Содержание к диссертации
Введение
1. Проблемы проведения ремонтных работ и освоения скважин газовых месторождений и подземных хранилищ газа в условия низких пластовых давлений 12
1.1. Особенности ремонта и освоения скважин на завершающей стадии разработки месторождений 12
1.2. Особенности ремонта и освоения скважин ПХГ, созданных на базе истощенных газовых месторождений
1.2.1. Особенности ремонта и освоения скважин месторождений с трещиноватыми коллекторами
1.3. Влияние промывочных агентов на проницаемость при-забойной зоны скважины
1.4. Выводы
2. Разработка технологии временного блокирования продуктивного пласта с использованием пенных систем 41
2.1. Существующие способы глушения скважин 41
2.2. Свойства пен 43
2.3. Исследования удерживающей способности трехфазных пен
2.4. Исследования устойчивости трехфазных пен 57
2.4.1. Влияние газосодержания на устойчивость трехфазных пен 68
2.5. Исследования вязкости трехфазных пен з
Стр.
2.6. Исследования условий взаимодействия трехфазных пен
с горными породами 87
2.7. Исследования по разработке рецептур пенообразующих жидкостей 98
2.8. Технология временного блокирования газоносного пласта пеной при проведении ремонтных работ 99
2.9. Разработка составов для временного блокирования продуктивных пластов 104
2.10. Технология временной изоляции газоносного пласта методом "загидрачивания" 109
2.11. Выводы 112
3. Разработка технологических решении по очистке фильтровой зоны скважин 114
3.1. Технология очистки скважин продувкой забоя выхлопными газами двигателей внутреннего сгорания 114
3.1.1. Определение технологически необходимого расхода выхлопных газов 117
3.1.2. Результаты опытно-промышленных испытаний технологии очистки скважин продувкой забоя выхлопными газами двигателей внутреннего сгорания
3.2. Технология промывки скважин пеной с использовани
ем замкнутой системы циркуляции 129
3.2.1. Экспериментальные исследования процесса замкнутой циркуляции пены 129
3.2.2. Методика определения оптимальных параметров промыв ки скважины пеной Стр.
Технология промывки скважины по замкнутому циклу 13 5
Результаты опытно-промышленных испытаний техноло- 138
гии промывки скважин пеной
Выводы 149
Разработка технологии сооружения гравийных фильтров в условиях низких пластовых давлений 151
Предотвращение пескопроявлений с помощью гравий ных фильтров 151
Технология сооружения гравийных фильтров в условиях депрессии на продуктивный пласт 154
Результаты опытно-промышленных испытаний технологии сооружения гравийных фильтров при депрессии на пласт
Технология сооружения гравийных фильтров в газовой среде 161
Теоретические исследования процесса пневмо-транспорта в условиях высоких избыточных давлений 161
Экспериментальные исследования процесса сооружения гравийной набивки в газовой среде 169
Разработка технологической схемы опытной установки 175
Результаты опытно-промышленных испытаний техноло- 178
гии сооружения гравийных фильтров в газовой среде Выводы 181 Стр.
5. Разработка методов интенсификации освоения скважин с использованием пен и газообразных агентов 182
5.1. Технология изоляции подошвенных вод 184
5.2. Технология проведения пенокислотных обработок
5.2.1. Разработка состава для обработки продуктивного карбонатного пласта 188
5.2.2. Исследования влияния составов для обработки продуктивных пластов на проницаемость горных пород 189
5.2.3. Лабораторные исследования интенсивности растворения образцов кислотными составами 195
5.2.4. Технология обработки карбонатного пласта пенокислотой 197
5.2.5. Результаты опытно-промышленных испытаний техноло- 200 гии пенокислотной обработки пласта
5.3. Выводы 201
6. Разработка технических средств для ремонта скважин с использованием пени газообразных агентов 203
6.1. Универсальный превентор 204
6.2. Блок очистки и охлаждения выхлопных газов ДВС 207
6.3. Фильтр для очистки пены от песка 210
6.4. Установка для ввода песка в газовый поток 213
6.5. Выводы 215
Основные результаты и выводы 216
Список литературы
- Особенности ремонта и освоения скважин ПХГ, созданных на базе истощенных газовых месторождений
- Исследования удерживающей способности трехфазных пен
- Результаты опытно-промышленных испытаний технологии очистки скважин продувкой забоя выхлопными газами двигателей внутреннего сгорания
- Результаты опытно-промышленных испытаний технологии сооружения гравийных фильтров при депрессии на пласт
Особенности ремонта и освоения скважин ПХГ, созданных на базе истощенных газовых месторождений
Разработка нефтяных, газовых и газоконденсатних месторождений характеризуется тремя периодами эксплуатации - нарастающей, постоянной и падающей добычи.
Если периоды нарастающей и постоянной добычи отличаются относительно стабильной работой эксплуатационного фонда скважин, то период падающей добычи, как правило, сопровождается осложнениями в работе скважин. Наиболее характерные из них : накопление воды на забое скважин, образование песчано - глинистых пробок, разрушение призабой-ной зоны и др. Причинами таких осложнений являются: снижение пластовой энергии в результате отбора флюида из пласта, вторжение в залежь законтурных пластовых вод и изменение термобарических условий на забое и в стволе скважин/11,12/.
Более подробно причины осложнений в работе скважин рассмотрим на примере разработки Северо-Ставропольского газового месторождения, являющегося классическим примером месторождения с газовым режимом работы.
В промышленную разработку Северо - Ставропольское месторождение было введено в 1956 году. До 1965 года годовой отбор газа из залежи постоянно нарастал и достиг максимального своего значения в 1967 году. Период 1965-1968 гг. является периодом постоянной добычи газа. Начиная с 1969 года месторождение вступило в период падающей добычи. Особенностью эксплуатации Северо-Ставропольского месторождения является то, что с целью поддержания высоких темпов добычи отбор газа из скважин осуществлялся по 146-мм и 168-мм эксплуатационным колоннам без насосно-компрессорных труб (НКТ). Поэтому по мере снижения пластовой энергии и дебитов скважин происходило снижение скоростей восходящего потока, что в конечном итоге вызвало необходимость изменения конструкции подъемного лифта скважин.
К моменту снижения скоростей восходящего потока до величины, не обеспечивающей вынос на дневную поверхность жидкости и твердых частиц, по целому ряду эксплуатационных скважин наблюдалось накопление на забое песчаных пробок. Однако из - за особенностей геологического строения продуктивной части хадумского горизонта, являющегося основным эксплуатационным объектом Северо-Ставропольского месторождения, наличие песчаных пробок на забое не оказывало заметного влияния на работу скважин.
Необходимо отметить, что продуктивная толща хадумского горизонта сложена алевролитовой пачкой толщиной порядка 30 м. Алевролитовая пачка книзу переходит в пачку чередования (толщина 55-65 м), состоящую из переслаивания пропластков алевритов, алевролитов и глин. Кол-лекторские свойства пачки чередования значительно уступают алевролитовой пачке, поэтому основной приток газа происходит из верхней части продуктивной толщи.
В табл. 1.1 и 1.2 приведены данные по состоянию забоев скважин на период начала смены лифта. Из данных табл. 1.1 видно, что в скважинах, работающих по эксплуатационным колоннам, пробки или отсутствуют (скв. 7п, 42п, 31 и др.), или перекрывают 20 - 25 м нижней наименее продуктивной части интервала перфорации (скв. 8,45, 152, 15 и др.). В скважинах, ранее работавших по колонне, после спуска в них НКТ вследствие снижения дебитов за довольно короткий промежуток времени (3-5 мес.) происходит рост песчаных пробок, причем, как правило, подъем текущих забоев прекращается, не доходя 2-3 м до башмака лифтовых труб. Это, по всей видимости, объясняется тем, что при уменьшении депрессии прекращается разрушение скелета пласта (табл. 1.2).
Исследования удерживающей способности трехфазных пен
Выше отмечалось, что трехфазная пена является неньютоновской системой и ее вязкостные характеристики зависят от скорости сдвига. Экспериментальное изучение реологии пен затруднено их неустойчивостью. Поэтому при проведении опытов необходимо обеспечивать хотя бы приблизительную неизменность свойств пены в течение всего времени измерения. Изучение вязкостных характеристик пены можно проводить как методом капиллярной, так и ротационной вискозиметрии /36, 79, 84/.
Учитывая, что существующие приборы для определения вязкости пен неудобны для применения в полевых условиях и имеют существенные недостатки, нами разработан прибор для определения условной вязкости трехфазных пен, работающий по принципу полевого вискозиметра СПВ-5, применяемого для определения условной вязкости промывочных жидкостей.
Прибор для определения условной вязкости трехфазной пены состоит из мерного цилиндра 4 (рис. 2.8), в котором движется поршень 3 под действием давления сжатого воздуха, передаваемого через редуктор 5 от баллона 6. Вязкость трехфазной пены определяется следующим образом. В мерный цилиндр помещают 50 см3 пены и в рабочую камеру цилиндра над поршнем подают воздух от баллона 6. При помощи редуктора 5 устанавливают величину рабочего давления, определенную опытным путем. Время истечения 50 см3 воды из мерного цилиндра под действием давления Р=500 гПа через отверстие капилляра диаметром 2,5 см равно 5 секундам (при нормальных условиях). Редуктор отрегулирован таким образом, что при движении поршня вниз давление над поршнем поддерживается постоянным Р= 500 гПа.
После установления постоянной величины давления в рабочей полости при помощи микровыключателя освобождают поршень 3 и одновременно включают секундомер 1. Под действием силы давления поршень перемещается вниз и выдавливает пену через отверстие трубки-капилляра. При достижении поршнем крайнего нижнего положения при помощи микровыключателя 2 выключается электросекундомер и определяется время истечения 50 см3 пены.
Относительную вязкость можно определить по времени протекания одинаковых объемов испытуемой и стандартной жидкости через один и тот же капилляр.
В качестве стандартной жидкости для водных растворов обычно принимают воду. Метод измерения относительной вязкости заключается в том, что при соблюдении указанных выше условий параметры, входящие в (2.25), представляют собой постоянные величины, т.е. ш = (2-27) где: а - постоянная величина.
Таким образом, определив время истечения некоторого объема воды (по секундомеру) и такого же объема пены и зная ее плотность (плотность . воды можно принять равной рв = 1000 кг/м3), по формуле (2.32) можно определить коэффициент вязкости (относительную вязкость) исследуемой трехфазной пены. При этом речь идет о кажущейся или эффективной вязкости, поскольку пена относится к неньютоновским жидкостям.
Для опытов приготавливали пены, имеющие устойчивость, достаточную для проведения измерений. Пены с кратностью К= 1,5 - 4,0 приготавливались по методике ВНИИ из 100 см3 пенообразующей жидкости с помощью пропеллерной мешалки в течение 5 мин /4/. Затем необходимый объем исследуемой пены помещали в мерный цилиндр прибора измерения относительной вязкости. Результаты исследований приведены на рис. 2.9-2.12. На рис. 2.9 представлен график зависимости относительной вязкости трехфазной пены от концентрации пенообразователя для различных типов ПАВ (сульфонол, превоцел, ОП-10, дисолван).
Как видно из графика, с ростом концентрации ПАВ в пределах от 0,1 до 4% в пенообразующей жидкости вязкость полученной из нее пены увеличивается. Это противоречит выводам работы /3/, где уменьшение вязкости пен с ростом концентрации ПАВ объясняется разжижающим действием ПАВ на глинистую суспензию.
В наших опытах только у трехфазной пены, приготовленной из ПОЖ, в которой в качестве пенообразователя использовался дисолван, наблюдалось уменьшение вязкости при увеличении концентрации ПАВ более 2,0% . Это можно объяснить низкой пенообразующей способностью этого типа ПАВ (по сравнению с ОП-10 она в 2,8 раза меньше). Данные о свойствах ПАВ взяты из работы М.Ф.Каримова /15/и приведены в таблице 2.12.
Из данных таблицы 2.12 видно, что наименьшей пенообразующей способностью и наибольшей адсорбцией обладают катионоактивные ПАВ. Кроме того, эти ПАВ плохо растворимы в воде, поэтому их не рекомендуется использовать в качестве пенообразователей в технологических процессах капитального ремонта скважин.
Анализ графика (рис. 2.9) показывает, что наибольшей вязкостью обладает трехфазная пена, приготовленная из ПОЖ, которая в качестве пенообразователя содержит сульфонол, обладающий наибольшей пенообразующей способностью.
Как видно из рис. 2.10, вязкость трехфазных пен увеличивается с ростом концентрации стабилизатора КМЦ в пределах 0,1-2%, что подтверждает результаты опытов, представленных в работе /3/. Наименьшей вязкостью обладает трехфазная пена, приготовленная на основе раствора ОП-10 (при одинаковой концентрации остальных компонентов в ПОЖ).
Результаты опытно-промышленных испытаний технологии очистки скважин продувкой забоя выхлопными газами двигателей внутреннего сгорания
Анализ результатов приведенных исследований показал, что трехфазная пена, приготовленная из пенообразующей жидкости с концентрацией сульфонола 0,05%, при увеличении газосодержания более 0,96 (что соответствует кратности, равной 25) разрушается в объемном сепараторе на составляющие фазы. Жидкая фаза на выходе из сепаратора имеет плотность, близкую к плотности ПОЖ, и перекачивается поршневым насосом. Дальнейшее увеличение концентрации сульфонола в ПОЖ снижает эффективность работы замкнутой системы циркуляции. Таким образом, зная состав пенообразующей жидкости, можно рассчитывать технологические параметры процесса промывки скважины, при которых обеспечивается достаточная устойчивость пены в скважинных условиях и ее разрушение на составляющие фазы в наземной системе циркуляции при увеличении значения газосодержания больше Др.
Методика определения оптимальных параметров промывки скважины пеной Основным параметром промывочной жидкости при проведении ремонтных работ на скважине является ее плотность, поскольку она определяет величину противодавления, создаваемого столбом жидкости на продуктивный пласт.
Во второй главе отмечалось, что плотность пены можно определить по формуле (2.1), используя методику /80/. С использованием данной формулы были построены графики распределения плотности и гидростатического давления пены по стволу скважины. При помощи данных графиков по известной величине пластового давления можно определить необходимое значение газосодержания, используя формулу (2.5): где а - степень аэрации пены, ед.; Д- газосодержание пены, д.е. Уже отмечалось, что в зависимости от величины газосодержания трехфазные пены различных составов обладают разной устойчивостью. Поскольку устойчивость пены при циркуляции (т.е. в движении) не вызывает сомнений, то основным критерием безопасного ведения работ при промывке песчаной пробки пеной будет устойчивость пены в статическом состоя 135 нии, которая должна превышать время, необходимое для наращивания очередной промывочной трубы. Это время определяется типом агрегата для ремонта скважин, диаметром промывочных труб и геометрическими размерами скважины /120/. Поэтому необходимую устойчивость пены лучше определять для конкретного месторождения.
Зная необходимую величину устойчивости пены, можно подобрать и соответствующий состав ПОЖ по методике, представленной во второй главе, используя зависимости устойчивости пен от величины газосодержания. Необходимые параметры работы технологического оборудования (производительность насосного агрегата и распад газообразного агента) для образования пены и ее дополнительной аэрации определяем следующим образом.
Технология промывки скважины по замкнутому циклу Принципиальное отличие новой технологии промывки скважины пеной заключается в многократном использовании пенообразующей жидкости для образования пены (после разрушения ее на составляющие фазы). Для эффективной дегазации использован эффект самопроизвольного разрушения пены на составляющие фазы при значениях газосодержания выше "критического".
Сущность предлагаемой технологии заключается в следующем (рис. 3.4). Насосом 8 подают пенообразующую жидкость в эжектор 6 для смешивания с газообразным агентом, который поступает от компрессора 7 или из газопровода. Состав ПОЖ и необходимые параметры пены определяют по методике, изложенной выше.
Образовавшаяся в эжекторе трехфазная пена подается по колонне НКТ на забой, а затем, вместе с частицами шлама и пластового песка, по кольцевому пространству скважины выходит на поверхность. Для направления выходящего из скважины потока пены в технологическую линию, а также с целью обеспечения безопасных условий труда устье скважины оборудуется герметизатором 4 и плашечным превентором 3. Для обеспечения безопасного наращивания промывочных труб в колонне НКТ предусмотрена установка двух обратных клапанов - под ведущей трубой и над башмаком.
Через боковой отвод крестовины фонтанной арматуры 2 поток пены с частицами шлама и песка направляется в фильтр 12 для очистки пены от песка, а затем в аэратор 11 для дополнительного насыщения пены газом. Полученная в аэраторе газожидкостная смесь направляется в объемный сепаратор 10, где происходит разделение фаз. Газовая фаза отводится в атмосферу (или на факел в случае использования природного газа), а жидкая фаза (ПОЖ) направляется в емкость 9 для повторного использования.
Технологическая схема значительно упрощается, если в качестве газообразного агента используется природный газ из газопровода. При этом отпадает необходимость в использовании компрессорной установки/149/.
Опытно-промышленные испытания разработанной технологии проводились при промывке песчаных пробок на скважинах Северо-Ставропольского газового месторождения, а также при промывке скважин в процессе проведения ремонтных работ на газовых скважинах ПХГ ІГ Баштрансгаз" и ГГ Саратовтрансгаз".
Первые опытно-промышленные испытания разработанной технологии проводились на скв. 15, 137, 95 и 62 Северо-Ставропольского газового месторождения /32, 53, 101/. Геолого-технические условия эксплуатации месторождения подробно рассмотрены в первой главе при анализе образования песчаных пробок. В скв. 15, 137 и 62 были промыты песчаные пробки, а в скв. 95 разбурен цементный мост. Выбор оптимального состава ПОЖ и параметров процесса промывки проводился по вышеизложенной методике. Параметры процесса промывки приведены в табл. 3.6.
Для образования пены использовался насос цементировочного агрегата ЦА-320 и воздух от компрессора УКП-80.
Коэффициент аэрации пены составлял 20, расход пенообразующей жидкости - 0,005 м3/с, расход воздуха: на эжекторе - 0,103 м3/с, на аэраторе -0,030 м3/с. Плотность исходной пенообразующей жидкости поддерживалась на уровне 1050 кг/м3.
Ремонт скважин осуществлялся с использованием установки А-50. В ходе промысловых испытаний было установлено, что промыть песчаную пробку без предварительного ее рыхления невозможно. Для рыхления песчаной пробки использовалась специальная коронка-воронка, которой оборудовался башмак колонны НКТ, что позволяло не производить подъем лифтовых труб из скважины после ликвидации песчаной пробки. Вращение колонны НКТ осуществлялось при помощи гидроротора установки А-50.
Результаты опытно-промышленных испытаний технологии сооружения гравийных фильтров при депрессии на пласт
Проведенные экспериментальные исследования процесса сооружения гравийного фильтра в газовой среде подтвердили принципиальную возможность осуществления процесса в скважине и определили его основные технологические параметры: объемную концентрацию гравия в потоке и расход газа на горизонтальном участке от установки по вводу гравия до устья скважины.
Результаты экспериментальных исследований дали возможность разработать технологическую схему опытной установки для практического осуществления процесса сооружения гравийного фильтра в газовой среде/154/. Схема опытной установки представлена на рис. 4.5. Опытная установка для сооружения гравийных фильтров состоит из двух основных частей - стендовой скважины I и установки по вводу гравия в поток газа II, соединенных между собой нагнетательным манифольдом.
Стендовая скважина представляет собой модель эксплуатационно-нагнетальной скважины ПХГ в натуральную величину. Конструкция стендовой скважины следующая. Ствол скважины представлен 245-мм обсадной колонной, спущенной на глубину 300 м. В обсадную колонну на глубину 150 м спущена 146-мм эксплуатационная колонна, перфорированная в нижней части. Кольцевое пространство между колоннами обвязано на устье скважины катушкой , имеющей отвод для сброса воздуха в атмосферу. На отводе установлен регулирующий штуцер 12, позволяющий регулировать величину избыточного давления между колоннами.
В эксплуатационную колонну спущена колонна 73-мм НКТ-1, башмак которой снабжен клапаном 2 и проволочным противопесочным фильтром 3. Устье скважины оборудовано запорной арматурой.
Установка по вводу гравия в газовый поток собрана на санях, что удобно для транспортировки. Включает две емкости объемом по 0,6 м3 гравия и ма-нифольдную обвязку из труб диаметром 60 мм. Манифольдная обвязка имеет две линии, связанные с емкостями для гравия непосредственно через устройство для ввода гравия 11, а также через уравнительные линии 13. Кроме того, в манифольдную обвязку входит продувочная линия 14, позволяющая производить уплотнение каждой порции гравия газом (воздухом). Манифольдная обвязка имеет запорную арматуру 10, позволяющую подключить каждую из трех линий отдельно. Кроме того, обвязка включает в себя датчик контроля песка 10 и газовый расходомер 15.
Процесс сооружения гравийной набивки по данной технологической схеме производится следующим образом.
Соединяют установку по вводу гравия II со стендовой скважиной I нагнетательным манифольдом. Загружают емкость 12 гравием определенной фракции. Начинают подачу воздуха от компрессора через продувочную линию 14 по нагнетательному манифольду в скважину І. В скважине поток воздуха подается по колонне НКТ-1 через окна клапана 2 в кольцевое пространство между корпусом фильтра 3 и стенкой эксплуатационной колонны 4. Далее воздух через перфорированные отверстия эксплуатационной колонны по кольцевому пространству между стенками эксплуатационной колонны и стволом скважины 5 поднимается к устью скважины и через отвод в катушке и регулируемый штуцер 7 сбрасывается в атмосферу. При помощи регулируемого штуцера 7 на забое скважины устанавливается необходимое противодавление с целью моделирования реальных забойных условий.
После установления необходимого режима работы путем переключения потока воздуха на одну из линий для ввода гравия и открытия крана на уравнительной линии 13 начинают подачу гравия в воздушный поток и за 178 качку его в скважину. Процесс контролируется показаниями газового расходомера 15, датчика контроля песка в потоке 9 и манометрами 8.
Опытно-промышленные испытания технологии и оборудования для сооружения гравийных фильтров в газовой среде проводились на скважинах 113 Песчано-Уметской СПХГ и 337 Елшанской СПХГ П "Югтрансгаз".
Впервые технология была испытана на скв. 113 Песчано-Уметской СПХГ в апреле-мае 1993 г. при следующих геолого-технических параметрах.
В результате проведенных работ в скважину было засыпано 140м3 гравия фракции 0,5-1,0 мм для обсыпки каркасного фильтра в эксплуатационной колонне и 0,120 м3 гравия фракции 0,3-0,8 мм для создания гравийного экрана в пласте. Диаметр зерен кварцевого песка подбирался по методике /124/. Контроль за скоростью газового потока осуществлялся по дифференциальному манометру, входящему в комплект установки подачи гравия в поток газа под давлением. Схема технологического процесса представлена на рис. 4.6. Концентрация гравия в газовом потоке поддерживалась в пределах 1,5-1,7% (об) и контролировалась датчиком контроля песка (22) конструкции ВНИИгаза, входящим в комплект установки (14).
Схема технологического процесса сооружения гравийных фильтров в газовой среде: 1 - стендовая скважина; 2 - фонтанная арматура; 3 - катушка обвязки эксплуатационной колонны; 4 - катушка обвязки ствола скважины; 5 - НКТ; 6 - эксплуатационная колонна; 7 - ствол скважины; - клапан; 9 - фильтр; 10 - гравий; 11 - манометр; 12 - регулируемый штуцер; 13 - нагнетательный манифолъд; 14 - установка ввода гравия; 15 - емкость; 16 -уравнительная линия; 17 - линия для ввода гравия; 18 - продавочная линия; 19 -линия подачи воздуха; 20 - устройство для ввода гравия; 21 - запорная арматура; 22 - датчик контроля песка; 23 -газовый расходомер. - противопесочный фильтр конструкции ВНИИгаза установлен в интервале 796-808 м.
Обсыпка фильтра осуществлялась при давлении нагнетания 9,2 МПа. После подсоединения к устью установки по подаче гравия в поток газа под давлением в скважину было закачано 1,0 м3 гравия фракции 0,2-0,5 мм. По окончании цикла доставки гравия на забой продувочная линия установки была включена на максимальную производительность (максимальную приемистость скважины) для уплотнения гравийной набивки вокруг фильтра каркаса. Проведенные геофизические исследования подтвердили наличие гравийного фильтра на забое скважины в расчетном интервале.
Оценка работы скважин с гравийными фильтрами, сооруженными по новой технологии, проводилась в сезон отбора газа. Дебиты скважин были на 30-50% выше, чем до проведения ремонтных работ и скважины отработали сезон отбора без выноса песка. Нормальная работа скважин продолжается до настоящего времени. Все гравийные фильтры на скважинах ПХГ "Юг-трансгаз" сооружаются с использованием технологий, представленных соискателем в данной работе.
В результате теоретических и экспериментальных исследований разработана технология сооружения гравийных фильтров и устройство для ее осуществления. Разработанная технология и устройство защищены авторским свидетельством /138/. Разработанные технологии сооружения гравийных фильтров нашли широкое применение для предупреждения пескопроявления в скважинах ПХГ П "Югтрансгаз".
Похожие диссертации на Разработка методов проведения ремонтных работ и освоения скважин с использованием пен и газообразных агентов
