Литература(Книги)

Всё про нефть и газ \Главная \Начало \Литература \Подразделы \Книги
\ Освоение скважин

		РАЗОБЩЕНИЕ СТВОЛА ПРИ ОСВОЕНИИ СКВАЖИНЫ
	7.1. УСТАНОВКА ЦЕМЕНТНЫХ МОСТОВ ПРИ ОСВОЕНИИ СКВАЖИН Цементные мосты устанавливают в процессе проведения буровых работ, на­пример, необходимо изменить направление скважины, а также при освое­нии скважины. Во время освоения скважин цементные мосты устанавливают для того, чтобы отделить пространство скважины, которое не имеет выхода на продуктивные пласты; исследовать новые верхние нефтегазовые горизон­ты; изолировать зоны водопроявлений и создать искусственные опоры для испытателей пластов на трубах. Место установки цементных мостов, их интервал, параметры цементно­го раствора и промывочной жидкости, статическую температуру, объем це­ментного раствора и жидкости для продавливания в трубы, компоновку зали­вочных труб, расход времени на проведение операции определяет геологиче­ская служба предприятия и оформляет в виде плана проведения работ. Ре­комендуется минимальный объем тампонажного раствора 1,5 и 1,8 м3 для ус­тановления в обсадных колоннах диаметрами до 146 и 168 мм соответственно. Подбор рецептуры тампонажного раствора и буровых жидкостей производят в лабораториях. Чтобы максимально приблизить условия выбора рецептур тампонажного раствора и буровых жидкостей к реальным условиям скважины, необходимо выполнить анализы с теми же цементами (тампонажными материалами) и химическими реагентами, которые будут использованы в промышленных ус­ловиях. Исследования на консистометре с целью определения сроков схватыва­ния тампонажного раствора целесообразно проводить по программе, имити­рующей процесс установки не только во времени при заданных давлении и температуре, но и по характеру проведения работ. Подбирая рецептуру цементного раствора, время схватывания принима­ют таким, чтобы оно было равно времени установки моста с запасом до 25 %. Буферные, тампонажные и промывочные жидкости проверяют на схватыва­ние в смеси с контактирующими жидкостями в соотношении 3 : 1; 1 : 1; 1 : 3 в условиях, которые отвечают интервалам установки цементного моста. Перед спуском в скважину колонны заливочных (бурильных или насос-но-компрессорных) труб выполняют контрольные измерения длины труб и их шаблонирование. Цементировочная головка должна быть опрессована на полуторакратное давление и иметь разделительные пробки. 190

	На скважине следует создать запас воды для приготовления тампонаж-ного раствора, а также жидкости для продавливания. Тампонажныи цемент подвергают лабораторному анализу. Успешность установки цементного моста зависит от рационального применения технических средств и приемов, а также тампонажных материа­лов. Чтобы обеспечить успешную установку цементных мостов, обязательно применяют устройства для контролируемого забойного цементирования (УКЗЦ) и разделительные пробки.
	7.2. ТЕХНИЧЕСКИЕ СРЕДСТВА КОНТРОЛЯ ЗА УСТАНОВКОЙ ЦЕМЕНТНЫХ МОСТОВ Украинские инженеры В.В. Кравец, Б.А. Теришак разработали и внедрили в производство комплект для установки мостов КУМ-1 и устройство для кон­тролируемого забойного цементирования УКЗЦ-73Н (рис. 7.1). Комплект КУМ-1 предназначен для многократной контролируемой уста­новки цементных мостов и проведения ремонтно-изоляционных работ (РИР) через колонну насосно-компрессорных труб (НКТ) диаметрами 89, 73 и 60 мм. В комплект входят устройство УКЗЦ-73Н, цементирующая головка (ЦГ), шаровые эластичные разделительные пробки (ШРП), центраторы из легкоразбуриваемого материала, фрезеры. Устройство УКЗЦ-73Н (см. рис. 7.1) предназначено для многоразовой установки мостов, а также для контроля за транспортировкой к необходимо­му участку скважин разных техноло­
	гических жидкостей при различных	НКГ- 73
	операциях (например, кислот для обработки призабойной зоны). Уст­ройство УКЗЦ-73Н состоит из кор­пуса, в щелевых пазах которого на­ходятся один или два ряда опорных ножевых пластинок, расположенных через 120° по окружности (сечения А—А и Б—Б). Принцип работы уст­ройства УКЗЦ-73Н следующий: ма­нометр цементировочного агрегата на устье скважины четко фиксирует сигнал в виде импульса давления о прохождении шаровой пробки через ножевую опору. Импульс давления регулируется изменением геометри­ческих параметров ножевых опор­ных пластинок и находится в пре­делах от 8 до 10 МПа. Цементировочная головка (рис. 7.2) состоит из корпуса, нижнего, среднего и верхнего патрубков диа­метром 73 мм с кранами высокого давления,		А-А
			В-Е
	Рис. 7.1. Устройство контролируемого забой­ного цементирования
	191

		Рис. 7.2. Цементировочная головка: 1,5,7- верхний, средний и нижний патрубки соответст­венно; 2 - крышка; 3 - корпус; 4, 6 - верхний и нижний стопорные штифты
		Рис. 7.3. Цементировочная головка кассетного типа: / - кран высокого давления; 2 - заглушка; 3 - ножевая опо­ра; 4 — ШРП; 5 — кассета; 6 — винт; 7 — крышка; 8 — корпус
	нижнего и верхнего стопорных штифтов и крышки. Собирают ее во время установки цементного моста в следующем порядке: отвинчивают крышку, вывинчивают верхний стопорный штифт и ввинчивают нижний стопор­ный штифт, вставляют шаровую разделительную пробку (ШРП) и пере­мещают ее под давлением до упора в нижний стопорный штифт, ввин­чивают верхний стопорный штифт, вставляют вторую ШРП и закручи­вают крышку. Все три крана высокого давления ставят в положение "За­крыто". Для этих операций иногда используют цементировочную головку кас­сетного типа (рис. 7.3), которая состоит из корпуса, имеющего резьбу в верхней части для соединения с квадратной штангой, а в нижней — с насос-но-компрессорными трубами, заглушки, оборудованной краном высокого дав-
	192

	A-A	/ / / / / / / h \
	Рис. 7.4. Центратор	Рис. 7.5. Трубный фрезер
	ления и двух кассет для размещения в каждой из них двух ШРП, предохра­няющих от перемещения ножевыми опорами. Кассеты закрываются крышка­ми с винтом. Перед закачкой растворов в кассеты вставляют ШРП и закры­вают их крышками. Головку навинчивают на колонну НКТ. В зависимости от плана работ закачивание жидкости проводят через ведущую трубу, соеди­ненную с головкой, или через кран высокого давления, к которому подсоеди­нена нагнетательная линия. Шаровые разделительные пробки предназначены для распределения контактирующих жидкостей во время их движения в колонне НКТ, также они воспринимают сигнал об окончании процесса продавливания. Пробки, имеющие диаметр 80 мм, изготовленные из резины типа 54-23 (2Ф-77) либо 54-40-39 (ТУ 38-105-1563-83). Условная прочность резины на растяжение 8-10 МПа, относительное удлинение при разрыве 350—450 %, твердость по Шору (А) 50-70 усл.ед., эластичность по отслаиванию 65 %, температура хрупкости -50 °С, термостойкость 150-200 °С. Благодаря высокой упругости (эластичности) пробки хорошо проходят через более узкие участки НКТ диаметром 73 мм, а также через бурильные трубы диаметром 89 мм. Центраторы (рис. 7.4) предназначены для центровки колонны НКТ в обсадной колонне на участке установки моста для обеспечения качественного заполнения затрубного пространства тампонажным раствором, а также для более легкого обуривания колонны НКТ в случае их прихвата. Фрезер (рис. 7.5) устанавливают в нижней части НКТ для облегчения их спуска при прохождении в стволе скважины при наличии песчаных про­бок и частиц цементного камня.
	7.3. БУФЕРНЫЕ ЖИДКОСТИ Буферные жидкости применяют для предотвращения смешивания тампонаж-ного раствора с контактирующими жидкостями, повышения степени вытес­нения промывочной жидкости и удаления рыхлой глинистой корки. Объем буферной жидкости, закачанной тампонажным раствором, определяют из расчета заполнения 50—100 м внутреннего пространства заливочных труб. Объем буферной жидкости, которую закачивают перед тампонажным раство-
	193

	ром, находят из условия обеспечения равновесия столба жидкости в затруб-ном пространстве и в колонне заливочных труб. При установке мостов в обсаженном стволе скважины буферной жидко­стью является вода, которая используется для приготовления тампонажного раствора. Во время промывания скважины раствором на углеводородной основе и цементированием ее тампонажным раствором на водной основе целесообраз­но применять трехпорционную буферную жидкость: первая порция - дизельное горючее + 0,5-2 % неиногенного поверхно­стно-активного вещества (ПАВ) (дисольван, сульфанол, ОП-10); вторая порция - вода + 0,5 - 2 % неионогенного ПАВ; третья порция - вода, на которой готовят тампонажный раствор. Подбирая состав буферной жидкости, необходимо проверить ее совмес­тимость как с тампонажным, так и с буровым раствором. С этой целью гото­вят смеси буферной жидкости и тампонажного раствора в соотношениях 1 : 9, а также 1 : 3 (по объему) и испытывают на консистометре при давле­нии и температуре, которые будут иметь место во время установки моста. Смеси буферной жидкости и бурового раствора испытывают в аналогичных условиях при объемных соотношениях 1:9, 1:1, 1:3. При этом буферная жидкость не должна сокращать время схватывания тампонажного раствора, а растекание смесей должно отличаться от растекания исходных растворов не менее чем на 20 %. Дальнейшим закачиванием продавочной жидкости вытесняют тампонаж­ный раствор из колонны заливочных труб в затрубное пространство до по­лучения сигнала о посадке второй шаровой разделительной пробки на ноже­вую опору устройства. Этим завершается процесс продавливания тампонаж­ного раствора. После поднятия заливочных труб из зоны моста в зависимости от плана работ производится прямое либо обратное промывание для удаления остатков тампонажного раствора. В первом случае цементировочным агрегатом созда­ется избыточное давление в трубах для разрушения второй разделительной пробки, что обусловливает циркуляцию жидкости сквозь трубы в затрубное пространство. Во втором случае создается циркуляция через межтрубное пространство скважины, в результате чего ШРП выносятся на поверхность. После окончания работ скважину оставляют для ОЗЦ не менее чем на 48 ˜. Качество цементного моста (несущая способность, прочность, проницае­мость) проверяют разгрузкой колонны заливочных труб, опрессовкой или снижением давления в трубах. Виды испытаний цементных мостов зависят от назначения, а также от действия на мост нагрузок. При необходимости цементный мост обуривают до заданной глубины, но не раньше срока ОЗЦ. 7.4. ПРОВЕРКА ОБСАДНЫХ КОЛОНН НА ГЕРМЕТИЧНОСТЬ После цементирования или установки моста эксплуатационную колонну сле­дует испытать на качество проведения тампонажных работ, прочность и гер­метичность. При испытании колонны на герметичность максимальное значение вну­тренних рабочих давлений рв для секций, составленных из однотипных труб, определяют для глубин, которые отвечают фактической верхней гра- 194

	нице этих секции в скважине, а верхнюю секцию колонны проверяют при внутреннем давлении на устье колонны Роб.у = MA* при условии, что это давление не ниже минимально необходимого избыточ­ного внутреннего давления на устье при испытании. Его значения для труб разного диаметра приведены ниже. Диаметр ÍÓÎÓÌÌ˚, ÏÏ.............. 114-127 141-146 168 ч‚ÎÂÌËÂ, åè‡...................... 12            10              9 Избыточные внутренние давления, действующие на трубы секций ко­лонны при ее испытании, определяют по формуле Роб.у= U А," Рж#Н, где рж - плотность жидкости, заполняющей колонну; д - ускорение свобод­ного падения; Н - расстояние от устья скважин до верхней границы секции, которую рассматривают. Считают, что колонна выдержала испытание на герметичность при оп-рессовке: 1) если после замены раствора водой отсутствует перелив воды или выделение газа из колонны; 2) когда давление не уменьшается на про­тяжении 30 мин; 3) если давление уменьшается не более чем на 0,5 МПа при давлении испытания свыше 7 МПа и не более чем на 0,3 МПа при дав­лении испытания менее 7 МПа. Испытание на герметичность методом снижения уровня проводится при бурении разведочных скважин, а также тех эксплуатационных скважин, в которых давление у устья несущественно превышает атмосферное. Уровень жидкости в скважине, необходимый для испытания, определяют по формуле HÊ = Япр + 50, где Нир - уровень жидкости в эксплуатационной колонне, необходимый для появления притока, м. Определенный таким образом уровень не должен быть меньше предель­ного значения, которое зависит от способности труб противодействовать сминающим давлениям. При испытании колонну считают герметичной, если: при уменьшении уровня жидкости в скважине менее 450 м допускается поднятие его за 8 ч (для колонн с диаметрами 114-219 мм) не более 0,8 м; при снижении уров­ня в пределах от 400 до 600 м - 1,1 м; от 600 до 800 м - 1,4 м; от 800 до 1000 Ï - 1,7 Ï; ·ÓΠ1000 Ï - 2,0 Ï. Уровень измеряют аппаратом Яковлева или другими приборами спустя 3 ч после его снижения для того, чтобы избежать влияния стекания жидкос­ти со стенок колонны на результаты измерений. Если уровень жидкости в колонне на протяжении 8 ч поднимается выше указанного, то измерение повторяют, и если он подтверждается, то колонну считают негерметичной и разрабатывают мероприятия для ликвидации ее негерметичности. В скважинах, заполненных перед цементированием глинистым раство­ром плотностью 1400 кг/см3 и выше, заменяют глинистый раствор на воду и на протяжении 1 ч после стабилизации температуры констатируют отсутст­вие перелива жидкости или выделения газа. 7.5. РАЗОБЩЕНИЕ СТВОЛА СКВАЖИНЫ 195

	ПОЛИКОНДЕНСИРУЮЩЕЙСЯ ПСЕВДОПЛАСТИЧНОЙ ЖИДКОСТЬЮ На многих промыслах широко применяются методы обработки призабойной зоны (ПЗ) пласта. Основная часть дополнительно добытой нефти приходит­ся на гидроразрыв пласта (ГРП) и кислотную обработку (КО). Для защиты верхней части эксплуатационной колонны от высоких дав­лений, создаваемых при обработке ПЗ методами ГРП, КО и другими, широко применяются механические пакеры (например, ПШ-5-500, ПС-5-500). Однако при наличии дефектов (смятия, сужения) эксплуатационной колонны, грата на стыкосварных соединениях, а также в скважинах с разноразмерными ко­лоннами использовать механические пакеры невозможно. Надежная гермети­зация, спуск и извлечение механических пакеров значительно усложняются в скважинах с искривленным стволом. В связи с этим возникла необходи­мость в разработке новых и совершенствовании существующих способов па-керования. Предложены способы пакерования с применением вязкопластичных жидкостей: глинистого раствора; эмульсии из эпоксидной смолы с наполни­телем в условиях узкого зазора, создаваемого специальным приспособлением на насосно-компрессорных трубах (НКТ). Глинистый раствор как вязкопластичная жидкость, имеющая низкое на­пряжение сдвига, работоспособен только при небольших перепадах давле­ния. Кроме того, после ГРП он может проникать в пласты и ухудшать их фильтрационные свойства. Использование специального устройства на НКТ при наличии наполнителя в виде твердых частиц (около 50 %) может при­вести к прихвату труб в узком зазоре. Поэтому существующие способы не получили широкого применения. Во ВНИИнефти предложены вязкоупругие составы (ВУС) на основе полиакриламида и смол. С применением ВУС разработаны и успешно внед­ряются новые технологические операции по временному отсечению при-фильтровой зоны скважины для предотвращения загрязнения пласта, по ус­тановке цементных мостов и изоляции водопритоков. ЦНИЛом "Укрнефть" разработана новая технология пакерования меж­трубного пространства скважин с применением псевдопластичной жидко­сти. Ниже изложены результаты лабораторных и промысловых исследова­ний по разработке технологии разобщения ствола скважины в температур­ном интервале 30-70 °С с псевдопластичной жидкостью (ППЖ), представ­ляющей собой подкисленный (рН = 5,0+6,5) водный раствор полимеров (гипан, мочевиноформальдегидная смола МФС) и формалина. Описаны технологические схемы и опыт пакерования поликонденсиру-ющейся псевдопластичной жидкостью скважин в объединении "Укрнефть" при обработке ПЗ (перепад давления на пакере до 50 МПа в течение 3-4 ч). Предложенная технология успешно испытана для защиты верхней час­ти ствола скважины при закачке воды под давлением до 20 МПа в течение года. Установка пакера из ППЖ осуществляется путем закачки 2—4 м3 ППЖ с поверхности в заданный интервал затрубного пространства по схеме пря­мой или обратной циркуляции. Предложена и используется технология па­керования ППЖ при наличии в скважине конструкций НКТ двух типов. 196

	Схема одноколонной конструкции (ОК). При пакеровании скважины, оборудованной одноколонной конструкцией труб постоянного диаметра или ступенчатой, обычно применяются 60-, 73- или 89-мм НКТ (рис. 7.6, а). Высота столба ППЖ в затрубном пространстве зависит от ее свойств, размеров затрубного пространства и перепада давления на пакере. Важное преимущество пакерования по схеме ОК — возможность разобщения ствола скважины без проведения спускоподъемных операций и при наличии в скважине эксплуатационных колонн любых размеров. Высота столба испытанного в промысловых условиях состава ППЖ в затрубном пространстве между 146-мм обсадной колонной и 73-мм НКТ не должна превышать 200-250 м. При такой высоте пакер работоспособен в те­чение 3 ч при перепаде давления 20-25 МПа. Увеличение высоты столба ППЖ в скважине выше указанных пределов вызывает затруднения при ос­вобождении НКТ после проведения операции под давлением в связи с уве­личением нагрузки на крюке выше допустимой при срыве труб. Уже при высоте пакера 250 м дополнительная нагрузка на крюке при срыве труб со­ставляет около 200 кН. При указанной высоте пакера имеется возможность освобождения труб и восстановления циркуляции в скважине путем повышения давления под пакером до 40-50 МПа или путем подъема НКТ. Раазработан состав ППЖ (описанный ниже), который по истечении за­данного периода времени обеспечивает самоосвобождение труб, так как про­дукты поликонденсации отдают воду и, сжимаясь вокруг НКТ, отходят от
	а IXE / — r / 1 2 / 3 1 Д~' I
	Рис. 7.6. Технологические схемы пакеро­вания скважин ОК (ф ) и СКУ (• ): / - ˘ÂÎÓÍ (р г 1120 Í„/Ï3); 2 - èèÜ; 3 - пресная или пластовая вода (р s 1300 кг/м3); h - высота пакера из ППЖ		Рис. 7.7. Устройство для опрессовки НКТ и промывки скважины: / - корпус; 2 - сбросовый клапан; 3 - зо­лотник; 4 - уплотнение; 5 - срезной штифт; 6 — ограничитель 197

	стенки эксплуатационной колонны. Появляется возможность для циркуляции жидкости в скважине и для подъема НКТ при небольшой дополнительной нагрузке. Схема специальной колонны с упором (СКУ). При пакеровании сква­жины по данной схеме в эксплуатационную колонну спускается специальная колонна НКТ с упором, которая (см. рис. 7.6, б) обычно состоит из следую­щих элементов: насосно-компрессорных труб диаметром 73 мм, спускаемых до верхнего уровня установки пакера; устройства для опрессовки НКТ; устройства для промывки (при необходимости) затрубного пространства скважины под упором; цилиндрического упора высотой 100-150 мм, диаметр которого на 8-16 мм меньше диаметра колонны; хвостовика из НКТ длиной до 300 м (диаметр хвостовика определяется в зависимости от диаметра эксплуатационной колонны). В качестве упора можно применять переводник пакеров ПШ-5-500 или ПС-5-500 с навинченным на него дюралюминиевым расширением. Устройство для опрессовки НКТ и промывки скважины (рис.7.7) состо­ит из корпуса /, на верхнем торце которого находится седло для опрессо-вочного шарового клапана. На боковой поверхности корпуса имеется девять отверстий, расположенных в три ряда. В отверстия нижнего ряда ввинчены три срезных штифта. При спуске в скважину и во время ГРП отверстия верхних рядов закрыты золотником 3 с уплотнениями 4. Для промывки скважины необходимо сбросить клапан 2 и поднять давление в НКТ до 10,0-15,0 МПа. Применение специальной колонны НКТ с упором улучшает усло­вия пакерования. При одинаковой высоте столба ППЖ допустимый перепад давления на пакер возрастает более чем в 2 раза (до 50 МПа). Пакер из ППЖ применяется для разобщения ствола скважины с целью защиты верхней части колонны от высоких давлений кратковременно (на 3— 4 ч) при обработке под давлением или длительно (до одного года) при за­качке воды в пласт в скважинах с негерметичной эксплуатационной колон­ной в верхней части ствола. В последнем случае для увеличения прочности пакера возможно применение не одного, а нескольких упоров в интервале закачки ППЖ. Если пластовое давление в скважине меньше гидростатического или равно ему, то закачку ППЖ производят через НКТ по схеме прямой цирку­ляции, а если оно больше гидростатического - в затрубное пространство. Выбор технологической схемы пакерования осуществляется с учетом ге­олого-промысловых условий и задач разобщения ствола скважины. 7.5.1. ПОДБОР РЕЦЕПТУР ПОЛИКОНДЕНСИРУЮЩЕЙСЯ ПСЕВДОПЛАСТИЧНОЙ ЖИДКОСТИ Приготовление ППЖ производится в поверхностных условиях, затем она доставляется насосными агрегатами в заданный интервал затрубного прост­ранства, где происходит изменение ее физического состояния. Продукты по­ликонденсации ППЖ, выполняющие роль пакера при ГРП, КО и других подобных операциях, подвергаются воздействию больших перепадов давле­ния (‰Ó 25-50 åè‡). 198

	В результате лабораторных и промысловых исследований было уста­новлено, что ППЖ, применяемая для пакерования, должна отвечать следую­щим требованиям: не содержать сгустков геля и хорошо прокачиваться насосом; сохранять подвижность при температуре 20 ± 2 °С в течение не менее 4 ч, а в пластовых условиях — при температуре 30—70 °С в течение 0,5—2,0 ч; в результате поликонденсации за 20-40 ч превращаться в однородное упругое тело с разрушающим напряжением при сдвиге тр не менее 5 кПа и долговечностью под нагрузкой не менее 3 ч; после отверждения обладать эластическими свойствами и хорошей адге­зией к металлу. Некоторыми из перечисленных свойств обладает кислая гипано-формалиновая смесь (ГФС), применяемая для ограничения притока вод. Жидкая ГФС через определенный промежуток времени (индукционный период), который зависит от соотношения реагентов в смеси, температуры и давления, отверждается, превращаясь в гель. Увеличение концентрации формалина в смеси, и особенно концентра­ции соляной кислоты, приводит к сокращению индукционного периода геле-образования и уменьшению эластичного геля. Гелеобразование ускоряется также при повышении температуры. Изменяя соотношение реагентов в ГФС, можно получать составы с за­ранее заданным для данной температуры индукционным периодом и гель с определенными механическими свойствами. Однако механическая прочность и эластичность таких гелей недостаточны для целей пакерования. Кроме того, они быстро стареют, теряя воду и уменьшаясь в объеме. Процесс уско­ряется с повышением температуры. Ниже приведены исследованные составы ГФС (‚ ÒÏ3). Номер ÒÓÒÚ‡‚‡......................................     I           II Гипан.................................................     100       100 ëÓÎfl̇ кислота 28 %-̇fl.......................     9,2        9,2 Формалин 36,3 %-Ì˚È...........................     13,8      13,8 Вода..................................................     17         17 МФС.................................................     -          40 Добавление в ГФС мочевиноформальдегидной смолы (МФС) с массовой долей гипана 20-40 % позволяет повысить прочность системы и улучшить ее эластичные свойства. Данные, характеризующие влияние МФС на механи­ческие свойства продуктов поликонденсации ГФС, приведены в табл. 7.1. Методика определения разрушающего напряжения сдвига тр и методика определения относительной деформации сдвига описаны ниже. Из табл. 7.1 видно, что при температуре 50 °С процесс созревания (упрочнения структуры) геля состава I происходит быстрее, чем геля соста­ва II: тр соответственно равно 9,0 и 8,1 кПа. При более длительном термо-статировании образцов, а также при более высокой температуре термостати-
	Таб ли ца 7.1 Механические параметры ППЖ
	Номер состава Разрушающее напряжение сдвига, кПа Модуль жесткости 50 °ë 70 °ë 50 °ë 24 ˜ 48 ˜ 24 ˜ 48 ˜ 24 ˜ 48 ˜ I II 9,0 8,1 5,1 12,5 4,3 11,2 4,1 10,3 30 6 92 17
	199

	рования значение тр для состава I уменьшается почти вдвое. Это связано, очевидно, с уменьшением адгезии к металлу в результате старения геля. Для образцов состава II, термостатированных в тех же условиях, значение тр, наоборот, увеличивается. Таким образом, введение в ГФС мочевино­формальдегидной смолы дает возможность увеличить прочность продуктов поликонденсации ППЖ более чем в 2 раза. Введение в ГФС мочевиноформальдегидной смолы сопровождается так­же значительным повышением эластичности системы, о чем можно судить по величине модуля жесткости. Со временем эластичность снижается. Приведенный в табл. 7.1 состав II отвечает требованиям, предъявляемым к ППЖ, и может использоваться для герметизации затрубного пространства скважин. Реагенты, необходимые для приготовления ППЖ, доступны и не­дороги. В результате решения ряда задач исследовательского и практического характера (выбор соотношения реагентов, последовательность их смешения, скорость и длительность перемешивания и т.д.) были разработаны методика приготовления ППЖ в лабораторных условиях и необходимое оборудование. Псевдопластичная жидкость готовится в химическом стакане. Для улуч­шения перемешивания в стакан помещается ребристая вставка. Перемешива­ние осуществляется турбинной мешалкой (рис. 7.8) с частотой вращения 280-290 Ó·/ÏËÌ. При перемешивании на таком режиме у ребер вставки образуются вол­ны высотой приблизительно 7 мм. Уменьшение частоты вращения при пере­мешивании сопровождается появлением сгустков геля при добавлении в ги-пан кислотно-формалиновой смеси (КФС). Перемешивание с большей час­тотой вращения тоже нежелательно, так как ППЖ насыщается пузырьками воздуха (сильно аэрируется), что приводит к искажению результатов опыта. В стакан заливают гипан, включают мешалку и перемешивают в тече­ние 3—5 мин. Объемы соляной кислоты и формалина рассчитывают заранее, исходя из их концентрации и заданных для данной рецептуры массовой до­ли активных веществ: хлористого водорода НС1 в соляной кислоте и фор­мальдегида СН2О в формалине. Пример расчета объемов приведен ниже. КФС добавляют в гипан медленно (в течение 8-10 мин) по каплям, что­бы не допустить коагуляции гипана и появления сгустков геля. После 5-мин перемешивания в стакан добавляют мочевиноформальдегидную смолу (за 30 с) и полученную жидкость перемешивают еще 5 мин. Время приготовле­ния ППЖ составляет 20—25 мин. Исходные концентрации соляной кислоты и формалина, используемых для приготовления КФС, колеблются в широких пределах: соляной кислоты - от 20,6 до 31 %, формалина - от 22 до 40 %. Поэтому для приготовления КФС заданного состава требуются разные объе­мы этих реагентов. Расчет объемов соляной кислоты и формалина производится по количе­ству НС1 и СН2О, которое должно содержаться в ППЖ данного состава. Например, установлено, что для гипана, содержащего в 100 г 86 мг-экв щелочи, оптимальным (температура термостатирования равна 50 °С) являет­ся следующий состав ППЖ. ÉËÔ‡Ì, ÒÏ3.......................      100 HCl, „.............................      3,4 ëç2é, „..........................      4,7 Вода, см3, ‰Ó Ó·˙Âχ...........      40 Смола (ìäë-Å), ÒÏ3..........      30 200

	Рис. 7.8. Турбинная мешалка для приго­товления ППЖ: / - стакан; 2 - ребро вставки; 3 - тур-бинка; 4 — основа вставки; 5 — вал	А-А
	Предположим, что в лаборатории имеется 20,8 %-ная соляная кислота (в 1000 см3 содержится 231 г НС1) и 38 %-ный формалин. Объем раствора соля­ной кислоты VCK, содержащий 3,4 г НС1, находится из пропорции: 1000 см3 раствора соляной кислоты содержат 231 г НС1, a VCK - 3,4 г НС1, откуда У„ = 14,7 ÒÏ3. Аналогично из пропорции находят объем формалина, который для рас­сматриваемого примера VÙ = 147-4,7/38 = 12,3 ÒÏ3. Так как КФС всегда готовят объемом 40 см3, то объем воды для ее при­готовления составит 40 - (14,7 + 12,3) = 13 см3. Расчетные объемы реагентов (воды, формалина и кислоты) смешивают и получают КФС с заданной массовой долей НС1 и СН2О, которую опреде­ляют титрованием. Для определения содержания НС1 в коническую колбу отбирают пипет­кой 2 см3 КФС и титруют 1н. раствором едкого натра NaOH в присутствии фенолфталеина до появления малиновой окраски. Для определения содержания СН2О в нейтрализованную при определе­нии НС1 пробу КФС прибавляют 50 см3 27 %-ного свежеприготовленного раствора сернокислого натрия Na2O3 и титруют 1 н. раствором соляной кис­лоты до исчезновения малиновой окраски. На титрование КФС приведенного состава идет 4,6-4,7 см3 1 н. раство­ра едкого натра и 7,8-7,9 см3 1 н. раствора соляной кислоты. Эти значения, найденные в лаборатории для КФС определенного со­става, служат ориентиром при приготовлении КФС в промысловых усло­виях. Соотношение компонентов в ППЖ зависит от свойств исходных реаген­тов, задаваемого индукционного периода гелеобразования, температуры и давления в интервале установки пакера. 201

	Рис. 7.9. Зависимость количества добавля­емой кислоты а от щелочности б шпана
	0,06	Н
	1*0,05
	Ц0.04
	0,03
	0,02
	50             75             100 Щелочность Щ
	В связи с тем, что состав и свойства реагентов из разных партий раз­личны, за 5-10 дней до проведения работ производится отбор проб реаген­тов, предназначенных для пакерования скважин. Пробы реагентов анализи­руют, на основе полученных данных выполняют соответствующие расчеты, составляют несколько рецептур (обычно четыре), в которых варьируют в определенных пределах содержания НС1 и СН2О (в г). Если гипан обладает высокой вязкостью, то к нему добавляют воду в та­ком количестве, чтобы условная вязкость по ВП-5 не превышала 2400-3000 с. Подбор соотношения реагентов осуществляется с использованием мето­дов планирования эксперимента. В качестве параметра оптимизации прини­мается тр, а в качестве факторов - массовое содержание хлористого водорода НС1 и формальдегида СН2О. Состав ППЖ подбирают по плану полного двухфакторного эксперимен­та. Сначала определяют уровни изменения факторов и производят их коди­рование. Затем проводится эксперимент в соответствии с программой, заложен­ной в матрице планирования. По результатам опытов производится их обработка с целью определе­ния однородности дисперсий и значимости коэффициента в уравнении рег­рессии
	У = Ä+	Ä2ï2,
	где А, Ах, А2 - коэффициенты в уравнении регрессии. Если коэффициенты значимы, то определяют адекватность уравнения регрессии и осуществляют крутое восхождение в область максимальных зна­чений тр. Подбирается состав ППЖ, отвечающий поставленным выше требо­ваниям. В результате исследований по подбору рецептур ППЖ была установле­на зависимость между содержанием щелочи в гипане и количеством НС1, вводимым в ППЖ. На рис. 7.9 приведена опытная зависимость по определению количества добавляемой соляной кислоты от содержания щелочи в гипане, где Щ - ще­лочность гипана, мг-экв щелочи на 100 г гипана; Вх и В2 - верхний предел удельного расхода кислоты при t = 30-60 °С и t = 70 °С соответственно; Н -нижний предел удельного расхода кислоты при t = 70 °С.
	202

	Верхний и нижний пределы содержания НС1 в ППЖ рекомендуется использовать для определения величин Zt+1 и Z^1 следующим образом: Zt+1 = ЩВ, Z;1 = ЩН. Пределы изменения количества формальдегида в ППЖ при постановке эксперимента можно принять следующие: Zj1 = 3 г СН2О; Z2+1 = 5 г СН2О. Объемы реагентов для приготовления КФС с заданной массовой долей НС1 и СН2О определяются в результате расчетов. Использование изложенной методики значительно сокращает затраты времени на подбор оптимального состава ППЖ.
	7.5.2. ИССЛЕДОВАНИЕ РЕОЛОГИЧЕСКИХ И МЕХАНИЧЕСКИХ СВОЙСТВ ПАКЕРУЮЩЕЙ ЖИДКОСТИ Изучение механических свойств пакерующей жидкости необходимо для раз­работки технологии процесса пакерования скважин и подбора оборудования. Структурно-механические свойства пакерующей жидкости значительно отли­чаются от свойств продукта ее поликонденсации. Исследование реологических свойств пакерующей жидкости до поли­конденсации проводилось на капиллярном вискозиметре длиной 0,62 мм и диаметром 0,004 м. На рис. 7.10 приведена характерная кривая течения пакерующей жид­кости, состоящей из смеси 100 см3 гипана, 36 см3 смолы УКС-Б, 34 см3 10 %-ной НС1 (3,56 г НС1) и 16 см3 37 %-ного формалина (5,92 г СН2О), при тем­пературе 20 °С в диапазоне изменения скорости сдвига при закачке пакеру­ющей жидкости в скважину. В результате обработки опытных данных установлено, что исследуемая смесь представляет собой псевдопластичную неньютоновскую жидкость, под­чиняющуюся степенному закону: т = КГ,                                                                                                      (7.1) где К — мера консистентности жидкости (чем больше К, тем больше вязкость жидкости); у - скорость сдвига; т - характеризует степень неньютоновского поведения жидкости (чем больше т, тем более выражены неньютоновские свойства). Н Ò с0'735 Для исследованной жидкости К = 23,7------—, т = 0,735. м Величина кажущейся вязкости для степенного закона выражается в виде М. = Кут~1                                                                                                                         (7.2) или в данном случае ц = 237у 0265 Н_С                                                                                              (73)
		2 М
	203

	Таким образом, с возрастанием скорости движения кажущаяся вязкость убывает. Это объясняется тем, что с ростом скорости сдвига молекулы посто­янно ориентируются своими большими осями вдоль направления потока. В связи с отсутствием начального напряжения сдвига рекомендуемая псевдо­пластичная пакерующая жидкость не требует приложения усилий для раз­рушения структуры в начале перекачки. Плотность исследуемой жидкости при температуре 20 °С составляет 1100 кг/м3. Также определялась растекаемость пакерующей жидкости по конусу АзНИИ. По результатам опытов растекаемость составляет 25 см. Следова­тельно, жидкость должна хорошо прокачиваться промысловыми насосными агрегатами. Прежде чем обсуждать вопрос о выборе параметров, характеризующих механические свойства продуктов поликонденсации ППЖ, необходимо уста­новить их физическое состояние. Изменение физического состояния продуктов поликонденсации ППЖ изучали по термомеханической кривой, которую снимали методом пенетра-ции. Исследуемые образцы после поликонденсации охлаждались до темпера­туры 0 °С, а затем при их термостатировании через каждые 10 °С снимались показатели пенетрации П (деления). Характерная термомеханическая кри­вая показана на рис. 7.11. Из формы кривой можно заключить, что исследуемые продукты поли­конденсации ППЖ ведут себя как аморфный полимер с температурой стек­лования около 0 °С. С повышением температуры от 10 до 50 °С их деформи­руемость увеличивается за счет роста подвижности звеньев - это переходная область. В интервале температур 50-80 °С находится область эластичного состояния, характеризующаяся обратными деформациями. Для пакерования скважин рекомендуется применять продукт поликон­денсации ППЖ в эластичном состоянии или в близлежащей переходной об­ласти. Вследствие высокой подвижности молекул и надмолекулярных струк­тур продукты поликонденсации ППЖ обладают небольшим модулем жесткос­ти в скважине, способны хорошо воспринимать вибрации насосно-компрессорных труб при прокачке рабочих жидкостей и колебания давления жидкости, закачиваемой плунжерными и поршневыми насосами. При использовании продуктов поликонденсации ППЖ в качестве паке-ра необходимо учитывать также (как для конструкций из пластмасс) поведе-
	у, с-4000 3000 2000 1000 0			50
				т,°с
	500		1000 т,Н/м2
	Рис. 7.10. Кривая течения ППЖ: т — напряжение сдвига; у — скорость сдвига 204			Рис. 7.11. Термомеханическая кривая продуктов поликонденсации псевдоплас­тичной жидкости

	ние их под нагрузкой во времени и характерный для таких материалов большой разброс значений показателей прочности. Используя рекомендации по методам расчета конструкций из полимеров в качестве основной механической характеристики исследуемого материала, допустимое напряжение сдвига при долговечной нагрузке рассчитываем по формуле тд = KomKwKKxp,                                                                                                (7.4) где КО1Щ - коэффициент однородности (определяется по результатам статис­тической обработки замеренных значений разрушающего напряжения сдвига тр); К№ - коэффициент, учитывающий поведение материала при длительной нагрузке (определяется путем статистической обработки опытных данных разрушения материала во времени при различной величине нагрузки); Ки -коэффициент, учитывающий разброс значения величины тр за счет погреш­ностей опыта. Для исследуемого материала определено Кояк = 0,77, К№ = 0,42 (при на­грузке в течение 3 ч), Ки = 0,65. Отсюда тд = 02,,                                                                                                 (7.5) 'p-igv                                                             (7-6) где тр - разрушающее напряжение сдвига, определяемое путем испытания не менее пяти образцов на пластомере; п - число опытов. Модуль жесткости и относительная деформация при сдвиге характери­зуют способность материала пакера воспринимать нагрузки. Относительная деформация при сдвиге цилиндрического образца опре­деляется по Рейнеру из зависимости Усд = Д/гсд/Я,                                                                                              (7.7) где А/гсд - максимальная стрела прогиба по оси цилиндрического элемента; R - радиус образца. Модуль жесткости при сдвиге определяется по зависимости G = т/2Усд.                                                                                                 (7.8)
	7.5.3. ПЛАСТОМЕРЫ ДЛЯ ОПРЕДЕЛЕНИЯ МЕХАНИЧЕСКИХ ПАРАМЕТРОВ Сущность метода определения разрушающего напряжения сдвига заключает­ся в измерении давления, при котором происходит сдвиг или разрушение сплошности цилиндрического образца продуктов поликонденсации ППЖ, находящихся в металлической обойме. Образец получают в металлических трубках длиной 150 мм и внутренним диаметром 16 мм. Эти трубки, предварительно обезжиренные горячим раствором кальци­нированной соды и хорошо промытые пресной водой, закрывают со стороны резьбы резиновыми пробками, смазанными тонким слоем вазелина (во избе­жание прилипания образца к пробкам). Пакерующую смесь заливают в подготовленные таким образом обоймы вровень с краями, чтобы высота столба ППЖ в обоймах была одинаковая и 205

	составляла 130 мм, закрывают их сверху резиновыми сосками (соски защи­щают ППЖ от испарения) и помещают обоймы в термостат с заданной тем­пературой на 20-40 ч. Обоймы с ППЖ, приготовленные для автоклавирования, сосками не за­крывают. Их помещают открытыми в автоклав, заполненный маслом, напри­мер, трансформаторным, или водой при температуре 30-70 °С и давлении 10-25 åè‡. Более достоверные результаты получаются при автоклавировании проб ППЖ, так как в этом случае учитывается влияние на процесс поликонденса­ции ППЖ не только заданной температуры, но и давления. При этом резко снижается отрицательное влияние пузырьков воздуха, попадающих в паке-рующую смесь при ее приготовлении, на механические свойства продуктов поликонденсации ППЖ. При термостатировании в металлических обоймах ППЖ в результате поликонденсации последняя превращается в гель, свя­занный со стенками обоймы. Определение механических свойств продуктов поликонденсации ППЖ производится на пластомере (рис. 7.12). Для определения упругих деформа­ций применяется измерительная пипетка 10. Контейнер 2 заполняют сжа­тым газом, а контейнер 5 пресной водой. Открывают вентиль 3 и создают давление в контейнере 5. Плавно открывая вентиль 8, передают давление со скоростью 0,2 МПа/мин на образец. При разрушении испытываемого образца происходит резкое снижение давления, что фиксируется манометром 9. Давление разрушения образца принимается равным максимальному давлению, приложенному к испытывае­мому образцу. После разрушения образца вентиль 8 закрывают. Образцы, в которых при внешнем осмотре обнаружены дефекты (пустоты, инородные включения, трещины), для определения тр не используются. Расчет разрушающего напряжения сдвига (кПа) ведется по зависимости тр = pd/4h,                                                                                          (7.9) где р - максимальное давление, кПа; d - внутренний диаметр трубки, см; h - высота столба ППЖ, см. За результат испытания принимают среднее арифметическое из пяти и более параллельных определений. Вычисляют среднеквадратическую ошибку измерений. Сущность метода определения относительной деформации сдвига состо­ит в определении объема выпучивания V на деформированной по сравнению с начальным состоянием образца поверхности. Связь между величиной мак­симальной стрелы прогиба А/гсд (см) и вытесненным объемом, равным объему параболоида вращения, определяется зависимостью
	Рис. 7.12. Пластомер: 1,7- вентили; 2,5- контейнеры; 3,8- линейные вентили на напорных линиях; 4, 9 — образцовые манометры; 6 - емкость для заправки контейнера Ц<1—I—I 5 '------Ц<3—'--------------'                 водой; 10 - градуированная пипетка; // - продукт j                          g                                поликонденсации ППЖ; 12 - металлическая обойма 206

	10
	Рис. 7.13. Пластомер высокого давления: / - консоль для крепления контейнера; 3,5- манометры образцовые; 4 - блок управления давлением в контейнере; 6 — запорные вентили; 7 — баллон со сжатым азотом; 8, 15 — прессы; 9 - бачок с керосином; 10 - металлические обоймы; // - термопара; 12 - термостат; 13 - мано­метр дифференциональный; 14 - газожидкостный разделитель; 16 - контейнер высокого дав­ления; 17 - термостатируемая емкость; 18 - блок подачи давления к металлическим обоймам; 19 - продукт поликонденсации ППЖ
	А/гсд = 2V/nR2,	(7.10)
	где V — объем воды, вытесненный в пипетку, см3; R — радиус обоймы, см. Для измерения относительной деформации сдвига на металлическую обойму 12 надевается резиновая вакуумная трубка, в которую вставляется пробка с пипеткой. Цена деления пипетки 0,01-0,02 см3. Резиновая трубка и пипетка (до 0) заполняются водой. На образец по­дается давление, и через каждые 0,025 МПа делают выдержку в течение 60 с, после чего снимают показания измерения уровня воды в пипетке. Ве­личина давления, подаваемого на образец, не должна превышать 0,5-0,7
	от тр.
	Для определения разрушающего напряжения сдвига при заданных тем­пературе и давлении разработан пластомер высокого давления (рис. 7.13). Контейнер высокого давления 16 вскрывают, прессом 8 через блок пода­чи давления 18 заполняют жидкостью подводящие линии, которые затем со­единяют с обоймами 10. Обоймы заполняют пакерующей жидкостью с помо­щью шприца. Затем контейнер 16 заполняют жидкостью выше верхнего уровня трубок, включают подогрев и после закрытия крышки полость над обоймами заполняют азотом до давления 10-25 МПа с помощью блока 4 и баллонов 7 и пресса 15. После поликонденсации пакерующей жидкости прессом 8 создают на образ­цах в обоймах 10 перепад давления, необходимый для разрушения продукта поликонденсации. Перепад давления измеряется дифференциальным мано­метром 13.

	7.5.4. ОПРЕДЕЛЕНИЕ ВЫСОТЫ ПАКЕРА Для расчета высоты столба продуктов поликонденсации ППЖ в скважине, оборудованной НКТ без упора, способного выдержать заданный перепад дав­ления в течение заданного времени, рекомендуется использовать формулу
	и _ 250Ар(о - fl —	(7.11)
	где h - высота столба пакера, м; Ар - ожидаемый перепад давления на па-кере, МПа; D - внутренний диаметр эксплуатационной колонны, м; dT - на­ружный диаметр труб, м; тд - допустимое напряжение сдвига при продолжи­тельной нагрузке, кПа. В табл. 7.2 приведены результаты расчета по зависимости (7.11) и опытные данные о разобщении ствола скважин Долинского и Битковского месторождений продуктами поликонденсации ППЖ (146-мм эксплуатацион­ная колонна, схема ОК). Из сопоставления этих данных видно, что предлагаемая методика расче­та может быть рекомендована для применения.
	Таб ли ца 7.2 Параметры пакерования ППЖ в скважинах
	Показатели Месторождение Битков Долина ëÍ‚. 662 ëÍ‚. 814 Í‚. 675 ëÍ‚. 278 ëÍ‚. 283 Интервал установки паке- 1230-1440 2050-2300 1910-2050 1800-2200 1821-2256 ра, м Высота пакера, м 210 250 140 400 435 Объем пакерующей жидкос- 2,4 2,8 1,4 3,0 4,7 ÚË, Ï3 Диаметр НКТ, мм 73 73 73 89 73 Температура в интервале 33-40 54-62 50-55 42-52 43-53 пакерования, °С Состав ППЖ: гипан, см3 100 100 100 100 100 МФС, см3 20 20 36 30 30 çCl, „ 2,5 2,5 3,6 2,4 3,4 СН2О, г 5,3 7,2 5,9 5,7 4,7 Тип мешалки Турбинная Эжекторный смеситель тр по замесу, кПа: лабораторному 11,0 5,0 7,6 8,0 6,5 промысловому 6,2 5,4 6,4 6,5 7,5 Время термостатирования, ч 65 18 24 19 44 Дроасч (т пром), МПа 20,6 20,4 14,0 55,7 51,5 АРф, МПа 17,0 20,0 8,0 30,0 41,0 Длительность работы паке- 0,3 1,0 4,0 3,0 4,0 ра под нагрузкой в скважи- не, ч Способ разрушения Подъем Самопро- Путем по- Подъем Подъем негерме- изволь- вышения НКТ, про- НКТ, раз- тичных ный давления мывка буривание НКТ, про- до 20 åè‡, остатков мывка промывка пакера Дебит скважины, т/сут: до ОПЗ 0,5 18,0 28,4 — — после ОПЗ 0,5 29,0 28,4 Приемистость скважины, м3/сут: до ОПЗ — — — 180 80 после ОПЗ - - - 350 200
	208

	Для скважин, в которых спущены НКТ с упором, прочность пакера из продуктов поликонденсации ППЖ примерно в 2 раза выше расчетной по приведенной методике. Опытом установлено, что пакер высотой 250 м при зазоре между упором и эксплуатационной колонной не более 16 мм по диаметру через 20—40 ч на­дежно разобщает ствол скважины в затрубном пространстве при давлении на устье до 45 МПа в течение 3-4 ч. 7.5.5. ТЕХНОЛОГИЯ ПРИГОТОВЛЕНИЯ ППЖ В ПРОМЫСЛОВЫХ УСЛОВИЯХ Наиболее сложной и ответственной технологической операцией при уста­новке пакера является приготовление ППЖ. В связи с тем, что реагенты используются в небольших количествах, повышаются требования к чистоте оборудования и точности дозировки исходных компонентов. В промысловых условиях были испытаны два способа приготовления ППЖ: в турбинной ме­шалке и с помощью эжекторного смесителя. Как установлено лабораторными и подтверждено промысловыми иссле­дованиями, гидродинамические условия перемешивания исходных компонен­тов и порядок их ввода существенно влияют на качество ППЖ. Применение эжекторного смесителя позволяет следующее: в широких пределах изменять гидродинамические условия перемешивания исходных компонентов; ППЖ приготовлять непосредственно на скважине; обеспечи­вать перемешивание гипана с КФС в закрытой камере эжектора; работы по подготовке скважины производить одновременно с приготовлением ППЖ. В качестве технологических насосов и емкостей применяется стандартное обо­рудование, имеющееся на нефтяных предприятиях. Опытным путем установлено, что прокачка гипана и КФС через эжек-торный смеситель должна происходить при 1500 < Re' < 2000. Смешение при таких режимах не сопровождается интенсивным выделением тепла и разогреванием смеси, появлением сгустков геля. При увеличении параметра Рейнольдса до 2500-3000 температура смеси повышалась на 12-17 °С и про­исходило образование большого количества сгустков геля. Установлено так­же, что параметры механических свойств продуктов поликонденсации ППЖ, приготовленной с помощью эжекторного смесителя при 1500 < Re' < 2000, и ППЖ, полученной в лабораторных условиях, обычно отличаются не более чем ̇ 20 %. Для исключения возможности образования сгустков геля в процессе смешения гипана с КФС при 1500 < Re' < 2000 необходимо соблюдать соот­ношение подачи компонентов в пределах 7 s J?™. ^ 9. <7кфс Перед приготовлением ППЖ рассчитывают ее объем: W = 0,785(D2 - d2T)h + 0,2 м3,                                                                (7.12) где D - внутренний диаметр эксплуатационной колонны; dT - наружный ди­аметр НКТ; h - высота столба ППЖ, определяемая по уравнению (11) или из опыта. Эжекторный смеситель и насосные агрегаты обвязывают согласно тех­нологической схеме рис. 7.14. После этого приступают к приготовлению КФС. Ее готовят в закрытой емкости объемом 0,9 м3, в которой можно про- 209

		Рис. 7.14. Схема обвязки оборудования при приготовлении и закачке ППЖ: / - агрегат ЦА-320; 2,8- опорный трубо­провод; 3 - эжектор; 4 - регулировочный кран; 5,6- емкость соответственно для КФС Ë åîë; 7 - агрегат 4АН-700; 9 -НКТ; 10 - патрубок; // - задвижка; 12, 13 -автоцистерны; 14 - пакер из ППЖ; 15 -эксплуатационная колонна; 16 - щелочь; 17 - ‚Ó‰‡; 18 - раствор
	изводить точный замер объемов компонентов , их качественное переме­шивание и дозировку КФС на эжекторный смеситель. В емкость сначала заливают расчетное количество воды, а затем - формалин и соляную кисло­ту. Тщательно перемешивают смесь и отбирают пробы на титрование. Объ­емы 1 н. раствора едкого натра и 1 н. раствора соляной кислоты, получен­ные в результате титрования, сравнивают с контрольными объемами для КФС данного состава, которые были определены в лабораторных условиях. В случае несовпадения объемов добавляют в КФС формалин, кислоту или воду. Одновременно с приготовлением КФС отсек чана Б агрегата ЦА-320 заполняется гипаном. Этот отсек соединен трубами через эжектор­ный смеситель с отсеком А. Всасывающая полость эжекторного смесителя подсоединяется через регулировочный кран 4 к емкости 5, в которой приготовлена КФС. В момент выхода агрегата ЦА-320 на заданный режим прокачки гипана через эжекторный смеситель кран 4 полностью закрыт. По­сле стабилизации расхода гипана (2-2,5 л/с) плавно приоткрывается кран 4 и устанавливается такой расход КФС (обычно 0,3 л/с), при котором не образуются сгустки геля. После смешения гипана с расчетным количест­вом КФС через приемный чан агрегата 6 закачивают в чан со смесью моче-виноформальдегидную смолу. Перемешивают ППЖ насосом агрегата путем циркуляции в течение 10—15 мин, после чего смесь готова к закачке в сква­жину. Время приготовления КФС объемом 0,7-0,9 м3 составляет 0,7-1,2 ч. Приготовление ППЖ объемом 2,5—2,9 м3 с учетом времени на приготовление КФС колеблется в пределах 1,7-2,7 ч. 7.5.6. УСТАНОВКА ПАКЕРА ИЗ ППЖ В СКВАЖИНЕ Способ подготовки НКТ зависит от технологической схемы пакерования. Па-керование по схеме ОК производится обычно без спускоподъемных операций с использованием НКТ, находящихся в скважине. Перед установкой пакера 210

	колонна НКТ впрессовывается на давление, равное ожидаемому или в 1,5 раза больше него. Выполнение работ без опрессовки связано с риском, так как повышение давления в процессе проведения операции иногда приводит к нарушению герметичности НКТ (см. табл. 7.2, скв. 662). При установке пакера по схеме СКУ из скважины извлекаются НКТ и глубинный насос, замеряется глубина забоя, при необходимости промывается пробка. Вместо извлеченных НКТ в скважину спускают специальную колон­ну НКТ с упором и устройством для опрессовки НКТ и промывки затрубного пространства над упором (см. рис. 7.6 и 7.7). НКТ впрессовываются на дав­ление 40-50 МПа, после чего опрессовочный клапан извлекается. Устье скважины оборудуется герметичной устьевой головкой 2АУ-700, которая обеспечивает закачку жидкостей и контроль давления в трубах и затрубном пространстве, а также быстрое перекрытие кранов. Герметичность кранов проверяется при давлении 40-50 МПа. Возможно проведение частичной разгрузки пакера из ППЖ за счет восприятия части давления (в пределах допустимого) верхней частью обсад­ной колонны. Для этого затрубное пространство скважины оборудуют предо­хранительным клапаном, отрегулированным на заданное давление, которое создается одновременно с увеличением давления в НКТ. ППЖ является полярной жидкостью, поэтому для обеспечения хорошего сцепления полимера со стенками эксплуатационной колонны и НКТ в неф­тяных скважинах необходимо очистить их от нефти. Десорбция и отмывка нефти с металлических поверхностей осуществ­ляется водными растворами поверхностно-активных веществ (ПАВ) неионо-генного типа (превоцел, дисольван). По схеме прямой циркуляции ствол скважины промывается 0,1—0,3 %-ным водным раствором ПАВ. Затем в интервал пакерования закачивают 0,3— 0,5 %-ный водный раствор ПАВ объемом 5—6 м3 и оставляют его в скважине на 16—20 ч. После выдержки осуществляется интенсивная прямая промывка ствола скважины 0,1—0,3 %-ным раствором ПАВ объемом 5—10 м3 при расходе 9-12 л/с. В водонагнетательных скважинах обработка ствола ПАВ обычно не требуется. Работы по пакерованию планируются с учетом пластового давления и температур в интервале установки пакера из ППЖ. Перед установкой паке­ра из ППЖ необходимо определить поведение скважины, заполненной жид­костью. Если скважина изливает, то замеряется дебит при изливе, а если поглощает, определяется ее приемистость при давлении 3,6 и 9 МПа. Доставка ППЖ в заданный интервал затрубного пространства через НКТ осуществляется успешно при значении коэффициента приемистости не более 1 • 10~б м3/(с • МПа). При более высокой приемистости принимаются меры по ее ограничению. Одним из эффективных методов ограничения приемистости является закачка меловой суспензии плотностью 1200-1400 кг/м3. После определения приемистости скважина промывается 0,3 %-ным раствором ПАВ. Если скважина изливает, то закачка ППЖ в заданный интервал произ­водится через затрубное пространство (при величине дебита при свободном изливе через затрубное пространство, большем 0,2-10~3 м3/с). Дальнейшая подготовка ствола скважины зависит от способа доставки ППЖ в заданный интервал затрубного пространства. Если закачка ППЖ планируется через НКТ, то в ствол скважины ниже башмака НКТ зака­чивается соленая вода (р а ИЗО кг/м3), а в затрубное пространство - слабо 211

	минерализованная вода (р s 1030 кг/м3), и затрубное пространство закрыва­ется. При закачке ППЖ через затрубное пространство скважина может быть полностью заполнена соленой водой. После подготовки эксплуатационной колонны производится обвязка ус­тья скважины согласно схеме на рис. 7.14. Насосным агрегатом 7 по схеме прямой циркуляции НКТ заполняется жидкостью плотностью р3, большей плотности ППЖ - р2. После этого задвижка на затрубном пространстве за­крывается, и жидкость плотностью р3 закачивается в скважину в объеме, равном объему эксплуатационной колонны от низа НКТ до забоя скважины. Затем она оттесняется жидкостью плотностью р1; меньшей плотности ППЖ, до башмака НКТ. Таким образом, перед закачкой ППЖ в НКТ в затрубном пространстве находится жидкость плотностью р,, а в эксплуатационной ко­лонне и ниже башмака НКТ - плотностью р3. Благодаря этому предотвраща­ется оседание ППЖ на забой и перемещение ее в затрубном пространстве. Закачка пакерующей смеси осуществляется агрегатом /, с помощью которого она готовилась при открытой задвижке на затрубном пространстве. Продавка жидкостью плотностью р3 в заданный интервал затрубного пространства производится агрегатом 7. В связи с тем, что вязкости и плотности ППЖ и продавочной жидкости существенно отличаются, необходимо процесс прокачки и продавки ППЖ осуществлять при режимах, которые обеспечивают меньший объем смеше­ния. Расчеты показали, что для достижения минимальных зон смешения процесс закачки ППЖ должен быть разделен на два этапа. Заполнение труб ППЖ необходимо осуществлять при расходах 9-12 л/с, а продавку ее в за­трубное пространство - при расходах 16-20 л/с. Уменьшить объем смешения ППЖ с вытесняющей и вытесняемой жид­костями можно путем закачки перед и после ППЖ буферного раствора с вязкостью и плотностью, близкими к ППЖ. В качестве буферного раствора можно применять гипан. Объем буферного раствора должен быть равен объ­ему зоны смешения, определяемой по уравнению B.C. Яблонского, и состав­лять 0,3-0,6 м3. При контакте гипана с минерализованной водой происходит коагуляция гипана. Однако это явление не нарушает процесса закачки ППЖ в затрубное пространство. После заполнения НКТ псевдопластичной жидко­стью ее продавливают в заданный интервал затрубного пространства. Объем продавочной жидкости равен сумме объемов НКТ и затрубного пространства в интервале 30-50 м. После доставки ППЖ в заданный интервал на затруб­ном пространстве немедленно закрывается задвижка. Остальной объем про­давочной жидкости находится в емкости, установленной у устья скважины, которая обвязывается с НКТ. Жидкость предназначена для компенсации по­глощения скважиной в течение 10—14 ч. В процессе закачки ППЖ необходимо контролировать давление закачки. Оно соответствует потерям давления при движении закачиваемых жидкос­тей. При проведении промысловых испытаний при закачке ППЖ с расходом 10-12 л/с (скв. 538 Б, 662 Б, 814 Д) потери давления на 1000 м длины НКТ составляли 1,2-3,0 МПа.

	7.5.7.  ОБРАБОТКА ПЛАСТА И УДАЛЕНИЕ ПРОДУКТОВ ПОЛИКОНДЕНСАЦИИ ППЖ ИЗ СКВАЖИНЫ Для уточнения времени проведения операций под давлением и допустимого перепада давления на пакер отбираются пробы готовой ППЖ, которые тер-мостатируются при заданных условиях. В лабораторных условиях определяют предельное напряжение сдвига продуктов поликонденсации ППЖ промыслового замеса и на основании полученных данных составляют заключение о проведении промысловых ра­бот. Задвижка на затрубном пространстве открывается, а выкид из затрубно-го пространства отводится на амбар и надежно закрепляется. Перед началом процесса пакер из продуктов поликонденсации ППЖ впрессовывается на­сосным агрегатом на давление, составляющее 30-50 % ожидаемого при ГРП. После этого осуществляется обвязка техники и проводится ГРП. Необходимо отметить, что выход на максимальное рабочее давление при ГРП осуществ­ляется плавно. Сначала поднимают давление до значения, составляющего приблизительно 50 % максимального, а через 5-10 мин поднимают давление до максимального рабочего при ГРП. По окончании процесса воздействия на пласты необходимо разрушить пакер и извлечь НКТ. При установке пакера высотой 150 м по технологиче­ской схеме ОК пакер работает под нагрузкой кратковременно и по истече­нии 0,5-1 ч разрушается самопроизвольно (скв. 538 Б; 814 Д) или после увеличения давления на 20-50 % больше рабочего (скв. 675 Д). Увеличение высоты пакера, установленного по технологической схеме ОК, до 400-450 м осложняет его разрушение. В этом случае пакер разруша­ют путем подъема НКТ. В начальный момент подъема НКТ нагрузка на крюке достигает предельно допустимой для агрегатов подземного ремонта (480 кН для скв. 278 и 500 кН для скв. 283). При установке пакера высотой 200—250 м по технологической схеме СКУ его разрушают путем подъема НКТ с последующей промывкой ствола скважины от продуктов поликонден­сации ППЖ. В начальный момент подъема нагрузки на крюке на 70-90 % превышают вес труб (320 кН для скв. 824 Д, 300 кН для скв. 645 Д, 270 кН для скв. 633 Д, 320 кН для скв. 24 Д). Для снижения нагрузки на крюке подъемного агрегата в начальный момент подъема НКТ в скважину можно закачивать жидкость под давлением до 30 МПа, в результате чего создается дополнительное выталкивающее усилие на пакер. 7.5.8.  ОПЫТ ПАКЕРОВАНИЯ СКВАЖИН ППЖ Первая опытная работа по разобщению ствола скважины была проведена на нефтяной скв. 538 Битковского нефтяного месторождения с использованием гипано-формалиновой смеси. Установку пакера проводили без подъема НКТ по схеме ОК. Ствол скважины от углеводородов не очищали. ППЖ готовили путем смешения в турбинной мешалке 1,9 м3 гипана с добавлением 1,1 м3 КФС, состоящей из 0,6 м3 37 %-ного формалина и 0,5 м3 10 %-ной соляной кислоты. ППЖ закачали в интервал 1550-1850 м затрубно-го пространства с расходом 0,3-0,5 м3/мин при давлении 3,5 МПа. Продукт поликонденсации промыслового замеса ГФС обладал тр = 1,6 кПа. Через 17 ч приступили к испытанию пакера на герметичность. Открыли затрубное про- 213

	странство и агрегатом 4АН-700 плавно подняли давление за 25 мин до 25 МПа и поддерживали его в течение 20 мин. Пакер был герметичным. За­тем увеличили давление до 35 МПа. Из затрубного пространства появилась жидкость, расход ее постепенно увеличивался, и через 6 мин произошло полное разрушение пакера, который впоследствии был вымыт водой. Пакер разрушался постепенно. Полное разрушение происходило через 10-15 мин после начала истечения жидкости из затрубного пространства. Объем воды, закачанной в пласт при давлении 25 МПа, составил 20 м3, что достаточно для проведения кислотной обработки пласта. Для успешного проведения ГРП необходимо увеличить прочностные свойства и эластичность продукта поликонденсации ППЖ, а также удалить углеводороды со стенок эксплуатационной колонны и НКТ в интервале ус­тановки пакера. Для проведения кислотного ГРП на нефтяной скв. 814 Долинского неф­тяного месторождения (см. табл. 7.2) был установлен пакер из ППЖ, в со­став которой дополнительно была введена МФС. В целях очистки эксплуа­тационной колонны от углеводородов в интервал установки пакера закачали на 2 ч смесь 0,6 м3 четыреххлористого углерода и 2 м3 дизельного топлива. Затем эту смесь вымыли и в данный интервал закачали на 20 ч пластовую воду плотностью 1040 кг/м3 с добавкой 0,3 % дисольвана. В турбинной мешалке приготовили 2,8 м3 ППЖ и закачали ее в сква­жину. Через 20 ч приступили к проведению кислотного ГРП. Затрубное пространство в процессе ГРП было закрыто. В течение 1 ч при перепаде давления на пакер 18 МПа в скважину закачали 24 м3 кислотного раствора и 15 м3 продавочной жидкости. В конце продавки из затрубного простран­ства начала истекать вода, а через 8 мин пакер полностью разрушился и был удален из скважины прямой промывкой. В результате успешного про­ведения кислотного ГРП дебит нефти увеличился в 1,6 раза и составил 29 Ú/ÒÛÚ. По технологической схеме ОК также был установлен пакер из ППЖ на скв. 675 Д Долинского нефтяного месторождения, на которой аналогично, как и на скв. 814 Д, была проведена кислотная обработка пласта под давлением (ÒÏ. Ú‡·Î. 7.2). При установке пакеров на скв. 538 Б, 662 Б, 814 Д и 675 Д ППЖ гото­вилась в турбинных мешалках, размещенных на территории цеха КФС. Точная дозировка КФС при использовании турбинных мешалок затруднена. Поскольку на приготовление ППЖ в турбинной мешалке требуется 3—4 ч, возможно преждевременное отверждение ППЖ на поверхности до закачки ее в скважину. Для устранения указанных трудностей была разработана технология приготовления ППЖ с помощью эжекторного смесителя. Впервые эжектор-ный смеситель был использован при установке пакера на нагнетательной скв. 278 Долинского нефтяного месторождения (см. табл. 7.2). На этой же скважине с целью повышения прочности пакера была увеличена его высота до 400 м. Оборудование для приготовления ППЖ обвязали по схеме рис. 7.14. В емкость для приготовления КФС залили 276 л пресной воды, добави­ли 270 л 39 %-ного формалина и 138 л 30 %-ной соляной кислоты. КФС тщательно перемешивали в течение 5 мин. В отсек Б чана насосного агрегата / закачали 1,8 м3 гипана. Включив насосный агрегат, начали прокачку гипана через эжекторный смеситель с расходом 2,3 л/с. При этом давление до сопла эжекторного смесителя со- 214

	ставило 15,0 МПа. После выхода агрегата на режим, плавно открывая кран 4 на линии подсоса КФС, установили расход КФС 0,25 л/с и в течение 50 мин КФС смешивали с гипаном. В полученную смесь насосным агрегатом закачали 0,6 м3 МФС и мешали в течение 15 мин. Приготовленную ППЖ закачали в скважину по технологической схеме ОК. Через 19 ч пакер опрес-совали на 20,0 МПа и провели ГРП, закачав в скважину 9 т песка и 360 м3 воды. В процессе ГРП пакер в течение 3 ч выдержал перепад давления 30,0 МПа. Разрушение пакера осуществили путем подъема НКТ с промыв­кой. Необходимо отметить, что в начале подъема были затяжки НКТ. После проведения ГРП приемистость скважины увеличилась в 1,9 раза и составила 3,50 Ï3/(ÒÛÚ • åè‡). По технологической схеме ОК и при такой же последовательности тех­нологических операций был установлен пакер высотой 435 м нагнетательной скв. 283 Д. В процессе ГРП в скважину закачали 8 т песка при перепаде давления 41 МПа и 250 м3 жидкости. Пакер был герметичен в течение всего процесса. Попытка разрушить пакер увеличением давления до 52,0 МПа бы­ла безуспешной. Пакер разрушили путем подъема НКТ. После проведения ГРП приемистость скважины увеличилась в 2,2 раза. В результате промысловых испытаний пакерования скважин пакером из продуктов поликонденсации ППЖ по технологической схеме ОК установле­но следующее: при установке пакера высотой 140-210 м он выдерживает перепад дав­ления 10,0-18,0 МПа, что недостаточно для проведения ГРП; пакер высотой 140-210 м при перепаде давления 17,0-18,0 МПа недол­говечен под нагрузкой; разрушение пакера высотой до 210 м осуществлялось путем увеличения давления с последующей прямой промывкой; для проведения ГРП с перепадом давления на пакер 30,0 МПа и более его высоту увеличили до 400-450 м; пакер высотой 400-450 м не разрушался путем подъема НКТ; в процессе подъема НКТ возникали затяжки. Для увеличения прочности пакера и уменьшения его высоты предложе­на схема пакерования со спуском специальной колонны НКТ с упором. По технологической схеме СКУ проведено 12 скважино-операций по установке пакера из ППЖ. На 11 скважинах проведены ГРП, на одной скважине -длительное разобщение ствола для закачки воды в пласт. В качестве примера реализации схем СКУ приведено описание процес­са на нефтяной скв. 24 Долинского нефтяного месторождения. В скважину спустили специальную колонну НКТ с упором до глубины 1700 м 73-мм тру­бы, упор в виде патрубка диаметром 134 мм, а далее до глубины 2000 м спус­тили трубы диаметром 89 мм. С помощью эжекторного смесителя приготови­ли ППЖ объемом 2,8 м3, ППЖ закачали через НКТ в интервал 1695—1945 м затрубного пространства. Через 40 ч пакер опрессовали давлением 20,0 МПа и приступили к проведению ГРП. При давлении на устье 45,0 МПа в сква­жину закачано 9 т песка и 360 м3 водного раствора 0,4 %-ного полиакрилами-да. Пакер разрушен путем подъема НКТ. После ГРП дебит нефти увеличил­ся в 2 раза. При установке пакера из ППЖ в скважинах с низким динамическим уровнем, поглощающих воду, разработана технология временной закупорки разреза скважины меловой суспензией. Применение меловых суспензий позволяет в 2—5 раз снизить приемистость скважин и таким образом умень- 215

	шить объем жидкости для подпитки скважины на время поликонденсации ППЖ. На нефтяной скв. 209 Долинского месторождения испытана схема СКУ с закачкой ППЖ в затрубное пространство. Этот прием закачки ППЖ в за­данный интервал затрубного пространства был предложен после неудачных операций по установке пакера на скв. 547 и 209 Долинского месторождения. В этих скважинах пластовое давление выше гидростатического, вследствие чего они изливают. Например, на скв. 209 через 20 ч после закачки ППЖ через НКТ за­данный интервал затрубного пространства пакера не был обнаружен. Оче­видно, ППЖ в процессе доставки ее в затрубное пространство разбавилась водой, изливающейся из скважины. Повторно установку пакера осуществили путем закачки ППЖ в затрубное пространство. Скважину перед закачкой ППЖ заполнили жидкостью плотностью 1200 кг/м3. С помощью эжекторно-го смесителя приготовили 2,8 м3 ППЖ и закачали в затрубное пространство. Продавку провели пресной водой. Через 88 ч опрессовали пакер на 22,0 МПа и провели ГРП. После ГРП дебит нефти увеличился в 1,9 раза и со­ставил 32,7 т/сут. В связи с тем, что в НГДУ "Долинанефтегаз" имеются нагнетательные скважины с дефектными колоннами, закачка воды в которые из-за наруше­ний герметичности прекращена, была рассмотрена возможность применения пакера из ППЖ для длительного разобщения ствола скважины. Промысловые испытания пакера из ППЖ для длительного разобщения проведены на скв. 689 Д. ППЖ приготовлена с использованием эжекторного смесителя. Установ­ка пакера осуществлена по схеме СКУ. Через 140 ч пакер опрессовали на давление 25,0 МПа и ввели скважину в эксплуатацию под закачку воды при давлении 18,0 МПа. Пакер из ППЖ выдержал перепад давления в 15,0 МПа в течение 11 мес. Таким образом, в результате проведенных промысловых испытаний ус­тановлено, что пакерование скважин по технологической схеме О К может успешно применяться при проведении кислотной обработки пласта. При проектировании на скважинах ГРП с давлениями разрыва 45,0 МПа уста­новку пакера из ППЖ необходимо производить по технологической схеме СКУ. В скважинах с пластовым давлением ниже гидростатического необхо­димо снизить приемистость пластов меловыми суспензиями, а в скважинах с пластовым давлением выше гидростатического ППЖ — закачивать в задан­ный интервал через затрубное пространство. Промысловые испытания подтвердили возможность применения пакеров из ППЖ для длительного разобщения межтрубного пространства. Технологическая эффективность пакеров из ППЖ заключается в воз­можности их применения в скважинах с дефектными эксплуатационными колоннами, в скважинах с сильно искривленными стволами, в которых ис­пользование известковых конструкций механических пакеров невозможно. Ранее эти скважины были исключены из фонда. В связи с тем, что на таких скважинах проведение ГРП, КО и других методов интенсификации без применения пакера из ППЖ невозможно, то дополнительную добычу, полученную от обработки пласта, и экономический эффект можно считать результатом применения пакеров из ППЖ с после­дующей ОПЗ. Для разобщения ствола скважин, состояние эксплуатационной колонны 216

	которых не позволяет применять механические пакеры, успешно могут быть применены псевдопластичные жидкости на основе гипано-формалиновой смеси с добавкой МФС, способной после поликонденсации отверждаться, приобретая свойства упругого тела. Такой пакер хорошо воспринимает на­грузки и обеспечивает защиту верхней части обсадной колонны при ГРП, кислотных обработках и других видах воздействия на призабойную зону. Опробование в промысловых условиях разработанной технологии ра­зобщения ствола скважины при закачке воды в пласт при давлении 15-18 МПа показало, что время работы пакера в таких условиях пока достигает 1 г., после чего происходит его самопроизвольное разрушение. Поэтому не­обходимо продолжить изыскания с целью увеличения долговечности пакера из ППЖ. В числе других задач совершенствования нового метода пакерования при использовании схемы О К можно назвать увеличение прочности продук­тов поликонденсации ППЖ и улучшение адгезии к поверхности НКТ и экс­плуатационной колонны. Необходимо испытать в промысловых условиях разработанную рецептуру самоосвобождающегося пакера из ППЖ с добавкой хлористого аммония. Целесообразно совершенствовать схему СКУ, особенно для разработки конструкции упора, имеющего большой зазор с эксплуатационной колонной при спуске НКТ и минимально возможный зазор во время закачки ППЖ и работы пакера. При этом упор должен при необходимости легко разрушать­ся. Работы в данном направлении продолжаются. Состав ППЖ, описанный в обзоре, работоспособен при температурах 30-70 °С. Для установки пакера из ППЖ в скважинах с большей температу­рой требуется провести дополнительные исследования. Проводятся лабораторные и промысловые эксперименты по разработке технологии поинтервальной обработки скважин с многопластовыми разреза­ми большой толщины с применением пакера из ППЖ. Здесь пакер из ППЖ выполняет две функции — защищает верхнюю часть эксплуатационной ко­лонны от высоких давлений и направляет поток рабочей жидкости при ГРП в заданный интервал разреза скважины. Получены первые положительные результаты при использовании такой технологии на скважинах Долинского месторождения. Применение разработанной технологии пакерования скважин позволит увеличить фонд скважин, призабойная зона которых может быть подвергнута обработке, что окажет прямое влияние на темпы текущей добычи нефти и нефтеотдачу.