Способ интенсификации скважинной добычи нефти

Способ интенсификации скважинной добычи нефти

Реферат

Предложение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к интенсификации скважинной добычи нефти с применением акустического воздействия на продуктивный пласт путем генерирования в скважине поля упругих колебаний в диапазоне ультразвуковых частот.

Известен способ обработки призабойной зоны продуктивного пласта в добывающих скважинах (Симкин Э.М. и др. Виброволновые и вибросейсмические методы воздействия на нефтяные пласты. Обзорная информация. Серия «Нефтепромысловое дело». - М.: ВНИИОЭНГ, 1989, с.15-20), заключающийся в том, что в скважине в интервале продуктивного пласта устанавливают акустический излучатель и производят обработку пласта. Низкое гидродинамическое сообщение между породой продуктивного пласта и внутренней полостью эксплуатационной колонны через перфорационные отверстия, которые с течением времени эксплуатации скважины блокируются органическими и минеральными загрязнениями, снижает эффективность способа.

Известен способ обработки призабойной зоны пласта (патент РФ №2108452, МПК Е21В 43/25, опубл. Бюл. изобретений №10, 1998 г.), включающий спуск насосно-компрессорных труб (НКТ) до забоя скважины, закачку по ним обрабатывающего состава, подъем труб на поверхность, перестрел обсадной колонны в интервале продуктивного пласта в среде обрабатывающего состава, спуск в скважину и размещение против обрабатываемого интервала пласта излучателя ультразвуковых волн и проведение ультразвуковой обработки пласта при поступлении обрабатывающего состава в пласт, а затем из пласта в скважину.

Преимуществом известного способа является совокупность и последовательность технологических операций в среде единого при их осуществлении обрабатывающего состава, а именно, дополнительной перфорации эксплуатационной колонны и синхронизации ультразвукового и гидродинамического воздействия на материал, загрязняющий каналы в заколонном пространстве скважины и призабойной зоне продуктивного пласта для тока пластового флюида или закачиваемого для поддержания пластового давления рабочего агента.

Дополнительные отверстия в эксплуатационной колонне не только повышают эффективность ультразвукового воздействия на прискважинную область продуктивного пласта за счет улучшения условий для распространения ультразвукового излучения в заколонном пространстве скважины и в призабойной зоне продуктивного пласта, но и минимизируют местные фильтрационные сопротивления в перфорированной эксплуатационной колонне во время движения обрабатывающего состава при его поступлении из скважины в пласт, а затем из пласта в скважину, в процессе работы ультразвукового излучателя.

В жидкой среде основную роль при воздействии ультразвука на вещества и физико-химические процессы играет кавитация, и в зависимости от характера загрязнений твердой поверхности (наружной поверхности эксплуатационной колонны в интервале перфорации, цементного камня и породы продуктивного пласта) большее или меньшее значение имеют различные проявления кавитации - микроударные воздействия, микропотоки, нагревание. Подбирая параметры звукового поля, физико-химические свойства моющей жидкости, ее газосодержание и т.д., можно в широких пределах управлять процессом очистки твердой поверхности, оптимизируя его применительно к типу загрязнений и их агрегатному состоянию.

Известный способ предусматривает применение в добывающих скважинах в качестве обрабатывающего состава углеводородного раствора поверхностно-активных веществ (ПАВ) и работу ультразвукового излучателя в постоянно движущейся среде этого раствора, причем используемый объем раствора ПАВ при выполнении способа занимает только малую часть объема скважины, заполненной жидкостью глушения, очевидно, на водной основе. Ультразвуковой излучатель работает сначала в режиме поступления углеводородного раствора ПАВ в пласт, затем из пласта в скважину, и это реверсивное движение углеводородного раствора ПАВ обеспечивают созданием и сбросом избыточного давления столба скважинной жидкости на продуктивный пласт при отсутствии технологической колонны НКТ в скважине.

Известный способ обладает рядом существенных недостатков, которые обуславливают его низкую эффективность.

В известном способе ультразвуковую обработку пласта ведут при поступлении обрабатывающего состава в пласт, а затем из пласта в скважину, и в этом, строго заданном, динамическом режиме движения обрабатывающему составу, очевидно, помимо специальных физико-химических свойств, необходимых для эффективного ультразвукового воздействия на загрязняющий материал, дополнительно могут быть приданы только транспортные функции для перемещения его потоком продуктов, получаемых в результате ультразвукового воздействия. Эти продукты в большей мере попадают в призабойную зону продуктивного пласта, чем выносятся в скважину, в связи с тем, что реверсивный режим движения обрабатывающего состава обеспечивают изменением давления на забое скважины, минимальная величина которого больше величины пластового давления (скважина заглушена, и в ней отсутствует технологическая колонна НКТ).

Таким образом, преобразованный ультразвуком загрязняющий материал не может быть вынесен из заколонного пространства скважины во внутреннюю полость эксплуатационной колонны и, тем более, удален из скважины на поверхность, причем даже при вводе, например, добывающей скважины в последующую эксплуатацию из-за невозможности обеспечения соответствующих скоростей потоков как обрабатывающего состава, так и пластового флюида.

Углеводородный раствор ПАВ (органический растворитель), предлагаемый в известном способе к применению в добывающих скважинах в качестве обрабатывающего состава при работе ультразвукового излучателя, резко снижает интенсивность кавитации по сравнению с водными растворами ПАВ из-за более высокой упругости пара внутри кавитационных газовых пузырьков (каверн, полостей).

Кроме того, на этапе движения углеводородного растворителя в пласт неизбежно происходит изменение его заданных физико-химических свойств за счет растворения в нем, как минимум, пластовой нефти, поэтому из пласта в скважину может поступать уже не исходный обрабатывающий состав, а углеводородный раствор с отличными от заданных физико-химическими свойствами.

С учетом реверсивности движения, предусматривающего перетекание через интервал перфорации практически одного и того же объема обрабатывающего состава, химическая активность исходного углеводородного раствора ПАВ к растворению постоянно снижается, а низкие скорости его движения не позволяют в полной мере охватить химическим и гидродинамическим воздействием всю массу углеводородной составляющей загрязняющего материала, представляющего собой сложную структуру из тяжелых углеводородов, высоковязкой эмульсии пластовых нефти и воды, нерастворимых солей, минеральных механических частиц, обломков цементного камня и т.п.

Только частичное удаление материала, загрязняющего каналы для тока нефти в заколонном пространстве скважины и призабойной зоне продуктивного пласта, не может привести к полному восстановлению дебита скважины и, тем более, значительно интенсифицировать добычу нефти.

Технической задачей, решаемой предлагаемым способом, является повышение эффективности ультразвукового воздействия на прискважинную зону продуктивного пласта для стимуляции производительности добывающей скважины.

Указанная задача решается способом интенсификации скважинной добычи нефти, включающим определение динамики снижения дебита скважины, остановку и извлечение подъемного лифта, заполнение, промывку забоя и определение приемистости скважины рабочей жидкостью на водной основе, создание дополнительных отверстий против продуктивного пласта в перфорированной эксплуатационной колонне, акустическое воздействие на продуктивный пласт путем генерирования в скважине в интервале перфорации поля упругих колебаний в диапазоне ультразвуковых частот, освоение и добычу нефти после спуска в скважину подъемного лифта.

Новым является то, что после акустического воздействия при спущенной в скважину и оснащенной забойными средствами преобразования энергии потока рабочей жидкости колонне насосно-компрессорных труб дополнительно осуществляют реверсивное гидродинамическое воздействие на продуктивный пласт, сначала в режиме экстремально высоких скоростей движения рабочей жидкости за счет создания мгновенной депрессии в скважине против продуктивного пласта, а затем сразу в режиме пульсирующего движения рабочей жидкости в интервале перфорации с излучением в ее пульсирующий поток низкочастотных колебаний, причем пульсирующее движение рабочей жидкости ведут порционно с обеспечением чередования регулируемых по величине репрессии и депрессии на продуктивный пласт.

Новым является также то, что в режиме пульсирующего движения рабочей жидкости в интервале перфорации при репрессии на продуктивный пласт в качестве рабочей жидкости используют углеводородный растворитель, а при депрессии на продуктивный пласт - водный раствор поверхностно-активных веществ.

Сущность изобретения заключается в том, что на преобразованный в результате ультразвукового воздействия материал, загрязняющий каналы для тока нефти в заколонном пространстве скважины и призабойной зоне продуктивного пласта, оказывают дополнительное воздействие гидродинамическими и физическими эффектами, которые обеспечиваются заданным порядком реверсивного движения рабочей жидкости в интервале перфорации скважины при спущенной в скважину и оснащенной забойными средствами преобразования энергии потока рабочей жидкости колонне насосно-компрессорных труб, а именно, сначала в режиме экстремально высоких скоростей движения рабочей жидкости при депрессии на продуктивный пласт, а затем сразу в режиме пульсирующего движения рабочей жидкости при чередовании регулируемых по величине репрессии и депрессии на продуктивный пласт с излучением в ее пульсирующий поток низкочастотных колебаний.

Мгновенная смена режима движения рабочей жидкости в интервале перфорации обеспечивает более эффективное гидродинамическое воздействие на преобразованный в результате ультразвукового воздействия загрязняющий материал за счет крайне быстрого перехода от стадии страгивания загрязняющего материала и частичного выноса его из заколонного пространства скважины во внутреннюю полость эксплуатационной колонны к стадии восприятия остатками загрязняющего материала ударных нагрузок от пульсаций потока рабочей жидкости в скважине.

Сокращение до минимума времени между стадией страгивания загрязняющего материала и стадией восприятия им ударных нагрузок, причем в условиях регулируемой смены направления потока жидкости в заколонном пространстве скважины и призабойной зоне продуктивного пласта, обеспечивает более интенсивное и, соответственно, более полное удаление преобразованного в результате ультразвукового воздействия загрязняющего материала из прискважинной зоны.

Излучение низкочастотных колебаний в пульсирующий поток рабочей жидкости приводит к увеличению охвата гидродинамическим воздействием призабойной зоны продуктивного пласта в радиальном направлении от оси скважины, оказывает дополнительное влияние на улучшение ее пропускной способности, причем как при репрессии, так и при депрессии на продуктивный пласт, и интенсифицирует протекание химического взаимодействия рабочей жидкости и преобразованного в результате ультразвукового воздействия загрязняющего материала.

Использование в качестве рабочей жидкости углеводородного растворителя улучшает доотмыв в заколонном пространстве добывающей скважины и призабойной зоне продуктивного пласта, преобразованного в результате ультразвукового воздействия загрязняющего материала за счет интенсификации растворения его углеводородной составляющей, что, как минимум, приводит к облегчению транспортировки через перфорационные отверстия механических и других твердых включений загрязняющего материала.

Способ осуществляют следующим образом.

По результатам последовательных во времени гидродинамических исследований скважины на неустановившихся режимах (ГДИС) определяют причины и динамику снижения дебита скважины: по величине приведенного радиуса скважины судят о текущих радиальных размерах заколонного пространства скважины и, соответственно, продуктивного пласта с выявлением его потенциальной продуктивности, по результатам сопоставления величин потенциального и текущего дебитов устанавливают степень влияния текущего загрязнения заколонного пространства и призабойной зоны продуктивного пласта на эффективность гидродинамического сообщения продуктивного пласта и скважины.

Скважину останавливают, глушат и извлекают подъемный лифт вместе с глубинно-насосным оборудованием. Спускают технологическую колонну НКТ до забоя, заполняют скважину с промывкой забоя рабочей жидкостью на основе водного раствора ПАВ и определяют приемистость скважины. Поднимают технологическую колонну НКТ, спускают технические средства перфорации и создают дополнительные отверстия против продуктивного пласта в перфорированной эксплуатационной колонне. Спускают в скважину ультразвуковое оборудование и осуществляют акустическое воздействие на продуктивный пласт путем генерирования в объеме рабочей жидкости, расположенном в интервале перфорации, поля упругих колебаний в диапазоне ультразвуковых частот.

После подъема ультразвукового оборудования в скважину спускают с периодическим доливом рабочей жидкости технологическую колонну НКТ, которую предварительно оснащают забойными средствами преобразования энергии потока рабочей жидкости, например, устройством имплозионно-гидроимпульсным для стимуляции производительности скважин (заявка №2011116100 от 25.04.2011 г.). Имплозионно-гидроимпульсное устройство, снабженное для увеличения объема имплозионной камеры хвостовиком из расчетного набора насосно-компрессорных или бурильных труб, размещают в нижней части интервала перфорации и монтируют устьевое оборудование для закачки рабочей жидкости в колонну НКТ.

Обвязывают устьевое оборудование с насосным агрегатом, при необходимости, заполняют межтрубное пространство эксплуатационной колонны до устья скважины рабочей жидкостью доливом при открытой межтрубной задвижке, спрессовывают напорные технологические линии при закрытой трубной задвижке и инициируют закачку рабочей жидкости в колонну НКТ при открытой трубной и закрытой межтрубной задвижках.

При закачке рабочей жидкости в объеме, не превышающем единиц литров, сначала срабатывает на открытие запорный узел имплозионной камеры устройства, мгновенно вызывающий скоростной поток рабочей жидкости из межтрубного пространства эксплуатационной колонны во внутреннюю полость имплозионной камеры, а затем срабатывает узел прерывания потока рабочей жидкости, обеспечивающий импульсное истечение из устройства рабочей жидкости под давлением в межтрубное пространство эксплуатационной колонны. При этом принудительное реверсивное движение запорного узла в корпусе имплозионной камеры устройства вызывает низкочастотные колебания рабочей жидкости в межтрубном пространстве эксплуатационной колонны.

Направление пульсирующего движения порций рабочей жидкости в интервале перфорации скважины регулируют периодической сменой крайних положений межтрубной задвижки: в закрытом положении ведут закачку в заколонное пространство и призабойную зону продуктивного пласта рабочей жидкости в пульсирующем режиме (репрессия на продуктивный пласт), а в открытом положении осуществляют пульсирующее движение рабочей жидкости вдоль интервала перфорации, что вызывает импульсный приток жидкости, расположенной в заколонном пространстве скважины, во внутреннюю полость эксплуатационной колонны за счет струйного эффекта (депрессия на продуктивный пласт). Регулирование величин давлений при депрессии и репрессии на продуктивный пласт осуществляют изменением объемного расхода закачиваемой рабочей жидкости, обеспечиваемого режимами работы насосного агрегата, и установкой промежуточных положений трубной и межтрубной задвижек.

Порядок и время смены крайних положений межтрубной задвижки определяют в зависимости от расчетных объемов закачки рабочей жидкости и, в частности, от объема порций углеводородного растворителя, закачиваемого в заколонное пространство скважины и призабойную зону продуктивного пласта.

Пример конкретного выполнения способа.

Предлагаемый способ испытан на добывающей скважине девонского горизонта Ромашкинского месторождения, радиус условного контура питания у которой равен 300 м. Скважина пробурена долотом диаметром 219 мм до глубины 1775 м и продуктивный пласт вскрыт в интервале 1720-1730 м. Скважина обсажена 146 мм эксплуатационной колонной с толщиной стенки, равной 8 мм, причем заколонное пространство скважины зацементировано с расположением искусственного забоя скважины на глубине 1760 м. Интервал перфорации эксплуатационной колонны соответствует интервалу продуктивного пласта, а плотность перфорации, выполненной кумулятивным способом, равна 20 отв./пог.м.

В скважину на подъемном лифте из 73 мм насосно-компрессорных труб спущено глубинно-насосное оборудование с размещением всасывающего клапана на глубине 1210 м. В течение 18 месяцев безводной эксплуатации дебит скважины уменьшился с 13 т/сут до 1,5 т/сут при снижении динамического уровня с глубины 450 м до глубины 870 м, причем динамика снижения дебита имела скачкообразный характер, и отмечался периодический вынос скважинной продукцией минеральных механических частиц с их массовым содержанием в объеме добываемой жидкости от 20 г/м³ до 60 г/м³.

Интерпретация и сопоставление результатов двух ГДИС, последовательно проведенных через 12 и 18 месяцев эксплуатации скважины, свидетельствуют о росте величины приведенного радиуса скважины в 1,5 раза, а по отношению к величине радиуса скважины по долоту рост жидкости составил 2,1 и 3,2 раза соответственно (с 0,11 м до 0,23 м и до 0,35 м соответственно). Увеличение со временем величины приведенного радиуса скважины, а следовательно, и величины текущего геометрического радиуса скважины, показывает, что в прискважинной зоне продуктивного пласта прогрессирует процесс кавернообразования, который приводит к уменьшению радиальных размеров продуктивного пласта. Снижение отношения радиуса условного контура питания и текущего радиуса скважины в 3,2 раза должно было бы привести к увеличению коэффициента продуктивности, а значит, и дебита скважины, в 1,17 раза, однако фактически дебит скважины снизился в 9 раз, что свидетельствует о чрезвычайно сильном уменьшении пропускной способности заколонного пространства скважины из-за формирования загрязняющего материала в каналах для тока пластовой нефти.

Скважину остановили, заглушили водным раствором МЛ-80 0,1% концентрации и извлекли подъемный лифт вместе с глубинно-насосным оборудованием. Спустили 73 мм технологическую колонну НКТ до глубины 1759,5 м, заполнили скважину с промывкой забоя водным раствором МЛ-80 0,1% концентрации и определили приемистость скважины, которая составила 2,7 м³/час при давлении, равном 8,0 МПа.

Подняли технологическую колонну НКТ, спустили гидромеханический перфоратор ПГМ-146 конструкции института «ТатНИПИнефть» ОАО «Татнефть» и создали 22 дополнительных прямоугольных отверстия против продуктивного пласта в перфорированной эксплуатационной колонне (по два отверстия размером 8×40 мм на одном погонном метре).

Спустили в скважину на геофизическом кабеле пьезокерамический ультразвуковой излучатель «Кавитон» производства ООО «Донские измерительные системы» (г.Ростов-на-Дону) и в течение 8 часов осуществили поинтервальное акустическое воздействие на прискважинную зону продуктивного пласта путем генерирования поля упругих колебаний частотой 18-24 кГц в водном растворе МЛ-80 0,1% концентрации.

После подъема ультразвукового излучателя «Кавитон» на поверхность в скважину спустили 73 мм технологическую колонну НКТ, которую предварительно оснастили устройством имплозионно-гидроимпульсным для стимуляции производительности скважин (УИГИ IU -122 по ТУ 3666-01-0256900-2011) производства ООО «ИНТЕРЮНИС» (г.Москва), в общем виде представляющем собой комплекс из двух последовательно соединенных между собой гидроцилиндров с жестко скрепленными посредством штоков поршнями, причем нижний поршень является запорным узлом имплозионной камеры, а верхний поршень играет роль узла прерывания потока рабочей жидкости.

Устройство УИГИ IU-122, снабженное 25 м хвостовиком из набора 89 мм насосно-компрессорных труб для увеличения объема имплозионной камеры до 120 литров, разместили на глубине 1730 м и смонтировали устьевое оборудование для обеспечения закачки в колонну НКТ водного раствора МЛ-80 0,1% концентрации.

Обвязали устьевое оборудование с насосным агрегатом типа ЦА-320М и заполнили межтрубное пространство эксплуатационной колонны до устья скважины доливом 250 литров водного раствора МЛ-80 0,1% концентрации при открытой межтрубной задвижке. Спрессовали давлением, равным 25 МПа, напорные технологические линии при закрытой трубной задвижке и при минимальных скорости и числе оборотов работы насосного агрегата инициировали закачку водного раствора МЛ-80 0,1% концентрации в колонну НКТ при открытой трубной и закрытой межтрубной задвижках.

При закачке в колонну НКТ водного раствора МЛ-80 0,1% концентрации в объеме, равном одному литру, сработал на открытие запорный узел имплозионной камеры устройства УИГИ IU-122, мгновенно вызывающий скоростной поток водного раствора МЛ-80 0,1% концентрации из межтрубного пространства эксплуатационной колонны во внутреннюю полость имплозионной камеры, при этом из заколонного пространства скважины была втянута в имплозионную камеру и межтрубное пространство эксплуатационной колонны жидкость с загрязняющим материалом в объеме 30 и 90 литров соответственно.

При закачке в колонну НКТ еще двух литров водного раствора МЛ-80 0,1% концентрации сработал узел прерывания потока рабочей жидкости устройства УИГИ IU-122, который обеспечил истечение из устройства водного раствора МЛ-80 0,1% концентрации под давлением в межтрубное пространство эксплуатационной колонны с импульсами давления, величина которых составила 5,0 МПа. При дальнейшей закачке водного раствора МЛ-80 0,1% концентрации определили приемистость скважины, которая составила 13,5 м³/час при величине максимального давления на манометре насосного агрегата, равном 7,0 МПа.

При открытой межтрубной задвижке перешли на закачку в колонну НКТ 4,0 м³ дистиллятного раствора реагента «Тюмень» 0,1% концентрации, величина объема которого была определена по условию «не менее текущего объема заколонного пространства скважины», равного 3,7 м³, согласно расчетам по величине текущего радиуса скважины. Вновь перешли на закачку в колонну НКТ водного раствора МЛ-80 0,1% концентрации, и закачкой его в объеме 1,2 м³ довели дистиллятный раствор реагента «Тюмень» 0,1% концентрации до устройства УИГИ IU-122. Закрыли межтрубную задвижку, и на минимальных режимах работы насосного агрегата закачкой 4,1 м³ водного раствора МЛ-80 0,1% концентрации продавили дистиллятный раствор реагента «Тюмень» 0,1% концентрации в заколонное пространство скважины. Открыли межтрубную задвижку, переобвязали наземные технологические линии для обеспечения работы насосного агрегата по схеме «сам на себя» и при средних и максимальных режимах работы насосного агрегата в течение 3 часов продолжали закачку водного раствора МЛ-80 0,1% концентрации, при этом через полтора часа в потоке появились следы углеводородных веществ, а через два часа - содержание углеводородных веществ в водном растворе МЛ-80 0,1% концентрации составило практически полтора процента. Вновь определили приемистость, которая составила 16,5 м³/час при величине максимального давления на манометре насосного агрегата, равном 7,0 МПа.

На всех этапах закачки водного раствора МЛ-80 0,1% концентрации и дистиллятного раствора реагента «Тюмень» 0,1% концентрации принудительное реверсивное движение запорного узла в корпусе имплозионной камеры устройства УИГИ IU-122 вызывало низкочастотные колебания частиц растворов в межтрубном пространстве эксплуатационной колонны против продуктивного пласта.

Подняли технологическую колонну НКТ с устройством УИГИ IU-122, демонтировали хвостовик имплозионной камеры и отобрали пробы материала, находящегося во внутренней полости хвостовика. Лабораторный анализ отобранных проб показал наличие большого количества минеральных механических частиц и обломков цементного камня, нерастворимых солей с превалирующим содержанием тяжелых углеводородов и вязкой эмульсии.

На подъемном лифте из 73 мм насосно-компрессорных труб спустили насосно-глубинное оборудование с размещением всасывающего клапана на глубине 1210 м и запустили скважину в эксплуатацию с дебитом безводной нефти, равным 15,3 т/сут, при глубине динамического уровня, равной 450 м.

Положительная динамика изменения приемистости скважины, которая определялась после осуществления основных технологических операций, наличие загрязняющего материала в хвостовике имплозионной камеры, а также значения эксплуатационных показателей работы скважины после реализации всего способа, свидетельствующие не только о восстановлении, но и о приросте дебита нефти, убедительно показывают преимущества и высокую эффективность способа.

Таким образом, предлагаемый способ интенсификации скважинной добычи нефти является высокоэффективным геолого-техническим мероприятием и может при широком внедрении принести значительный народно-хозяйственный эффект.

1. Способ интенсификации скважинной добычи нефти, включающий определение динамики снижения дебита скважины, остановку и извлечение подъемного лифта, заполнение, промывку забоя и определение приемистости скважины рабочей жидкостью на водной основе, создание дополнительных отверстий против продуктивного пласта в перфорированной эксплуатационной колонне, акустическое воздействие на продуктивный пласт путем генерирования в скважине в интервале перфорации поля упругих колебаний в диапазоне ультразвуковых частот, освоение и добычу нефти после спуска в скважину подъемного лифта, отличающийся тем, что после акустического воздействия при спущенной в скважину и оснащенной забойными средствами преобразования энергии потока рабочей жидкости колонне насосно-компрессорных труб дополнительно осуществляют реверсивное гидродинамическое воздействие на продуктивный пласт, сначала в режиме экстремально высоких скоростей движения рабочей жидкости за счет создания мгновенной депрессии в скважине против продуктивного пласта, а затем без технологической паузы в режиме пульсирующего движения рабочей жидкости в интервале перфорации с излучением в ее поток низкочастотных колебаний, причем пульсирующее движение рабочей жидкости ведут порционно с обеспечением чередования регулируемых по величине репрессии и депрессии на продуктивный пласт.

2. Способ интенсификации скважинной добычи нефти по п.1, отличающийся тем, что в режиме пульсирующего движения рабочей жидкости в интервале перфорации при репрессии на продуктивный пласт в качестве рабочей жидкости используют углеводородный растворитель, а при депрессии на продуктивный пласт - водный раствор поверхностно-активных веществ.