Способ освоения скважины с уровнем пластовой жидкости ниже башмака насосно-компрессорных труб в условиях аномально низких пластовых давлений

Способ освоения скважины с уровнем пластовой жидкости ниже башмака насосно-компрессорных труб в условиях аномально низких пластовых давлений

Реферат

 

Изобретение относится к разработке газовых и газоконденсатных месторождений, находящихся на заключительной стадии эксплуатации, и предназначено для освоения скважин с большим этажом газоносности (300-500 м). По способу закачивают в скважину поверхностно-активное вещество анионогенное или неионогенное, или их смесь в количестве, достаточном для получения устойчивой пены из пластовой жидкости. Закрывают скважину и создают избыточное давление на устье, отвечающее следующему условию: где P_y- давление на устье скважины, МПа; давление насыщения для углекислого газа при температуре, t , для конкретной скважины в интервале нахождения столба воды, МПа; P_пл-пластовое давление, МПа; K - эмпирический коэффициент, определяемый по геолого-техническим данным для каждого месторождения, характеризующий репрессию на пласт, вызывающую поглощение, отн. ед. В трубное пространство последовательно вводят газообразователь, например углеаммонийную соль, и кислоту, например раствор 24%-ной соляной кислоты, в стехиометрических количествах. Соединяют затрубное пространство с магистралью газа высокого давления, а трубное пространство открывают на факельную линию до прекращения выхода пены. Изобретение повышает эффективность удаления пластовой жидкости из самозаглушенных вследствие обводнения скважин в условиях аномально низких пластовых давлений (ниже 0,5 Ргид-рост.), когда уровень пластовой жидкости находится ниже башмака НКТ, а последние - выше интервала перфорации продуктивного пласта.

Изобретение относится к разработке газовых и газоконденсатных месторождений, находящихся на заключительной стадии эксплуатации, и предназначено для освоения скважин с большим этажом газоносности.

Анализ существующего уровня показал следующее: известен способ освоения скважины путем замены жидкости, заполняющей скважину, на раствор поверхностно-активного вещества (ПАВ) и газообразователя, например карбоната аммония, с последующей аэрацией (см.а.с.N 691557 от 04.04.78 по кл.E 21 B 43/00, ОБ N 38, 1979 г.).

Недостатком указанного способа является невозможность удаления пластовой жидкости из самозаглушенной вследствие обводнения скважины в условиях аномальных низких пластовых давлений (АНПД), когда насосно-компрессорные трубы (НКТ) находятся выше интервала перфорации продуктивного пласта, а уровень пластовой жидкости находится ниже башмака НКТ.

Известен способ освоения скважины путем замены скважиннной жидкости на воду по двум циклам, 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, например карбоната аммония, а во втором - закачку воды в объеме не более объема межтрубного пространства скважины с последующим пуском скважины в эксплуатацию по колонне подъемных труб (см.а.с.N 1767163 от 04.01.90 по кл.E 21 B 43/25, ОБ N 37, 1992 г).

Недостатком указанного способа является невозможность удаления пластовой жидкости из самозаглушенной вследствие обводнения скважины в условиях АНПД, когда НКТ находятся выше интервала перфорации продуктивного пласта, а уровень пластовой жидкости находится ниже башмака НКТ. Кроме того, в процессе замены глинистого раствора на воду, содержащую газообразователь, последний прогревается медленно ввиду использования холодной воды и скорость выделения газа может быть незначительной, а процесс происходит по частям с поверхности. Условия для разложения газообразователя возникнут только тогда, когда гидростатическое давление глинистого раствора будет меньше давления насыщения для выделяющегося газа при достигнутой температуре прогрева. В известном способе отсутствует операция введения ПАВ. Технологический процесс сводится к барботажу газа через слой жидкости, а не к вспениванию, что снижает эффективность выноса жидкости. После закачивания воды (второй цикл) при подходе воды с газообразователем к башмаку НКТ отмечается максимальное давление закачки воды, что может привести к поглощению воды с газообразователем в продуктивный пласт и далее к снижению проницаемости призабойной зоны и понижению количества газообразователя, участвующего в процессе выноса пластовой жидкости.

Технический результат, который может быть получен при осуществлении предлагаемого изобретения, сводится к следующему: повышается эффективность удаления пластовой жидкости из самозаглушенных вследствие обводнения скважин с большим этажом газоносности (300 - 500 м) в условиях аномально низких пластовых давлений (ниже 0,5 P_{гидрост}), когда уровень пластовой жидкости находится ниже башмака НКТ, а последние - выше интервала перфорации продуктивного пласта.

Технический результат достигается с помощью известного способа путем введения в скважину газообразователя, выделяющего углекислый газ, в котором дополнительно закачивают в скважину ПАВ в количестве, достаточном для получения устойчивой пены из пластовой жидкости, закрывают скважину и создают избыточное давление на устье, отвечающее следующему условию: где P_у - давление на устье скважины, МПа; - давление насыщения для углекислого газа при температуре, t, для конкретной скважины в интервале нахождения столба воды, МПа; P_пл - пластовое давление, МПа; K - эмпирический коэффициент, определяемый по геолого-техническим данным для каждого месторождения, характеризующий репрессию на пласт, вызывающую поглощение, отн.ед., причем в трубное пространство последовательно вводят газообразователь и кислоту в стехиометрических количествах, соединяют затрубное пространство с магистралью газа высокого давления, а трубное пространство открывают на факельную линию до прекращения выхода пены.

По условиям эксплуатации месторождений с большим этажом газоносности в начальный период разработки скважины оборудуются лифтовыми трубами, спущенными до верхних отверстий интервала эксплуатации или выше него, например Вуктыльское ГКМ (см. Рассохин Г.В., Рейтенбах Г.Р., Трегуб Н.Н. и др. Разработка газоконденсатных месторождений с большим этажом газоносности. - М.: Недра, 1984, с. 105-107). Это делается из соображений того, что при спуске труб до нижних отверстий потери давления при движении газа к башмаку НКТ могут достигать значительных величин. При дебитах газа в начальный период разработки порядка 800 тыс.м³/сут потери давления при движении газа от вышележащих горизонтов до башмака НКТ могут составлять от 2,5 до 10,0 МПа на 500 м фильтровой части ствола.

По мере разработки месторождения пластовое давление падает, в ствол начинает поступать пластовая вода, дебиты газа уменьшаются и становятся недостаточными для выноса пластовой воды, которая скапливается на забое скважины. В итоге создаются условия, когда происходит самозадавливание скважины и скважины останавливается, при этом зона, расположенная ниже башмака, по существу превращается в "мертвую" зону.

Удаление "мертвых" столбов пластовой жидкости из скважины возможно путем спуска НКТ под уровень жидкости на максимально возможную глубину так, чтобы башмак НКТ располагался в интервале нижних газоносных горизонтов. Для осуществления такого спуска в соответствии с действующими правилами необходимо заглушить скважину, поднять насосно-компрессорные трубы, произвести из ревизию, снова спустить НКТ на требуемую глубину и освоить скважину одним из известных способов. Очевидно, что данный вариант является трудоемким и не гарантирует получения притока газа после проведения этих работ в результате загрязнения призабойной зоны.

Проблему удаления жидкости из "мертвого" пространства скважины можно решить путем спуска в НКТ колонны гибких труб диаметром 19 - 32 мм, наматываемых на барабан, и вытеснением жидкости из скважины пенными системами. Однако такие установки с гибкими трубами в отечественной практике только разрабатываются и в таких случаях необходимо покупать зарубежное оборудование. Известен также способ установки хвостовика на забой через колонну НКТ, который может быть использован для удаления жидкости с забоя скважин и промывки песчано-глинистых пробок (см. Кондрат Р.Н. и др. Удаление жидкости с забоя газовых скважин. Экспресс-информация, сер.: Технология, бурение и разработка газовых месторождений. М. : ВНИИЭгазпром, 1976, N 15, с.10 - 14, а.с. N 1211408 от 04.10.82 по кл.E 21 B 43/00, ОБ N 6, 1986 г.). Однако в основном скважины первоначально не оборудованы для выполнения в них работ с помощью инструмента, спускаемого в колонну НКТ на тросе. Для проведения этих операций необходимо дополнительное оборудование: пакер, посадочный ниппель, циркуляционный клапан, а также необходимо учесть целый ряд технологических спецификаций и соблюдать Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности 1993 г.

Известны также технические решения: устройство для удаления жидкости с забоя газовых скважин, представленное полосками из волокнистого капиллярно-пористого материала, размещенными на внутренней поверхности НКТ с концами, погруженными в скважинную жидкость (см. а.с. N 848599 от 26.09.79 по кл. E 21 B 43/00, опубл. ОБ N 27, 1981 г). Такое техническое решение применимо только для работающих скважин, т.к. потоком газа из пласта обдувают ленточный материал, что способствует испарению жидкости; способ освоения скважины с оборудованием низа эксплуатационной колонны легкосплавными алюминиевыми трубами и прокачкой через них раствора каустической соды (см. а.с. N 1002534 от 07.05.81 по кл. E 21 B 43/00, опубл.в ОБ N 9, 1983 г.). В этом случае наблюдают низкую скорость выделения водорода, а растворение идет на месте контакта трубы с каустиком (с поверхности трубы), что малоэффективно.

Известны способы удаления жидкости из скважины путем закачки смеси ПАВ с газовыделяющим агентом и соляной кислоты (см. а.с. N 829883 от 25.07.79 по кл. E 21 B 43/25, опубл.ОБ N 18, 1981 г.; а.с. N 1609976 от 28.12.84 по кл.E 21 B 43/25, опубл.ОБ N 44, 1990 г.); известны способы удаления жидкости, где в подъемную трубу нагнетают газообразный рабочий агент (см. а.с. N 629327 от 26.09.75 по кл. E 21 B 43/00, опубл.ОБ N 39, 1978 г.; Муравьев И.М. и др. Технология и техника добычи нефти и газа. М.: Недра, 1971, с.260-262).

Не выявлены технологические операции по созданию избыточного давления на устье по заявляемому математическому неравенству в совокупности с вышеописанными, что создает новый эффект - обеспечивает удаление пластовой жидкости из "мертвых" зон. Заявляемое техническое решение обладает изобретательским уровнем.

Закачивают ПАВ по заявляемой технологии как анионогенное, так и неионогенное или их смеси.

Известно большое количество газообразователей, представляющих собой различные химические вещества, способные в условиях скважины выделять газ вследствие разложения или химического взаимодействия.

Для наиболее эффективного удаления жидкости необходимо, чтобы газообразование происходило по всему объему жидкости, а не только в верхней ее части, что и происходит обычно, если НКТ не доходят до уровня скважинной жидкости.

Помимо этого, выделение газа должно происходить по возможности с большим расходом газа. Дело в том, что при одном и том же объеме выделившегося газа, V_г, увеличение расхода полученного газа q_г = V_г/t является определяющим для процесса удаления жидкости, так как при малой скорости выделения газа весь газ может просто барботировать через слой жидкости, не осуществляя работу по выносу ее.

В качестве газообразователя, выделяющего углекислый газ и отвечающего вышеуказанным условиям, можно взять, например, углеаммонийную соль.

Выбор углеаммонийной соли в качестве газообразователя обусловлен тем, что растворимость углекислого газа в воде с ростом давления резко возрастает, а после снижения давления ниже давления насыщения CO₂ выделяется в газообразном виде. При этом, при давлениях до 50,0 МПа водные растворы CO₂ приближенно подчиняются закону Генри.

Углеаммонийная соль является наиболее доступным газообразователем, выделяющим углекислый газ. Товарный продукт представляет собой смесь, состоящую преимущественно из гидрокарбоната аммония NH₄HCO₃ и некоторых количеств карбоната аммония (NH₄)₂CO₃ и карбамата аммония NH₄COONH₄. При этом при хранении соли доля бикарбоната в ней возрастает из-за протекающего в присутствии следов влаги гидролиза карбоната аммония (NH₄)₂CO₃ + H₂O ---> NH₄HCO₃ + NH₂COONH₄ + NH₄OH В дальнейшем для упрощения расчета принимаем, что вся углеаммонийная соль состоит из гидрокарбоната аммония.

Обеспечивая избыточное давление на устье скважины, отвечающее условию рассчитывают по следующей формуле где коэффициент фазового равновесия, зависящий от температуры, определяемый из справочника; x - молярная доля CO₂.

Молярная доля CO₂ рассчитывается, исходя из количества углекислого газа, которое выделится при взаимодействии гидрокарбоната аммония с хлоридами щелочно-земельных металлов, присутствующих в пластовой воде, и суммарного объема воды в скважине.

2NH₄HCO₃ + MeCl₂ ---> 2NH₂Cl + MeCO₃ + CO₂ + H₂O, где Me = Ca²⁺, Mg²⁺.

Если давление P_y будет меньше давления насыщения, то после введения в скважину углеаммонийной соли выделение углекислого газа начнется сразу после ее контакта с пластовой водой в поверхностном слое, вследствие чего пенообразование и вынос жидкости будут малоэффективными.

Эмпирический коэффициент, K - коэффициент, определяемый для каждого месторождения на различной стадии разработки, показывающий, во сколько раз давление в скважине должно превышать пластовое давление, чтобы вызвать поглощение жидкости. Он зависит от мощности пласта, его дренированности, пластового давления, типа коллектора (гранулярный, трещиноватый), проницаемости пласта и т. д. Определяется для каждого месторождения на различных этапах разработки.

При P_у > P_пл (1 + K) происходит поглощение скважинной жидкости и, как следствие, загрязнение призабойной зоны.

При P_у < P_пл (1 + K) поглощения не происходит, обеспечивается нормальное протекание заявляемого технологического процесса. Смешиваясь с пластовой водой, углеаммонийная соль взаимодействует с присутствующими в ней хлоридами кальция и магния 2NH₄HCO₃ + CaCl₂ ---> 2NH₄Cl + CaCO₃ + H₂O + CO₂ 2NH₄HCO₃ + MgCl₂ ---> 2NH₄Cl + MgCO₃ + H₂O + CO₂.

Но поскольку давление в скважине превышает давление насыщения, CO₂ не выделяется в свободном виде, а растворяется в воде, распределяясь по всему объему столба жидкости.

В процессе реакции пластовой воды с углеаммонийной солью образуется углекислый кальций и углекислый магний. Для их растворения и получения дополнительного количества углекислого газа в скважину вводят кислоту в количестве, эквивалентном разнице между загруженной в скважину углеаммонийной солью и ее стехиометрическим количеством, необходимым для реакции с солями пластовой воды. При этом происходят реакции между кислотой и карбонатами кальция, магния, а также избытком углеаммонийной соли CaCO₃ + 2HCl ---> CaCl₂ + H₂O + CO₂ MgCO₃ + 2HCl ---> MgCl₂ + H₂O + CO₂ NH₄NO₃ + HCl ---> NH₄Cl + H₂O + CO₂.

Сразу после ввода кислоты скважину соединяют через затрубное пространство со шлейфом соседних скважин, а трубное пространство открывают. Давление в скважине быстро снижается и как только оно становится ниже углекислый газ, находившийся до этого в растворенном виде, переходит в газообразное состояние, энергично вспенивает скважинную жидкость и благодаря присутствию ПАВ образует устойчивую пену, по объему многократно превосходящую исходную жидкость. Увеличившаяся по объему, по сравнению с исходной жидкостью, пена достигает башмака НКТ, где захватывается газом, поступающим через затрубное пространство из шлейфа, и выносится через трубное пространство на поверхность. По мере выноса скважинной жидкости в виде пены, давление на нижележащие горизонты падает и они вступают в работу. Продувка скважины газом продолжается и до прекращения выноса следов пены из скважины. После этого скважина закрывается "на факел" и газ поступает в шлейф.

Более подробно сущность заявляемого способа описывается следующим примером.

Пример.

Глубина скважины - 3360 м.

Интервал перфорации - 3250 - 2800 м.

НКТ диаметром 2,5'' спущены до глубины 2800 м.

Эксплуатационная колонна 5'' спущена на глубину 3360 м.

Искусственный забой 3300 м.

Пластовая температура на глубине 2800 м - 50^oC.

Фильтр скважины заполнен жидкостью до глубины 2850 м.

Пластовое давление на глубине 3250 м - 4,0 МПа.

Пластовая вода хлоркальциевого типа плотностью = 1200 кг/м³.

Давление, создаваемое столбом пластовой воды на глубине 3250 м, составляет 4,8 МПа.

Объем скважины, заполненной пластовой водой до нижних отверстий интервала перфорации, составляет (3250-2850) x 12,5 = 5000 л = 5 м³, где 12,5 л - объем 1 погонного метра колонны диаметром 5''.

Определяют количество реагентов, необходимое для проведения процесса удаления жидкости из "мертвого" пространства скважины.

Практика и лабораторные исследования показывают, что для вспенивания 1 м³ жидкости достаточно 300 кг углеаммонийной соли, а также 50 кг КССБ и 3 кг (в пересчете на активное вещество) ОП-10. Тогда на обработку 5 м³ скважинной жидкости потребуется соответственно: 1500 кг соли, 250 кг КССБ и 15 кг ОП-10.

Целесообразно добавлять ПАВ совместно. Для этого готовят 1667 кг 15%-ного водного раствора КССБ и в него добавляют 15 кг ОП-10.

Приготовленный таким образом водный раствор ПАВ закачивают в трубное пространство скважины, предварительно продув через факельную линию газом из соседних скважин.

Определяют давление, которое необходимо создать на устье скважины для того, чтобы углекислый газ находился в растворенном состоянии при температуре скважинной жидкости (50^oC). Для этого рассмотрим, что произойдет после добавления углеаммонийной соли в скважину. По результатам анализа пластовая вода, находящаяся в скважине, содержит 15,83 г/л Ca⁺⁺ (43,84 г/л CaCl₂) и 6,37 г/л Mg⁺⁺ (24,95 г/л MgCl₂). Соответственно в 5000 л пластовой воды содержится 219,2 кг CaCl₂ и 124,75 кг MgCl₂.

При добавлении в скважину углеаммонийной соли она вступает в реакцию с хлоридами кальция и магния с выделением углекислого газа и образованием карбонатов кальция и магния CaCl₂ + 2NH₄HCO₃ ---> 2NH₄Cl + CaCO₃ + CO₂ + H₂O (1) MgCl₂ + 2NH₄HCO₃ ---> 2NH₄Cl + MgCO₃ + CO₂ + H₂O (2) По первой реакции образуется 197,68 кг углекислого кальция и выделяется 44,24 м³ (90,86 кг) углекислого газа. Расход углеаммонийной соли на эту реакцию составляет 312,28 кг.

По второй реакции образуется 110,47 кг углекислого магния и выделяется 29,35 м³ (60,28 кг) углекислого газа. Расход углеаммонийной соли при этом - 207,16 кг.

Суммарное по двум реакциям количество выделившегося углекислого газа составляет 73,59 м³ (151,14 кг). Этот объем газа должен находиться в растворенном состоянии, для чего необходимо создать давление большее, чем давление насыщения для CO₂ при данной температуре (50^oC).

250 кг КССБ вводят в виде 15%-ного водного раствора, в котором доля воды составляет 1417 кг. Таким образом, общий объем воды в скважине становится равным 5000 + 1417 = 6417 л При температуре 50^oC константа фазового равновесия углекислого газа в воде равна Молярная доля углекислого газа, растворенного в воде, находящейся в скважине, равна где 151140 - масса CO₂ в г; 46,0055 - г-моль CO₂; 6417000 - масса воды в г; 18,01528 - г-моль воды.

Давление насыщения, необходимое для полного растворения при 50^oC 151,14 кг (73,59 м³) углекислого газа в 6417 кг воды будет равно После взаимодействия с пластовой водой образуются 197,68 кг углекислого кальция, 110,47 кг углекислого магния и остаются непрореагировавшими 1500 - 312,28 - 207,16 = 980,56 кг углеаммонийной соли.

Определяют количество соляной кислоты, которое необходимо добавить в скважину.

Для растворения 197,68 кг углекислого кальция CaCO₃ + 2HCl ---> CaCl₂ + CO₂ + H₂O требуется 600 кг 24%-ной соляной кислоты, при этом выделяется 44,24 м³ (90,86 кг) углекислого газа.

Для растворения 110,47 кг углекислого магния MgCO₃ + 2HCl ---> MgCl₂ + CO₂ + H₂O требуется 398 кг 24%-ной соляной кислоты, при этом выделяется 29,35 м³ (60,28 кг) углекислого газа.

Для разложения 980,56 кг непрореагировавшей ранее углеаммонийной соли NH₄HCO₃ + 2HCl ---> NH₄Cl₂ + CO₂ + H₂O требуется 1884 кг 24%-ной HCl, при этом выделяется еще 277,83 м³ (570,62 кг) углекислого газа.

Общее количество добавляемой 24%-ной соляной кислоты 600 + 398 + 1884 = 2882 кг, а общее количество углекислого газа, которое получается из 1500 кг углеаммонийной соли 44,24 + 29,35 + 44,24 + 29,35 + 277,83 = 425 м³ Таким образом, в результате вспенивания 6,4 м³ жидкости превращаются в пену объемом 425 + 6,4 = 431,4 м³ , то есть кратность пены доходит до 70 и выше, что обеспечивает успешный подъем пены до башмака НКТ и вынос ее потоком газа с шлейфа из скважины.

Учитывая, что P_у не должно превышать давления поглощения жидкости, следует определить верхний предел давления, которое необходимо поддерживать P_у < (1+K)P_пл = (1+К) 4,0 МПа Практика проведения работ показывает, что величина К составляет от 0,1 до 0,2. Принимаем среднее значение K = 0,15, тогда P_у < (1+0,15) 4,0 = 4,6 МПа т.е. величина P_у должна быть больше 2,58 МПа, но в то же время не должно превышать 4,6 МПа.

Рассмотрим, какое давление будет на глубину 2850 м, если на устье скважины создается давление P_у = 2,6 МПа.

Известно, что если давление неподвижного газа P_у, то давление на забое равно P_з = P_у e^s где или где Р_з - забойное давление газа (т.е. на глубине 2850 м), МПа; P_у - давление на головке скважины, МПа; относительная плотность газа по воздуху; L - глубина скважины, м; Z_ср - коэффициент сверхсжимаемости газа, отн. ед.; T_ср - средняя температура, K; e - основание натурального логарифма.

Применение Z_ср=1; T_ср=303 K, тогда e^S = 1,2528 P_з = P₂₈₅₀=2,6 1,2528 = 3,26 МПа, т.е. давление на глубине 2850 м будет больше и меньше (1+КР)P_пл. Таким образом, принимаем P_у = 2,6 МПа.

Сам процесс освоения скважины проводят следующим образом.

Отключенную самозаглушенную скважину продувают на факел газом из шлейфа до выхода сухого газа. В 1417 литрах воды растворяют 250 кг сухого КССБ, к раствору добавляют 15 кг ОП-10 и через затрубное пространство закачивают раствор в скважину. После этого на устье скважины создают давление 2,6 МПа. После создания необходимого устьевого давления (2,6 МПа) скважина закрывается и на ней устанавливают лубрикатор. Через лубрикатор в скважину вводят 1500 кг углеаммонийной соли. Поскольку давление в скважине больше давления насыщения углекислого газа, он не выделяется в свободном виде, в полностью растворяется в скважиной жидкости. После ввода и растворения углеаммионийной соли в скважину закачивают 2882 кг 24%-ной соляной кислоты и сразу же соединяют затрубное пространство со шлейфом соседних скважин, а трубное пространство открывают. Давление в скважине быстро снижается и, как только оно станет ниже давления насыщения углекислого газа, последний, находящийся до этого в растворенном состоянии, переходит в газообразное состояние, энергично вспенивает скважинную жидкость и благодаря присутствию ПАВ образует устойчивую пену, по объему многократно превосходящую исходную жидкость. Пена достигает башмака НКТ, где захватывается газом, поступающим через затрубное пространство из шлейфа, и выносится через трубное пространство на поверхность. По мере выноса скважинной жидкости в виде пены давление на нижележащие горизонты падает и они вступают в работу. Продувку скважины газом продолжают до прекращения выноса следов пены из скважины. После этого скважина закрывается "на факел" и газ поступает в шлейф.

Заявляемый способ доступен, не требует дополнительно специального технологического оборудования и впервые эффективно решает проблему выноса пластовой жидкости, находящейся ниже башмака НКТ в условиях АНПД.

Формула изобретения

Способ освоения скважины с уровнем пластовой жидкости ниже башмака насосно-компрессорных труб в условиях аномально низких пластовых давлений путем введения в скважину газообразователя, выделяющего углекислый газ, отличающийся тем, что дополнительно закачивают в скважину поверхностно-активное вещество в количестве, достаточном для получения устойчивой пены из пластовой жидкости, закрывают скважину и создают избыточное давление на устье, отвечающее следующему условию: где P_у - давление на устье скважины, МПа; давление насыщения для углекислого газа при температуре t, для конкретной скважины в интервале нахождения столба воды, МПа; P_пл - пластовое давление, МПа; K - эмпирический коэффициент, определяемый по геолого-техническим данным для каждого месторождения, характеризующий репрессию на пласт, вызывающую поглощение, отн.ед., причем в трубное пространство последовательно вводят газообразователь и кислоту в стехиометрических количествах, соединяют затрубное пространство с магистралью газа высокого давления, а трубное пространство открывают на факельную линию до прекращения выхода пены.