способ освоения скважины

Формула изобретения

Способ освоения скважины созданием депрессии на пласт, включающий замену жидкости, заполняющей скважину на раствор поверхностно-активного вещества с последующим его газированием путем подачи в скважину газообразователя в виде карбоната аммония, отличающийся тем, что перед подачей газообразующих веществ призабойную зону подвергают кислотной обработке с продавкой кислоты в пласт, в качестве реагентов-газообразователей дополнительно используют водные растворы нитрата натрия NaNO ₂ и соляной кислоты HCl; водные растворы реагентов-газообразователей закачивают порционно по 0,5-2,0 м³ в следующей последовательности: карбонат аммония, соляная кислота, нитрит натрия, при этом каждый последующий раствор имеет плотность, большую, чем предыдущий, объем закачиваемых реагентов составляет 0,3-1,0 объема скважины, но не менее 1,1 внутреннего объема напорной колонны, и обусловлен полезным объемом скважины, а раствор поверхностно-активного вещества дополнительно содержит полые стеклянные микросферы.

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, например к освоению глубоких скважин путем создания депрессии на исследуемые пласты. Наибольшее применение найдет в геолого-разведочном бурении, на морских месторождениях, при освоении и капитальном ремонте скважин месторождений, расположенных в труднодоступных для спецтехники местах, скважин с низконапорными пластами, особенно сложенными карбонатными породами или имеющими карбонатный цемент, и скважин, вскрывших зону вечной мерзлоты.

Известен способ освоения газовой скважины (по Авт. св. №1562436 от 07.05.90 г., бюллетень №17), предусматривающий замену бурового раствора на жидкость меньшей плотности и вызов притока, где в качестве жидкости меньшей плотности в скважину нагнетают жидкость-растворитель породы продуктивного пласта, при этом в нижней части пласта создают полость, а вызов притока осуществляют сбросом прореагировавшей жидкости-растворителя в образовавшуюся полость, при этом в качестве жидкости-растворителя породы в карбонатных коллекторах используют раствор соляной кислоты.

Недостатками данного способа являются:

- узкая область применения, так как данный способ можно использовать только в уже освоенных до этого скважинах, напорная колонна которых заполнена газом, и при условии, что пластовое давление близко к гидростатическому или превышает его. Это обусловлено наличием пакера, перекрывающего затрубное пространство и не позволяющего вытеснить скважинную жидкость (буровой раствор), находящуюся в колонне напорных труб, до подачи раствора кислоты на забой и продавки его в пласт;

- низкая эффективность процесса освоения из-за отсутствия в нем ПАВ и возможности регулирования исходной плотности продавочной жидкости. Кроме этого, наличие больших объемов жидкости (раствор прореагировавшей кислоты) на забое скважины отрицательно влияет на ее продуктивность, препятствуя фильтрации газа в нижней части коллектора и тем самым снижая дебит. Помимо этого, длительное нахождение (более недели) кислоты на забое за счет сил гравитации и агрессивности может привести к образованию вертикальных каналов, способствующих преждевременному обводнению скважины подошвенными водами и выходу ее из эксплуатации. Известен способ освоения скважины созданием депрессии на пласт (по Авт. св. №717296 от 29.02.80 г., бюллетень №7), включающий замену жидкости, заполняющей скважину на раствор поверхностно-активного вещества с последующим его газированием путем подачи газообразователя в скважину, где в качестве газообразователя используют смесь алюминиевой пудры и каустической соды.

Недостатками этого способа являются:

- трудоемкость и длительность процесса доставки алюминиевой пудры и каустической соды на забой глубокой скважины, обусловленная необходимостью использования канатной техники (лебедки, подвесных блоков и пр.др.) для спуска-подъема специальных контейнеров на забой скважины через НКТ. Это обусловлено тем, что доставить за один прием на забой скважины в контейнере-хвостовике НКТ большое потребное количество реагентов технически сложно, но даже при выполнении этого башмак НКТ будет устанавливаться на 100-300 м выше в зависимости от вместимости (внутреннего объема) контейнера-хвостовика. Установка хвостовика выше возможного приведет к увеличению противодавления на пласт на 1,0-3,0 МПа, что отрицательно скажется на освоении скважины. Из практики ведения работ следует, что для освоения глубокой скважины в зависимости от ее глубины (1000-5000 м) и диаметра обсадной колонны с учетом коэффициента сжимаемости требуется от 300 до 1000 и более м газообразного агента (воздух, азот, водород и др.). По данному способу на забой необходимо будет доставить от 283 до 942 кг алюминиевой пудры с каустической содой, что потребует от 15 до 50 спускоподъемных операций;

- низкая эффективность (неполнота) процесса газообразования и длительность процесса освоения, что обусловлено отсутствием возможности смещения реагентов в растворе ПАВ, необходимого для равномерности газирования его и полноты течения химической реакции (при разгерметизации контейнеров в забойных условиях вначале будет происходить перераспределение реагентов по вертикали, то есть алюминиевая пудра будет всплывать вверх, а измельченная каустическая сода до ее растворения в растворе ПАВ опустится вниз);

- низкая эффективность и длительность всего процесса освоения, так как не предусмотрена обработка призабойной зоны (П3) скважины реагентами (кислотами) для очистки ее от кольматирующих веществ бурового раствора, улучшения проницаемости пород-коллекторов и соответственно сообщения с основным эффективным объемом пласта;

- большие затраты, связанные с использованием в качестве газообразователя алюминиевой пудры;

- узкая область применения, обусловленная невозможностью освоения глубоких скважин с низконапорными пластами, так как используется водный раствор ПАВ с начальной плотностью 1,0 г/см³ и более.

Наиболее близким к предлагаемому способу является способ освоения скважины (по Авт. св. №1767163 А1 от 07.10.92 г., бюллетень №37), включающий замену жидкости, заполняющей скважину, водой с последующим пуском скважины в эксплуатацию по колонне подъемных труб, причем замену жидкости, заполняющей скважину, на воду осуществляют двумя циклами, в первом из которых производят закачку в межтрубное пространство воды в объеме не менее объема подъемных труб с добавлением в нее реагента, способного в пластовых условиях разлагаться с образованием газов, а во втором - закачку воды в объеме не более объема межтрубного пространства скважины. В качестве реагента, способного в пластовых условиях разлагаться с образованием газов, добавляют карбонат аммония.

Недостатками этого способа являются:

- ограниченная область применения, так как его нельзя применять на скважинах, где забойная температура ниже 58°С. Это обусловлено тем, что карбонат аммония, используемый в качестве реагента-газообразователя, начинает разлагаться с образованием аммиака и углекислого газа и воды только при температуре выше 58°С. Ограниченность области применения обусловлена еще невозможностью освоения глубоких скважин с низконапорными пластами, так как замену скважинной жидкости производят на воду, которая имеет плотность 1,0 г/см ³ и более, а газированию подвергается только объем воды, находящейся в напорной колонне. При снижении противодавления в напорной колонне за счет газирования жидкости в нее из затрубного пространства будет поступать вода и препятствовать освоению скважины;

- не предусмотрена очистка призабойной зоны скважины от кольматирующих веществ бурового раствора, что не дает возможности улучшить проницаемость пород-коллекторов и соответственно сообщение с основным эффективным объемом пласта. Это обусловлено тем, что во время вскрытия продуктивных пластов в процессе бурения, капитального ремонта и т.д. в последних фильтрационные каналы, как правило, закупориваются твердыми частицами бурового раствора, а глинистые разности пород-коллекторов разбухают под действием фильтрата и резко снижают проницаемость, что затрудняет приток пластового флюида к забою скважины даже при создании больших депрессий на пласт. Это приводит к снижению дебита скважин, вплоть до отсутствия притока даже в осушенной скважине, что требует дополнительных затрат на проведение работ по интенсификации.

Техническим результатом заявляемого изобретения является максимальное снижение противодавления в напорной колонне для более полного опорожнения скважины и повышение ее дебита.

Технический результат заявляемого изобретения достигается за счет решения технической задачи, направленной на снижение исходной плотности раствора ПАВ, повышение эффективности газирования поверхностно-активного вещества и улучшения проницаемости пород-коллекторов.

Поставленная техническая задача решается за счет того, что в способе освоения скважины созданием депрессии на пласт, включающем замену жидкости, заполняющей скважину, на раствор поверхностно-активного вещества с последующим его газированием путем подачи газообразователя в виде карбоната аммония в скважину, призабойную зону подвергают кислотной обработке с продавкой кислоты в пласт, в качестве реагентов-газообразователей используют дополнительно водные растворы нитрита натрия NaNO₂ и соляной кислоты HCl, водные растворы реагентов-газообразователей закачивают порционно по 0,5-2,0 м³ в следующей последовательности: карбонат аммония, соляная кислота, нитрит натрия, при этом каждый последующий раствор имеет плотность, большую, чем предыдущий, объем закачиваемых реагентов составляет 0,3-1,0 объема скважины, но не менее 1,1 внутреннего объема напорной колонны и обусловлен полезным объемом скважины, а раствор поверхностно-активного вещества дополнительно содержит полые стеклянные микросферы.

Сущность заявляемого изобретения заключается в том, что для максимального снижения противодавления в напорной колонне и полного опорожнения скважины с одновременным повышением интенсификации притока пластового флюида в предлагаемом способе предусмотрена обработка призабойной зоны скважины кислотой для очистки ее от кольматирующих веществ бурового раствора, кроме того, в результате химической реакции кислоты с породой пласта образуется большое количество углекислого газа, который газирует раствор ПАВ, снижая его плотность и соответственно противодавление на пласт, а энергия сжатого газа способствует ускорению опорожнения ствола скважины, при этом процесс освоения приводит к увеличению дебита скважины. Введение дополнительно водных растворов реагентов-газообразователей осуществляется порционно по 0,5-2,0 м³ и зависит от пластового давления, конструкции скважины, исходной плотности растворов, объема скважины и составляет 0,3-1,0 его величины, но не менее 1,1 внутреннего объема напорной колонны. Это обусловлено еще и тем, что объем затрубного пространства для различных конструкций ствола в большинстве случаев больше внутреннего объема напорной колонны в 1,5-5,0 раз.

Введение в качестве реагентов-газообразователей водных растворов солей и кислоты в следующей последовательности: карбонат аммония, соляная кислота, нитрит натрия, где плотность каждого последующего больше плотности предыдущего, обеспечивает при закачке и отстое в стволе скважины наиболее эффективное их смешение, обеспечивая полноту течения химических реакций, которые протекают в определенной последовательности, соответствующей порядку введения реагентов-газообразователей в скважину.

Добавка полых стеклянных микросфер к водному раствору ПАВ необходима еще и для снижения исходной плотности растворов реагентов-газообразователей, что также позволяет снизить противодавление на пласт, повысить эффективность газирования и всего процесса освоения скважины.

Способ осуществляется следующим образом.

Известными способами на буровом растворе производят перфорацию эксплуатационной колонны напротив продуктивного пласта-коллектора. После этого скважинную жидкость (буровой раствор) замещают на воду и тщательно промывают забой и ствол скважины в объеме, равном 2-3 объемам скважины.

На поверхности готовят водный раствор поверхностно-активного вещества (ПАВ) требуемого объема. В качестве ПАВ и стабилизатора используют известные реагенты, например, сульфанол, ОП-10, КМЦ, полиакриламид и другие. Затем в зависимости от геолого-технологической ситуации в раствор вводят полые стеклянные микросферы (ПСМС) для снижения его плотности до требуемой расчетной величины. Так, при добавке 5 мас.% ПСМС с истинной плотностью 0,25 г/см³ плотность раствора снижается до 0,962 г/см³, а при 30 мас.% - до 0,775 г/м³. Уменьшение плотности раствора позволяет снизить противодавление на пласт и тем самым расширить область применения, повысить эффективность его газирования и ускорить процесс освоения. Так, например, уменьшение плотности раствора ПАВ с ПСМС до 0,8 г/см³ при освоении скважины глубиной 4000 м позволит снизить противодавление на пласт на 8,0 МПа по сравнению с заполнением ее водой плотностью 1,0 г/см³.

После приготовления раствора ПАВ с ПСМС его закачивают в скважину, полностью замещая им находящуюся там до этого воду. Одновременно в разных емкостях на основе водного раствора ПАВ с ПСМС готовят растворы карбоната аммония (NH₄)₂CO₃, нитрита натрия NaNO₂ и соляной кислоты HCl расчетной концентрации в необходимых объемах.

Затем в напорную колонну (НКТ, БТ) при открытом межтрубном (затрубном) пространстве известным способом закачивают 10-12 мас.% соляную кислоту расчетного объема (обычно 0,7-1,5 м³ на 1 метр перфорированной мощности пласта), доводят ее до забоя, закрывают задвижку на межтрубном пространстве и продавливают ее в пласт.

При этом роль продавочной жидкости выполняют растворы реагентов-газообразователей, закачиваемых в напорную колонну после буферной жидкости в следующей последовательности: карбонат аммония, соляная кислота, нитрит натрия. В качестве буферной жидкости используют водный раствор ПАВ с ПСМС. После продавки кислоты в пласт открывают задвижку на затрубном пространстве и продолжают подачу реагентов до выхода их в затрубное пространство в расчетном объеме, вплоть до выхода на устье.

Подачу реагентов-газообразователей на основе раствора ПАВ и ПСМС производят порционно по 0,5-2,0 м, при этом кратность порционной закачки зависит от геолого-технологической ситуации (пластовое давление, конструкция скважины, исходная плотность растворов и т.д.) и объема скважины и составляет 0,3-1,0 его величины, но не менее 1,1 внутреннего объема напорной колонны.

Так, для эффективного освоения скважины с пластовым давлением, близким к гидростатическому (0,7-0,9 Р_г.ст.), достаточно закачки в скважину реагентов-газообразователей в объеме 1,1 внутреннего объема напорной колонны, а при пластовом давлении ниже 0,7 Р _г.ст. необходимо закачать не менее 0,3-1,0 объема скважины. Это обусловлено еще и тем, что объем затрубного пространства для различных конструкций ствола в большинстве случаев больше внутреннего объема напорной колонны в 1,5-5,0 раз.

Порционная подача реагентов-газообразователей в объеме менее 0,5 м³ нецелесообразна из-за увеличения времени прокачки. А подача в объеме более 2,0 м³ ухудшает и удлиняет во времени процесс перемешивания.

Плотность растворов с реагентами-газообразователями регулируют добавками нейтральных веществ (например, солей) и подбирают таким образом, чтобы плотность каждого последующего раствора была больше предыдущего. Например, если плотность раствора карбоната аммония находится в пределах 1,05-1,1 г/см³ , то плотность раствора соляной кислоты доводят до 1,1-1,15 г/см ³, а нитрита натрия - до 1,5-1,20 г/см³ .

Такой подбор разности плотностей необходим для ускорения процесса перемешивания растворов реагентов-газообразователей за счет сил гравитации, необходимой для течения химических реакций.

Кратная порционная закачка растворов реагентов-газообразователей на основе водного раствора ПАВ с ПСМС с различной плотностью обеспечивает при закачке и отстое в стволе скважины наиболее эффективное их смешение, обеспечивает полноту течения химических реакций, которые протекают в следующей последовательности:

Карбонат аммония взаимодействует с соляной кислотой с образованием хлорида аммония, воды и углекислого газа:

Нитрит натрия взаимодействует с хлоридом аммония с образованием хлорида натрия, воды и газообразного азота:

Реакции газообразования происходят при температурах выше замерзания растворов (-14°С) и не зависят от температуры скважины, как по прототипу. Это расширяет область применения, позволяя использовать в скважинах, вскрывших зону вечной мерзлоты. Так, например, эвтектическая точка для раствора карбоната аммония равна -14,6°С. При этом его концентрация в растворе составит 30 мас.% Для нитрита натрия эвтектическая точка соответствует -19,5°С, а его концентрация в растворе при этой температуре равна 28 мас.%

В результате реакции 1 т карбоната аммония с 0,75 т соляной кислоты образуется 1,1 т хлористого аммония и 232 м³ углекислого газа (t=0°С).

При реакции 1,1 т хлористого аммония с 1,43 т нитрита натрия образуется до 465 м³ азота (t=0°С).

Таким образом, на 3,53 т смеси реагентов-газообразователей, взятых в стехиометрической пропорции, образуется до 697 м³ смеси азота с углекислым газом, а на 1 т смеси приходится 199,1 м³ газовой смеси. Стехиометрия в данном случае выглядит в следующих пропорциях, мас.:

карбонат аммония	28,33
соляная кислота	31,16
нитрит натрия	40,51

Выбор реагентов-газообразователей в такой комбинации обусловлен тем, что при их использовании в течение химико-технологического процесса в конечном результате всегда образуются газообразные компоненты N₂ и CO₂. Так, например, в скважинах, где температура более 58°С, карбонат аммония сам разлагается с образованием аммиака, воды и углекислого газа:

В результате реакции карбоната аммония с нитритом натрия образуется вода, сода и газообразный азот по следующей схеме:

Сода взаимодействует с соляной кислотой с образованием хлорида натрия, воды и углекислого газа:

При реакции нитрита натрия с соляной кислотой образуется хлорид натрия и неустойчивая азотистая кислота (6), которая в водном растворе диспропорционирует на азотную кислоту и газообразный оксид азота (7).

Азотная кислота взаимодействует с нитритом натрия с образованием нитрата натрия, воды и газообразного азота:

и так далее.

Конечным результатом всех химических превращений является получение водного раствора соли и газообразных компонентов.

Из вышеизложенного следует, что использование предлагаемых реагентов-газообразователей, даже при возможном изменении последовательности течения химических реакций и температурного режима, позволяет в конечном результате получать газообразные компоненты, что невозможно при использовании аналогов и прототипа. Это расширяет область применения, обеспечивает гарантированное газирование раствора ПАВ с ПСМС, которое позволяет максимально снизить противодавление на пласт, повышая тем самым эффективность процесса освоения скважины.

Помимо прочего, при продавке кислоты в пласт, представленный карбонатными отложениями или имеющим карбонатный цемент, она вступает с породами в реакцию с образованием хлоридов кальция и магния, воды и углекислого газа по следующим уравнениям:

соляная кислота - известняк

соляная кислота - доломит

Образующийся при этом хлористый кальций и хлористый магний легко растворимы в воде в больших количествах. Таким образом, вместо твердой фазы в порах и трещинах коллектора в результате реакций образуются вещества, остающиеся в растворе, которые вместе с ним можно легко удалить из призабойной зоны (П3).

В результате реакции 1 т соляной кислоты (HCl) с карбонатными породами пласта выделяется до 139 м³ углекислого газа (СО₂ ). Это повышает эффективность газирования водного раствора ПАВ, еще более снижает его плотность и соответственно противодавление на пласт и ускоряет процесс освоения. Помимо этого, использование соляной кислоты резко увеличивает проницаемость пород-коллекторов П3 и улучшает сообщение скважины с основным продуктивным объемом пласта. Это дополнительно ускоряет процесс освоения за счет привлечения энергии пластового флюида, приводит к увеличению дебита скважины и сокращению затрат на дополнительные работы по интенсификации.

Пример: В разрезе скважины присутствует зона вечной мерзлоты пород мощностью от 0 до 350 м, со средней температурой -7°С. Низконапорный газоносный пласт представлен карбонатными породами и вскрыт кумулятивной перфорацией в интервале 1580-1550 м. Ожидаемое текущее пластовое давление - 9,3 МПа, температура на забое - 44°С. В процессе бурения скважины, во время вскрытия пласта произошла его кольматация буровым раствором, что было подтверждено результатами геофизических исследований и пластоиспытателем.

Искусственный забой на глубине 1602 м, эксплуатационная 5" колонна имеет внутренний диаметр 124 мм. В скважину спущена напорная колонна из 88,9×9,35 мм бурильных труб на глубину 1560 м. Объем межтрубного (затрубного) пространства равен 9,16 м ³, внутренней полости напорной колонны - 6,04 м³ . Ствол скважины заполнен незамерзающим буровым раствором плотностью 1,12 г/см³.

Перед началом работ на скважину завезли расчетное количество химических реагентов согласно способу.

Скважину перевели на техническую воду, обработанную хлористым кальцием и метанолом, плотностью 1,0 г/см³. Тщательно промыли забой и ствол от кольматантов бурового раствора в объеме, равном 2,5 объемов скважины. Известным способом приготовили водный раствор ПАВ с ПСМС плотностью 0,8 г/см³ и закачали в скважину, вытеснив из нее при этом находившуюся там воду. В разных емкостях согласно способу приготовили 30 м³ 12%-ной соляной кислоты из расчета 1 м³ на 1 м вскрытой мощности пласта и растворы реагентов-газообразователей (карбоната аммония, соляной кислоты и нитрита натрия) в суммарном объеме 15,20 м³, равном объему скважины, на водной основе ПАВ с ПСМС.

Для приготовления растворов реагентов-газообразователей согласно стехиометрии по способу потребовалось: карбоната аммония - 1,0 т; соляной кислоты - 0,75 т, нитрита натрия - 1,43 т. Всего - 3,53 т исходной смеси, которая рассчитывалась из условия необходимости получения не менее 600 м³ газообразных компонентов (N₂ и СО₂).

Плотность растворов согласно способу отрегулировали равными: карбоната аммония - 1,07 г/см ³, соляной кислоты - 1,12 г/см³, нитрита натрия -1,18 г/см³.

Известным способом в скважину закачали 30 м³ 12%-ной соляной кислоты и продавили ее в пласт. В качестве продавочной жидкости использовали растворы реагентов-газообразователей, а в качестве буфера 0,2 м³ водного раствора ПАВ с ПСМС. После продавки кислоты в пласт открыли задвижки на затрубном пространстве и продолжили закачку растворов реагентов-газообразователей до их выхода на поверхность. То есть полностью заполнили ими весь объем скважины, вытеснив при этом из нее водный раствор ПАВ с ПСМС. Закачку растворов реагентов-газообразователей производили пятикратно, отдельными насосными агрегатами через тройниковые соединения, порционно по 1 м³ в следующей последовательности: карбонат аммония, соляная кислота, нитрит натрия. После выполнения вышеописанных работ скважину оставили в покое на реакцию. Через 10 минут скважина начала переливать, а затем и выбрасывать разгазированный водный раствор ПАВ с ПСМС.

При перемешивании растворов-газообразователей, имеющих разные плотности, во время закачки и отстоя в стволе скважины, за счет сил гравитации, в результате химических реакций образовалось согласно расчетам 697 м³ смеси газообразного азота и углекислого газа. С учетом температурного расширения и коэффициента сжимаемости для средних параметров скважины, равных t_cp - 22°С, P_ср - 6,24 МПа, объем, занимаемый газообразными компонентами, составил 11,99 м³ при среднем газовом факторе 45,86 м³/м ³. Это привело к резкому снижению начальной плотности растворов до 0,46 г/см³ и выбросу газированной жидкости из ствола скважины за счет энергии сжатых газообразных компонентов N ₂ и CO₂. Снижение давления в скважине за счет выброса, движение газированной жидкости к поверхности и расширение газообразных компонентов привели к уменьшению ее плотности более чем 0,05 г/см³, что способствовало глубокому опорожнению ствола. Снижение противодавления на пласт более чем 7,18 МПа позволило создать депрессию на пласт более чем (9,36-7,18) 2,18 МПа. В свою очередь, при реакции 30 м³ 12%-ной соляной кислоты с карбонатнбыми породами пласта образовалось 500,4 м ³ углекислого газа, который способствовал более полному опорожнению ствола скважины и увеличению депрессии на пласт. Использование, по данному способу, предварительной кислотной обработки призабойной зоны, помимо получения газообразного компонента, позволило восстановить ее проницаемость и получить сообщение с основным объемом пласта-коллектора. Все это в конечном итоге способствовало эффективному освоению скважины и получению после отработки на факел в течение 2-х часов природного газа с дебитом 270 тыс. м³/сут. Весь процесс освоения, включая приготовление растворов, занял менее 5 часов.

Использование предложенного способа дает следующие преимущества:

- расширяется область применения, так как газообразование по данному способу идет даже при отрицательных температурах, а плотность исходного раствора поверхностно-активного вещества, которым заменяют скважинную жидкость, менее 1,0 г/см³ (0,962-0,775 - на водной основе и 0,8-0,55 - на основе углеводородов);

- повышается эффективность и сокращается длительность всего процесса освоения, так как данным способом предусмотрена кислотная обработка ПЗ для очистки ее от кольматирующих веществ бурового раствора. Вследствие этого увеличивается проницаемость пород-коллекторов П3 и улучшается сообщение скважины с основным эффективным объемом пласта. Помимо этого, в результате химической реакции кислоты с породой пласта образуется большое количество углекислого газа, который дополнительно, помимо основных реагентов, газирует раствор поверхностно-активного вещества, еще более смягчая его плотность и соответственно противодавление на пласт, а энергия сжатого газа способствует ускорению опорожнения ствола скважины. Это ускоряет процесс освоения, приводит к увеличению дебита скважин и сокращению затрат на дополнительные работы по интенсификации притока. Повышению эффективности и сокращению длительности процесса способствует газирование раствора ПАВ с ПСМС не только в напорной колонне, как по прототипу, но и в затрубном пространстве.

Помимо прочего расширение области применения и эффективность процесса обусловлены использованием предлагаемых реагентов-газообразователей, гарантирующим в конечном итоге получение газообразных компонентов, что не всегда возможно при использовании аналогов и прототипа.

Ориентировочный экономический эффект с учетом увеличения дебита пластового флюида в зависимости от глубины скважины и текущего пластового давления на одну скважино-операцию составит от 500 до 1500 тыс. рублей.