отклонитель БНЭ (ВНЭ) вязкость 1000 сП Нагнетательный тест 0,1 0,1 15,0 95,0 2 Остановка закачки 60,0 3 Отклонитель БНЭ (ВНЭ) вязкость 1520 сП Отклонение 0,10 0,05 10,0 100,0 4 Растворитель РПН Промывка 0,05 0,05 2,0 30,0 5 Кислотный состав Основная кислота 0,05 0,20 1,50 15,0 6 Кислотный состав Основная кислота 0,20 0,20 13,5 30,0 7 Техническая вода с ПАВ Продавка 0,20 0,20 7,0 40,0 8 Суммарный объем закаченных реагентов (м³) и время закачки (мин) 51,0 400,0

Таблица 5

План обработки (редизайн) по результатам нагнетательного теста на отклонителе (см. таблицу 5).

План: Тест на БНЭ (ВНЭ) с расходом 0,2 м³/мин

Объем отклонителя – 50 м³

Объем кислотного состава – 15 м³

Объем растворителя РПН – 6 м³

№ стадии Наименование реагента Тип стадии Расход начальный, м³/мин Расход конечный, м³/мин Объем реагента,
м³ Время стадии, мин 1 Отклонитель БНЭ (ВНЭ) вязкость 2000 сП Отклонение 0,20 0,10 50,0 250,0 2 Растворитель РПН Промывка 0,10 0,05 6,0 60,0 3 Кислотный состав Основная кислота 0,05 0,20 15,0 60,0 4 Техническая вода с ПАВ Продавка 0,20 0,20 7,0 7,5 Суммарный объем закаченных реагентов (м³) и время закачки (мин) 78,0 410,0

Таблица 6

Количество стадий Скин-фактор Средняя глубина проникновения Дебит нефти, тн План (дизайн) Факт (редизайн) План (дизайн) Факт (редизайн) План,
м Факт,
м План, т/сут Факт, т/сут 7 7 -2,64 -2,79 6,71 9,59 1,25 1,35

Таблица 7

Количество стадий Скин-фактор Средняя глубина проникновения Дебит нефти,
тн План (дизайн) Факт (редизайн) План (дизайн) Факт (редизайн) План,
м Факт,
м План, т/сут Факт, т/сут 7 4 -2,78 -2,78 7,54 9,28 1,34 1,34

Изобретение относится к нефтедобыче. Технический результат - повышение эффективности обработки прискважинной зоны. В способе обработки прискважинной зоны перед выполнением обработки не менее чем за сутки выполняют опрессовку колонны насосно-компрессорных труб НКТ с насосом скважинным приводом. Создают противодавление в колонне НКТ 8 МПа насосом для определения герметичности и исключения перетока кислотного состава через насос в НКТ. Закрывают трубное пространство сверху. Затем выполняют нагнетательный тест - закачивают в межтрубное пространство технологическую жидкость - пластовую воду с плотностью при 20°C 1,0-1,18 г/см³, содержащую 0,1-0,2% поверхностно-активного вещества ПАВ МЛ 81Б, в 2-х кратном объеме межтрубного пространства с расходом 0,1-2,0 м³/мин или эмульсию с расходом 0,1-0,25 м³/мин, в качестве которой используют водонефтяную эмульсию, содержащую нефть товарную или нефть со скважины с содержанием воды не более 10%, эмульгатор МИА-пром марки В, пластовую минерализованную воду с плотностью при 20°С 1,16-1,18 г/см³, или безнефтяную эмульсию, содержащую эмульгатор ИТПС-013Г, который представляет собой комплекс поверхностно-активных веществ, основанных на углеводородном растворе алканоламиновых эфиров олеиновой кислоты, и минерализованную воду с удельным весом 1,07-1,18 г/см³. С учетом ранее выполненных обработок с низкими устьевыми давлениями в зависимости от удельного коэффициента приемистости выбирают объем закачки. При росте давления в процессе закачки выполняют остановку закачки и определяют за какое время упадет давление. Если давление падает более чем за 5 минут до 0 атм, производят перерасчет в сторону снижения объемов, расхода растворителя и кислотного состава и вязкости жидкости-отклонителя. При отсутствии роста давления приготавливают и закачивают весь объем без остановок до появления признаков стабильного роста давления, вносят полученные результаты нагнетательного теста в компьютерную программу и определяют объем и вязкость жидкости-отклонителя, градиент разрыва породы, проницаемость, оптимальное соотношение объема жидкости-отклонителя к объему кислотного состава и объем технологической жидкости. Затем вносят изменения в дизайн проекта. Выполняют по крайней мере один цикл закачки – последовательную закачку жидкости-отклонителя вязкостью 600-2000 сПз с расходом 0,1-0,25 м³/мин, растворителя с расходом 0,1-0,2 м³/мин, кислотного состава с расходом 0,1-2,0 м³/мин с удельным объемом 1-10 м³ на 1 метр перфорированного интервала, причем растворитель закачивают в объеме не менее 4% от объема жидкости-отклонителя, а в качестве жидкости-отклонителя применяют водонефтяную эмульсию, содержащую нефть товарную или нефть со скважины с содержанием воды не более 10%, эмульгатор МИА-пром марки В, пластовую минерализованную воду с плотностью при 20°С 1,16-1,18 г/см³, или безнефтяную эмульсию, содержащую эмульгатор ИТПС-013Г, который представляет собой комплекс поверхностно-активных веществ, основанных на углеводородном растворе алканоламиновых эфиров олеиновой кислоты, минерализованную воду с удельным весом 1,12-1,18 г/см³. Выполняют продавку технологической жидкостью в объеме равном объему межтрубного пространства с расходом 0,1-2,0 м³/мин. После реагирования скважину обвязывают с желобной системой, запускают скважину в работу и осваивают в желобную систему насосом в двойном объеме жидкости продавки до получения продукции скважины с рН более 4. 1 з.п. ф-лы, 7 табл.

1. Способ обработки прискважинной зоны, включающий определение типа и концентрации кислотного состава, типа растворителя, типа жидкости-отклонителя и модифицирующих добавок анализом фильтрационных исследований керна - прокачки через ранее отобранные образцы керна химреагентов, анализ на совместимость кислотного состава с пластовым флюидом обрабатываемой скважины, проектирование дизайна кислотной обработки прискважинной зоны посредством компьютерной программы с учетом геолого-физических характеристик пласта, особенностей пустотного пространства, результатов предварительно проведенных анализа фильтрационных исследований керна, анализа на совместимость кислотного состава с пластовым флюидом обрабатываемой скважины и режимов ранее выполненной кислотной обработки пластов, закачку кислотного состава, растворителя, жидкости-отклонителя, отличающийся тем, что перед выполнением обработки прискважинной зоны на скважине не менее чем за сутки выполняют опрессовку колонны насосно-компрессорных труб НКТ с насосом скважинным приводом, создают противодавление в колонне НКТ 8 МПа насосом для определения герметичности и исключения перетока кислотного состава через насос в НКТ, закрывают трубное пространство сверху, затем выполняют нагнетательный тест - закачивают в межтрубное пространство технологическую жидкость - пластовую воду с плотностью при 20°C 1,0-1,18 г/см³, содержащую 0,1-0,2% поверхностно-активного вещества ПАВ МЛ 81Б, в 2-х кратном объеме межтрубного пространства с расходом 0,1-2,0 м³/мин или эмульсию с расходом 0,1-0,25 м³/мин, в качестве которой используют водонефтяную эмульсию, содержащую нефть товарную или нефть со скважины с содержанием воды не более 10%, эмульгатор МИА-пром марки В, пластовую минерализованную воду с плотностью при 20°С 1,16-1,18 г/см³, или безнефтяную эмульсию, содержащую эмульгатор ИТПС-013Г, который представляет собой комплекс поверхностно-активных веществ, основанных на углеводородном растворе алканоламиновых эфиров олеиновой кислоты, и минерализованную воду с удельным весом 1,07-1,18 г/см³, с учетом ранее выполненных обработок с низкими устьевыми давлениями при удельном коэффициенте приемистости от 0,5 до 1,0 м³/(МПа⋅ч) объем закачки равен 2-3 м³, при удельном коэффициенте приемистости от 1,1 до 1,5 м³/(МПа⋅ч) объем закачки равен 4-5 м³, при удельном коэффициенте приемистости от 1,6 до 2,0 м³/(МПа⋅ч) объем закачки равен 6-8 м³, при удельном коэффициенте приемистости от 2,1 до 3,0 м³/(МПа⋅ч) объем закачки равен 8,1-10 м³, при удельном коэффициенте приемистости от 3,1 до 4,0 м³/(МПа⋅ч) объем закачки равен 10-14 м³, при удельной приемистости от 4,1 до 6,0 м³/(МПа⋅ч) объем закачки равен 14-18 м³, при удельном коэффициенте приемистости более 6,0 м³/(МПа⋅ч) объем закачки равен более 20 м³, при росте давления в процессе закачки выполняют остановку закачки и определяют за какое время упадет давление, если давление падает более чем за 5 минут до 0 атм, производят перерасчет в сторону снижения объемов, расхода растворителя и кислотного состава и вязкости жидкости-отклонителя, при отсутствии роста давления приготавливают и закачивают весь объем без остановок до появления признаков стабильного роста давления, вносят полученные результаты нагнетательного теста в компьютерную программу и определяют объем и вязкость жидкости-отклонителя, градиент разрыва породы, проницаемость, оптимальное соотношение объема жидкости-отклонителя к объему кислотного состава и объем технологической жидкости, затем вносят изменения в дизайн проекта в части разрешенного оптимального давления на продуктивные пласты, но не более разрешенного на эксплуатационную колонну, оптимальных расходов и объемов закачки, количества циклов закачки, далее выполняют по крайней мере один цикл закачки – последовательную закачку жидкости-отклонителя вязкостью 600-2000 сПз с расходом 0,1-0,25 м³/мин, растворителя с расходом 0,1-0,2 м³/мин, кислотного состава с расходом 0,1-2,0 м³/мин с удельным объемом 1-10 м³ на 1 метр перфорированного интервала, причем растворитель закачивают в объеме не менее 4% от объема жидкости-отклонителя, а в качестве жидкости-отклонителя применяют водонефтяную эмульсию, содержащую нефть товарную или нефть со скважины с содержанием воды не более 10%, эмульгатор МИА-пром марки В, пластовую минерализованную воду с плотностью при 20°С 1,16-1,18 г/см³, или безнефтяную эмульсию, содержащую эмульгатор ИТПС-013Г, который представляет собой комплекс поверхностно-активных веществ, основанных на углеводородном растворе алканоламиновых эфиров олеиновой кислоты, минерализованную воду с удельным весом 1,12-1,18 г/см³, выполняют продавку технологической жидкостью в объеме равном объему межтрубного пространства с расходом 0,1-2,0 м³/мин, после реагирования скважину обвязывают с желобной системой, запускают скважину в работу и осваивают в желобную систему насосом в двойном объеме жидкости продавки до получения продукции скважины с рН более 4.

2. Способ по п. 1, отличающийся тем, что циклы закачки жидкости-отклонителя, растворителя, кислотного состава повторяют до получения полнообъемного охвата пласта воздействием.