Способы или устройства для добычи нефти, газа, воды, растворимых или плавких веществ или полезных ископаемых в виде шлама из буровых скважин: ...с использованием разъедающих веществ, например кислот – E21B 43/27

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности. Технический результат - восстановление газогидродинамической связи скважины со слабосцементированным терригенным продуктивным пластом без разрушения скелета пород-коллекторов в условиях аномально низкого пластового давления. Способ обработки призабойной зоны слабосцементированного терригенного пласта в условиях аномально низкого пластового давления включает спуск гибкой трубы во внутреннюю полость лифтовой колонны газовой скважины до забоя и очистку забоя от жидкости и механических примесей технической водой, обработанной поверхностно-активным веществом и гидрофобизирующей добавкой и загущенной двухпроцентным раствором карбоксиметилцеллюлозы, последующий подъем гибкой трубы до нижних отверстий интервала перфорации, закачивание через гибкую трубу в интервал перфорации при медленном подъеме гибкой трубы до верхних отверстий интервала перфорации со скоростью 2 м/с кислотного состава, содержащего следующие компоненты, мас.%: лимонная кислота 10-20; неионогенное поверхностно-активное вещество ОП-10 1-2; трилон Б 0,2-0,5; вода остальное, в объеме 0,2-0,5 м³ эффективной перфорированной толщины, продавливание кислотного состава в пласт посредством буферной жидкости или инертного газа, последующий подъем гибкой трубы и оставление скважины на период реакции кислотного состава с кольматирующими соединениями. 1 ил., 3 пр.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при обработке призабойной зоны в горизонтальных стволах скважин, пробуренных в залежи битумов и разрабатываемых термическим методом. На устье скважины нижний конец колонны труб, в качестве которой применяют безмуфтовую трубу колтюбинга, оснащают сначала клапаном, состоящим из седла и корпуса с отверстиями, герметично перекрытыми седлом, зафиксированным срезным штифтом относительно корпуса, а затем импульсным пульсатором жидкости с насадкой на конце. Спускают колонну труб до упора насадкой импульсного пульсатора жидкости в забой горизонтальной скважины, заполняют колонну труб кислотным раствором и производят закачку раствора кислоты в импульсном режиме под давлением не более 18 МПа и одновременным перемещением колонны труб со скоростью 50 м в минуту от забоя к устью на длину фильтра горизонтальной скважины. На расчетном расстоянии прекращают перемещение колонны труб и закачку кислотного раствора, устанавливают пробку в колонну труб с устья, возобновляют перемещение колонны труб и продавливают пробку технологической жидкостью. Причем в тот момент, когда импульсный пульсатор переместится в интервал конца фильтра, близкого к устью скважины, пробка садится на седло клапана, вследствие чего возрастает гидравлическое давление в колонне труб, происходит разрушение срезного штифта. При этом седло смещается вниз и открываются отверстия в корпусе клапана, сообщающие внутренние пространства колонны труб и межколонного пространства горизонтальной скважины. Пробка герметично отсекает импульсный пульсатор жидкости. Далее проводят технологическую выдержку в течение 1 ч, в процессе технологической выдержки доспускают колонну труб до упора импульсного пульсатора жидкости в забой горизонтальной скважины. Затем в три цикла поочередно, то в колонну труб, то в межколонное пространство скважины закачивают по 0,5 м³ технологической жидкости. По окончании времени выдержки вымывают продукты реакции обратной круговой циркуляцией в полуторакратном объеме скважины. Техническим результатом является повышение эффективности обработки призабойной зоны. 3 ил.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности. Технический результат - повышение эффективности освоения нефтяных и газовых скважин и увеличение их продуктивности. В способе освоения нефтяных и газовых скважин, включающем обработку призабойной зоны скважины путем закачки в скважину кислотной эмульсии и проведения технологической выдержки, последовательно закачивают в скважину, оборудованную колонной лифтовых труб, продавочную жидкость, высоковязкую разделительную жидкость и кислотную эмульсию, в качестве кислотной эмульсии используют кислотную пену, которую приготавливают путем газирования расчетного объема пенообразующей эмульсии, равного объему скважины в интервале вскрытия продуктивного пласта. Пенообразующая эмульсия содержит, мас.%: дизельное топливо 25,0; соль КСl 10,0; поверхностно-активное вещество неонол АФ 9-12 1,0-1,5; соляную кислоту НСl 10,0, воду остальное. Степень газирования пенообразующей эмульсии регулируют, исходя из максимально допустимой депрессии на глубине кровли продуктивного пласта. Закачку кислотной пены осуществляют через межтрубное пространство скважины в интервал вскрытия продуктивного пласта, затем кислотную пену продавливают в продуктивный пласт продавочной жидкостью, причем между продавочной жидкостью и кислотной пеной вводят высоковязкую разделительную жидкость с условной вязкостью не менее 120 с, после чего в межтрубном пространстве скважины и лифтовых трубах создают посредством продавочной жидкости избыточное давление на призабойную зону пласта с периодичностью, обеспечивающей создание чередующихся, по меньшей мере, трех циклов депрессии и репрессии на пласт, при этом проводят технологическую выдержку скважины не менее трех часов в каждом из циклов депрессии и репрессии до получения притока пластового флюида в цикле депрессии. 4 табл., 1 ил.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано при обработке призабойной зоны добывающей скважины. Способ обработки призабойной зоны добывающей скважины включает заполнение интервала продуктивного пласта скважины растворителем асфальтосмолистых и парафиногидратных отложений с частичной его задавкой в призабойную зону скважины. Осуществляют вакуумно-импульсное воздействие с одновременной откачкой продуктов реакции. Заполняют интервал продуктивного пласта раствором соляной кислоты с частичной его задавкой в призабойную зону скважины. Осуществляют технологическую выдержку и вакуумно-импульсное воздействие с одновременной откачкой продуктов реакции. При этом за один цикл вакуумно-депрессионного воздействия откачивают порядка 0,01 м³ жидкости. При вакуумно-импульсном воздействии после задавки растворителя асфальтосмолистых и парафиногидратных отложений количество импульсов назначают в 3-6 раз больше, чем при вакуумно-импульсном воздействии после задавки раствора соляной кислоты, при назначении объема извлечения прореагировавшего объема растворителя асфальтосмолистых и парафиногидратных отложений, равного объему закаченного растворителя. Техническим результатом является повышение эффективности обработки призабойной зоны. 3 пр.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может успешно использоваться при разработке нефтяных и газовых месторождений с трудно извлекаемыми запасами, вскрывающими как карбонатные, так и терригенные коллекторы, в том числе с нефтями повышенной вязкости. Задачей изобретения является повышение эффективности разработки за счет воздействия на пласты физическими излучениями с обеспечением эффективного фильтрационного притока нефти к скважинам и расширения функциональных возможностей способа. Сущность изобретения: способ включает добычу нефти из добывающих скважин, закачку вытесняющих агентов в нагнетательные скважины, исследование геологической среды продуктивных пластов и использование физических методов воздействия на них с регистрацией и анализом эмиссионных излучений из геологической среды как до, в процессе воздействия, так и после воздействия. Согласно изобретению определяют пространственно-временную совокупность очагов воздействия путем регистрации и анализа временных рядов сигналов эмиссионных излучений из областей геологической среды, покрывающих поля различной флюидонасыщенности, трещиноватости и напряженности, а также узловые зоны повышенной неустойчивости по площади и объему пластов. При этом данную совокупность очагов определяют до воздействия и корректируют в его процессе. Анализ сигналов эмиссионных излучений проводят с последовательной трансформацией временного диапазона и определением временных размерностей циклов вариации интенсивности эмиссионных излучений, соответствующих фрактальным субструктурам среды, начиная с самых малых. Затем по совокупности определенных очагов устанавливают по площади и/или объему пластов участки и времена, из которых и в соответствии с которыми осуществляют поличастотное волновое и/или импульсное воздействие одновременно на двух или более частотах. При этом данные частоты колебаний или следования импульсов устанавливают с корректировкой в процессе воздействия по определяемым в ходе анализа эмиссионных излучений вышеуказанным временным размерностям. 15 з.п. ф-лы, 1 пр., 1 ил.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть применено для кислотного гидроразрыва пласта в открытых стволах скважин. Устройство содержит корпус с радиальными каналами, в которых закреплены втулки с коническими соплами, установленными с возможностью радиального перемещения и подпружиненными в радиальном направлении, втулку с конической наружной поверхностью, размещенной в полости корпуса и оснащенной центральным отверстием с седлом под бросовый клапан, выполненный в виде шарика. В корпусе разрезной конус расположен под втулкой, при этом конические сопла жестко соединены с разрезным конусом, выполненным в виде секторов, охватывающих внутреннюю поверхность корпуса по периметру. Количество секторов разрезного конуса соответствует количеству конических сопел. Разрезной конус оснащен внутренней конической поверхностью, взаимообращенной к наружной конической поверхности втулки. В корпусе выполнена внутренняя кольцевая проточка, а разрезной конус и конические сопла имеют возможность радиального расширения и размещения разрезного конуса во внутренней кольцевой проточке корпуса при осевом перемещении втулки вниз до внутреннего упора, выполненного на нижнем конце корпуса под действием избыточного давления над клапаном и сообщения надклапанного пространства с коническими соплами. К шарику бросового клапана, пропускающего жидкость снизу вверх, сверху жестко закреплен шток, оснащенный сверху парашютом. Технический результат заключается в повышении эффективности и надежности кислотного гидроразрыва пласта. 2 ил.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при обработке призабойной зоны в горизонтальных стволах скважин, пробуренных в залежи битумов и разрабатываемых термическим методом. Технический результат - эффективная обработка призабойной зоны горизонтальной скважины за счет расширения зоны обработки пласта, исключение засорения фильтра, а также сокращение продолжительности технологического процесса осуществления способа. Способ обработки призабойной зоны горизонтальной скважины включает спуск в обрабатываемый интервал скважины гидроперфоратора с колонной труб одностороннего действия с направлением сопел вверх, струйное воздействие через него углеводородным растворителем, затем раствором кислоты, проведение технологической выдержки на реагирование кислоты, извлечение оборудования из скважины, свабирование и пуск скважины в эксплуатацию. На устье горизонтальной скважины до спуска в скважину нижний конец колонны труб оснащают снизу вверх: центратором-патрубком, гидроперфоратором одностороннего действия с направлением сопел вверх, импульсным пульсатором жидкости, клапаном, состоящим из седла и корпуса с отверстиями, герметично перекрытыми седлом, зафиксированным срезным штифтом относительно корпуса, спускают колонну труб до упора центратора-патрубка в забой горизонтальной скважины. Далее в два этапа в импульсном режиме через гидроперфоратор производят струйное воздействие на призабойную зону пласта сначала углеводородным растворителем, а затем соляной кислотой. При реализации двух этапов с одновременной закачкой углеводородного растворителя или соляной кислоты перемещают колонну труб от забоя к устью с постоянной скоростью на длину фильтра горизонтальной скважины. По окончании закачки соляной кислоты размещают гидроперфоратор в конце фильтра со стороны устья скважины, далее на устье скважины в колонну труб устанавливают пробку и продавливают ее по колонне труб технологической жидкостью до посадки пробки на седло клапана и разрушения срезного штифта под действием избыточного давления в колонне труб. Далее проводят технологическую выдержку в течение 1 ч, при этом в процессе технологической выдержки доспускают колонну труб до упора гидроперфоратора в забой горизонтальной скважины. Затем в три цикла поочередно то в колонну труб, то в межколонное пространство скважины закачивают по 0,5 м³ технологической жидкости. По окончании времени выдержки вымывают продукты реакции обратной круговой циркуляцией в полуторакратном объеме скважины. 2 ил.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при обработке призабойной зоны скважины. Изобретение обеспечивает повышение эффективности обработки пласта за счет повышения проницаемости пласта перед его обработкой, упрощение способа, снижение стоимости и продолжительности обработки пласта. Сущность изобретения: способ включает спуск колонны труб в интервал перфорации пласта, промывку скважины, оснащенной центральной и затрубной задвижками, обработку призабойной зоны скважины закачкой раствора соляной кислоты по колонне труб и технологическую выдержку на реагирование. Согласно изобретению колонну труб снизу оснащают импульсным пульсатором жидкости, а выше импульсного пульсатора жидкости - клапаном. Спускают колонну труб в скважину так, чтобы нижний конец колонны труб находился напротив интервала перфорации пласта, производят закачку в пласт пресной воды с добавкой поверхностно-активного вещества (ПАВ) в импульсном режиме, прикрывая затрубную задвижку, под давлением, не превышающим допустимого давления на эксплуатационную колонну, с последующим изливом и возобновлением прямой круговой циркуляции. Затем приводят в действие клапан и отсекают импульсный пульсатор жидкости, доспускают колонну труб так, чтобы радиальные отверстия клапана находились напротив интервала перфорации пласта. По колонне труб закачивают раствор соляной кислоты, доводят его до интервала перфорации пласта, устанавливают соляно-кислотную «ванну» и оставляют скважину на технологическую выдержку. В процессе технологической выдержки через каждые 0,5 ч поочередно то в колонну труб, то в межколонное пространство скважины закачивают пресную воду с добавкой ПАВ. По окончании выдержки вымывают продукты реакции. Проводят определение действительной приемистости пласта закачкой в пласт пресной воды с добавкой ПАВ через межколонное пространство под давлением, не превышающим допустимого давления на эксплуатационную колонну. Если действительная приемистость равна или выше оптимальной, то обработку призабойной зоны скважины прекращают и колонну труб извлекают из скважины. Если действительная приемистость ниже оптимальной, то при открытой центральной и затрубной задвижках вызывают обратную круговую циркуляцию жидкости и промывают скважину. При этом периодически прикрывают центральную задвижку до роста забойного давления на 4 МПа от начального давления с последующим открытием центральной задвижки до появления прозрачной жидкости. При этом не превышают допустимого давления на эксплуатационную колонну. Продолжают обратную круговую циркуляцию в течение 1 ч и производят повторное определение действительной приемистости. 1 пр., 3 ил.

Изобретение относится к нефтяной промышленности, а именно к обработке кислотными композициями призабойной зоны нефтедобывающей скважины. Технический результат - повышение проницаемости и продуктивности в среднем на 42% с одновременным упрощением и удешевлением способа обработки. Способ обработки призабойной зоны пласта нефтедобывающей скважины включает закачку кислотного водного раствора под давлением более 5 МПа в пласт с последующей технологической выдержкой. В качестве кислотного водного раствора используют 0,5-1%-ный водный раствор агента с фосфоновыми кислотами. Указанный раствор закачивают в течение 7-10 дней под давлением до 8 МПа в объеме до 2 м³ на 1 м вскрытой эффективной толщины пласта или при закачке в объеме 2 м³ на 1 м вскрытой эффективной толщины пласта ранее 7 дней, оставшееся время до технологической выдержки производят продавку в пласт указанного раствора технологической жидкостью под давлением 5-8 МПа, с последующей технологической выдержкой в течение 7-10 дней. При закачке менее 0,5 м³ на 1 м вскрытой эффективной толщины пласта в течение 10 дней технологическую выдержку проводят, поддерживая давление в скважине 5-8 МПа. 1 з.п. ф-лы, 3 пр.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано для освоения газовых и газоконденсатных скважин при вторичном вскрытии продуктивных пластов. Сущность изобретения: производят спуск насосно-компрессорных труб с воронкой до интервала перфорации. Через колонну НКТ в интервал перфорации производят спуск на геофизическом кабеле одного или нескольких, в зависимости от размера интервала, кумулятивных перфораторов с присоединенным контейнером, заполненным химическим веществом, например пенообразующим составом или композицией газогенерирующего состава с пенообразующим. Первым срабатывает контейнер путем разрушения защитной оболочки. Химическое вещество понижает плотность раствора, находящегося в интервале перфорации скважины, в результате чего создается депрессия (Рпл.>Рзаб.). Производят отстрел перфораторов. После того как появилось сообщение с пластом в результате перфорации, вспененная жидкость (газированная смесь), остатки бурового раствора выносятся на поверхность потоком газа. Обеспечивается сокращение трудовых и материальных затрат на проведение мероприятий по очистке скважины от бурового раствора, техногенных жидкостей, гидратов и повышение качества вторичного вскрытия пластов, уменьшение времени вывода скважины на оптимальный технологический режим работы. 4 з.п. ф-лы, 9 ил.

Изобретение относится к нефтяной промышленности. Технический результат - повышение эффективности обработки призабойной зоны пласта. В способе обработки призабойной зоны пласта разобщают пространство скважины выше и ниже интервала перфорации, закачивают в разобщенное пространство растворитель асфальто-смолистых и парафиновых отложений АСПО, кислотный реагент - водный раствор кислоты и продавочную жидкость с максимально возможным расходом при давлении не более 5 МПа, проводят технологическую выдержку для реагирования компонентов, осваивают скважину свабированием. В качестве растворителя АСПО используют смесь растворителей МИА-пром, ИТПС-РС и технической воды при объемном соотношении компонентов (0,34-0,38):(0,03-0,05):(0,57-0,63), в качестве кислотного реагента - ПАКС, в качестве продавочной жидкости - нефть. 3 пр.

Изобретение относится к нефтяной промышленности. Технический результат - повышение эффективности обработки пласта за счет предварительной очистки и промывки призабойной зоны скважины углеводородным растворителем с последующей обработкой раствором соляной кислоты в пульсирующем режиме с короткими по времени импульсами с увеличением объема, что при последующей разработке пласта позволит повысить продуктивность пласта, упрощение технологического процесса, снижение стоимости и продолжительности обработки пласта. Способ обработки призабойной зоны скважины включает спуск колонны труб в интервал перфорации пласта, импульсную закачку 10-15%-ного водного раствора соляной кислоты по колонне труб, технологическую выдержку в течение 3,0 часов для реагирования и извлечение продуктов реакции. Перед спуском в скважину колонну труб снизу вверх оснащают устройством для импульсной закачки жидкости, разрушаемым клапаном, перфорированным отверстиями патрубком с втулкой внутри и пакером. В процессе спуска колонны труб перфорированный отверстиями патрубок устанавливают на 2 метра ниже нижнего интервала перфорации пласта. Производят закачку углеводородного растворителя по колонне труб в непрерывном режиме при не посаженном пакере и оставляют скважину на технологическую выдержку. В процессе технологической выдержки в 4 цикла через каждые 20 мин поочередно в колонну труб и межколонное пространство скважины закачивают технологическую жидкость в объеме 0,5 м³, после чего вымывают углеводородный растворитель и продукты реакции обратной промывкой в объеме скважины. Затем приподнимают колонну труб так, чтобы устройство для импульсной закачки жидкости размещалось напротив подошвы пласта, производят посадку пакера, перемещают вниз втулку относительно перфорированного отверстиями патрубка и герметизируют отверстия перфорированного патрубка втулкой с ее фиксацией относительно перфорированного отверстиями патрубка, заполняют колонну труб технологической жидкостью и созданием избыточного давления срезают разрушаемый клапан и гидравлически сообщают колонну труб через устройство для импульсной закачки жидкости с пластом. Затем по колонне труб в импульсном режиме производят закачку и продавку технологической жидкостью 10-15%-ного водного раствора соляной кислоты в объеме из расчета 0,8 м³ на 1 м толщины пласта с постепенным увеличением расхода закачки 10-15%-ного водного раствора соляной кислоты от 0,5 м³/ч до 0,8 м³/ч, выполняют технологическую выдержку для реагирования в течение 3,0 ч и производят извлечение продуктов реакции свабированием. 1 пр., 2 ил.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при осуществлении гидравлического разрыва пласта преимущественно в карбонатных пластах. В способе гидравлического разрыва карбонатного пласта, включающем перфорацию стенок скважины в необходимом интервале скважины каналами глубиной не менее протяженности зоны концентрации напряжений в породах от ствола скважины, спуск в скважину колонны насосно-компрессорных труб - КНКТ с пакером, герметизацию межтрубного пространства пакером выше интервала перфорации, проведение гидравлического разрыва пласта путем закачки в скважину гелеобразной жидкости разрыва этапами и кислоты, гидравлический разрыв карбонатного пласта осуществляют последовательно в несколько этапов, причем на первом этапе закачивают гелеобразную жидкость разрыва в объеме не менее 6 м³, на втором этапе закачивают гелеобразную жидкость разрыва в смеси с расклинивающим агентом, причем в качестве расклинивающего агента применяют металлические сферы фракционным составом 12/18, или 16/20, или 20/40 меш, изготовленные из металла магния, причем расклинивающий агент закачивают порционно с постепенным увеличением его концентрации в смеси с гелеобразной жидкостью разрыва, на третьем этапе закачивают продавочную жидкость - техническую воду в объеме, равном внутреннему объему спущенной в скважину КНКТ, на четвертом этапе закачивают соляную кислоту в объеме не менее 0,6-0,7 от общего объема гелеобразной жидкости разрыва, на пятом этапе закачивают продавочную жидкость - техническую воду в объеме, равном объему спущенной в скважину КНКТ плюс 0,2 м³. Технический результат - повышение эффективности способа в карбонатных пластах, содержащих труднорастворимые асфальто-смолистые отложения, упрощение способа и защита эксплуатационной колонны. 3 пр.

Изобретение относится к добыче углеводородов или воды из скважин. Технический результат - эффективная одностадийная обработка с ликвидацией углеводородных, эмульсионных или водяных барьеров и растворением кислоторастворимых материалов с контролируемой скоростью. Способ обработки подземного пласта для растворения кислоторастворимого материала и солюбилизации углеводородов, эмульсий и водяных барьеров включает: введение в подземный пласт мицеллярной дисперсии, представляющей собой микроэмульсию IV Уинсору, содержащей воду, один или несколько предшественников органических кислот, одно или несколько поверхностно-активных веществ и необязательно один или несколько представителей, выбираемых из солей, вспомогательных поверхностно-активных веществ и/или органических жидкостей, которые не являются предшественниками органических кислот; обеспечение солюбилизации мицеллярной дисперсией углеводородов, эмульсий или водяных барьеров, присутствующих в подземном пласте, и гидролиза «in situ», по меньшей мере, части предшественника органической кислоты для получения достаточного количества органической кислоты, так чтобы происходило существенное растворение кислоторастворимого материала, присутствующего в фильтрационных корках, или по соседству с ними, или другом повреждении в подземном пласте. Гидролиз предшественника органической кислоты приводит к получению, по меньшей мере, одной из: муравьиной, уксусной, гликолевой и молочной кислот. Концентрация предшественника органической кислоты, введенного в мицеллярную дисперсию, составляет, по меньшей мере, 1% (мас./об.). Период останова скважины после введения мицеллярной дисперсии составляет 0,5 часа или более. Изобретение развито в зависимых пунктах. 23 з.п. ф-лы, 5 табл., 3 пр.

Изобретение относится к нефтяной промышленности. Технический результат - повышение эффективности обработки призабойной зоны пласта за счет повышения проницаемости призабойной зоны пласта с одновременным упрощением технологического процесса, снижением стоимости и продолжительности обработки пласта. Способ обработки призабойной зоны скважины включает спуск колонны труб с пакером в интервал перфорации пласта, промывку скважины, оснащенной центральной и затрубной задвижками, посадку пакера выше пласта и обработку скважины закачкой раствором кислоты по колонне труб в импульсном режиме, технологическую выдержку для реагирования и извлечение продуктов реакции. Перед обработкой призабойной зоны скважины задают оптимальную приемистость пласта. Затем колонну труб на устье скважины ниже пакера оснащают импульсным пульсатором жидкости, при этом между пакером и пульсатором жидкости устанавливают клапан. Спускают колонну труб в скважину так, чтобы пакер размещался выше пласта, после чего при открытых центральной и затрубной задвижках промывают скважину технологической жидкостью в импульсном режиме прямой круговой циркуляцией в течение 10-20 мин. Закрывают затрубную задвижку, и производят закачку в пласт технологической жидкости под давлением, не превышающим допустимое давление на эксплуатационную колонну, в течение 5-10 мин. Открывают затрубную задвижку и производят излив технологической жидкости из скважины. Промывку и излив технологической жидкости повторяют 3-5 раз. Затем в колонну труб закачивают углеводородный растворитель, сажают пакер и в импульсном режиме продавливают в пласт углеводородный растворитель технологической жидкостью под давлением, не превышающим допустимое давление на пласт, и оставляют скважину на технологическую выдержку. По окончании технологической выдержки приводят в действие клапан и отсекают импульсный пульсатор жидкости, затем срывают пакер, доспускают колонну труб так, чтобы радиальные отверстия клапана находились напротив пласта, далее промывают скважину технологической жидкостью при открытых центральной и затрубной задвижках прямой круговой циркуляцией в течение 2 ч. При этом периодически прикрывают затрубную задвижку до роста забойного давления на 3-5 МПа от начального давления с последующим открыванием затрубной задвижки до появления прозрачной жидкости, но при этом не превышают допустимое давление на эксплуатационную колонну. Затем в колонну труб последовательно закачивают солянокислотный раствор и подогретый до температуры 40-50°C глинокислотный раствор, сажают пакер, продавливают в пласт солянокислотный и глинокислотный растворы технологической жидкостью под давлением, не превышающим допустимое давление на пласт, срывают пакер, оставляют скважину на технологическую выдержку и обратной круговой циркуляцией вымывают продукты реакции до появления прозрачной жидкости, после этого определяют действительную приемистость пласта. 5 ил.

Изобретение относится к нефтяной промышленности. Технический результат - повышение эффективности обработки призабойной зоны пласта за счет повышения проницаемости призабойной зоны пласта с одновременным упрощением технологического процесса и снижением стоимости и продолжительности обработки пласта. Способ обработки призабойной зоны скважины включает спуск колонны труб с пакером в интервал перфорации пласта, промывку скважины, посадку пакера в эксплуатационной колонне скважины с центральной и затрубной задвижками выше пласта и закачку раствора соляной кислоты по колонне труб в импульсном режиме, технологическую выдержку для реагирования и извлечение продуктов реакции. Перед обработкой призабойной зоны скважины задают оптимальную приемистость пласта. На устье скважины колонну труб ниже пакера оснащают импульсным пульсатором жидкости, при этом между пакером и импульсным пульсатором жидкости устанавливают клапан, спускают колонну труб в скважину так, чтобы пакер размещался выше пласта, после чего при открытых центральной и затрубной задвижках промывают скважину технологической жидкостью в импульсном режиме прямой круговой циркуляцией в течение 10-20 мин. Закрывают затрубную задвижку и производят закачку в пласт технологической жидкости под давлением, не превышающим допустимое давление на эксплуатационную колонну, в течение 5-10 мин. Открывают затрубную задвижку и производят излив технологической жидкости из скважины. Промывку и излив технологической жидкости повторяют 3-5 раз. Далее определяют действительную приемистость пласта при давлении, не превышающем допустимое давление на эксплуатационную колонну. Если действительная приемистость ниже оптимальной, то в скважине напротив интервала пласта устанавливают солянокислотную «ванну» под давлением, не превышающим допустимое давление на эксплуатационную колонну. Если действительная приемистость равна или выше оптимальной, то в колонну труб закачивают углеводородный растворитель, доводят его до пласта по колонне труб, сажают пакер и продавливают в пласт технологической жидкостью в объеме на 0,5-1 м³ больше объема вытесненного реагента из колонны труб под давлением, не превышающим допустимое давление на пласт. Оставляют скважину на технологическую выдержку. По окончании технологической выдержки приводят в действие клапан и отсекают импульсный пульсатор жидкости, затем срывают пакер, доспускают колонну труб так, чтобы радиальные отверстия клапана находились напротив пласта, и обратной круговой циркуляцией вымывают продукты реакции в течение 3-5 ч, при этом контролируют приток жидкости из пласта. Затем закрывают затрубную задвижку и закачкой технологической жидкости по колонне труб через клапан определяют приемистость скважины под давлением приемистости пласта. 4 ил.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при обработке призабойной зоны скважины. Способ обработки пласта включает спуск колонны труб с пакером в интервал перфорации пласта. Промывают скважину, оснащенную центральной и затрубной задвижками. Сажают пакер выше пласта и обрабатывают скважину закачкой раствора кислоты по колонне труб в импульсном режиме. Перед обработкой пласта задают оптимальную приемистость пласта. Затем колонну труб на устье скважины ниже пакера оснащают импульсным пульсатором жидкости. При этом между пакером и пульсатором жидкости устанавливают клапан. Спускают колонну труб в скважину так, чтобы пакер размещался выше пласта, после чего промывают скважину технологической жидкостью при открытых центральной и затрубной задвижках прямой круговой циркуляцией в течение 1 ч. Далее продолжают круговую циркуляцию технологической жидкости, периодически прикрывают затрубную задвижку до роста забойного давления на 3-5 МПа от начального давления с последующим открыванием затрубной задвижки до появления прозрачной жидкости. При этом не превышают допустимое давление на эксплуатационную колонну. Далее продолжают круговую циркуляцию в течение 0,5 ч. Затем в колонну труб закачивают углеводородный растворитель, сажают пакер, продавливают в пласт углеводородный растворитель технологической жидкостью под давлением, не превышающим допустимое давление на пласт. Срывают пакер и оставляют скважину на технологическую выдержку. Далее в колонну труб закачивают подогретый до температуры 40-50°С глинокислотный раствор, сажают пакер, продавливают в пласт глинокислотный раствор технологической жидкостью под давлением, не превышающим допустимое давление на пласт. Срывают пакер, и оставляют скважину на технологическую выдержку. По окончании технологической выдержки приводят в действие клапан и отсекают импульсный пульсатор жидкости. Затем срывают пакер, доспускают колонну труб так, чтобы радиальные отверстия клапана находились напротив пласта, и обратной круговой циркуляцией вымывают продукты реакции в течение 1 ч. После чего закрывают центральную задвижку и производят закачку в пласт технологической жидкости через затрубье и определяют действительную приемистость пласта. Техническим результатом является повышение эффективности обработки призабойной зоны пласта и упрощение технологического процесса осуществления способа. 3 ил., 1 пр.

Изобретение относится к нефтегазовой промышленности и может быть использовано при обработке призабойной зоны пласта при добыче нефти и газа. Технический результат - повышение эффективности обработки призабойной зоны скважины в карбонатном пласте за счет образования глубоко проникающих каналов в призабойной зоне, предотвращение нейтрализации кислотного раствора на поверхности скважины с образованием каверн, исключение обводнения скважины. В способе кислотной обработки призабойной зоны скважины в карбонатном пласте, включающем закачку кислотного раствора в скважину, продавливание кислотного раствора продавочной жидкостью, выдерживание скважины для реагирования кислотного раствора и осваивание скважины, перед закачкой кислотного раствора в скважину определяют пористость и проницаемость продуктивного пласта, а также температуру продуктивного пласта. После чего рассчитывают объемную скорость закачки кислотного раствора и продавочной жидкости в скважину по формуле

где q - объемная скорость закачки кислотного раствора и продавочной жидкости в скважину, м³/с, h - толщина продуктивного пласта, м; T - температура продуктивного пласта, К; K - проницаемость продуктивного пласта, мкм² ; m - пористость продуктивного пласта, доли единицы; q₀ - эмпирический коэффициент, равный от 0,05 до 0,20. Закачивают кислотный раствор и продавочную жидкость с рассчитанной объемной скоростью. Закачку кислотного раствора в скважину проводят под давлением на забое ниже давления раскрытия естественных микротрещин.

Способ обработки призабойной зоны нефтяного пласта может быть использован для повышения нефтеотдачи пласта. В способе обработки призабойной зоны нефтяного пласта, включающем последовательную закачку углеводородного раствора продукта на основе неионогенного поверхностно-активного вещества и кислотосодержащего реагента, в качестве углеводородного раствора продукта на основе неионогенного поверхностно-активного вещества используют углеводородный раствор эмульгатора инвертной эмульсии или углеводородный раствор смеси неионогенных поверхностно-активных веществ, или углеводородный раствор смеси неионогенных поверхностно-активных веществ с анионоактивными поверхностно-активными веществами, который продавливают в пласт водой, проводят выдержку в течение 1-24 часов, после чего закачивают кислотосодержащий реагент и продавливают его в пласт водой. Технический результат - повышение эффективности обработки. 4 пр., 2 табл.

Изобретение относится к разработке нефтяных месторождений с применением кислотных методов воздействия на призабойную зону пласта и может быть использовано для оценки эффективности кислотной обработки и повышения результативности воздействия на призабойную зону продуктивного пласта. Способ оценки эффективности и контроля кислотной обработки карбонатного пласта заключается в отборе керна и изготовлении образцов керна. Прокачивают через образцы керна химический реагент. Изготавливают шлифы со стороны входа и выхода химреагента. При этом до прокачки химреагента через изготовленные образцы керна предварительно проводят исследования их на сканирующем электронном микроскопе. А образцы керна после прокачки химреагента исследуют рентгеновским томографом. Проводят сравнение изображений, выделяют наиболее эффективные формы каналов растворения. После чего проводят оценку эффективности кислотной обработки, рассчитывая коэффициент импакции путем компьютерной обработки изображений, и при минимальном значении коэффициента импакции делают вывод о наибольшей эффективности кислотной обработки. 15 ил., 3 пр.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - повышение эффективности устройства за счет комплексного термогазодинамического и химического воздействия на призабойную зону пласта нефтяной скважины, уменьшение шлакообразования относительно массы устройства в 3-5 раз, упрощение изготовления устройства. Устройство для обработки призабойной зоны пласта нефтяной скважины включает воздушную камеру с атмосферным давлением и приемную камеру, выполненную из легкого упругопластичного материала. В приемной камере размещены цилиндрической формы композиционные материалы: малогазовый и газогенерирующий при сгорании композиционный материал, а между малогазовым и газогенерирующим композиционными материалами приемная камера устройства дополнительно содержит газо- и кислотогенерирующий при сгорании композиционный материал. Малогазовый при сгорании композиционный материал, обращенный к воздушной камере и закрепленный радиально расположенными металлическими штырьками неподвижно относительно корпуса приемной камеры, сформирован из композиции, включающей, мас.%: аммиачная селитра гранулированная марки Б 45-46, бихромат калия 1-2, эпоксидная смола марки ЭД-20 40-42, пластификатор марки ЭДОС 2-3, отвердитель Агидол марки АФ-2М 9-10. Газо- и кислотогенерирующий при сгорании композиционный материал сформирован из композиции, включающей, мас.%: нитрат аммония 40-50, порошкообразный фторкаучук марки СКФ-32 с дисперсностью 0,5-1,5 мм 10, хлорпарафин марки ХП-1100 10-30, фторопласт марки Ф-32Л 10-40. Газогенерирующий при сгорании композиционный материал сформирован из композиции, включающей, мас.%: нитрат аммония 78-85, порошкообразный бутадиен-нитрильный каучук с дисперсностью 0,5-1,5 мм 12, бихромат калия 3-10. 1 табл., 5 пр., 1 ил.

Изобретение относится к нефтяной промышленности. Технический результат - повышение эффективности обработки околоскважинной зоны. Способ обработки околоскважинной зоны включает на первом этапе закачку в скважину 0,5-1,5%-ного раствора поверхностно-активного вещества ПАВ в пластовой воде в объеме 100-200 м³, на втором этапе закачку 10-15%-ного водного раствора соляной кислоты в объеме из расчета 0,25-0,5 м³ на 1 погонный метр перфорированной мощности пласта при начальном давлении, равном конечному давлению закачки на предыдущем этапе, на третьем этапе закачку 10-15%-ного водного раствора соляной кислоты с замедлителем реакции кислоты с породой в объеме 2-5% от объема раствора кислоты в объеме закачки из расчета 1-1,5 м³ на 1 погонный метр перфорированной мощности пласта при начальном давлении, равном конечному давлению закачки на предыдущем этапе, продавку пластовой водой в объеме 100-200 м³ при начальном давлении, равном конечному давлению закачки на предыдущем этапе, технологическую выдержку в течение 16-48 часов и ввод скважины в эксплуатацию. Предварительно могут выполнять закачку в скважину пластовой воды до увеличения давления закачки на устье скважины до 1-2 МПа. 1 з.п. ф-лы, 3 пр.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для кислотной обработки призабойной зоны пласта, представленного неоднородными по проницаемости карбонатными или терригенными коллекторами. Технический результат - замедление скорости реакции кислоты с породой пласта, увеличение степени охвата обработкой по толщине и глубине пласта, с использованием эмульсии, сохраняющего стабильность до 120 часов при температуре до 60°C, уменьшающего интенсивность кислотной коррозии и обладающего моющей эффективностью по отношению к асфальтосмолопарафиноотложениям. Способ кислотной обработки призабойной зоны пласта включает закачку в пласт эмульсии и водного раствора кислоты, причем вначале закачивают водный раствор кислоты, а закачку водного раствора кислоты и эмульсии проводят в последовательно чередующемся режиме и в качестве эмульсии используют эмульсию следующего состава, масс.%: кислота 5,0-40,0; эмульгатор - анионоактивное или неионогенное, или катионное поверхностно-активное вещество, или их смесь 1,0-10,0; углеводородный растворитель 5,0-40,0; деструктор - первичный или вторичный спирт или их смесь 0,1-5,0; ингибитор коррозии 0,01-0,05 и вода остальное. Эмульсия может содержать регулятор вязкости в количестве 0,01-6,0 масс.%. Водный раствор кислоты используют 3,0-24,0%-ной концентрации. 2 з.п. ф-лы, 3 табл., 29 пр.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для обработки неоднородных по проницаемости карбонатных и терригенных пластов. Технический результат - расширение области применения способа: применение в более широком диапазоне пластовых температур от 30°C до 110°C, применение для скважин с любой, в том числе повышенной обводненностью добываемой продукции, сокращение сроков проведения обработки, повышение эффективности воздействия на низкопроницаемые продуктивные зоны пласта, предотвращение вторичного образования эмульсий в пластовых условиях после обработки, снижение расхода эмульгатора и применение более технологичного способа приготовления эмульсии на скважине. В способе обработки призабойной зоны пласта, включающем закачку в пласт нефтекислотной эмульсии обратного типа и кислоты, в качестве нефтекислотной эмульсии обратного типа используют эмульсию, содержащую следующие компоненты, мас.%: дисперсионная среда - углеводородная жидкость 31-38, эмульгатор - продукты реакции алифатических аминов жирных кислот гидрированного талового масла с соляной кислотой в расчете на амины 0,02-0,08, дисперсная фаза -синтетическая, ингибированная 10-18%-ная соляная кислота остальное. Изобретение развито в зависимых пунктах. 6 з.п. ф-лы, 21 табл., 1 ил.

Изобретение относится к нефтяной промышленности. Технический результат - повышение эффективности обработки околоскважинной зоны. Способ кислотной обработки околоскважинной зоны включает на первом этапе закачку в скважину 10-15%-ного водного раствора соляной кислоты в объеме из расчета 0,25-0,5 м³ на 1 погонный м перфорированной мощности пласта, на втором этапе закачку 10-15%-ного водного раствора соляной кислоты с замедлителем реакции кислоты с породой в объеме 2-5% от объема раствора кислоты в объеме закачки из расчета 1-1,5 м³ на 1 погонный м перфорированной мощности пласта при начальном давлении, равном конечному давлению закачки на предыдущем этапе, продавку нефтью в объеме 5-15 м³ при начальном давлении, равном конечному давлению закачки на предыдущем этапе, технологическую выдержку в течение 16-48 часов и ввод скважины в эксплуатацию. 3 пр.

Изобретение относится к нефтяной промышленности. Технический результат - эффективная обработка призабойной и фильтровой зоны скважины, очищение от солей рабочих органов насоса и одновременным упрощением технологии за счет исключения спуско-подъемных операций. В способе обработки призабойной зоны двухустьевой добывающей скважины при срыве подачи электроцентробежного насоса ЭЦН без видимых отклонений в параметрах его работы и при росте щелочности добываемой продукции до водородного показателя pH>7 производят расчет необходимого объема раствора соляной кислоты, исходя из длины и диаметра колонны фильтровой части скважины выбирают объем раствора соляной кислоты, необходимый для обработки всего объема фильтра, рассчитывают необходимый объем продавочной жидкости для доводки реакционного состава до наклонного устья. Перед закачкой раствора соляной кислоты производят остановку ЭЦН с вертикального устья. Производят закачку необходимого объема раствора соляной кислоты в затрубное пространство скважины со стороны вертикального устья. После закачки раствора соляной кислоты увеличивают отбор с наклонного устья и кратковременно запускают ЭЦН с вертикального устья. После остановки ЭЦН с вертикального устья производят продавку раствора соляной кислоты продавочной жидкостью в фильтровую часть скважины. После запуска ЭЦН увеличенным темпом отбора с наклонного устья периодически отбирают пробы жидкости на показатель pH, отслеживают динамику изменения подачи жидкости с наклонного устья. После восстановления pH до нормального уровня запускают в работу ЭЦН с вертикального устья и возвращают подачу с наклонного устья в нормальный режим работы. 1 ил., 1 пр.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - повышение эффективности кислотной обработки скважины за счет равномерной обработки всех интервалов горизонтального ствола в динамическом режиме со смыванием пленки нефти со стенок открытого ствола и увеличения зоны воздействия кислоты. В способе заканчивания скважины, включающем закачку в горизонтальный открытый ствол скважины раствора кислоты в режиме гидромониторного воздействия, гидромониторное воздействие осуществляют посредством гидромониторной насадки, размещенной на конце гибкой безмуфтовой трубы. Насадку размещают на забое ствола скважины. Прокачивают раствор кислоты циркуляцией с устьем скважины, одновременно с циркуляцией раствора кислоты поднимают из скважины гибкую безмуфтовую трубу со скоростью, не большей скорости заполнения ствола скважины раствором кислоты. После заполнения горизонтального ствола раствором кислоты продавливают раствор кислоты в пласт со ступенчатым подъемом давления и выдержкой на каждой ступени. Снова спускают гибкую безмуфтовую трубу с насадкой на забой скважины и повторяют операции по заполнению ствола скважины раствором кислоты и продавливанию. Проводят технологическую выдержку для реакции раствора кислоты с породой. Поднимают гибкую безмуфтовую трубу в интервал прокачки инертного газа, прокачивают инертный газ, снимают кривую восстановления уровня. Проводят цикличное глушение скважины в режиме «закачка воды - выдержка - стравливание нефти» до полного стравливания нефти, спускают глубинный насос и запускают скважину в работу. 1 пр.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для повышения эффективности обработки призабойной зоны скважины. Устройство для обработки призабойной зоны скважины, содержащее воздушную камеру с атмосферным давлением, выполненную длиной 20-50 м и соединенную при помощи муфты с первой дополнительной приемной перфорированной камерой, внутри которой размещены герметизирующий слой, твердая термогенерирующая композиция А с воспламенителем, сгораемая высокопрочная композиция Б и разрушаемая тарированная диафрагма, первая дополнительная приемная перфорированная камера при помощи муфты с отверстиями соединена со второй дополнительной приемной камерой, внутри которой размещены сгораемая высокопрочная композиция В, воспламенитель и разрушаемая тарированная диафрагма, вторая дополнительная приемная камера соединена муфтой с дополнительной воздушной камерой, выполненной длиной 1,5-3 м и соединенной при помощи муфты и металлического переходника с приемной камерой, выполненной из упругопластичного материала, внутри которой размещены герметизирующий слой, твердая кислотогенерирующая композиция Г с воспламенителем, в металлическом переходнике выполнены отверстия, композиция А выполнена термогазогенерирующей из состава, мас.%: аммиачная селитра 35, бихромат натрия 2, азотнокислый барий 15, алюминий АСД-1 1,5, термит железоалюминиевый 31, эпоксидный компаунд (смесь смолы ЭД-20, пластификатора ЭДОС и отвердителя АФ-2М) 15,5, композиция Б выполнена из состава, мас.%: аммиачная селитра 30-40, карбонат кальция 5-10, указанный эпоксидный компаунд 50-65, внутри второй дополнительной приемной камеры дополнительно размещены слой теокольного герметика и твердая газогенерирующая композиция Д, выполненная из состава, мас.%: аммиачная селитра 70, бихромат натрия 1, указанный эпоксидный компаунд 29, композиция В выполнена из того же состава, что и композиция Б, композиция Г выполнена в виде термогазохимического твердого топлива, поверх которого дополнительно размещены слой теокольного герметика и слой эпоксидного компаунда, указанное топливо выполнено из состава, мас.%: аммиачная селитра 12-16, фтористый литий 1-3, азотнокислый барий 5-8, алюминий АСД-1 0,7-0,8, термит железоалюминиевый 14-16, гексахлоран 20-30, политетрафторэтилен 20-30, указанный эпоксидный компаунд 5-10. Способ обработки призабойной зоны скважины ПЗС включает доставку в забой на кабель-тросе указанного устройства, сгорание композиции Г и образование максимального количества химических агентов, технологическую выдержку для глубокого реагирования кислот, выделившихся при сгорании, с породой ПЗС, спуск с установкой муфты с отверстиями на уровне обрабатываемого пласта, раскрытие камеры длиной 20-50 м срабатыванием разрушаемой тарированной диафрагмы от послойного сгорания композиций А и Б с осуществлением имплозионной обработки ПЗС, вынос загрязнений из ПЗ пласта, во время технологической выдержки осуществляют термогазохимическое воздействие на пласт 30 мин с возможностью выравнивания давления за счет отверстий, выполненных в металлическом переходнике, при зафиксированном положении указанного топлива внутри приемной камеры за счет указанных слоев герметика и компаунда с образованием газов, нагретых до высоких температур при повышенном давлении в интервале обработки, раскрытие камеры длиной 1,5-3 м осуществляют последовательным срабатыванием размещенных во второй дополнительной приемной камере воспламенителя, композиций Д, В и разрушаемой тарированной диафрагмы, после осуществления гидравлического удара осуществляют дополнительную технологическую выдержку 30 мин, при раскрытии камеры длиной 20-50 м осуществляют сгорание композиции А с образованием газов, нагретых до высоких температур при повышенном давлении в интервале обработки. Технический результат - повышение эффективности обработки ПЗ пласта. 2 н.п. ф-лы, 2 пр., 1 ил.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано при освоении добывающих скважин. Способ вызова притока пластового флюида из скважины заключается в спуске в скважину колонны насосно-компрессорных труб (НКТ). Снижают противодавление на продуктивный пласт за счет замены столба жидкости в скважине газожидкостной смесью (ГЖС) - при соблюдении требуемой величины депрессии на продуктивный пласт. При этом перед спуском колонны НКТ ее нижний конец оснащают дистанционным глубинным манометром и фильтром. Колонну НКТ спускают в скважину так, чтобы фильтр находился напротив интервала перфорации пласта, после чего производят обработку призабойной зоны пласта химическим методом с технологической выдержкой на реакцию. Затем доспускают колонну НКТ так, чтобы фильтр находился ниже подошвы пласта, а в межколонное пространство скважины спускают колонну гибких труб (ГТ) на 100 м ниже уровня жидкости в скважине. Производят замену столба жидкости в межколонном пространстве скважины на ГЖС, продолжают спуск колонны ГТ. При достижении нижнего конца фильтра колонны НКТ спуск колонны ГТ прекращают, затем начинают вызов притока пластового флюида постепенным снижением плотности закачиваемой ГЖС до достижения требуемой депрессии на продуктивный пласт, контролируемой по показаниям дистанционного глубинного манометра. По окончании вызова притока из скважины извлекают колонну ГТ из межколонного пространства скважины, спускают в скважину эксплуатационное оборудование и запускают скважину в работу. Техническим результатом является повышение эффективности и качества вызова притока пластового флюида из продуктивного пласта. 2 ил.

Изобретение относится к горной промышленности и может быть использовано для повышения проницаемости призабойной зоны пласта. Технический результат - упрощение способа и снижение затрат на его осуществление без потери эффективности разглинизации скважин, предохранение эксплуатационной колонны от воздействия высоких давлений, возникающих при продавке реагента в пласт с учетом предельно допустимого давления на пласт в процессе осуществления технологических операций и освоения скважины по колонне насосно-компрессорных труб НКТ с пакером. Способ реагентной разглинизации скважины включает предварительный спуск колонны НКТ до нижних перфорационных отверстий, формирование в зоне перфорационных отверстий первой ванны закачкой в скважину по колонне НКТ разглинизирующего раствора, его выдержку, удаление, последующее формирование в той же зоне второй ванны водного раствора кислоты с продавкой его через зону перфорации в пласт и удаление второй ванны промывкой, освоение скважины. В качестве разглинизирующего раствора применяют водный раствор едкого натра с добавлением поверхностно-активного вещества ПАВ. При спуске колонны НКТ в скважину ее оснащают пакером. Далее при открытой затрубной задвижке производят формирование первой ванны путем закачки указанного водного раствора едкого натра по колонне НКТ и его продавкой технологической жидкостью по колонне НКТ доводят указанный водный раствор едкого натра до пласта. Затем сажают пакер на глубине не менее 50 метров выше обрабатываемого пласта и производят продавку водного раствора едкого натра технологической жидкостью в пласт, не превышая допустимое давление на пласт, затем оставляют скважину на реагирование в течение 10 часов под давлением, не превышающим допустимое давление на пласт. Затем распакеровывают пакер и доспуском колонны НКТ до 1-1,5 метра до забоя обратной промывкой производят промывку забоя технологической жидкостью. Далее приподнимают пакер так, чтобы он находился на глубине не менее 50 метров выше пласта. Затем в этой же зоне образуют вторую ванну путем закачки глинокислотного раствора с добавлением реагента Катапин КИ-1 из расчета того, что объем глинокислотного раствора должен составлять 0,5-1 м³ на один метр пласта. Продавкой по колонне НКТ технологической жидкостью доводят указанный глинокислотный раствор до пласта, затем сажают пакер и производят продавку глинокислотного раствора в пласт технологической жидкостью, не превышая при этом допустимое давление на пласт. Производят выдержку на реагирование в течение 1-2 часов. Потом производят свабирование скважины по колонне НКТ в объеме 1,5-2 объема скважины. Затем определяют приемистость скважины при давлении, не превышающем предельно допустимое на пласт. При недостижении необходимой приемистости скважины вышеописанные операции повторяют не более трех раз до достижения требуемой приемистости скважины.