RU2754552C1 - Способ глушения добывающей скважины (варианты) - Google Patents
Способ глушения добывающей скважины (варианты) Download PDFInfo
- Publication number
- RU2754552C1 RU2754552C1 RU2021105993A RU2021105993A RU2754552C1 RU 2754552 C1 RU2754552 C1 RU 2754552C1 RU 2021105993 A RU2021105993 A RU 2021105993A RU 2021105993 A RU2021105993 A RU 2021105993A RU 2754552 C1 RU2754552 C1 RU 2754552C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- well
- fluid
- formation
- density
- reservoir
- Prior art date
Links
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 title claims abstract description 45
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 38
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims abstract description 179
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims abstract description 92
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 claims abstract description 92
- 230000000903 blocking effect Effects 0.000 claims abstract description 30
- 238000005086 pumping Methods 0.000 claims abstract description 26
- 238000005553 drilling Methods 0.000 claims abstract description 22
- 239000004094 surface-active agent Substances 0.000 claims abstract description 21
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims abstract description 20
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims abstract description 20
- 239000000839 emulsion Substances 0.000 claims abstract description 19
- 239000000725 suspension Substances 0.000 claims abstract description 18
- 239000007864 aqueous solution Substances 0.000 claims abstract description 14
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims abstract description 12
- 238000010521 absorption reaction Methods 0.000 claims abstract description 6
- 230000001133 acceleration Effects 0.000 claims description 6
- 230000005484 gravity Effects 0.000 claims description 6
- 238000012360 testing method Methods 0.000 claims description 4
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 abstract description 4
- 238000012423 maintenance Methods 0.000 abstract description 2
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract 1
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 1
- 239000003599 detergent Substances 0.000 description 12
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 10
- 239000002699 waste material Substances 0.000 description 9
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 8
- ZCCIPPOKBCJFDN-UHFFFAOYSA-N calcium nitrate Chemical compound [Ca+2].[O-][N+]([O-])=O.[O-][N+]([O-])=O ZCCIPPOKBCJFDN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 6
- 239000000654 additive Substances 0.000 description 5
- PALNZFJYSCMLBK-UHFFFAOYSA-K magnesium;potassium;trichloride;hexahydrate Chemical compound O.O.O.O.O.O.[Mg+2].[Cl-].[Cl-].[Cl-].[K+] PALNZFJYSCMLBK-UHFFFAOYSA-K 0.000 description 5
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 description 5
- QGZKDVFQNNGYKY-UHFFFAOYSA-N Ammonia Chemical compound N QGZKDVFQNNGYKY-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 238000005260 corrosion Methods 0.000 description 4
- 230000007797 corrosion Effects 0.000 description 4
- 239000003112 inhibitor Substances 0.000 description 4
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 4
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 description 4
- 239000013049 sediment Substances 0.000 description 4
- 239000002562 thickening agent Substances 0.000 description 4
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 description 3
- 239000003995 emulsifying agent Substances 0.000 description 3
- 239000013505 freshwater Substances 0.000 description 3
- 229910052500 inorganic mineral Inorganic materials 0.000 description 3
- 239000011707 mineral Substances 0.000 description 3
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 description 3
- 229920001732 Lignosulfonate Polymers 0.000 description 2
- 229920003171 Poly (ethylene oxide) Polymers 0.000 description 2
- 229910021529 ammonia Inorganic materials 0.000 description 2
- 239000011575 calcium Substances 0.000 description 2
- 159000000007 calcium salts Chemical class 0.000 description 2
- 235000013312 flour Nutrition 0.000 description 2
- 238000005259 measurement Methods 0.000 description 2
- 238000001556 precipitation Methods 0.000 description 2
- 239000002023 wood Substances 0.000 description 2
- PAWQVTBBRAZDMG-UHFFFAOYSA-N 2-(3-bromo-2-fluorophenyl)acetic acid Chemical compound OC(=O)CC1=CC=CC(Br)=C1F PAWQVTBBRAZDMG-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- GRYLNZFGIOXLOG-UHFFFAOYSA-N Nitric acid Chemical compound O[N+]([O-])=O GRYLNZFGIOXLOG-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000011161 development Methods 0.000 description 1
- 229910017053 inorganic salt Inorganic materials 0.000 description 1
- 229910017604 nitric acid Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000004062 sedimentation Methods 0.000 description 1
- 238000005406 washing Methods 0.000 description 1
- 239000002351 wastewater Substances 0.000 description 1
- 239000000230 xanthan gum Substances 0.000 description 1
- 229920001285 xanthan gum Polymers 0.000 description 1
- 229940082509 xanthan gum Drugs 0.000 description 1
- 235000010493 xanthan gum Nutrition 0.000 description 1
Images
Classifications
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/12—Methods or apparatus for controlling the flow of the obtained fluid to or in wells
Landscapes
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Geology (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
Abstract
Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности, а именно к технологиям глушения добывающих скважин при ремонте и проведении профилактических работ скважины с двумя и более продуктивными пластами. Способ включает спуск в скважину эксплуатационной подвески, состоящей из колонны труб и насоса, расположенного в скважине выше продуктивных пластов, закачку в скважину задавочной жидкости. По первому варианту, не более чем за 3 суток до глушения скважины определяют пластовое давление в каждом пласте скважины, определяют плотность задавочной жидкости в зависимости от пластовых давлений продуктивных пластов по приведенному математическому выражению. В качестве задавочной жидкости применяют водный раствор поверхностно-активного вещества плотностью, соответствующей рассчитанной плотности задавочной жидкости. Определяют объём задавочной жидкости для глушения скважины. При разнице между давлениями пластов не более 3 МПа закачку задавочной жидкости в ствол скважины выполняют в два цикла. В первом цикле по межтрубному пространству добывающей скважины производят закачку задавочной жидкости до нижнего конца колонны труб, спущенной в скважину, после чего осуществляют технологическую выдержку в течение 3-4 часов. Затем производят второй цикл замены скважинной жидкости задавочной жидкостью от нижнего конца колонны труб до устья закачкой задавочной жидкости по колонне труб, не превышая при этом давления, допустимого на эксплуатационную колонну до выхода задавочной жидкости из межтрубного пространства на устье скважины. Причем если отсутствует избыточное давление в скважине, то замещение скважинной жидкости производят в процессе подъема эксплуатационной подвески с доливом задавочной жидкости плотностью 1180 кг/м3 в межтрубное пространство скважины насосным агрегатом. По второму варианту при разнице между давлениями пластов более 3 МПа для предотвращения поглощения задавочной жидкости пластом с меньшим пластовым давлением сначала закачивают временно блокирующую жидкость в продуктивный пласт с наименьшим пластовым давлением. Причём в качестве временно блокирующей жидкости применяют высоковязкую обратную эмульсию плотностью 1200-1300 кг/м3 на нефтяной основе, а объём временно блокирующей жидкости определяют исходя из высоты пласта с наименьшим пластовым давлением в расчёте 2 м3 на 1 м высоты пласта. Причем сначала производят предварительный цикл закачки высоковязкой обратной эмульсии с плотностью, превышающей расчётную плотность задавочной жидкости, в межтрубное пространство скважины при открытой трубной задвижке на устье скважины. При достижении высоковязкой обратной эмульсией нижнего конца подвески насоса трубную задвижку на устье скважины закрывают. Затем по межтрубному пространству добывающей скважины производят первый цикл закачки задавочной жидкости до нижнего конца подвески, при этом высоковязкая эмульсия попадает в пласт с наименьшим пластовым давлением и блокирует его. После чего осуществляют технологическую выдержку в течение 3-4 часов. Затем производят второй цикл замены скважинной жидкости задавочной жидкостью от нижнего конца колонны труб до устья закачкой задавочной жидкости по колонне труб, не превышая при этом давления, допустимого на эксплуатационную колонну до выхода задавочной жидкости из межтрубного пространства на устье скважины. Техническим результатом является повышение качества глушения скважины, сохранение коллекторских свойств пласта (пластов), возможность проведения глушения скважины с несколькими пластами с разными пластовыми давлениями. 2 н.п. ф-лы, 3 пр., 1 табл., 5 ил.
Description
Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности, а именно к технологиям глушения добывающих скважин при ремонте и проведении профилактических работ скважины с двумя и более продуктивными пластами.
Известен способ глушения добывающих скважин (патент RU № 2212527, опубл. 20.09.2003), включающий введение в ствол скважины вязкоупругого разделительного состава, приготовление и закачку в скважину жидкости глушения с добавками ингибиторов осадкообразования и коррозии, поверхностно-активного вещества и загустителя для уравновешивания давления пласта, при этом используют в качестве жидкости глушения водный раствор карналлитовой руды с плотностью раствора 1,23-1,25 т/м3, в качестве загустителя - ксантановую смолу в количестве 0,1-1,0 маc.%, а при приготовлении указанного раствора осуществляют отстой в течение 30-45 мин.
Недостатками способа являются:
- во-первых, высокие затраты на приготовление вязкоупругого разделительного состава и жидкости глушения с добавками ингибиторов осадкообразования и коррозии, поверхностно-активного вещества и загустителя;
- во-вторых, сложность реализации технологии, связанная с применением в процессе реализации способа двух видов жидкости: вязкоупругого разделительного состава и жидкости глушения с добавками ингибиторов осадкообразования и коррозии;
- в-третьих, потеря коллекторских свойств пласта (пластов) из-за попадания в прискважинную зону пласта добавок (ингибиторов коррозии и осадкообразования, загустителя), содержащихся в жидкости глушения;
- в-четвёртых, невозможно провести глушение скважины при наличии в скважине нескольких пластов с разными пластовыми давлениями, так как пласт с меньшим пластовым давлением или трещинным коллектором будет поглощать жидкость глушения.
Также известен способ глушения скважины (патент RU № 2123580, опубл. 20.12.1998), путем закачки в скважину жидкости глушения, включающей водный раствор полимера, в качестве водного раствора полимера используют водный раствор полиэтиленоксида концентрацией 0,025-0,035%, жидкость глушения закачивают в скважину выше перфорационных отверстий, проводят технологическую выдержку для осаждения жидкости глушения на забое скважины, а оставшийся объем скважины заполняют водным раствором минеральной соли со скоростью прокачки не более 1 м/сек.
Недостатки способа:
- во-первых, высокие затраты на приготовление водного раствора полимера и водного раствора минеральной соли;
- во-вторых, потеря коллекторских свойств пласта (пластов) из-за попадания полимера (полиэтиленоксида) водного раствора в прискважинную зону пласта в процессе глушения скважины;
- в-третьих, невозможно провести глушение скважины при наличии в скважине нескольких пластов с разными пластовыми давлениями, так как пласт с меньшим пластовым давлением или трещинным коллектором будет поглощать жидкость глушения;
- в-четвёртых, сложность реализации технологии, связанная с применением двух видов жидкости глушения водного раствора полимера и водного раствора минеральной соли.
Наиболее близким по технической сущности и достигаемому результату является способ глушения скважины, включающий спуск в скважину эксплуатационной подвески, состоящей из колонны труб и насоса, расположенной в скважине выше продуктивного пласта, закачку в скважину задавочной жидкости (патент RU № 2104392, опубл. 20.06.1998). Блокировку интервала перфорации осуществляют путем замены скважинной жидкости в стволе скважины блокирующей жидкостью и расположенной над ней задавочной жидкостью плотностью, меньшей плотности блокирующей жидкости, при этом часть блокирующей жидкости задавливают в прискважинную зону пласта, а объем блокирующей жидкости определяют исходя из коэффициента продуктивности скважины. При этом блокирующая жидкость для глушения скважины, включает водорастворимую соль кальция, свободный аммиак, отход производства целлюлозно-бумажной промышленности на основе лигносульфонатов, дополнительно содержит древесную муку при следующем соотношении компонентов, мас.%: водорастворимая соль кальция 12,4-43,5; свободный аммиак 0,1-2,0; отход производства целлюлозно-бумажной промышленности на основе лигносульфонатов 5,0-25,0; древесная мука 4,0-12,0; вода – остальное.
Недостатки способа:
- во-первых, низкая эффективность глушения скважины, так как в процессе реализации не учитывается плотность задавочной жидкости, которая при глушении скважины является определяющим фактором, также закачка блокирующей жидкости, объём которой определяется в зависимости от коэффициента продуктивности пласта, может привести к большому объёму закачки блокирующей жидкости в пласт;
- во-вторых, потеря коллекторских свойств пласта (пластов) из-за оседания в нём компонентов блокирующей жидкости, закачанной в прискважинную зону пласта в процессе глущения скважины;
- в-третьих, ограниченные возможности при реализации способа при наличии в скважине нескольких пластов с разными пластовыми давлениями, так как нет необходимости блокировать прискважинную зону всех пластов;
- в-четвёртых, высокие затраты на приготовление многокомпонентной блокирующей задавочной жидкости при реализации способа.
Техническими задачами изобретения являются повышение качества глушения скважины, сохранение коллекторских свойств пласта (пластов), возможность проведения глушения скважины с несколькими пластами с разными пластовыми давлениями, снижение затрат на приготовление блокирующей и задавочной жидкостей.
Поставленные технические задачи решаются способом глушения добывающей скважины, включающим спуск в скважину эксплуатационной подвески, состоящей из колонны труб и насоса, расположенного в скважине выше продуктивных пластов, закачку в скважину задавочной жидкости.
По первому варианту новым является то, что, не более чем за 3 суток до глушения скважины определяют пластовое давление в каждом пласте скважины, определяют плотность задавочной жидкости в зависимости от пластовых давлений продуктивных пластов по формуле:
где 
- плотность задавочной жидкости, кг/м3;
К - коэффициент, учитывающий рост пластового давления с глубиной:
К = 1,1 - для скважин глубиной до 1200 м по вертикали (интервалов от 0 до 1200 м);
К = 1,05 - для интервалов от 1200 м до кровли перфорированного пласта по вертикали;
Р пл . - пластовое давление, МПа;
g = 9,81 м/с2 - ускорение свободного падения;
Н кр. - глубина скважины до кровли пласта с наибольшим пластовым давлением, м;
L удл. - удлинение скважины, м,
в качестве задавочной жидкости применяют водный раствор поверхностно-активного вещества плотностью, соответствующей рассчитанной плотности задавочной жидкости, определяют объём задавочной жидкости для глушения скважины, при разнице между давлениями пластов не более 3 МПа закачку задавочной жидкости в ствол скважины выполняют в два цикла, в первом цикле по межтрубному пространству добывающей скважины производят закачку задавочной жидкости до нижнего конца колонны труб, спущенной в скважину, после чего осуществляют технологическую выдержку в течение 3-4 часов, затем производят второй цикл замены скважинной жидкости задавочной жидкостью от нижнего конца колонны труб до устья, закачкой задавочной жидкости по колонне труб, не превышая при этом давления, допустимого на эксплуатационную колонну до выхода задавочной жидкости из межтрубного пространства на устье скважины, причем если отсутствует избыточное давления в скважине, то замещение скважинной жидкости производят в процессе подъема эксплуатационной подвески с доливом задавочной жидкости плотностью 1180 кг/м3 в межтрубное пространство скважины насосным агрегатом.
По второму варианту новым является то, что не более чем за 3 суток до глушения скважины определяют пластовое давление в каждом пласте скважины, определяют плотность задавочной жидкости в зависимости от пластовых давлений продуктивных пластов по формуле:
где - плотность задавочной жидкости, кг/м3;
К - коэффициент, учитывающий рост пластового давления с глубиной:
К = 1,1 - для скважин глубиной до 1200 м по вертикали (интервалов от 0 до 1200 м);
К=1,05 - для интервалов от 1200 м до кровли перфорированного пласта по вертикали;
Р пл . - пластовое давление, МПа;
g = 9,81 м/с2 - ускорение свободного падения;
Н кр. - глубина скважины до кровли пласта с наибольшим пластовым давлением, м;
L удл. - удлинение скважины, м,
в качестве задавочной жидкости применяют водный раствор поверхностно-активного вещества плотностью, соответствующей рассчитанной плотности задавочной жидкости, определяют объём задавочной жидкости для глушения скважины, при разнице между давлениями пластов более 3 МПа для предотвращения поглощения задавочной жидкости пластом с меньшим пластовым давлением, сначала закачивают временно блокирующую жидкость в продуктивный пласт с наименьшим пластовым давлением, причём в качестве временно блокирующей жидкости применяют высоковязкую обратную эмульсию плотностью 1200-1300 кг/м3 на нефтяной основе, а объём временно блокирующей жидкости определяют исходя из высоты пласта с наименьшим пластовым давлением в расчёте 2 м3 на 1 м высоты пласта, причем сначала производят предварительный цикл закачки высоковязкой обратной эмульсии с плотностью, превышающей расчётную плотность задавочной жидкости в межтрубное пространство скважины при открытой трубной задвижке на устье скважины, при достижении высоковязкой обратной эмульсией нижнего конца подвески насоса трубную задвижку на устье скважины закрывают, затем по межтрубному пространству добывающей скважины производят первый цикл закачки задавочной жидкости до нижнего конца подвески, при этом высоковязкая эмульсия попадает в пласт с наименьшим пластовым давлением и блокирует его, после чего осуществляют технологическую выдержку в течение 3-4 часов, затем производят второй цикл замены скважинной жидкости задавочной жидкостью от нижнего конца колонны труб до устья, закачкой задавочной жидкости по колонне труб, не превышая при этом давления, допустимого на эксплуатационную колонну до выхода задавочной жидкости из межтрубного пространства на устье скважины.
На фиг. 1-3 схематично и последовательно показан первый вариант реализации способа.
На фиг. 4-5 схематично и последовательно показан второй вариант реализации способа.
По первому варианту способ осуществляют следующим образом.
Способ глушения добывающей скважины 1 (см. фиг. 1-3) включает спуск в скважину 1 эксплуатационной подвески 2, состоящей из колонны труб 3 и насоса 4, расположенной в скважине 1 выше продуктивного пласта 5, закачку в скважину задавочной жидкости.
В добывающей скважине 1 вскрыто несколько продуктивных пластов с близкими по значению пластовыми давлениями, например, два продуктивных пласта 5 и 5´.
Перед закачкой определяют плотность задавочной жидкости в зависимости от пластового давления, продуктивных пластов 5 и 5´, измеренного не более чем за 3 суток (например, за 2 суток) до глушения скважины 1. В добывающих скважинах 1, где отсутствует поглощение скважинной жидкости продуктивными пластами 5 и 5', например, разница между пластовыми давлениями не превышает 3 МПа.
Определяют пластовое давление геофизическим методом путём прямого измерения глубинным манометром. Для этого с устья скважины 1 через отверстие (на фиг. 1-3 не показано), оборудованное для спуска глубинных приборов, в планшайбе, в межтрубное пространство 6 скважины 1 спускают глубинный манометр на геофизическом кабеле. Глубинный манометр в межтрубном пространстве скважины 1 спускают в интервал середины перфорации каждого пласта, подлежащего измерению. Выдерживают в течение 20-30 минут.
Далее по формуле (1) определяют плотность задавочной жидкости в зависимости от пластовых давлений продуктивных пластов по формуле:
(1)
где – плотность задавочной жидкости, кг/м3;
К - коэффициент, учитывающий рост пластового давления с глубиной:
К=1,1 - для скважин глубиной до забоя до 1200 м по вертикали (интервалов от 0 до 1200 м);
К=1,05 - для скважин глубиной до забоя от 1200 м по вертикали (интервалов от 1200 м и более);
Р пл . - пластовое давление, МПа;
g= 9,81 м/с2 - ускорение свободного падения;
Н кр. - глубина скважины до кровли пласта с наибольшим пластовым давлением, м;
L удл. - удлинение скважины, м.
Коэффициент - К подобран опытным путём в зависимости от глубины добывающей скважины 1 по вертикали.
В зависимости от рассчитанной плотности задавочной жидкости подбирают состав задавочной жидкости, приведенный в таблице. В качестве задавочной жидкости применяют водный раствор поверхностно-активного вещества плотностью, соответствующей рассчитанной плотности задавочной жидкости.
Таблица
| Расчетная плотность задавочной жидкости (ρ ж.г .) | Состав задавочной жидкости |
| Менее 1010 кг/м3 | Пресная вода (99,9%) с 0,1 % моющего ПАВ |
| 1010- 1180 кг/м3 | Сточная (техническая) вода с 0,1 % моющего ПАВ |
| 1180-1240 кг/м3 | Раствор карналлитовой руды с 0,1 % моющего ПАВ |
В качестве моющего ПАВ применяют, например МЛ81Б, любого известного производителя, например, ООО ПКФ «ПрогрессХим» Татарстан, г. Нижнекамск.
Раствор карналлитовой руды готовят любым известным способом, например, как описано в патенте RU 2458008, С01F5/30, С01D 3/06 опубл. 10.08.2012 г.
Определим плотность скважинной жидкости для пласта с наибольшим пластовым давлением, например для продуктивного пласта 5.
Пример 1.
Глубина скважины от забоя до кровли пласта по вертикали: Нкр. = 1500 м;
1.2 Глубина скважины по вертикали 1520 м - (К=1,5);
1.3 Рпл. = 7,2 МПа;
1.4 Lудл. = 800 м.
Подставляя числовые значения в формулу 1 получим:
ρ ж.г . = 1,05 × (7,2,0×106)/(9,8× (1500 - 800) = 1102 кг/м3
Исходя из таблицы в качестве задавочной жидкости выбирают сточную (техническую) воду с 0,1 % моющего ПАВ (МЛ81Б) любого известного производителя, например, ООО ПКФ «ПрогрессХим» Татарстан, г. Нижнекамск.
Пример 2.
2.1 Глубина скважины до кровли пласта по вертикали: Нкр. = 1100 м;
2.2 Глубина скважины до забоя по вертикали 1130 м - (К=1,1);
2.2 Рпл. = 10,8 МПа;
2.3 Lудл. = 100 м.
Подставляя числовые значения в формулу 1 получим:
ρ ж.г . = 1,1 × (10,8×106)/(9,8× (1100 - 100) = 1212 кг/м3
Исходя из таблицы в качестве задавочной жидкости выбирают раствор карналлитовой руды с 0,1 % моющего ПАВ.
Пример 3.
Глубина скважины до кровли пласта по вертикали: Нкр. = 1250 м;
Глубина скважины по вертикали 1290 м - (К=1,05);
3.2 Рпл. = 9,8 МПа;
3.4 Lудл. = 205 м.
Подставляя числовые значения в формулу 1 получим:
ρ ж.г . = 1,05 × (9,8×106)/(9,8× (1250 -205) = 1005 кг/м3
Исходя из таблицы в качестве задавочной жидкости выбирают пресную воду с 0,1 % моющего ПАВ, например МЛ81Б.
Рассмотрим глушение скважины для примера 1.
Перед глушением добывающей скважины 1 (см. фиг. 1-3), оснащенной штанговым глубинным насосом, в подвеске 2, которая оснащена колонной насосно-компрессорных труб (НКТ) 3 с штанговым глубинным насосом 4 срывают штанговый глубинный насос из замковой опоры НКТ и переводят балансир станка-качалки (на фиг. 1-3 не показано) и в верхнее положение.
Перед глушением добывающей скважины, оснащенной электроцентробежным насосом, в подвеске 2 (см. фиг. 1-3), которая оснащена колонной НКТ 3 с циркуляционным клапаном и электроцентробежным насосом 4 производят открытие (сбивание) циркуляционного клапана (на фиг. 1-3 не показано).
При глубине скважины Нкр =1500 м и с глубиной спуска подвески равной h1= 900 м.
При глубине скважины 1 до кровли продуктивного пласта 5 по вертикали: Нкр. = 1500 м определим объём V задавочной жидкости для глушения скважины 1.
Например, для эксплуатационной колонны диаметром 168 мм с толщиной стенки 8 мм объём одного метра высоты составляет 0,0182 м3. Тогда V = 0,0182 м3×1500 м = 27,3 м3, а в качестве задавочной жидкости, например, выбирают сточную (техническую) воду с 0,1% моющего ПАВ, например МЛ81Б (Пример 1).
На базе производственного обслуживания готовят V = 27, 3 м3 задавочной жидкости в качестве которой используют сточную (техническую) воду с 0,1 % моющего ПАВ, например МЛ81Б плотностью ρ ж.г . = 1102 кг/м3.
Готовую задавочную жидкость завозят на скважину 1 в автоцистернах. Закачку задавочной жидкости в ствол скважины выполняют в два цикла.
В первом цикле производят закачку задавочной жидкости до нижнего конца подвески 2 (h2) через межтрубное пространство 6 скважины 1, до интервала:
h2 = Hкр-h1 = 1500 м-900 м= 600 м
в объёме V1 =0,0182 м3×600 м =10,92 м3 с помощью насосного агрегата 7 при открытой затрубной 8 и трубной 9 задвижках на устье скважины 1.
Осуществляют технологическую выдержку в течение 3-4 часов, например в течение 4 часов.
В течение технологической выдержи происходит самоосаждение закачанной в скважину 1 в первом цикле задавочной жидкости, которая замещает скважинную жидкость, например плотностью ρ ж. = 1050 кг/м3, при этом скважинная жидкость размещается над задавочной жидкостью благодаря меньшей плотности чем задавочная жидкость (1050 кг/м3 <1102кг/м3).
Производят второй цикл замены скважинной жидкости задавочной жидкостью от нижнего конца подвески 2 (h2 = 600м) до устья.
Во втором цикле производят закачку задавочной жидкости с помощью насосного агрегата 7 по колонне НКТ 3 с циркуляцией жидкости через межтрубное пространство 6 скважины 1 на устье и в желобную ёмкость (на фиг. 1-3 не показано), при открытой затрубной 8 и трубной 9 задвижках, не превышая при этом давления, допустимого на эксплуатационную колонну, например 11 МПа. Таким образом закачивают по колонне НКТ 3, оставшийся объём задавочной жидкости: V2 = V -V1 = 27,3 м3- 10,92 м3 = 16,38 м3.
Если плотность задавочной жидкости невозможно рассчитать по причине отсутствия исходного (ых) значений, заданных в формуле (1) и при этом отсутствует избыточное давление в скважине, то замена скважинной жидкости в стволе скважины на задавочную жидкость производят в процессе подъема эксплуатационной подвески 2 с доливом задавочной жидкости плотностью 1180 кг/м3 в межтрубное пространство 6 (см. фиг. 3) скважины 1 при открытой затрубной 8 и трубной 9 задвижках насосным агрегатом 7, не допуская перелива скважинной жидкости на устье скважины 1, например долив задавочной жидкости плотностью 1180 кг/м3 осуществляют периодически после подъема пяти труб НКТ 3.
Таким образом замещают скважинную жидкость на задавочную жидкость. Технологический процесс глушения добывающей скважины завершен.
По второму варианту способ осуществляют следующим образом.
Способ глушения добывающей скважины 1 (см. фиг. 4-5), включающий спущенную в скважину 1 эксплуатационную подвеску 2, состоящую из колонны труб 3 и насоса 4, расположенную в скважине 1 выше продуктивных пластов.
В добывающей скважине 1 вскрыто несколько продуктивных пластов с разными пластовыми давлениями, например, два продуктивных пласта 5 и 10.
В добывающих скважинах 1, при наличии поглощения скважинной жидкости продуктивными пластами 5 и 10, например, разница между пластовыми давлениями превышает 3, МПа.
Перед глушением добывающей скважины 1 в подвеске 2, которая оснащена колонной НКТ 3 с штанговым глубинным насосом 4 срывают штанговый глубинный насос из замковой опоры НКТ и переводят балансир станка-качалки (на фиг. 4-5 не показано) и в верхнее положение.
Перед глушением добывающей скважины в подвеске 2 (см. фиг. 4-5), которая оснащена колонной НКТ 3 с циркуляционным клапаном и электроцентробежным насосом 4 производят открытие (сбивание) циркуляционного клапана (на фиг. 4-5 не показано).
При глубине скважины Нкр =1700 м и с глубиной спуска подвески равной h1= 1000 м.
Последовательно определяют пластовые давления в двух продуктивных пластах 5 и 10 геофизическим методом путём прямого измерения глубинным манометром. Для этого с устья скважины 1 (см. фиг. 4) через отверстие (на фиг. 1-5 не показано), оборудованное для спуска глубинных приборов, в планшайбе, в межтрубное пространство скважины спускают глубинный манометр на геофизическом кабеле. Глубинный манометр в межтрубном пространстве скважины 1 спускают в интервал середины перфорации пласта, подлежащего измерению. Выдерживают в течение 20-30 минут.
Аналогичным образом измеряют пластовое давление в двух продуктивных пластах. Например: продуктивный пласт 5 имеет Р1 = 3,5 МПа (см. фиг. 4); продуктивный пласт 10 имеет Р2 = 12,8 МПа.
Для предотвращения поглощения задавочной жидкости продуктивным пластом 5 с меньшим пластовым давлением (Р1 = 3,5 МПа) перед закачкой в ствол скважины 1 задавочной жидкости осуществляют предварительную закачку временно блокирующей жидкости через интервалы перфорации 11 в призабойную зону 12 продуктивного пласт 5 с наименьшим пластовым давлением (Р1 = 3,5 МПа).
В качестве временно блокирующей жидкости применяют обратную высоковязкую эмульсию плотностью 1200-1300 кг/м3, а объём временно блокирующей жидкости закачиваемой определяют исходя из высоты пласта с наименьшим пластовым давлением в расчёте 2 м3 на 1 м высоты пласта.
Рассчитывают объём временно блокирующей жидкости, т.е. обратной эмульсии (Vэ) исходя из высоты пласта с наименьшим пластовым давлением в расчёте 2 м3 на 1 м высоты пласта по формуле:
Vэ= k×hп, (2)
где k – коэффициент, полученный опытным путём и учитывающий приемистость пласта (k=1,5-2), примем k=1,5;
hп – высота продуктивного пласта с наименьшим пластовым давлением, м. Примем h=3м.
Подставляя значения в формулу (2) получим:
Vэ= 1,5 ×3 = 4,5 м3
Готовят обратную эмульсию на базе производственного обслуживания и завозят на скважину в автоцистерне в объёме Vэ=4,5 м3.
Например, применяют обратную эмульсию плотность ρэ = 1200-1300 кг/м3, следующего состава:
- нефть – 32-42 %;
- раствор Са(NО3)2 – 55-65 %;
- эмульгатор – 3 %.
Нефть применяют по ГОСТ Р 51858-2020 Нефть. Общие технические условия.
Раствор Са(NО3)2 это кальция нитрат, кальциевая селитра, азотнокислый кальций — неорганическая соль азотной кислоты применяют по ГОСТ 2-85 Селитра аммиачная. Технические условия (с Изменениями N 1, 2, 3).
В качестве эмульгатора обратной эмульсии используют любой известный эмульгатор, например описанный в патенте RU № 2414290, МПК В01F 17/23, опубл. 20.03.2011 г.
Далее по формуле 3 производят расчёт плотности задавочной жидкости принимают глубину скважины до кровли пласта с наибольшим пластовым давлением 10 (Р2 = 11,8 МПа) (см. фиг. 4 и 5):
(3)
где – плотность задавочной жидкости, кг/м3;
К - коэффициент, учитывающий рост пластового давления с глубиной:
К=1,1 - для скважин глубиной до 1200 м по вертикали (интервалов от 0 до 1200 м);
К=1,05 - для интервалов от 1200 м до кровли перфорированного пласта по вертикали;
Р пл . - пластовое давление, МПа;
g= 9,81 м/с2 - ускорение свободного падения;
Н кр. - глубина скважины до кровли пласта с наибольшим пластовым давлением, м;
L удл. - удлинение скважины, м.
Например.
2.1 Глубина скважины до кровли пласта по вертикали: Нкр. = 1700 м;
2.2 Глубина скважины до забоя по вертикали 1720 м - (К=1,05);
2.2 Рпл. = 12,8 МПа;
2.3 Lудл. = 500 м.
Подставляя числовые значения в формулу 1 получим:
ρ ж.г. = 1,05 × (12,8×106)/(9,8× (1700 - 500) = 1143 кг/м3
Исходя из таблицы в качестве задавочной жидкости выбирают сточную (техническую) воду с 0,1 % моющего ПАВ, например МЛ81Б.
При расчёте плотности задавочной жидкости принимают глубину скважины до кровли продуктивного пласта 10 с наибольшим пластовым давлением (Р2 = 12,8 МПа) (см. фиг. 4 и 5).
При глубине скважины 1700 м и с глубиной спуска подвески равной 1000 м.
При глубине скважины 1 до кровли пласта по вертикали: Нкр = 1700 м определим объём V задавочной жидкости для глушения скважины 1.
Например, для эксплуатационной колонны диаметром 168 мм с толщиной стенки 7 мм объём одного метра высоты составляет 0,0182 м3. Тогда V = 0,0186 м3×1700 м = 31,62 м3, а в качестве задавочной жидкости, как указано выше выбирают сточную (техническую) воду с 0,1 % моющего ПАВ, например МЛ81Б.
На базе производственного обслуживания готовят V = 27, 3 м3 задавочной жидкости в качестве которой используют сточную (техническую) воду с 0,1 % моющего ПАВ, например МЛ81Б.
Готовую задавочную жидкость завозят на скважину 1 в автоцистернах. Закачку задавочной жидкости в ствол скважины выполняют в два цикла.
С помощью насосного агрегата 7 (см. фиг. 4) производят предварительный цикл закачки высоковязкой обратной эмульсии с плотностью, например ρэ = 1250 кг/м3, превышающей плотность расчётную плотность жидкости (1250 кг/м3 >1143 кг/м3). Закачку осуществляют в межтрубное пространство 6 скважины 1 при открытой затрубной 8 и трубной 9 задвижках. При достижении обратной эмульсией интервала подвески 2 трубную задвижку 9 на устье скважины закрывают.
Далее осуществляют первый цикл закачки задавливающий жидкости. Для этого с помощью насосного агрегата 7 (при открытой затрубной 8 и трубной 9 задвижках) через межтрубное пространство 6 скважины 1 производят закачку задавочной жидкости до нижнего конца подвески 2, т.е. до интервала: h2 = Hкр-h1 = 1700 м-1000 м= 600 м в объёме V1 =0,0186 м3×700 м =13,03 м3.
Осуществляют технологическую выдержку в течение 3-4 часов, например в течение 3 часов.
В течение технологической выдержки происходит самоосаждение закачанной в скважину 1 в первом цикле задавочной жидкости, которая замещает скважинную жидкость ρ ж. = 1143 кг/м3, при этом скважинная жидкость размещается над задавочной жидкости благодаря меньшей плотности чем задавочная жидкость (1143 кг/м3 <1180кг/м3).
Производят второй цикл замены скважинной жидкости производя закачкой задавочной жидкостью от нижнего конца подвески 2 (h1 =1000 м) до устья скважины 1. Для этого во втором цикле с помощью насосного агрегата 7 производят закачку задавочной жидкости при открытой затрубной 8 (см. фиг. 5) и трубной 9 задвижках по колонне НКТ 3 с циркуляцией жидкости через межтрубное пространство 6 скважины 1 на устье и в желобную ёмкость (на фиг. 4-5 не показано), не превышая при этом давления, допустимого на эксплуатационную колонну скважины 1, например 10 МПа.
Таким образом закачивают по колонне НКТ 3, оставшийся объём задавочной жидкости:
V2 = V -V1 = 31,62 м3- 12,74 м3 = 18,6 м3.
В результате замещают скважинную жидкость на задавочную жидкость. Технологический процесс глушения добывающей скважины завершен.
Технико-экономические преимущества способа по обеим вариантам.
Повышается эффективность глушения скважины, так как в процессе реализации в отличии от прототипа учитывают плотность задавочной жидкости, которая при глушении скважины является определяющим фактором, позволяющим заглушить скважину. Неверный подбор жидкости глушения не позволит эффективно заглушить скважину.
Объём закачки блокирующей жидкости определяют в зависимости от коэффициента, учитывающего приёмистость продуктивности пласта, что позволяет произвести оптимальный объём закачки блокирующей жидкости в пласт.
За счет применения в качестве задавочной жидкости пресной или сточной вод или раствора карналлитовой руды с добавками моющего поверхностно-активного вещества, выбранной путем осуществления оптимального подбора состава задавочной жидкости в зависимости от расчетной плотности задавочной жидкости, обеспечивается сохранение коллекторских свойств пласта (пластов) из-за оседания в нём компонентов блокирующей жидкости, закачанной в прискважинную зону пласта в процессе глущения скважины, так как блокирующая жидкость используется на нефтяной основе и в дальнейшем извлекается из продуктивного пласта после ремонта скважины в процессе освоения скважины.
Расширяется функциональная возможность реализации способа, так как способы можно использовать при наличии в скважине нескольких пластов с учетом пластовых давлений, так как нет необходимости блокировать прискважинную зону всех пластов.
Снижаются затраты на приготовление многокомпонентной блокирующей задавочной жидкости при реализации способов.
Предлагаемые способы глушения добывающей скважины позволяют:
- повысить качество глушения скважины;
- сохранить коллекторские свойства пластов;
- произвести глушение скважины с несколькими пластами с разными пластовыми давлениями;
- снизить затраты на приготовление блокирующей задавочной жидкости.
Claims (22)
1. Способ глушения добывающей скважины, включающий спуск в скважину эксплуатационной подвески, состоящей из колонны труб и насоса, расположенного в скважине выше продуктивных пластов, закачку в скважину задавочной жидкости, отличающийся тем, что не более чем за 3 суток до глушения скважины определяют пластовое давление в каждом пласте скважины, определяют плотность задавочной жидкости в зависимости от пластовых давлений продуктивных пластов по формуле
где 
- плотность задавочной жидкости, кг/м3;
К - коэффициент, учитывающий рост пластового давления с глубиной:
К=1,1 - для скважин глубиной до 1200 м по вертикали (интервалов от 0 до 1200 м);
К = 1,05 - для интервалов от 1200 м до кровли перфорированного пласта по вертикали;
Р пл . - пластовое давление, МПа;
g = 9,81 м/с2 - ускорение свободного падения;
Н кр. - глубина скважины до кровли пласта с наибольшим пластовым давлением, м;
L удл. - удлинение скважины, м,
в качестве задавочной жидкости применяют водный раствор поверхностно-активного вещества плотностью, соответствующей рассчитанной плотности задавочной жидкости, определяют объём задавочной жидкости для глушения скважины, при разнице между давлениями пластов не более 3 МПа закачку задавочной жидкости в ствол скважины выполняют в два цикла, в первом цикле по межтрубному пространству добывающей скважины производят закачку задавочной жидкости до нижнего конца колонны труб, спущенной в скважину, после чего осуществляют технологическую выдержку в течение 3-4 часов, затем производят второй цикл замены скважинной жидкости задавочной жидкостью от нижнего конца колонны труб до устья закачкой задавочной жидкости по колонне труб, не превышая при этом давления, допустимого на эксплуатационную колонну до выхода задавочной жидкости из межтрубного пространства на устье скважины, причем если отсутствует избыточное давление в скважине, то замещение скважинной жидкости производят в процессе подъема эксплуатационной подвески с доливом задавочной жидкости плотностью 1180 кг/м3 в межтрубное пространство скважины насосным агрегатом.
2. Способ глушения добывающей скважины, включающий спуск в скважину эксплуатационной подвески, состоящей из колонны труб и насоса, расположенного в скважине выше продуктивных пластов, закачку в скважину задавочной жидкости, отличающийся тем, что не более чем за 3 суток до глушения скважины определяют пластовое давление в каждом пласте скважины, определяют плотность задавочной жидкости в зависимости от пластовых давлений продуктивных пластов по формуле
где - плотность задавочной жидкости, кг/м3;
К - коэффициент, учитывающий рост пластового давления с глубиной:
К=1,1 - для скважин глубиной до 1200 м по вертикали (интервалов от 0 до 1200 м);
К=1,05 - для интервалов от 1200 м до кровли перфорированного пласта по вертикали;
Р пл . - пластовое давление, МПа;
g = 9,81 м/с2 - ускорение свободного падения;
Н кр. - глубина скважины до кровли пласта с наибольшим пластовым давлением, м;
L удл. - удлинение скважины, м,
в качестве задавочной жидкости применяют водный раствор поверхностно-активного вещества плотностью, соответствующей рассчитанной плотности задавочной жидкости, определяют объём задавочной жидкости для глушения скважины, при разнице между давлениями пластов более 3 МПа для предотвращения поглощения задавочной жидкости пластом с меньшим пластовым давлением сначала закачивают временно блокирующую жидкость в продуктивный пласт с наименьшим пластовым давлением, причём в качестве временно блокирующей жидкости применяют высоковязкую обратную эмульсию плотностью 1200-1300 кг/м3 на нефтяной основе, а объём временно блокирующей жидкости определяют исходя из высоты пласта с наименьшим пластовым давлением в расчёте 2 м3 на 1 м высоты пласта, причем сначала производят предварительный цикл закачки высоковязкой обратной эмульсии с плотностью, превышающей расчётную плотность задавочной жидкости в межтрубное пространство скважины при открытой трубной задвижке на устье скважины, при достижении высоковязкой обратной эмульсией нижнего конца подвески насоса трубную задвижку на устье скважины закрывают, затем по межтрубному пространству добывающей скважины производят первый цикл закачки задавочной жидкости до нижнего конца подвески, при этом высоковязкая эмульсия попадает в пласт с наименьшим пластовым давлением и блокирует его, после чего осуществляют технологическую выдержку в течение 3-4 часов, затем производят второй цикл замены скважинной жидкости задавочной жидкостью от нижнего конца колонны труб до устья закачкой задавочной жидкости по колонне труб, не превышая при этом давления, допустимого на эксплуатационную колонну до выхода задавочной жидкости из межтрубного пространства на устье скважины.
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2021105993A RU2754552C1 (ru) | 2021-03-10 | 2021-03-10 | Способ глушения добывающей скважины (варианты) |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2021105993A RU2754552C1 (ru) | 2021-03-10 | 2021-03-10 | Способ глушения добывающей скважины (варианты) |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2754552C1 true RU2754552C1 (ru) | 2021-09-03 |
Family
ID=77670189
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2021105993A RU2754552C1 (ru) | 2021-03-10 | 2021-03-10 | Способ глушения добывающей скважины (варианты) |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2754552C1 (ru) |
Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2046932C1 (ru) * | 1992-04-03 | 1995-10-27 | Внедренческий научно-исследовательский инженерный центр "Нефтегазтехнология" | Способ глушения скважин |
| RU2104392C1 (ru) * | 1996-05-06 | 1998-02-10 | Научно-производственное предприятие "Нефтегеотехнология" | Способ глушения скважины и блокирующая жидкость для глушения скважины |
| RU2409737C1 (ru) * | 2010-03-11 | 2011-01-20 | Михаил Евгеньевич Ламосов | Способ глушения скважины |
| RU2439296C2 (ru) * | 2009-01-11 | 2012-01-10 | Общество с ограниченной ответственностью "Научно-исследовательский институт природных газов и газовых технологий - Газпром ВНИИГАЗ" (ООО "Газпром ВНИИГАЗ") | СПОСОБ "ВНИИГАЗа" ГЛУШЕНИЯ СКВАЖИНЫ С АНОМАЛЬНО НИЗКИМ ПЛАСТОВЫМ ДАВЛЕНИЕМ |
| EP3712375A1 (en) * | 2017-11-13 | 2020-09-23 | Limited Liability Company "GR Petroleum" | Method for eliminating fluid loss during construction of oil and gas wells |
-
2021
- 2021-03-10 RU RU2021105993A patent/RU2754552C1/ru active
Patent Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2046932C1 (ru) * | 1992-04-03 | 1995-10-27 | Внедренческий научно-исследовательский инженерный центр "Нефтегазтехнология" | Способ глушения скважин |
| RU2104392C1 (ru) * | 1996-05-06 | 1998-02-10 | Научно-производственное предприятие "Нефтегеотехнология" | Способ глушения скважины и блокирующая жидкость для глушения скважины |
| RU2439296C2 (ru) * | 2009-01-11 | 2012-01-10 | Общество с ограниченной ответственностью "Научно-исследовательский институт природных газов и газовых технологий - Газпром ВНИИГАЗ" (ООО "Газпром ВНИИГАЗ") | СПОСОБ "ВНИИГАЗа" ГЛУШЕНИЯ СКВАЖИНЫ С АНОМАЛЬНО НИЗКИМ ПЛАСТОВЫМ ДАВЛЕНИЕМ |
| RU2409737C1 (ru) * | 2010-03-11 | 2011-01-20 | Михаил Евгеньевич Ламосов | Способ глушения скважины |
| EP3712375A1 (en) * | 2017-11-13 | 2020-09-23 | Limited Liability Company "GR Petroleum" | Method for eliminating fluid loss during construction of oil and gas wells |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US11414953B2 (en) | Method for killing oil and gas wells | |
| US2693854A (en) | Formation of zones of high permeability in low permeability formations | |
| RU2544343C1 (ru) | Способ гидроразрыва низкопроницаемого пласта с глинистыми прослоями и подошвенной водой | |
| RU2483209C1 (ru) | Способ гидравлического разрыва пласта в скважине | |
| RU2662720C1 (ru) | Способ глушения нефтяных и газовых скважин с высокопроницаемыми трещинами гидравлического разрыва пласта (варианты) | |
| WO2015060891A1 (en) | Volatile surfactant treatment for use in subterranean formation operations | |
| AU2014337582A1 (en) | Volatile surfactant treatment for use in subterranean formation operations | |
| RU2700851C1 (ru) | Способ селективной обработки призабойной зоны пласта | |
| US2782857A (en) | Plugging off water sands | |
| RU2610967C1 (ru) | Способ селективной обработки продуктивного карбонатного пласта | |
| RU2754552C1 (ru) | Способ глушения добывающей скважины (варианты) | |
| RU2376438C1 (ru) | Способ строительства многозабойной скважины | |
| RU2553129C1 (ru) | Способ депарафинизации скважины | |
| RU2740986C1 (ru) | Способ восстановления обводненной газовой или газоконденсатной скважины после гидравлического разрыва пласта | |
| US2258616A (en) | Treatment and producing of oil wells | |
| RU2702175C1 (ru) | Способ обработки призабойной зоны пласта с высокопроницаемыми трещинами гидравлического разрыва пласта | |
| RU2708647C1 (ru) | Способ обработки призабойной зоны скважины | |
| RU2638668C1 (ru) | Способ термопенокислотной обработки прискважинной зоны карбонатного коллектора | |
| RU2527419C2 (ru) | Способ освоения нефтяных и газовых скважин | |
| SU1633090A1 (ru) | Способ глушени скважины | |
| RU2813421C1 (ru) | Способ разработки низкопроницаемой нефтяной залежи | |
| JP7404549B2 (ja) | 坑井の坑底に侵入する層状水を防ぐ方法 | |
| RU2772069C1 (ru) | Способ изоляции воды в призабойной зоне добывающей скважины | |
| RU2724705C1 (ru) | Способ интенсификации работы скважины после её строительства | |
| RU2059788C1 (ru) | Способ заканчиваний нефтяных скважин |