Содержание к диссертации
Введение
ГЛАВА 1 Анализ современного состояния технологий освоения и ремонта нефтяных скважин 8
1.1 Причины низкой проницаемости прискважинной зоны пласта 8
1.2 Влияние механического воздействия на физические свойства нефтяного пласта 11
1.3 Основные существующие методы освоения скважин в осложненных условиях 13
1.4 Постановка цели и задач исследования 34
ГЛАВА 2 Методика исследований 35
2.1 Методика экспериментальных исследований 37
2.2 Теоретические исследования 40
2.3 Методика планирования и обработки результатов экспериментальных исследований 41
Выводы по главе 2 47
ГЛАВА 3 Теоретическое обоснование и экспериментальная оценка эффективности гидродинамического воздействия на ПЗП
3.1 Аналитические исследования гидродинамического воздействия на ПЗП 48
3.1.1 Постановка и решение задачи о перепаде давления в ПЗП в зависимости от частоты импульсов и создаваемого давления на устье скважины 48
3.1.2 Аналитические исследования взаимосвязи перепада давления на забое от количества рабочей жидкости и ее динамической вязкости 56
3.2 Разработка технологической схемы гидродинамической обработки пласта при освоении и ремонте скважин 60
3.3 Разработка экспериментального стенда для исследования колебательных процессов при продвижении фронта ударной волны от устья модели скважины в модель породы - коллектора з
Выводы по главе 3 76
ГЛАВА 4 Разработка кислотных составов для химического воздействия на карбонатные породы-коллекторы 77
4.1 Анализ эффективности применения смесей заводских ингибированных кислот 77
4.2 Создание композиций технологических жидкостей для повышения дебита скважин в карбонатных коллекторах 78
Выводы по главе 4 83
ГЛАВА 5 Опытно - производственная и экономическая опенка предложенных разработок 84
5.1 Результаты производственных испытаний 85
5.2 Технико-экономическая оценка предложенным разработкам 88
Выводы по главе 5 93
Заключение 94
Список литературы
- Влияние механического воздействия на физические свойства нефтяного пласта
- Методика планирования и обработки результатов экспериментальных исследований
- Аналитические исследования взаимосвязи перепада давления на забое от количества рабочей жидкости и ее динамической вязкости
- Создание композиций технологических жидкостей для повышения дебита скважин в карбонатных коллекторах
Влияние механического воздействия на физические свойства нефтяного пласта
Если традиционные методы вызова притока, основанные на принципе снижения давления в скважине, за счет уменьшения плотности жидкости или её уровня не дают необходимой депрессии для притока пластового флюида используют следующие методы освоения скважин в осложненных условиях.
Кислотные обработки Впервые кислоту использовали для воздействия на пласт в 1895 г. Кислота, закачиваемая в микроскопические протоки пласта горной породы, растворяет ее и, таким образом, увеличивает проходы. Наиболее часто для кислотной обработки используется соляная кислота, так как она недорога и не оставляет нерастворимых продуктов реакции.
Когда соляная кислота закачивается в известковый пласт и происходит химическая реакция. Скорость реакции во время кислотной обработки пропорциональна концентрации кислоты и температуре и обратно пропорциональна давлению. Но так как для возвращения высоковязких растворов отработанной кислоты из пор в пласте требуется существенное давление, концентрации выше 15% редко применяются для кислотной обработки. При этом, для обеспечения наиболее равномерного широкого охвата пласта в составы для кислотной обработки вводятся различные реагенты для замедления реакции.
Авторский коллектив под руководством Р.Г. Галева [23] предложил технологию направленных СКО, сущность которых заключается в закачке в пласт временно блокирующего кислоту гидроэмульсионного раствора, где средой является углеводородная жидкость, фазой - вода или водные растворы солей, а в качестве эмульгатора и стабилизатора применяется ПАВ. Этот состав закачивается в работающие участки пласта, а следом закачиваемая кислота поступает в неработающие. После обработки при освоении блокирующий состав разжижается пластовой нефтью.
Ю.Л. Вердеревским [19], В.И. Токуновым [66] предложены технологии глубокого химического воздействия, основанные на введении в кислотный состав загустителей и замедлителей реакции. Данные технологии позволяют в 10-20 раз увеличить охват пласта кислотной обработкой, что позволяет кратно увеличить дебит скважины.
Б.М. Сучковым [64] предложены технологии пенокислотных обработок, замедление скорости реакции при которых происходит за счет уменьшения поверхности контакта кислоты с породой из-за содержания газовой среды. Эта технология имеет ряд ограничений в применении, например: необходимость дополнительного газокомпрессорного оборудования, сложность разрушения стабильных пен, невозможность применения для гидроимпульсного воздействия и др.
М.Х. Мусабировым [51] предложены составы нефтекислотных эмульсий, где в качестве среды выступает нефть, а фазой является кислота, присутствуя в нефти в виде глобул. Реакция начинает происходить после разрыва нефтяной пленки глобул при их вдавливании в поровый канал меньшего, чем глобула, размера. За счет этого происходит реакция только в каналах малой проницаемости.
Такими исследователями, как М.Н. Галямов, И.М. Галямов, А.Б. Харитонов и др. [24, 25, 26, 27, 70], предложены технологии кислотного гидроразрыва пласта (ГРП) на основе загущенных кислотосодержащих растворов. Предлагается осуществление разрыва пласта нефтекислотной эмульсией с дальнейшей закачкой смеси кислот замедленного действия. Однако технология не предполагает дальнейшей закачки твердодисперсных расширителей, что в последующем снижает эффективность обработки за счет смыкания трещин.
Предварительные испытания При кислотной обработке следует оценить несколько характеристик, поэтому испытания так важны. Керны или обломки выбуренной породы дают сведения о пористости, проницаемости и насыщенности пласта водой и нефтью. Образец сырой нефти из пласта можно также проверить на склонность к эмульгированию. Если сырая нефть образует эмульсии, либо со свежей, либо с отработанной кислотой, следует добавлять соответствующие деэмульгаторы.
Другой важный фактор — выяснение способности к набуханию силикатных компонентов пород пласта. В некоторых случаях частицы глин и бентонитов могут увеличиваться в размерах в несколько раз под действием кислотных растворов. Эти увеличившиеся частицы способны заблокировать микроскопические протоки в коллекторе или, что еще хуже, уменьшить размер протоков по сравнению с начальным. Таким образом, если проверка показывает, что образец породы имеет склонность к набуханию, необходимы дополнительные средства контроля силикатов для предохранения от набухания и вызываемого им повреждения.
Оборудование для кислотной обработки Для кислотной обработки нефтяных и газовых скважин разработано специальное транспортное и насосное оборудование. Растворы кислоты перевозят на промысел в автоцистернах емкостью от 2 до 13 м3. Химические добавки замешиваются в кислоту во время заправки цистерны.
Методика обработки приведена ниже: удалить жидкость из скважины свабированием (поршневанием) или тартанием (откачиванием); если скважинная жидкость не была удалена, кислоту следует нагнетать в пласт после нее; для полного проникновения кислоты в пласт необходимо вслед за ней подать вытесняющую жидкости в достаточном количестве; давление, прикладываемое для задавки кислоты в пласт, определяется техническими характеристиками насососных агрегатов; после истечения достаточного времени, для окончания реакции, извлечь отработанную кислоту и продукты ее реакции тартанием, свабированием, откачиванием насосом или фонтанированием из скважины, если достаточно велико забойное давление.
В случае водонагнетательных скважин часто достаточно просто возобновить нагнетание, чтобы заставить отработанную кислоту перейти из призабойной зоны в пласт. Это не помешает дальнейшей эксплуатации. При обычной контролируемой кислотной обработке колонна насосно-компрессорных труб (НКТ) остается в скважине, что позволяет осуществить заполнение скважины до устья жидкостью. НКТ устанавливается ниже продуктивной зоны.
Другой вид контролируемой обработки — пакерный метод. В этом случае в НКТ непосредственно над зоной, подлежащей кислотной обработке, вводится пакер (расширяющаяся пробка). Происходит заполнение скважины нефтью, после чего закачивается кислота по колонне НКТ и локализуется на уровне продуктивной зоны. Затем пакер устанавливается, не позволяя кислоте перемещаться вверх по кольцевому зазору. В некоторых случаях сначала устанавливается пакер, а удаление нефти из колонны НКТ производится свабированием, после чего вниз прокачивается кислота. Иногда кислота прокачивается в колонну НКТ таким образом, что вытесняет перед собой нефть в пласт.
Методика планирования и обработки результатов экспериментальных исследований
Теоретические исследования базировались на известных принципах и теории гидродинамики, изложенных в трудах таких ученых как: Д. Бернулли, Дж. К. Максвелл, Н.Е. Жуковский, Ю.П. Желтов, С.А. Христианович и других [11, 47, 31,71,30].
Динамические изменения давления также называются пульсациями давления или, в случае водных систем, гидравлическим ударом. Последний термин обозначает те эффекты, которые, сопровождая пульсации давления, подобно ударам молота, могут воздействовать на трубы и компоненты системы. Гидроудар является причиной дополнительного увеличения динамической нагрузки на систему трубопровода. Термином «гидравлический удар» обозначают как повышение, так и понижение давления. В отличие от силы давление является ненаправленным, т.е. не имеет вектора. Только после того, как гидростатический напор начнет действовать на ограниченную площадь, возникает сила, действующая в направлении нормали к данной площади [31].
Гидравлический удар появляется, когда кинетическая энергия жидкости преобразуется в энергию упругой деформации, это возможно только при стремительном изменении скорости потока, например, внезапное открытие или закрытие задвижки. Из-за инерции столба жидкости скорость потока жидкости в целом больше не способна подстраиваться под новую ситуацию. Жидкость деформируется, причем процесс деформации сопровождается скачками давления. Причина того, что гидравлический удар является столь опасным, заключается в том, что он, почти не снижая давления, движется со скоростью звука (приблизительно 1000 м/с [31] для значительного количества материалов, из которых изготавливаются трубы) и вызывает разрушение в каждой части системы, которую достигает.
В современном нефтяном и газовом производстве используется большое количество продуктов химического производства, включающее не одну тысячу наименований, в лабораторных условиях постоянно ведется разработка сотен новых технологических процессов. Задачу управления и оптимизации процессами можно решить, даже в условиях невозможности изучения самого механизма их протекания. Кроме того, происходящее во времени и пространстве в силу различных причин (внутренних и/или внешних) имеет стохастический характер: каждое явление или процесс имеет вариабельность, исходя из этого невозможны абсолютная воспроизводимость и точный прогноз.
При решении данных вопросов используют экспериментально-статистические методы, при помощи которых составляется математическая модель. Если неизвестны механизмы, протекающие в объекте процесса, то изучают зависимость отклика системы на изменения входных данных так, чтобы интересующий показатель был соотнесен с другим показателем на основе стохастических законов. Модель должна не только описывать ситуацию, но и определять объем необходимых измерений. При рассмотрении общих случаев может быть существенна внутренняя вариабельность, в этом случае адекватным является только стохастический подход [14, 15].
При применении «обычной» теории вероятности необходимо введение в предметную область исследований констатирующих элементов (или иначе рациональных конструкций), которые позволят определить не только факт эквивалентности между исследуемыми показателями, но и объяснить и спрогнозировать его [35]. Функция отклика, связывающая выходной параметр, который характеризует результаты эксперимента и переменными, которые варьируются при проведении опытов, служит математической моделью объекта: у= p(_xlfx2f...xk) (2.1) Независимые переменные принято называть xi, хг, ..., Хк факторами, а факторное пространство - пространство с координатами xi, Х2, ..., Xk, а изображение функций отклика в факторном пространстве - поверхностью отклика [8]. Эксперименты условно можно разделить на две группы [52]. Первая группа включает те исследования, в которых необходимо решить вопрос об оптимальном распределении экспериментальных точек (данных) в пространстве независимых переменных. Эти задачи предложено было называть статическими или пространственно локализованными. Вторая группа задач (динамических), в которых необходимо заботится о стратегии исследований в целом, пологая, что в данном случае исследования распадаются на серию экспериментов, проводимых последовательно и локально.
Целью представленной работы является повышение эффективности освоения скважин с помощью увеличения проницаемости пласта. Это достигается за счет применения комплексной технологии освоения скважин заключающейся в совмещении технологий кислотной обработки и гидродинамического воздействия на пласт. Чтобы разрабатываемый кислотный состав выполнял все необходимые функции, следует учесть возможность регулирования его параметров, что достигается путем введения дополнительных реагентов.
В двухкомпонентных системах симплекс - это прямая, в которой содержание компонентов определяется отношением отрезков. Если q = 3, то правильный симплекс представляет собой равносторонний треугольник. Если q = 4, то - тетраэдр, каждая вершина которого соответствует чистым компонентам состава. Ребро представляет из себя двухкомпонентную систему, грань симплекса - трехкомпонентную. Находящиеся внутри тетраэдра точки соответствуют четырехкомпонентным системам [8].
При исследовании сложных систем необходимо включать построение диаграмм и графиков, каждой точкой которых выражается единичный состав рассматриваемых систем, что позволяет решить задачу оптимизации соотношений компонентов и достичь необходимых свойств. При этом рационально спланированный эксперимент позволит [52]: - при проведении многофакторного эксперимента получить преимущество в дисперсии, и в результате небольшим количеством опытов удастся достичь необходимой точности результатов; - равномерно распределить в области факторного пространства количество информации, что упростит поиск интересующего участка; - получать планы ортогонального характера, для которых свойственна однозначность построения моделей. Это играет важную роль при представлении, хранении, обработке и интерпретации результатов экспериментальных исследований;
Аналитические исследования взаимосвязи перепада давления на забое от количества рабочей жидкости и ее динамической вязкости
Так как в реальных условиях не представляется возможным измерить глубину и величину проникающей в пласт ударной волны, был разработан экспериментальный стенд для исследования характера продвижения фронта ударной волны и изменения величины давления по мере ее удаления от забоя скважины (рисунки 3.5 и 3.6).
При проектировании модели экспериментального стенда, в качестве критерия подобия принималось геометрическое подобие Ньютона. Геометрические размеры капилляров, имитирующих карбонатный трещиноватый коллектор скважины, принимались исходя из того, что величина раскрытия трещин в таких породах составляет 10-20 мкм [29]. Тогда, исходя из средней величины раскрытия трещины 15 мкм и диапазона изменения поверхностной плотности трещин 0,45-4,5 см/см2, размер капилляров, имитирующих проницаемый коллектор, составил от 2 до 6 мм. Поскольку аналитические исследования (уравнение 3.16 и 3.26) показывают, что перепад давления на забой не зависит от диаметра скважины, то диаметр модели ствола скважины был принят 16 мм в соответствие с диаметром шланга высокого давления.
Эксперименты на модели проводились при давлении на устье 5, 10 и 20 атм и изменении диаметра капилляра 2,4 и 6 мм и длинной 1 метр. В результате были получены зависимости давления по мере удаления точек замера от забоя модели скважины. Результаты экспериментов, проведенных по описанной выше методике, представлены в таблице 3.1 и на рисунке 3.7. Схема экспериментального стенда для исследования характера продвижения фронта ударной волны и изменения величины давления по мере ее удаления от забоя скважины [41]. 1 - модель ствола скважины. 2 - капилляры имитирующие продуктивный пласт. 3 - точки измерения давления. 4 - скважинныи манометр «M/D Totco». 5 - газовый баллон высокого давления с азотом. 6 - газовый редуктор. 7 - шланг высокого давления. 8 - шаровые краны для подачи ударного импульса и стравливания давления. Рисунок 3.6 - Экспериментальный стенд для исследования характера продвижения фронта ударной волны и изменения величины давления по мере ее удаления от забоя скважины. а)
Из рисунка видно, что по мере удаления от ствола скважины давление возрастает, причем с уменьшением диаметра капилляра наблюдается сдвиг экстремума в сторону удаления от забоя и увеличение абсолютного пикового значения давления с последующим его затуханием. Для ответа на вопрос, влияет ли волна, отраженная от заглушки в конце капилляра (5 метров), на появление экстремумов на 3-4 метрах и подтверждения полученных результатов, были проведены дополнительные эксперименты с трубкой 2 мм на укороченной модели (4 метра). В таблице 3.2 и на рисунке 3.8 представлены полученные результаты исследований, которые показывают, что отраженная волна не влияет на появление экстремумов и их смещение, пиковые значения давления гидроудара находятся на удалении 3-4 метров от искусственного забоя.
Исходя из полученных данных, можно прийти к выводу, что увеличение диаметра капилляра способствует приближению к забою пикового значения давления, это косвенным образом позволяет сделать вывод, что на реальной скважине система трещин в призабойной зоне становится более развитой, что и является целью вызова притока.
Для изучения влияния глубины скважины и характера нарастания амплитуды давления был проведен ряд экспериментов, которые представлены в таблице 3.3 и на рисунке 3.9.
Анализ полученных экспериментальных зависимостей показывает, что по мере удаления точек замера давления от забоя модели скважины, наблюдается прямолинейный характер его роста с постепенным переходом в экспоненциальный, независимо от начального давления на устье. При этом максимум перепада давления составляет 92 атм в точке, удаленной от забоя на 4 метра при начальном давлении 20 атм и размере модели скважины 1 метр. Кроме того, из графиков следует, что при уменьшении ствола модели скважины в 3 раза значение давления в точках замера изменяются незначительно, что позволяет прогнозировать эффективность применения предлагаемой технологии и в неглубоких скважинах.
Анализ полученной теоретической зависимости изменения давления в призабойной зоне при наличии в скважине различных жидкостей (рабочего кислотного раствора и жидкости находящейся над ним) показывает, что с увеличением начального давления на устье, давление на забое увеличивается по степенной зависимости, причем с увеличением вязкости рабочей жидкости перепад давления также возрастает. Кроме того, анализ полученных зависимостей показывает, что при увеличении объема рабочей жидкости на забое приводит к увеличению перепада давления, т.е. при увеличении столба рабочей жидкости на забое, необходимо повышать ее вязкость.
Экспериментальные исследования на модели скважины и пласта позволили установить: - уменьшение диаметра капилляра способствует удалению от забоя пикового значения давления; - по мере удаления точек замера давления от забоя модели скважины, наблюдается прямолинейная зависимость его роста с постепенным переходом в экспоненциальную, независимо от начального давления на устье. При этом максимум перепада давления по отношению к устьевому на модели составила (92 атм). С увеличением размеров модели ствола скважины значение перепада давления возрастает незначительно, что свидетельствует об эффективности применения гидродинамического воздействия даже в неглубоких скважинах.
Выполнен анализ эффективности применения заводских смесей ингибированных кислот, используемых на месторождениях АНК «Башнефть» для кислотных обработок. Проведен эксперимент по исследованию эффективности обработки образцов низкопроницаемого песчаника с карбонатным цементом. При проведении кислотной обработки пласта операция может занимать порядка 6 часов, при этом после выдерживания образцов породы в течение 4 часов в растворе ингибированной соляной кислоты СНПХ-HCL А образцы были разрушены полностью (рисунок 4.1), а в ингибированной смеси соляной и фтористоводородной кислот - наполовину (рисунок 4.2). При этом, по опыту работ, прирост дебита при использовании кислотной обработки этими составами составляет только порядка 1,5-2 раза, что подробнее рассматривается в последующей главе.
Создание композиций технологических жидкостей для повышения дебита скважин в карбонатных коллекторах
Выполнен анализ эффективности применения заводских смесей ингибированных кислот, используемых на месторождениях АНК «Башнефть» для кислотных обработок. Проведен эксперимент по исследованию эффективности обработки образцов низкопроницаемого песчаника с карбонатным цементом. При проведении кислотной обработки пласта операция может занимать порядка 6 часов, при этом после выдерживания образцов породы в течение 4 часов в растворе ингибированной соляной кислоты СНПХ-HCL А образцы были разрушены полностью (рисунок 4.1), а в ингибированной смеси соляной и фтористоводородной кислот - наполовину (рисунок 4.2). При этом, по опыту работ, прирост дебита при использовании кислотной обработки этими составами составляет только порядка 1,5-2 раза, что подробнее рассматривается в последующей главе.
Изменение массы образцов, при обработке ингибированной смесью соляной и фтористоводородной кислот (21% HCL+5HF). На данном графике более выражено наблюдается бурная реакция на поверхности кислоты с породой, препятствующая проникновению свежих порций кислоты в глубь пласта. Резкое замедление растворения образца наблюдается после 120 минут.
При разработке кислотных составов учитывается, что применение ПАВ позволяет существенно снизить поверхностное натяжение кислотного раствора на границе с углеводородной жидкость, увеличить проникающую способность кислоты, способствует более полному удалению из пласта продуктов реакции, также ПАВ препятствует смыканию трещин.
Для оценки влияния ПАВ в качестве замедлителей тестировалось 4 состава, в которых основой является смесь соляной (9%) и плавиковой (5%) кислот. Методика проведения экспериментальных исследований заключалась в сравнении массы образцов карбонатной породы до и после обработки кислотным составом.
Для определения оптимальной концентрации состава необходимо было проводить опыты на породе с равномерной карбонатностью, для этого был выбран известняк. Образцы керна помещались в кислотный раствор с различным содержанием ПАВ на 20 мин, затем они извлекались и просушивались в течение суток, а после взвешивания рассчитывалась потеря массы образцов (%) [39]. Результаты представлены на рисунке 4.3.
Из рисунка 4.3 видно, что при увеличении концентрации ПАВ в растворе до 1% наблюдается резкое замедление растворимости, при 5% у ЛАБС натрия наблюдается максимальный эффект. В этой связи увеличение концентрации ПАВ в кислотном составе более 5% не целесообразно [41].
Первые два образца верхнего ряда были обработаны кислотным составом с Синтанолом АЛМ-10, а последний - с додецилсульфатом натрия. При визуальном сохранении объема потеря массы оказалась значительна по сравнению с другими образцами, подвергшимся обработке кислотой с другими замедлителями, что связано с лучшей проникающей способностью составов в глубину образца, в то время как при обработке другими составами в большей степени происходило поверхностное разрушение. Камень из гипсоглиноземистого цемента характеризуется повышенной плотностью и устойчивостью к агрессивному воздействию кислотных сред, что подтверждается экспериментом, который показал, что образцы цементного камня, подвергшиеся обработке, практически не пострадали от взаимодействия с кислотным составом.
Значительное уменьшение объема образцов также связано с недостаточным замедляющим эффектом ПАВ - разрушение происходит на поверхности значительно быстрее, чем состав проникает внутрь образца, на рисунке 4.5 представлена зависимость потери массы образцов от времени воздействия кислотного состава на породу и вида ПАВ. В начальный период времени (до 10 минут) катамин АБ и ЛАБС натрия незначительно (по сравнению с другими ПАВ) замедляет действие кислоты, что вызывает значительную потерю массы, при этом в дальнейшем они практически нейтрализуют действие кислоты, что может негативно сказаться на глубине проникновения кислотного состава в пласт.
Максимальная потеря массы была отмечена у образцов, обработанных кислотным составом без замедлителя. Образцы, обработанные составом с ПАВ, также отмечены потерей массы, что говорит о целесообразности применения кислотного состава не только на известняках, но и на песчаниках с карбонатным цементом. 20515 rryi \г\ 1 гп/1 ГГП/ПЛП
Из графиков наблюдается уменьшение скорости реакции кислоты с породой при введении в состав ПАВ (Синтанол АЛМ-10). Рассмотрев на примере раствора с концентрацией 9%HCL+5HF при введении 1% ПАВ, наблюдается снижение потери массы с 25% до 19%, при увеличении концентрации ПАВ до 5% потеря массы снижается до 11%, что способствует более глубокой и равномерной обработке пласта.
Общая стоимость проведения гидродинамического воздействия с применением соляно-кислотного состава в качестве агента для обработки пласта составляет 417 800 руб.
Для определения экономической эффективности применения предлагаемой технологии предлагается сравнение с наиболее применяемыми - кислотная обработка и гидравлический разрыв пласта. На рисунках 5.4 и 5.5 представлены данные по временным и материальным затратам на проведение операций по повышению дебита скважины различными способами.
Рисунок 5.4 - Сравнение способов по затрачиваемому времени [38, 76].
Наиболее распространенной технологией является ГРП, дающая краткосрочный прирост дебита в 5-9 раз, однако она является наиболее дорогостоящей и продолжительной, что связано, в первую очередь, с необходимостью вызова спец. бригады, монтажа-демонтажа специального оборудования. Для создания высокого давления на пласт требуется 8 насосных агрегатов, 6 из которых заняты на проведении процесса, 2 работают в холостом режиме. Продолжительность только закачки агента в пласт (аммонизированный водный раствор нитрата кальция - 55-65 %, нефть - 30-43%, эмульгатор - 1,5-3,0%) составляет порядка 5 часов [68]. Рисунок 5.5 - Экономическое сравнение способов освоения и КРС [38, 76].
При проведении кислотной обработки и гидродинамического воздействия на пласт производится закачка соляной кислоты в пласт. При этом для проведения гидродинамического воздействия требуется в 2 раза меньше кислотного состава, но необходим дополнительный монтаж специальной пневмозадвижки. Кислотная обработка в среднем дает прирост дебита в 1,3-1,8 раз, однако применима только для карбонатных коллекторов. При этом наибольший прирост обеспечивается только при использовании совместно с виброобработкой пласта или газодепрессионном освоении [28].