Способ разработки нефтяного месторождения Российский патент 2025 года по МПК E21B43/27 E21B33/138 C09K8/74 C09K8/42 B82B1/00 

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, а именно к способам обработки призабойной зоны нагнетательной скважины, осложненной выпадением асфальтеносмолопарафиновых отложений АСПО и других кольматирующих образований, с целью увеличения проницаемости горных пород призабойной зоны пласта и приемистости нагнетательных скважин.

Известен способ обработки заглинизированных пластов (патент RU №2302522, МПК E21B 43/27, 43/22, C09K 8/74, B82Y 99/00 опубл. 25.01.2018, бюл. № 3), включающий нагнетание в скважину водных растворов поверхностно-активного вещества ПАВ, кислородосодержащего вещества, водного раствора, содержащего соляную кислоту, выжидание, освоение скважины. Осуществляют нагнетание сначала водного раствора, содержащего соляную кислоту, затем водного раствора ПАВ, затем водного раствора кислородосодержащего вещества и выжидание, затем осуществляют нагнетание водного раствора ПАВ, затем - водного раствора, содержащего соляную кислоту, выжидание, в качестве водного раствора, содержащего соляную кислоту, используют раствор, содержащий, мас.%: соляную кислоту ингибированную 4-12, фтористоводородную кислоту 0,01-4, уксусную кислоту 0,1-4, ПАВ - оксиэтилированные моноалкилфенолы на основе тримеров пропилена 0,05-4, воду - остальное, в объеме 0,1-3 м³ указанного раствора на 1 м перфорированной толщины продуктивного пласта, в качестве водного раствора ПАВ - раствор, содержащий, мас.%: ПАВ 0,1-3, воду - остальное, в объеме 0,2-1 м³ указанного раствора на 1 м перфорированной толщины продуктивного пласта, в качестве водного раствора кислородосодержащего вещества - водный раствор пергидрата карбоната натрия концентрацией 5-12 мас.% либо пергидрата бората натрия концентрацией 5-12 мас.%, либо пергидрата карбамида концентрацией 5-15 мас.%, либо перекиси водорода концентрацией 3-10 мас.%, либо гипохлорита натрия концентрацией 5-20 мас.%, либо гипохлорита кальция концентрацией 5-20 мас.%, в объеме 0,1-3 м³ на 1 м перфорированной толщины продуктивного пласта.

Недостатками способа являются вероятность осадкообразования продуктов ПАВ на породе, подходит только для терригенных коллекторов, а также высокая стоимость реагентов.

Известен способ многостадийной обработки призабойной зоны нагнетательных и добывающих скважин в терригенных и карбонатных пластах (патент RU №2140531, МПК E21B 43/22 опубл. 27.10.1999), включающий закачку кислоты через скважину в зоне продуктивного пласта, проведение технологической выдержки и извлечение отработанного раствора созданием депрессии в скважине. В зону продуктивного пласта закачивают кислоту, или кислоту с поверхностно-активным веществом или деэмульгатором и органический растворитель, или органический растворитель с поверхностно-активным веществом или деэмульгатором, при этом химреагенты закачивают в пласт в порядке, сочетаниях и объемах, определяемых состоянием призабойной зоны скважины и до превышения фильтрационных сопротивлений в удаленной от скважины зоне пласта над таковыми в ее призабойной зоне, а технологическую выдержку и извлечение отработанного раствора депрессией осуществляют и после закачки органического растворителя.

Недостатками данного способа являются:

- сложный технологический процесс и длительное проведение способа, связанное извлечением из призабойной зоны пласта (ПЗП) закаченного рабочего раствора на каждой из стадий обработки. Все это в конечном итоге влияет на время нахождения скважины в ремонте и, следовательно, приводит к потере добычи нефти и удорожанию способа. В способе предусмотрена продолжительная выдержка рабочих растворов в ПЗП, что увеличивает время осуществления способа, время нахождения скважины на ремонтном периоде и дороговизну способа;

- низкая эффективность, связанная с отсутствием продавки рабочих растворов вглубь пласта, что не позволяет обработать удаленную зону ПЗП;

- низкая надежность способа, связанная с тем, что в способе нет четкой системы этапности проведения обработки.

Наиболее близким является способ многостадийной обработки призабойной зоны нагнетательной скважины в терригенных и карбонатных пластах (патент RU №2642738, МПК E21B 43/27, 43/22, C09K 8/74, B82Y 99/00 опубл. 25.01.2018, бюл. № 3), включающий закачку в нагнетательную скважину кислотной композиции, состоящей из водного раствора соляной кислоты, уксусной кислоты, гидрофобизатора, диэтиленгликоля и технической воды, продавку кислотной композиции, закачку глинокислотной композиции, состоящей из водного раствора соляной кислоты, плавиковой кислоты и технической воды, продавку глинокислотной композиции. Закачку кислотной композиции осуществляют объемом 0,5-1 м³/м. Продавку кислотной композиции осуществляют водным раствором наночастиц коллоидной двуокиси кремния или водным раствором поверхностно-активного вещества ПАВ объемом 2-3 м³/м. Закачку глинокислотной композицией осуществляют объемом 0,5-0,8 м³/м. Продавку глинокислотной композиции осуществляют водным раствором наночастиц коллоидной двуокиси кремния или водным раствором ПАВ объемом 2-3 м³/м. После закачки глинокислотной композиции произволят обработку углеводородным растворителем объемом 0,5 м³/м и той же глинокислотной композицией объемом 0,5 м3/м с последующей продавкой водным раствором наночастиц коллоидной двуокиси кремния или водным раствором ПАВ объемом 2-3 м³/м. При этом в качестве кислотной композиции используют следующий состав, об.%: 30%-ная соляная кислота 50-63; диэтиленгликоль 6-16; уксусная кислота 1-3; гидрофобизатор на основе амидов 1-3; ингибитор коррозии 1,5-2; техническая вода - остальное, в качестве глинокислотной композиции используют следующий состав, об.%: 30%-ная соляная кислота 48-60; плавиковая кислота 1-4; диэтиленгликоль 6-16; уксусная кислота 1-3; гидрофобизатор на основе амидов 1-3; ингибитор коррозии 1,5-2; техническая вода - остальное, в качестве водного раствора наночастиц коллоидной двуокиси кремния используют 1-2%-ный водный раствор наночастиц коллоидной двуокиси кремния, содержащий, мас.%: коллоидную двуокись кремния в акриловой кислоте 32-40; монометиловый эфир пропиленгликоля 59,5-67,5; воду - остальное, в качестве водного раствора ПАВ используют 2-4%-ный водный раствор ПАВ, содержащий, мас.%: диэтиленгликоль 1-3; гидрофобизатор на основе амидов 0,5-2; техническую воду - остальное, в качестве углеводородного растворителя используют растворитель на основе толуольной фракции прямогонного бензина или на основе концентрата ароматических углеводородов С₁₀.

Недостатком данного изобретения является:

- низкая эффективность, связанная бесконтрольным увеличением размера трещин и проницаемых зон в обрабатываемом интервале. Это приводит к прорыву закачиваемой воды к добывающей скважине;

- низкая надежность способа, связанная с применением кислотной композиции на основе 30%-ной соляной кислоты, что приводит к образованию в пористой среде насыщенных высоковязких растворов хлористого кальция и хлористого магния, трудно извлекаемых из пласта. Или приводит к полному разъеданию карбонатной породы, и соответственно, к образованию зон прорыва воды к добывающим скважинам. Это приведет к увеличению обводненности в реагирующих добывающих скважинах. Кроме того, с увеличением концентрации кислоты возрастает также коррозионная активность, эмульгирующая способность, вероятность выпадения солей в осадок при контакте кислоты с пластовой водой, а также в результате растворения гипса;

- глинокислотная композиция имеет не высокую глубину проникновения в пласт;

- дороговизна способа, так как получение наночастиц кремния является дорогостоящей операцией.

Техническим результатом изобретения является повышение охват выработки месторождения как терригенного, так и карбонатного пласта, за счет комплексного воздействия на призабойную зону пласта, обеспечивающего повышение приемистости нагнетательной скважины.

Технический результат достигается способом разработки нефтяного месторождения, включающим закачку в нагнетательную скважину кислотной композиции, состоящей из водного раствора соляной кислоты, уксусной кислоты, гидрофобизатора, диэтиленгликоля и технической воды, продавку кислотной композиции, закачку глинокислотной композиции, состоящей из водного раствора соляной кислоты, плавиковой кислоты и технической воды, продавку глинокислотной композиции.

Новым является то, что предварительно определяют приемистость в нагнетательных скважинах на участке и интервал перфорации, выбирают нагнетательную скважину, приемистость которой снижена более чем на 50%, останавливают выбранную нагнетательную скважину, берут пробы из призабойной зоны пласта в нагнетательной скважине, выявляют причину снижения приемистости, в случае, если причиной снижения приемистости нагнетательной скважины являются кольматирующие образования, содержащие асфальтено-парафиновые отложения, в нагнетательную скважину производят закачку кислотной композиции, состоящей, мас. %: 18%-ный водный раствор соляной кислоты - 50, уксусная кислота - 20, гидрофобизатор - 10, диэтиленгликоль - 10, техническая вода - 10, в объеме 1,5 м³ на 1 погонный м интервала перфорации, осуществляют продавку кислотной композиции водным раствором наночастиц титанового коагулянта объемом 3 м³ на 1 погонный м интервала перфорации, при соотношении воды и наночастиц титанового коагулянта 3:1 соответственно, далее осуществляют закачку глинокислотной композиции, содержащей, мас. %: 18%-ный водный раствор соляной кислоты - 25, плавиковую кислоту - 25, борную кислоту - 25, ацетон - 15, техническую воду - 10, в объеме 1 м³ на 1 погонный м интервала перфорации, осуществляют продавку глинокислотной композиции вышеуказанным водным раствором наночастиц титанового коагулянта объемом 3,5 м³ на 1 погонный м интервала перфорации, далее закачивают состав в объеме 0,5 м³ на 1 погонный м интервала перфорации, состоящий из углеводородного растворителя и вышеуказанной глинокислотной композиции при соотношении 1:1, продавливают состав вышеуказанным водным раствором наночастиц титанового коагулянта объемом 4 м³ на 1 погонный м интервала перфорации, далее закачивают изолирующий состав, содержащий, мас. %: полимерный реагент «Витам», содержащий карбоксильные группы, - 27, силикат натрия - 40, древесную муку - 3, 10%-ный водный раствор полиалюминия хлорида - 30, объемом 2 м³ на 1 погонный м интервала перфорации, продавливают изолирующий состав вышеуказанным водным раствором наночастиц титанового коагулянта объемом 3 м³ на 1 погонный м интервала перфорации, затем осуществляют технологическую выдержку продолжительностью 8-12 ч, после чего запускают нагнетательную скважины.

Способ реализуется при использовании следующих компонентов:

- соляная кислота - выпускаемая по ГОСТ 857-95;

- уксусная кислота - выпускаемая по ГОСТ 61-75;

- гидрофобизатор - выпускаемый по ТУ 2458-014-92627037-2012;

- диэтиленгликоль - выпускаемый по ГОСТ 10136-2019;

- плавиковая кислота - выпускаемая по ГОСТ 10484-78;

- борная кислота - выпускаемая по ГОСТ 18704-78;

- ацетон - выпускаемый по ГОСТ 2768-84;

- углеводородный растворитель - могут применяться различные реагенты, представляющие собой смесь углеводородов предельного алифатического и ароматического рядов, например, растворитель углеводородный производства Елховской НПУ согласно ТУ 19.20.23-030-60320171-2019, растворитель промышленный согласно ТУ 0258-007-60320171-2016, печное топливо согласно ТУ 0258-049-00151638-2003, дистиллят 30/125 согласно ТУ 2411-139-05766801-2007 или толуол по ГОСТ 14710-78 или его аналоги. Применение любого углеводородного растворителя приводит к одному и тому же техническому результату;

- стекло натриевое жидкое (силикат натрия) - ГОСТ 13078-81,

- реагент «Витам» - вязкая, бесцветная или желтоватая жидкость, выпускаемая по ТУ 2458-028-25690359-2007 с изм. №1,

- древесная мука - ГОСТ 16361-87,

- полиалюминия хлорид (марки POLYPACS-30 LF) - порошок светло-желтого цвета, выпускаемый по протоколу сертификационных испытаний ЗАО «ГИВ ПВ» №166/11 от 26.02.2011 г.,

- наночастицы титанового коагулянта - согласно патенту RU2 588 536C1;

- техническая вода.

Сущность способа состоит в следующем.

Предварительно определяют приемистость в нагнетательных скважинах на участке и интервал перфорации.

Выбирают нагнетательную скважину, приемистость которой снижена более чем на 50%.

Останавливают выбранную нагнетательную скважину.

Берут пробы из призабойной зоны пласта в нагнетательной скважине.

Выявляют причину снижения приемистости.

В случае причины в виде асфальтено-парафиновых отложений и других кольматирующих образований в нагнетательную скважину производят закачку кислотной композиции, состоящей из 18%-ного водного раствора соляной кислоты, уксусной кислоты, гидрофобизатора на основе амидов 1-3, диэтиленгликоля и технической воды при следующем соотношении компонентов, мас. %: 18%-ный водный раствор соляной кислоты - 50, уксусная кислота - 20, гидрофобизатор - 10, диэтиленгликоль - 10, техническая вода - 10, в объеме 1,5 м³ на 1 погонный м интервала перфорации.

Кислотная композиция позволяет выполнить первый этап разрушения АСПО, при этом кислотная композиция не разъедает карбонатную породу продуктивного пласта, растворяя отложения действием сочетаемых кислот. Добавка гидрофобизатора способствует более глубокому проникновению соляной кислоты в пласт. В терригенных коллекторах гндрофобизатор восстанавливает фазовую проницаемость по нефти. Диэтиленгликоль способствует замедлению реакции кислот с породой.

Осуществляют продавку кислотной композиции водным раствором наночастиц титанового коагулянта при соотношении воды к наночастиц титанового коагулянта 3:1 соответсвенно, объемом 3 м³ на 1 погонный м интервала перфорации. Наночастицы титанового коагулянта увеличивают действие закачиваемой композиций, повышают стабильность кислотной композиции и предотвращают преждевременный распад, влекущий за собой осаждение отдельных компонентов в виде осадка.

Далее осуществляют закачку глинокислотной композиции, состоящей из 18%-ного водного раствора соляной кислоты, плавиковой кислоты, борной кислоты, ацетона и технической воды при следующем соотношении компонентов, мас. %: 18%-ный водный раствор соляной кислоты - 25, плавиковая кислота - 25, борная кислота - 25, ацетон - 15, техническая вода - 10, в объеме 1 м³ на 1 погонный м интервала перфорации.

Глинокислотная композиция (благодаря содержанию плавиковой кислоты) вызывает быструю реакцию с алюмосиликатным материалом цемента породы, обусловленная в значительной степени огромной площадью поверхности контактирующих материалов. В ходе обработки воздействию глинокислотной композиции подвергаются доступные водонасыщенные поры и каналы пласта. Проникновение композиции в каналы с остаточной нефтенасыщенностью затруднены. В них отложения АСПО предотвращают контакт кислоты с поверхностью пор. Но закачка глинокислотной композиции увеличивает глубину проникновения в пласт, еще разрушая оставшиеся частицы АСПО.

Борная кислота в глинокислотной композиции выступает в качестве комплексообразующего агента, связывающего ионы фтора в комплексное соединение, характеризующееся низкой константой диссоциации, позволяет поддерживать концентрацию свободных ионов фтора в композиции на постоянном низком уровне. Применение глинокислотной композиции, замедляет скорость реакции с породой при сохранении высокого уровня конечной растворимости, что увеличивает глубину обрабатываемой зоны за счет доставки активного состава (композиции) на большее расстояние от ствола скважины.

Осуществляют продавку глинокислотной композиции вышеуказанным водным раствором наночастиц титанового коагулянта объемом 3,5 м³ на 1 погонный м интервала перфорации. Наночастицы титанового коагулянта увеличивают действие закачиваемой композиций, повышают стабильность глинокислотной композиции и предотвращают преждевременный распад, влекущий за собой осаждение отдельных компонентов в виде осадка.

Далее закачивают состав, состоящий из углеводородного растворителя и вышеуказанной глинокислотной композиции, при соотношении 1:1, в объеме 0,5 м³ на 1 погонный м интервала перфорации.

Цель закачки состава на основе углеводородного растворителя в пласт - очистка поверхности пор от оставшихся загрязняющих веществ и АСПО, облегчение доступа глинокислотной композиции к ранее недоступным поверхностям. Одновременно состав, поступивший в нефтенасыщенные каналы, испытывает сопротивление продвижению по ним. Углеводородный растворитель выполняет функции отклонителя, следующая непосредственно с углеводородным растворителем глинокислотная композиция не поступает в те каналы, по которым продвигались предыдущие кислотная и глинокислотная композиции, а перенаправляется в новые каналы.

Продавливают состав вышеуказанным водным раствором наночастиц титанового коагулянта объемом 4 м³ на 1 погонный м интервала перфорации.

Наночастицы титанового коагулянта увеличивают действие закачиваемой композиций, повышают стабильность состава и предотвращают преждевременный распад, влекущий за собой осаждение отдельных компонентов в виде осадка.

Далее закачивают изолирующий состав, состоящий из реагента «Витам», силиката натрия, древесной муки и 10%-ный водный раствор полиалюминия хлорида, при следующем соотношении компонентов, мас. %: реагент «Витам» - 27, силикат натрия - 40, древесная мука - 3, 10%-ный водный раствор полиалюминия хлорида - 30, объемом 2 м³ на 1 погонный м интервала перфорации. Изолирующий состав готовят по патенту (патент RU №2526039, МПК E21B 33/138, C09K 8/50, опубл. 20.08.2014, бюл. № 23). Закачка изолирующего состава блокирует существующие и вновь образовавшихся зон повышенной проницаемости тем, самым предотвращает прорыв закачиваемой воды и повышение обводненности на добывающих реагирующих скважинах.

Наличие в изолирующем составе карбоксильных групп реагента «Витам» придает ему полимерный характер. Древесная мука, содержащаяся в составе, набухает при контактировании с водой и армирует гель по всему объему. Сам изолирующий состав играет роль потокоотклоняющей композиции, позволяющей распределить фильтрационные потоки при вытеснении водой нефти, тем самым увеличив охват воздействия залежи и снизить обводненность добывающийх реагирующих скважин.

Продавливают изолирующий состав вышеуказанным водным раствором наночастиц титанового коагулянта объемом 3 м³ на 1 погонный м интервала перфорации.

Затем осуществляют технологическую выдержку продолжительностью 8-12 ч, после чего запускают нагнетательную скважины.

Примеры практического применения способа.

Предварительно определили приемистость в нагнетательных скважинах на участке и интервал перфорации.

Выбрали нагнетательную скважину, приемистость которой снижена на 57%, с интервалом перфорацией 3,4 м и одной реагирующей добывающей скважиной.

Остановили выбранную нагнетательную скважину.

Взяли пробы из призабойной зоны пласта в нагнетательной скважине.

Выявили причину снижения приемистости - в виде асфальтено-парафиновых отложений и других кольматирующих образований.

В нагнетательную скважину закачали кислотную композицию в объеме 5,1 м³.

Продавили кислотную композицию водным раствором наночастиц титанового коагулянта объемом 10,2 м³.

Далее закачали глинокислотную композицию в объеме 3,4 м³.

Продавили глинокислотную композицию водным раствором наночастиц титанового коагулянта объемом 11,9 м³.

Далее закачали состав, состоящий из углеводородного растворителя (растворитель углеводородный производства Елховской НПУ) и глинокислотной композиции, в объеме 1,7 м³.

Продавили состав водным раствором наночастиц титанового коагулянта объемом 13,6 м³.

Далее закачали изолирующий состав объемом 6,8 м³.

Продавили изолирующий состав водным раствором наночастиц титанового коагулянта объемом 10,2 м³.

Затем осуществили технологическую выдержку продолжительностью 8 ч, после чего запустили нагнетательную скважины.

Отбор добываемой продукции из добывающей скважины в объеме 4,2 т/сут. Прирост дополнительной добычи нефти составил 1,4 т/сут.

Таблица - Условия и результаты осуществления способа разработки нефтяного месторождения

№ примера Дебит по нефти до проведения способа, т/сут Снижение приемистости нагнетательной скважины, % Интервал перфорации, м Объем кислотной композиции, м³ Объем продавки кислотной композиции водным раствором наночастиц титанового коагулянта, м³ Объем гшлинокислотной композиции, м³ Объем продавки глинокислотной композиции водным раствором наночастиц титанового коагулянта, м³ Углеводородный растворитель Объем состава, м³ Объем продавки состава водным раствором наночастиц титанового коагулянта, м3 Объем изолирующего состава, м³ Объем продавки изолирующего состава водным раствором наночастиц титанового коагулянта, м3 Продолжительность технологической выдержки, ч Дебит по нефти после проведения способа, т/сут Прирост по нефти, т/сут 1 2,8 57 3,4 5,1 10,2 3,4 11,9 ЕЛ 1,7 13,6 6,8 10,2 8 4,2 1,4 2 1,6 51 3,1 4,65 9,3 3,1 10,85 РП 1,55 12,4 6,2 9,3 10 3,5 1,9 3 2,1 55 4 6 12 4 14 ПТ 2 16 8 12 9 3,3 1,2 4 2,5 57 5,1 7,65 15,3 5,1 17,85 Д 2,55 20,4 10,2 15,3 11 3,3 0,8 5 1,1 52 3,3 4,95 9,9 3,3 11,55 Т 1,65 13,2 6,6 9,9 12 3,2 2,1

Сокращения в таблице: ЕЛ - растворитель углеводородный производства Елховской НПУ; РП - растворитель промышленный; ПТ - печное топливо; Д - дистиллят 30/125; Т - толуол.

Таким образом, предлагаемый способ разработки нефтяного месторождения повышает охват выработки месторождения как терригенного, так и карбонатного пласта, за счет комплексного воздействия на призабойную зону пласта, обеспечивающего повышение приемистости нагнетательной скважины.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - повышение охвата выработки месторождения за счет комплексного воздействия на призабойную зону пласта, обеспечивающего повышение приемистости нагнетательной скважины. В способе разработки нефтяного месторождения предварительно определяют приемистость в нагнетательных скважинах на участке и интервал перфорации, выбирают нагнетательную скважину, приемистость которой снижена более чем на 50%, останавливают выбранную нагнетательную скважину, берут пробы из призабойной зоны пласта в нагнетательной скважине, выявляют причину снижения приемистости. В случае если причиной снижения приемистости нагнетательной скважины являются кольматирующие образования, содержащие асфальтено-парафиновые отложения, в нагнетательную скважину производят закачку кислотной композиции, состоящей, мас.%: 18%-ный водный раствор соляной кислоты 50; уксусная кислота 20; гидрофобизатор 10; диэтиленгликоль 10; техническая вода 10, в объеме 1,5 м³ на 1 погонный м интервала перфорации, и осуществляют продавку кислотной композиции водным раствором наночастиц титанового коагулянта объемом 3 м³ на 1 погонный м интервала перфорации, при соотношении воды и наночастиц титанового коагулянта 3:1 соответственно. Далее осуществляют закачку глинокислотной композиции, содержащей, мас.%: 18%-ный водный раствор соляной кислоты 25; плавиковую кислоту 25; борную кислоту 25; ацетон 15; техническую воду 10, в объеме 1 м³ на 1 погонный м интервала перфорации. Осуществляют продавку глинокислотной композиции вышеуказанным водным раствором наночастиц титанового коагулянта объемом 3,5 м³ на 1 погонный м интервала перфорации. Далее закачивают состав в объеме 0,5 м³ на 1 погонный м интервала перфорации, состоящий из углеводородного растворителя и вышеуказанной глинокислотной композиции при соотношении 1:1. Продавливают состав вышеуказанным водным раствором наночастиц титанового коагулянта объемом 4 м³ на 1 погонный м интервала перфорации. Далее закачивают изолирующий состав, содержащий, мас.%: полимерный реагент «Витам», содержащий карбоксильные группы, 27; силикат натрия 40; древесную муку 3; 10%-ный водный раствор полиалюминия хлорида 30, объемом 2 м³ на 1 погонный м интервала перфорации. Продавливают изолирующий состав вышеуказанным водным раствором наночастиц титанового коагулянта объемом 3 м³ на 1 погонный м интервала перфорации. Затем осуществляют технологическую выдержку продолжительностью 8-12 ч, после чего запускают нагнетательную скважины. 1 табл.

Способ разработки нефтяного месторождения, включающий закачку в нагнетательную скважину кислотной композиции, состоящей из водного раствора соляной кислоты, уксусной кислоты, гидрофобизатора, диэтиленгликоля и технической воды, продавку кислотной композиции, закачку глинокислотной композиции, состоящей из водного раствора соляной кислоты, плавиковой кислоты и технической воды, продавку глинокислотной композиции, отличающийся тем, что

предварительно определяют приемистость в нагнетательных скважинах на участке и интервал перфорации, выбирают нагнетательную скважину, приемистость которой снижена более чем на 50%, останавливают выбранную нагнетательную скважину, берут пробы из призабойной зоны пласта в нагнетательной скважине, выявляют причину снижения приемистости,

в случае если причиной снижения приемистости нагнетательной скважины являются кольматирующие образования, содержащие асфальтено-парафиновые отложения, в нагнетательную скважину производят закачку кислотной композиции, состоящей, мас.%: 18%-ный водный раствор соляной кислоты 50; уксусная кислота 20; гидрофобизатор 10; диэтиленгликоль 10; техническая вода 10, в объеме 1,5 м³ на 1 погонный м интервала перфорации,

осуществляют продавку кислотной композиции водным раствором наночастиц титанового коагулянта объемом 3 м³ на 1 погонный м интервала перфорации, при соотношении воды и наночастиц титанового коагулянта 3:1 соответственно,

далее осуществляют закачку глинокислотной композиции, содержащей, мас.%: 18%-ный водный раствор соляной кислоты 25; плавиковую кислоту 25; борную кислоту 25; ацетон 15; техническую воду 10, в объеме 1 м³ на 1 погонный м интервала перфорации,

осуществляют продавку глинокислотной композиции вышеуказанным водным раствором наночастиц титанового коагулянта объемом 3,5 м³ на 1 погонный м интервала перфорации,

далее закачивают состав в объеме 0,5 м³ на 1 погонный м интервала перфорации, состоящий из углеводородного растворителя и вышеуказанной глинокислотной композиции при соотношении 1:1,

продавливают состав вышеуказанным водным раствором наночастиц титанового коагулянта объемом 4 м³ на 1 погонный м интервала перфорации,

далее закачивают изолирующий состав, содержащий, мас.%: полимерный реагент «Витам», содержащий карбоксильные группы, 27; силикат натрия 40; древесную муку 3; 10%-ный водный раствор полиалюминия хлорида 30, объемом 2 м³ на 1 погонный м интервала перфорации,

продавливают изолирующий состав вышеуказанным водным раствором наночастиц титанового коагулянта объемом 3 м³ на 1 погонный м интервала перфорации,

затем осуществляют технологическую выдержку продолжительностью 8-12 ч, после чего запускают нагнетательную скважины.