В зависимости от химико-минералогического состава пород пласта, состава загрязняющих фильтрующую поверхность и призабойную зону материалов, а также целевого назначения обработок применяются: солянокислотные обработки; обработки глинокислотой, т.е. смесью соляной и плавиковой кислоты; двухрастворные обработки с задавливанием в пласт последовательно сначала раствора соляной кислоты, затем глинокислоты.

При простых СКО кислота проникает в хорошо проницаемые прослои, улучшая их и без того хорошую проницаемость. Плохо проницаемые прослои остаются неохваченными. Для устранения этого недостатка применяют двухрастворные обработки. Солянокислотный раствор предназначается для растворения привнесённых загрязняющих материалов и, по возможности, для полного выщелачивания карбонатов из призабойной зоны.

За счёт этого исключается возможность образования в поровом пространстве пласта остатков фтористого кальция и других фторидов, способствующих проницаемости пород пласта, а также связывающих определённое, иногда очень большое количество Фтороводорода, предназначенной для растворения глин, аргиллитов, слюд и других породообразующих силикатных компонентов. Кроме того, устранение карбонатов при действии солянокислотного раствора предупреждает опасность полной нейтрализации соляной кислоты (из состава глинокислоты) за счёт её взаимодействия с карбонатами, что привело бы к быстрому образованию в порах пласта студнеобразного геля кремневой кислоты, с дополнительной порчей пласта.

Сначала на скважине проводятся обычные подготовительные мероприятия: удаление забойных пробок, парафиновых отложений, изоляция обводнявшихся прослоев или создание на забое столба тяжелой жидкости в пределах обводнившегося низа скважины.

Для изоляции или для снижения поглотительной способности высокопроницаемых прослоев в пласт нагнетают эмульсию. Затем спущенным на насосно-компрессорных трубах (НКТ) пакером герметизируют кольцевое пространство, и в пласт закачивается оставшийся объем эмульсии под меньшим давлением. После эмульсии закачивается рабочий раствор соляной кислоты объемом, равным внутреннему объему НКТ, также при умеренном давлении, по достижении кислотой башмака НКТ закачка продолжается на максимальных скоростях для создания на забое необходимого давления. После рабочего раствора HCl закачивается глинокислота, а затем продавочная жидкость объемом равным объему НКТ и подпакерного пространства. Время выдержки раствора для полной нейтрализации такое же, как и при простых СКО. После выдержки пакер с якорем и НКТ извлекаются, и скважина пускается в эксплуатацию.

Технология проведения ГКО включает следующие операции:

· произвести глушение скважины;

· поднять глубинно-насосное оборудование;

· исследовать скважину (замерить давление, глубину забоя);

· спустить НКТ с патрубком со скошенным концом;

· промыть скважину до искусственного забоя;

· поднять НКТ с патрубком;

· спустить НКТ в следующей компоновке: хвостовик, пакер, клапан, спецмуфта, НКТ. Пакер установить над интервалом перфорации;

· при проведении термокислотной обработки в компоновку включить термонаконечник (контейнер с магнием);

· собрать устьевое сальниковое устройство;

· произвести гидравлическое испытание пакера. НКТ, определить приемистость пласта;

· закачать и продавить раствор кислоты в пласт по расчету;

· карбонатные коллекторы, не содержащие в своем составе осадкообразующих включений (сульфаты, соединения железа), обработать 10-16%-й соляной кислотой;

· коллекторы, содержащие осадкообразующис включения, обработать 10%-й уксусной кислотой;

· при обработке карбонатных коллекторов, содержащих соединения железа, в соляную кислоту ввести 3-5 % уксусной кислоты для предупреждения осадкообразования в растворе;

· для глубокой обработки трещинно-поровых коллекторов использовать замедление действующие составы на основе соляной кислоты - дисперсные системы типа эмульсии. Для приготовления кислотной пены и нефтекислотной эмульсии использовать ПАВ (суль-фанол, ОП-10) и стабилизатор КМЦ;

· для обработки терригенных коллекторов с карбонатностью менее 10 %, а также в случае загрязненной ПЗП использовать глино-кислотные растворы, приготовленные из соляной (10-12 %) и плавиковой (3-5 %) кислот. Вместо плавиковой кислоты можно использовать кристаллический бифторид аммония;

· термохимическую обработку произвести с использованием соляной кислоты;

· выдержать кислотный раствор 2 ч при температуре пласта до 30°С и 1,0-1,5 ч при температуре 30-60 °С;

· промыть скважину;

· вызвать приток из пласта снижением уровня жидкости;

· поднять НКТ;

· спустить глубинно-насосное оборудование;