Критерии для выбора проппантого или кислотного разрыва в карбонатных коллекторах

В наше время в разработку вовлекаются трудноизвлекаемые запасы нефти, коллектора которых являются низкопроницаемыми, слабодренируемыми и неоднородными.
Гидравлический разрыв пласта во многих случаях является единственным  решением это проблемы. Он помогает как при разработке скважины, так и позволяет повысить дебит уже действующей скважины.
Гидравлический разрыв можно рассматривать как воздействие на продуктивный пласт, при котором порода разрывается благодаря давлению, действующему на пласт, которое в свою очередь возникает вследствие закачки в пласт флюида. Флюиды, используя которые с поверхности на забой скважины передается энергия разрыва, называются жидкостями разрыва.
Важнейшим фактором успешности процедуры ГРП является качество жидкости разрыва и проппанта. Главное назначение жидкости разрыва – передача с поверхности на забой скважины энергии,  которая необходима для раскрытия трещины, а также транспортировка проппанта вдоль всей трещины. 
Технологические жидкости гидроразрыва должны обладать достаточной динамической вязкостью для создания трещин высокой проводимости за счет их большого раскрытия и эффективного заполнения проппантом; иметь низкие фильтрационные утечки для получения трещин необходимых размеров при минимальных затратах жидкости; обеспечивать минимальное снижение проницаемости зоны пласта, контактирующей с жидкостью разрыва; обеспечивать низкие потери давления на трение в трубах; иметь достаточную для обрабатываемого пласта термостабильность и высокую сдвиговую стабильность, т.е. устойчивость структуры жидкости при сдвиге; легко выноситься из пласта и трещины гидроразрыва после обработки; быть технологичными в приготовлении и хранении в промысловых условиях; иметь низкую коррозионную активность; быть экологически чистыми и безопасными в применении; иметь относительно низкую стоимость.
Проектирование  технологии гидроразрыва включает:
– Оценку давления разрыва пласта и рабочего давления агрегатов
– выбор технологической схемы процесса (однократный, поинтервальный ГРП и прочие), жидкостей разрыва, способа расклинивания трещин и расклинивающих агентов
– расчет рабочих параметров и количества закачки жидкости разрыва и расклинивающих агентов;
– Подбор и расчет технологического обеспечения процесса
В наше время выбор рабочих жидкостей ГРП характеризуются
использованием полимерных водных растворов, что целом объясняется универсальностью их  свойств и возможным ростом цен на нефтепродукты.
В качестве полимеров обычно применяют высокомолекулярные полиакриламиды, а также другие полимеры или сополимеры акриловой и метакриловой кислот.
Присадка полимеров и сополимеров в водную фазу зависит от их структуры
и молекулярной массы. Содержание полимеров в растворе составляет 0,01 —
1% о т массы водной фазы . Широкое распространение в качестве рабочей жидкости на водной основе нашли сульфитоспиртовая барда (ССБ) и водные
растворы карбоксил метил целлюлозы (КМЦ ).
Также сравнительно часто для гидроразрыва используются нефти или гидрофобные эмульсии с присадками , снижающими их фильтрацию через поверхности трещин и гидравлические сопротивления при прокачке по трубам .
Для снижения фильтруемости используют специальные реагенты, такие как окисленные битумы или асфальтит, а для понижения потерь на трение применкеие нашли полимеры и ПАВы. Добавка реагентов, снижающих
фильтруемость жидкостей на нефтяной основе, составляет 0,5—1,5% от их
массы.
В связи с интенсивным развитием химической промышленности арсенал
жидкостей разрыва постоянно пополняется и в различных условиях в качестве рабочих жидкостей разрыва также применяют загущенную воду ,желатинообразные вещества, пены, мицеллярные растворы , сжиженный газ, водные растворы кислот, ПАВ и различные композиции на основе полимерныхматериалов , нефтепродуктов и ПАВ . В жидкости разрыв а на водной основе вводят компоненты, предупреждающие набухание глин (стабилизиаторы глин) — хлористый аммоний, органические полимеры и др. Способность монослоя выдерживать нагрузку от вышележащей толщи, является важным критерием пригодности  выбора расклинивающего агента. Количество расклинивающего агента в жидкости-песконосителе определяется как ее удерживающая способность. Критерием критической концентрации агента является то его содержание, при котором начинается коаэлесценция частиц в смеси, или также концентрация , при которой расстояние между частицами становится не меньше их диаметра. В промыслах при ГРП в 1 м3 жидкости-песконосителя вводят порядка 200-250 кг расклинивающего агента, при этом массовую концентрацию частиц в жидкости обычно постепенно повышают от 100-150 до 500 кг на 1 м3


Достоинства и недостатки кислотного разрзыва (243)
Основные принципы и цели кислотного гидроразрыва такие же, как и в случае проппантного гидроразрыва. В каждом из перечисленных методов создается проводящая трещина достаточной длины для обеспечения более эффективной выработки пласта. Главным отличительной особенностью является то, что при гидроразрыве с проппантом песок или другой закрепляющий агент, заполняет трещину, тем самым не допуская ее смыкания при резком сбрасывании давления. При кислотном же воздействии закрепитель обычно не применяют. Процесс основан на травлении стенок трещины кислотой, и используется обычно в пластах известняка или доломита.
	Несмотря на то, что использование кислоты как жидкости разрыва исключает многие осложнения, свойственные для проппантного разрыва, она вызывает осложнения другой природы:
– Эффективная длина кислотной трещины ограничивается расстоянием, которое  кислота проходит вдоль трещины пока не нейтрализуется
– В случае высоких температур протравленная длина может быть незначительной
– Препятствием для эффективного протравливания трещины кислотой является ее чрезмерная утечка, кроме того утечка кислоты неравномерная, приводящая к формированию каналов растворения и расширения естественных трещин, что в свою очередь сильно увеличивает эффективную площадь, через которую и происходят утечки кислоты.
– Постоянная эрозия поверхности трещины во время процесса затрудняет образование эффективной фильтрационной корки.

2 Факторы, от которых зависит эффективность кислотных разрывов

Основными факторами, от которых зависит эффективность кислотных разрывов, являются длина и проводимость трещины. Протравленная длина трещины зависит от объема утечек кислоты, скорости ее реакции и течения в трещине. В конечном счете максимальное расстояние, проходимое кислотой, ограничивается либо утечкой, либо нейтрализацией кислоты. Чаще всего скорость реакции кислоты зависит от скорости ее переноса к стенке трещины, а не от кинетики реакции. Вследствие чего скорость течения кислоты в трещине и ширина последней являются основными факторами, влияющими на нейтрализацию кислоты. 
      Проводимость трещины может также влиять на эффективность обработки. Для создания достаточной проводимости кислота должна реагировать со стенками трещины и растворять достаточное количество пластовых минералов. Способ растворения породы, так же важен, как и количество растворенного материала. Стенки трещины не должны протравливаться равномерно для создания проводящих каналов, которые  затем сохранятся после смыкания трещины. При кислотном травлении обычно достигается хорошая проводимость в результате селективного действия кислоты (возникающей из-за неоднородности пласта) и потока жидкости.
      Преимущества кислотного разрыва:
– более низкое эффективное давление, уменьшающее рост высоты трещины;
– возможность достижения высокой проводимости;
– отсутствие опасности СТОПа;
– отсутствие осложнений, связанных с выносом проппанта.
Недостатки кислотного разрыва:
– ограничение протравленной длины большими утечками жидкости;
– ограничение длины трещины влиянием температуры на скорость реакции;
– возможные осложнения с образованием эмульсий в нефтяных
скважинах;
– затруднительная оценка проводимости, обусловленной протравлением;
– более сложная оптимизация кислотных разрывов по сравнению с проппантными.
Обычно проппантный разрыв создает более длинную трещину. Кроме того, проппантная трещина более надежна с точки зрения сохранения проводимости.

3 Критерии для выбора проппантого или кислотного разрыва в карбонатных коллекторах

В карбонатных пластах проводят как проппантные, так и кислотные разрывы. Выбор типа гидроразрыва должен быть сделан на основе тщательного планирования показателей работы скважины после ГРП и стоимости обработки. 
      В обоих случаях высота трещины ограничивается разностью напряжений во вмещающих пластах, ее длина зависит от ограничения высоты и объема утечек жидкости разрыва. При проппантном разрыве закрепитель может глубже проникать в пласт, чем кислота при кислотном разрыве, так как гель не вступает в реакцию с пластом. Кислотные трещины ограничены по проникновению, но могут иметь высокую проводимость, в то время как проппантные трещины обычно имеют более глубокое проникновение, но ограничены по проводимости.
Факторы, благоприятствующие проведению проппантного разрыва в карбонатных коллекторах:
– низкая растворимость в соляной кислоте (менее 65-75 % общей массы породы);
– относительно однородный карбонатный пласт (например, чистый известняк);
– низкая реакционная способность с кислотой (низкотемпературные доломиты, менее 65 °С);
– очень низкая проницаемость пласта, что требует создания трещины большой длины;
– существенное размягчение или ползучесть породы при смыкании после контакта с кислотой, что приводит к плохому сохранению проводимости протравленной трещины;
– очень высокое давление смыкания пласта, что не обеспечивает сохранения проводимости кислотной трещины. 
Факторы, благоприятствующие проведению кислотного разрыва в карбонатах:
– преобладающая естественная трещиноватость карбонатного пласта, которая может вызвать осложнения (СТОПы) в случае проппантного разрыва;
– неоднородность пласта с прослоями пористых и проницаемых интервалов, которые обладают большей проводимостью, обусловливая дифференциальное травление стенок трещины;
– удаленное расположение целевого интервала от нежелательных водяных или газовых интервалов, не отделенных барьерами напряжения;
– относительно высокая проницаемость пласта и/или кольматация приствольной зоны;
– невозможность закачки проппанта в скважину.
Проводимость как кислотной, так и закрепленной трещины снижается по мере возрастания эффективного напряжения. Для пород с малой прочностью на вдавливание сжимающие напряжения могут привести к полной потере проводимости кислотной трещины и существенной потере проводимости закрепленной трещины. Кислотный разрыв имеет преимущества в трещиноватых пластах вследствие риска возникновения СТОПов при закачке
проппанта. Проппантный разрыв имеет преимущества в пластах, в которых на распространение трещины несущественно влияет естественная трещиноватость. При кислотном разрыве отсутствуют осложнения, связанные с выносом проппанта при эксплуатации скважины. Вынос проппанта может возникнуть, когда проппантный разрыв выполняется после кислотной обработки, так как кислота создает широкие каналы вблизи скважины, которые не смыкаются и позволяют проппанту, остающемуся в каналах, выноситься в насосы и оборудование для подготовки нефти. При кислотном гидроразрыве понижение утечек жидкости в пласт является наиболее существенным фактором, так как увеличивает глубину проникновения кислоты.

6.4. Особенности проектирования кислотных гидроразрывов Для проектирования эффективных кислотных гидроразрывов необходимо понять, как различные параметры влияют на результатпроцесса. В данной подглаве обсуждается их качественное влияние.Последовательность изложения соответствует шагам процесса раз-рыва. Вначале описывается влияние характеристик флюида и пла-ста на геометрию трещины, созданной кислотой или буферной жидкостью до закачки кислоты. Затем обсуждаются переменные, влияющие на расстояние, которое активная кислота может пройти вдоль трещины (глубина проникновения кислоты), и проводимость трещины, созданной в результате действия кислоты.Для многих карбонатных пластов характерны большие модули Юнга, поэтому в них трудно сформировать широкие трещины. В таких пластах ширину трещины можно увеличить путем:
– использования буферной жидкости высокой вязкости;
– закачки флюида с высоким расходом;
– закачки большого объема флюида;
– снижения утечки флюида в пласт добавками понизителей утечек.
Для проектирования КГРП необходимы следующие параметры:
– модули Юнга и коэффициенты Пуассона для карбонатов;
– константы скорости реакции и диффузии;
– твердость по Бринеллю;
– равновесная концентрация кислоты для различных пластовых
условий;
– температура в пластах;
– давление насыщения воды и нефти СО2;
– напряжение смыкания кислотной трещины;
– растворимость ионов кальция, магния, сульфатов в пластовой
(технической) воде;
– химический состав нефти (содержание асфальтенов);
– химический состав породы (наличие железа).
Вследствие плохой растворимости ионов кальция и магния в воде возможна закупорка пласта, если концентрация солей превышает предел растворимости. Для карбонатов среднего карбона – также сульфатов. Асфальтены, содержащиеся в нефти, в кислой среде могут коагулировать и выпадать в осадок, закупоривая поры породы.

6.5. Факторы, определяющие геометрию кислотной трещины Расстояние (глубина проникновения кислоты), которое активная кислота проходит по трещине во время процесса, является одним из параметров, определяющих успех или неудачу кислотного разрыва. Это расстояние зависит от расхода утечки кислоты, скорости ее реакции с породой и скорости продвижения кислоты по трещине. Как указывалось многими исследователями, общая скорость реакции в карбонатах зависит главным образом от скорости переноса кислоты к стенкам трещины, а не от кинетики поверхностной реакции. Скорость переноса кислоты к поверхности трещины определяется расстоянием, которое кислота должна пройти, чтобы достигнуть стенки (т.е. шириной трещины), скоро-стью втекания кислоты в стенку вследствие утечки в пласт и перемешиванием, которое может происходить в трещине. При низких расходах поток ламинарный, и на перенос кислоты к стенке трещины будет влиять вторичный поток, вызванный изменениями плотности при реакции. При более высоких скоростях потока он становится турбулентным, и скорость переноса кислоты будет увеличиваться с возрастанием расхода закачки.
6.5.1. Влияние расхода утечки кислоты
При вхождении в трещину кислота начинает реагировать с ее стенками и может удалить фильтрационную корку, созданную понизителями утечек, добавленными в буферную жидкость. При этом геометрия трещины будет определяться главным образом скоростью утечки кислоты. Механизм, при помощи которого кислота обходит понизитель утечек, заключается в образовании и росте каналов растворения. Изменение геометрии трещины после закачки кислоты в трещину, созданную вязкой буферной жидкостью, невозможно точно предсказать. Однако можно с уверенностью отметить, что, если к кислоте не добавляется эффективный понизитель утечек, то расход утечки после начала закачки кислоты будет превышать утечки при закачке буферной жидкости, и трещина начнет смыкаться. Характер изменения геометрии трещины показан на рис. 6.1. Трещина развивается по варианту 1, если расход утечки кислоты незначительно больше, чем расход утечки буферной жидкости, что может происходить в очень низкопроницаемых пластах. В этом случае трещина будет продолжать расти в течение некоторого времени, но затем начнет уменьшаться в длину по мере продолжения закачки. В конечном счете геометрия трещины будет приближаться к геометрии трещин, развивающихся без использования буферной жидкости.
Вариант 2 возможен, если расход утечки кислоты гораздо больше расхода утечки буферной жидкости, что обычно имеет место в высокопроницаемых пластах. И в этом случае геометрия трещины приблизится к той, которая получается только при использовании кислоты без буфера. Если кислота содержит присадки, определяющие параметры ее утечек, сравнимые с таковыми для буферной жидкости, то можно с уверенностью говорить, что объем и длина трещины будут продолжать увеличиваться во время закачки кислоты. Уменьшение длины открытой трещины после начала закачки кислоты сопровождается уменьшением ее ширины.
Очевидно, что использование эффективных понизителей утечек в кислоте является основным фактором, способствующим увеличению глубины ее проникновения. Снижение утечек кислоты в карбонатах – гораздо более трудная задача, чем при гидроразрыве песчаника инертным флюидом, так как кислота непрерывно растворяет матрицу породы, которая удерживает понизитель утечек. Кроме того, многие карбонаты имеют естественную трещиноватость или кавернозность, поэтому в них есть каналы, которые гораздо труднее закупорить присадками. Эксперименты показывают, что эффективные понизители утечек могут сделать реакцию растворения более равномерной с образованием нескольких каналов растворения вместо одного, что существенно ограничит расход утечки из трещины. Когда имеются естественные трещины или каверны, применяемые присадки обычно не могут снизить утечки. Существует несколько видов понизителей утечек. В настоящее время лучшими присадками являются смеси загущающих, относительно устойчивых в кислоте агентов и маленькие инертные частицы, такие как кремниевая пудра. Их действие усиливается при использовании в эмульсиях с кислотной дисперсионной средой. К другим часто применяемым присадкам относятся тонко измельченные разбухающие в кислоте полимеры и смеси тонкоизмельченных нефтерастворимых смол. Все известные в настоящее время присадки для эффективного действия должны использоваться в высоких концентрациях – от 12 до 24 кг/м3.
6.5.2. Влияние ширины трещины
Рост ширины трещины обычно увеличивает глубину проникновения кислоты. Например, рост ширины от 1,27 до 5,08 мм увеличивает глубину проникновения кислоты в известняке от 24 до 53 м
[164], в доломите – от 30 до 80 м. Наоборот, глубина проникновения
кислоты снизится с 53 до 24 м, если при разрыве используется буферная жидкость для создания трещины шириной 5,08 мм, однако трещина смыкается до ширины 1,27 мм, так как в кислоте не был использован понизитель утечек.
6.5.3. Влияние расхода закачки
Изменение расхода закачки будет влиять на результаты кислотного разрыва. Расстояние, которое активная кислота будет проходить вдоль трещины, обычно увеличивается с ростом скорости потока вдоль нее. Увеличение расхода закачки также будет снижать температуру кислоты, входящей в трещину, еще более увеличивая глубину проникновения кислоты за счет снижения скорости реакции. Зависимость глубины проникновения кислоты от увеличения расхода закачки выполаживается при больших расходах вследствие того, что преимущество более высокой скорости потока вдоль трещины компенсируется увеличенным перемешиванием, которое происходит в результате интенсификации потока.

6.5.4. Влияние температуры

Знание температуры жидкости в трещине необходимо для предсказания ее геометрии и расстояния, проходимого кислотой. Предположение, что при большеобъемных и с большим расходом кислотных разрывах флюид в трещине находится при пластовой температуре, неверно, так как флюид может достичь отверстий перфорации при температуре, почти равной температуре на поверхности. Поэтому необходимо оценить изменение температуры флюида по мере его прокачки через ствол скважины в трещину. Расчеты показывают, что при закачке жидкостей температура по стволу скважины и на забое существенно отклоняется от геотермы, приближаясь к температуре на устье.
Вследствие различия в теплоемкостях и величинах утечек температура в трещине будет зависеть от типа использованной буферной жидкости. При этом установлено, что флюиды с низкими вязкостью и эффективностью (имеющие высокий расход утечек жидкости из трещины в пласт) могут эффективно охлаждать пласт вблизи трещины и снижать температуру флюида в ней [165]. Вследствие низкой эффективности потребуются большие объемы
флюида для образования длинной трещины, а ее ширина в основном будет небольшой. Флюиды в этом случае включают воду и загущенную воду малой вязкости без понизителей утечек. Эти флюиды иногда используются как охлаждающие буферные растворы для снижения температуры в трещине и увеличения расстояния, проходимого кислотой.
Вязкие флюиды обычно являются высокоэффективными, их меньше утечет в пласт, и они в меньшей степени охладят породы, окружающие трещину. При использовании этих флюидов их температура в трещине будет возрастать и выравниваться с пластовой температурой на малом расстоянии от ствола скважины. Так как для известняков скорость реакции на стенке трещины очень высокая, реакция ограничена массопереносом, и расстояние, которое проходит кислота, несущественно зависит от температуры. Если порода реагирует с кислотой медленно, то глубина проникновения будет меняться более значительно при изменении температуры.

6.5.5. Влияние типа породы

Скорость реакции на стенке трещины является сложной функцией состава породы, пластовой температуры, давления и т.д. Однако известны следующие общие закономерности [163]:
– кислота реагирует с доломитом медленнее, чем с известняком, поэтому при низких пластовых температурах расстояние, проходимое кислотой, будет больше для доломита, чем для известняка. При достаточно высоких температурах исчезает разница в расстоянии, которое проходит кислота, для любого типа карбоната;
– пласты редко представлены чистым известняком или чистым доломитом. Для смеси карбонатов расстояние, проходимое кислотой, будет находиться между значениями для чистых компонентов;
– если карбонатный пласт содержит кварц или другие минералы, не реагирующие с соляной кислотой, то должны быть проведены испытания на образцах керна для определения кинетических параметров реакции.

6.5.6. Влияние типа кислоты и присадок

Если возможно уменьшить расход утечки кислоты, то можно использовать кислоты замедленного действия, чтобы увеличить расстояние, которое кислота проходит вдоль трещины до полной нейтрализации. По определению, кислоты оказывают замедленное действие, если скорость реакции во время потока вдоль трещины существенно ниже, чем скорость реакции HCl без присадок. Д. Нироуд и К. Крук [166] установили, что наилучшей композицией для замедления действия кислоты является эмульсия – либо кислота в нефти, либо нефть в кислоте. Было установлено, что присадки, которые обеспечивали замедление путем покрытия поверхности трещины, оказались эффективными только при низких скоростях течения. Вязкие кислотные системы включают кислотные эмульсии и кислоты, загущенные гуаром или другими полимерами. Как прямые, так и обратные кислотные эмульсии являются замедленными, и они проникают существенно дальше, чем загущенная кислота. Обратные эмульсии (с внешней нефтяной фазой) имеют б?льшую растворяющую способность, чем прямые (с внешней кислотной фазой), так как они содержат около 2/3, в то время как прямая эмульсия только 1/3, объема 28%-ной HCl. Поэтому обратные эмульсии обладают в 2 раза большей растворяющей
способностью. Загущенные кислоты обычно готовятся путем добавления к HCl полимеров, таких как гуар, смола карайя или полиакриламид. Получающаяся вязкая кислота замедляется в той же степени, в какой увеличивается ее вязкость. К сожалению, замедление загущенных кислот быстро прекращается, так как гелирующий агент распадается со временем.
Химически замедленные кислоты, например, содержащие гидрофобизующие ПАВы, исследованные Д. Нироудом и К. Круком [166], не уменьшают скорость реакции HCl при обычных условиях кислотного гидроразрыва пластов. Действие этих присадок связано с образованием тонкой пленки на части поверхности трещины, экранирующей часть этой поверхности от реакции. При испытании в статических условиях или при низких скоростях течения три таких присадки показали существенное замедление. При типичных промысловых расходах (числах Рейнольдса Re > 2000) скорость реакции оказалась такой же, как и для чистой кислоты.
Органические кислоты, такие как уксусная и муравьиная, используются в смеси с соляной кислотой, образуя составы замедленного действия. Смеси HCl и органических кислот не дают заметных преимуществ, так как CO2, образующийся при реакции в пластовых условиях, будет существенно ограничивать реакцию органической кислоты.

6.5.7. Проводимость трещины

Для получения эффекта кислота должна реагировать со стенками трещины, образуя канал, который останется открытым после завершения разрыва. Каналы течения могут формироваться в результате неравномерной реакции с поверхностью породы или предпочтительной реакции с минералами, неравномерно размещенными в пласте. На проводимость трещины влияют объем растворенной породы (иногда учитываемый как время контакта
кислоты), ее прочность и сила, стремящаяся сомкнуть трещину. Влияние объема растворенной породы, или времени контакта кислоты, показано схематически на рис. 6.2. При кратковременном контакте количество растворенной породы может оказаться недостаточным, чтобы не допустить смыкания трещины. При очень длительном контакте возможно достичь такой ситуации, при которой поверхность, противостоящая силе смыкания, будет разрушаться при приложении напряжения. При идеальном времени реакции будет растворяться максимальное количество породы без разрушения опор, противодействующих напряжению смыкания. Однако надо иметь в виду, что некаждая точка на поверхности трещины контактирует с кислотой в
течение того же самого промежутка времени. Это приводит к
различиям в количестве растворенной породы, и конечная проводимость трещины оказывается функцией длины трещины. Модель для расчета проводимости трещины, использующая данные по прочности пород на вдавливание, была разработана Д. Нироудом и К. Круком [166]. Другим механизмом неравномерного травления поверхности кислотой является вязкостное языкообразование. В этом случае кислота образует каналы в вязкой буферной жидкости, по которым и движется. Языкообразование также уменьшает долю трещины, принимающей кислоту, увеличивая скорость ее течения.
	Технология воздействия кислотного состава на призабойную зону нашло широкое применение при освоении, и эксплуатации скважин, которые направлены на восстановление и увеличение фильтрационных свойств горных пород.
	Так например в {1} была установлена связь между добавлением бутилцеллозольва  в кислотный состав и соответственно эффективностью воздействия на нефтенасыщенный керн.
	Для этого образец породы, смоченный нефтью, обрабатывали различными комбинациями кислотных составов, затем выдерживали в течение одного часа и после уже последовательно промывали водой и растворителем, чтобы удалить органическую фазу и растворенные частицы. Определяли массу обработанного керна.
 Так  ниже приведены результаты воздействия различных кислотных составов на нефтенасыщенный керн Хохряковского месторождения
Таблица 1 – 
№ п/п
Кислотный состав
Уменьшение массы керна, % масс.
1
12%HCl+3%HF
4
2
12%HCl+3%HF+10%БЦ
9
3
12%HCl+3%HF+10%ИПС
5
4
12%HCl+3%HF+10%ЭГ
2

Анализируя данные из таблицы 2 можно заметить, что растворяющая способность кислотного состава с добавлением БЦ более чем в 2 раза выше чем у стандартного кислотного состава,  а также  существенно выше эффективности кислотного состава с добавлением изопропилового спирта. Такую эффективность бутилцеллощольва можно объяснить тем, что он, являясь взаимным растворителем соляной и плавиковой кислот, препятствуют адсорбции растворенных компонентов и диспергированных частиц на поверхности породы.
	Реализация описанного метода требует тщательной проработки технического исполнения на практике. Сюда входит приготовление кислотных составов, с последующей закачкой  состава в скважину, продавка в пласт соответствии с расчетными объемами, а также своевременное и правильное освоение скважины.
	Так в (119) было принято решение керн предварительно экстрагировать Затем уже экстрагированный керн под вакуумом заполнялся пластовой водой с минерализацией 270 г/л, производился замер проницаемости керна К0, затем вода вытеснялась свежей нефтью до формирования неподвижной воды. По этим данным соответственно определялись водонасыщенность Sв0  и нефтенасыщенность Sн0. Опыты проводились следующим образом. В насыщенный нефтью керн закачивался установленный объем солянокислотной композиции, после обратным ходом производилась промывка керна пластовой водой в количестве 3-4 объемов пор, и вновь производился замер проницаемости Кк. Влияние на керн ССК  называется коэффициентом интенсификации и определяется как отношение:
?=К_к/К_0 
При Кк > К0 ? > 1, следовательно проницаемость улучшается, при ухудшении проницаемости Кк < К0 ? < 1, при отсутствии изменения проницаемости ?=1.

Рисунок 1 – График распределения эффективности СКК от проницаемости керна

.......................