Способ эксплуатации скважины



Способ эксплуатации скважины
Способ эксплуатации скважины
Способ эксплуатации скважины
Способ эксплуатации скважины

 


Владельцы патента RU 2599653:

ПУБЛИЧНОЕ АКЦИОНЕРНОЕ ОБЩЕСТВО "ТАТНЕФТЬ" ИМЕНИ В.Д. ШАШИНА (RU)

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при эксплуатации скважины, добывающей вязкую нефтяную эмульсию. Способ эксплуатации скважины включает оборудование скважины колонной насосно-компрессорных труб (НКТ) с штанговым глубинным насосом, фильтром, кабелем и капиллярным трубопроводом. Подают электрический ток по кабелю и растворитель асфальтеносмолопарафиновых отложений - АСПО, по капиллярному трубопроводу. Осуществляют одновременный отбор пластовой продукции по колонне НКТ посредством штангового глубинного насоса. При этом на устье скважины в составе колонны НКТ снизу вверх размещают: заглушку, нагреватель, фильтр, штанговый глубинный насос. При этом соединяют кабель с нагревателем, а на наружной поверхности колонны НКТ крепят клямсами кабель до нагревателя и капиллярный трубопровод от устья до глубины выше штангового глубинного насоса с входом во внутреннюю полость колонны НКТ. Размещают колонну НКТ в скважине так, чтобы нагреватель размещался от середины пласта к его подошве. За 24 ч до запуска привода штангового глубинного насоса осуществляют запуск нагревателя в работу. При этом температура работы нагревателя не выше 40°С. По прошествии 24 ч производят поэтапную эксплуатацию скважины запуском привода штангового глубинного насоса с минимальным числом качаний и максимальной длиной хода и с периодическим ступенчатым увеличением температуры нагревателя на 20°С, начиная с температуры 50 и до 90°С, и подачей растворителя насосом дозатором по капиллярному трубопроводу со ступенчатым снижением подачи растворителя на 5 л/ч, начиная с подачи 15 до 5 л/ч, на каждом этапе эксплуатации при условии достижения максимального объема продукции. Техническим результатом является повышение эффективности прогревания призабойной зоны. 1 ил., 1 табл.

 

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при эксплуатации скважины, добывающей вязкую нефтяную эмульсию.

Известен способ эксплуатации скважины (патент РФ №2379495, МПК E21B 43/24, опубл. 20.01.2010 г., бюл. №2), включающий спуск скважинного электронагревателя на колонне насосно-компрессорных труб (НКТ) в интервал нефтяного пласта с последующим разогревом и добычей разогретой продукции из скважины, причем добычу разогретой продукции скважины ведут с периодической закачкой разогретой продукции скважины обратно в нефтяной пласт, при этом объем и давление закачки разогретой продукции и соответственно глубину проникновения разогретой продукции в нефтяной пласт с каждым периодом увеличивают до достижения максимально допустимого давления закачки продукции в нефтяной пласт, причем в каждом из периодов объем закачки разогретой продукции обратно в нефтяной пласт в несколько раз меньше объема добытой разогретой продукции из скважины.

Недостатками способа являются:

- во-первых, из-за выделения асфальтеносмолопарафиновых веществ из высоковязкой нефти и отложений водонефтяной эмульсии на внутрискважинном оборудовании выше насоса вследствие остывания высоковязкой нефти, разогретой электронагревателем в процессе подъема по колонне НКТ, повышается нагрузка на привод насоса, что приводит к его зависанию;

- во-вторых, высокие тепловые потери вследствие того, что штанговый насос расположен выше пакера, отсюда резкий уход тепла в надпакерное пространство скважины до достижения разогретой высоковязкой нефтью приема насоса;

- в-третьих, низкая эффективность, так как часть добытой разогретой продукции из скважины закачивается обратно в пласт, кольматируя призабойную зону пласта в процессе обратной закачки. Кроме того, на устье необходимо иметь устройство подогрева уже поднятой на поверхность высоковязкой нефти, иначе остывшую в процессе подъема высоковязкую нефть невозможно будет продавить обратно в пласт. Все это снижает темп отбора продукции из пласта.

Наиболее близким по технической сущности и достигаемому результату является способ эксплуатации скважины (патент РФ №2550776, МПК E21B 43/24, опубл. 10.05.2015 г., бюл. №13), включающий скважину, оборудованную колонной НКТ с штанговым глубинным насосом, хвостовиком с фильтром, нагревательным кабелем на наружной поверхности колонны НКТ от устья до штангового глубинного насоса, капиллярным скважинным трубопроводом на наружной поверхности колонны НКТ от устья до глубины ниже штангового глубинного насоса с входом во внутреннюю полость хвостовика. При эксплуатации скважины одновременно отбирают пластовую продукцию по колонне НКТ посредством штангового глубинного насоса, по нагревательному кабелю пропускают электрический ток, а по капиллярному скважинному трубопроводу прокачивают смесь растворителя асфальтеносмолопарафиновых отложений (АСПО) «Интат» и деэмульгатора «Рекод», при этом соотношение деэмульгатора и растворителя принимают (1:18)-(1:22), а в качестве нагревательного кабеля используют кабель с максимальной температурой нагрева до 105°С и максимальной мощностью до 60 кВт·ч. Недостатками способа являются:

- во-первых, низкая эффективность реализации, обусловленная практическим отсутствием прогревания призабойной зоны пласта, вследствие размещения нагревательного кабеля на наружной поверхности колонны НКТ от устья только до штангового глубинного насоса, что приводит к высокому расходу растворителя АСПО, подаваемого во внутреннюю полость хвостовика;

- во-вторых, увеличение разрыва между максимальной и минимальной нагрузками на привод, повышение нагрузки на привод, поэтому невозможно вывести скважину на оптимальный режим эксплуатации путем подбора температуры нагревателя (добычу вязкой нефтяной эмульсии) вследствие очень слабого теплового воздействия нагревающего кабеля на призабойную зону пласта, что приводит к снижению объема отбора продукции из скважины;

- в-третьих, высокие затраты электроэнергии, потребляемой нагревающим кабелем, в качестве которого используют кабель с максимальной температурой нагрева до 105°С и максимальной мощностью до 60 кВт·ч, размещенным по всему стволу скважины, и электродвигателем привода (станка-качалки) штангового глубинного насоса, работающего в тяжелых условиях вследствие зависания привода.

Техническими задачами изобретения являются снижение нагрузки на привод глубинного штангового насоса подбором оптимального режима эксплуатации скважины, повышение эффективности прогревания призабойной зоны и снижение затрат электроэнегии на единицу добываемой продукции.

Технические задачи решаются способом эксплуатации скважины, включающим оборудование скважины колонной насосно-компрессорных труб - НКТ, с штанговым глубинным насосом, фильтром, кабелем и капиллярным трубопроводом, подачу электрического тока по кабелю и растворителя асфальтеносмолопарафиновых отложений - АСПО, по капиллярному трубопроводу, одновременный отбор пластовой продукции по колонне НКТ посредством штангового глубинного насоса.

Новым является то, что на устье скважины в составе колонны НКТ снизу вверх размещают: заглушку, нагреватель, фильтр, штанговый глубинный насос, при этом соединяют кабель с нагревателем, а на наружной поверхности колонны НКТ крепят клямсами кабель до нагревателя и капиллярный трубопровод от устья до глубины выше штангового глубинного насоса с входом во внутреннюю полость колонны НКТ, размещают колонну НКТ в скважине так, чтобы нагреватель размещался от середины пласта к его подошве, за 24 ч до запуска привода штангового глубинного насоса осуществляют запуск нагревателя в работу, при этом температура работы нагревателя не выше 40°C, по прошествии 24 ч производят поэтапную эксплуатацию скважины запуском привода штангового глубинного насоса с минимальным числом качаний и максимальной длиной хода и с периодическим ступенчатым увеличением температуры нагревателя на 20°C, начиная с температуры 50 и до 90°C, и подачей растворителя насосом дозатором по капиллярному трубопроводу со ступенчатым снижением подачи растворителя на 5 л/ч, начиная с подачи 15 до 5 л/ч, на каждом этапе эксплуатации при условии достижения максимального объема продукции.

На чертеже схематично изображен предлагаемый способ.

Способ эксплуатации скважины реализуют следующим образом.

На устье скважины 1 в составе колонны НКТ 2 снизу вверх размещают: заглушку 3, нагреватель 4, фильтр 5, штанговый глубинный насос 6, при этом соединяют кабель 7 с нагревателем 4.

В качестве нагревателя применяют любой известный нагреватель, например, электродного типа с максимальной мощностью 20 кВт·ч.

Заглушка 3, выполненная в колонне НКТ 2 ниже нагревателя 4, а также размещение нагревателя 4 в составе колонны НКТ 2 ниже фильтра 5, позволяют создать «карман» внутри колонны НКТ, что обеспечивает дополнительное прогревание продукции скважины внутренней поверхностью нагревателя 4 при поступлении ее внутрь колонны НКТ 2, что, кроме прогрева призабойной зоны скважины 1, позволяет поддержать продукцию разогретой перед подачей на прием штангового глубинного насоса 6.

На наружной поверхности колонны НКТ 2 крепят клямсами (не показаны) кабель 7 до нагревателя 4 и капиллярный трубопровод 8 от устья до глубины выше штангового глубинного насоса 6 с входом во внутреннюю полость 9 колонны НКТ 2.

Размещают колонну НКТ 2 в скважине так, чтобы нагреватель 4 размещался от середины пласта 10 к его подошве 11.

Опытным путем установлено, что наиболее эффективное прогревание призабойной зоны обеспечивается при размещении нагревателя между серединой и подошвой пласта, поэтому размещают колонну НКТ 2 в скважине 1 так, чтобы нагреватель 4 размещался от середины пласта 10 на расстоянии h/2 к подошве 11 пласта 10.

Например, при длине нагревателя 3 м и толщине пласта 8 м размещают нагреватель 4 следующим образом: верхний конец нагревателя от середины 8/2=4 м и вниз, т.е. нижний конец нагревателя на 4-3=1 м выше подошвы 11 пласта 10.

За 24 ч до запуска привода 12 штангового глубинного насоса 6 осуществляют запуск в работу нагревателя 4. Для этого посредством станции управления 13 пропускают по кабелю 7 электрический ток на нагреватель 4 так, чтобы нагреватель 4 работал с температурой не более 40°C.

По прошествии 24 ч производят поэтапную эксплуатацию скважины 1 запуском привода 12 штангового глубинного насоса 6 с минимальным числом качаний, например 2 качания в одну минуту, и максимальной длиной хода, например 6 м (в зависимости от технических характеристик станка-качалки, приводящего в действие привод 12 штангового глубинного насоса 6), с периодическим, например 48 ч, ступенчатым увеличением температуры нагревателя на 20°C, начиная с температуры 50 и до 90°C, при условии достижения максимального объема продукции и подачей любого известного растворителя АСПО насосом-дозатором 14 по капиллярному трубопроводу 8 со ступенчатым снижением подачи растворителя на 5 л/ч, начиная с подачи 15 до 5 л/ч, на каждом этапе эксплуатации.

Например, используют растворитель для удаления АСПО на основе парафиновых ароматических углеводородов. Физико-химические показатели растворителя АСПО приведены в табл. 1.

Выполняют 1-й этап эксплуатации скважины.

Для этого одновременно запускают привод 12 (колонну штанг, совершающую возвратно-поступательные осевые перемещения) посредством станции управления 13, пропускают по кабелю 7 электрический ток и поднимают температуру работы нагревателя 4 от температуры окружающей среды до 50°С, а с помощью насоса-дозатора 14 по капиллярному скважинному трубопроводу 8 подают растворитель АСПО во внутреннюю полость 9 колонны НКТ 2 с расходом 15 л/ч, при этом отбор разогретой в призабойной зоне скважины 1 продукции (вязкой нефтяной эмульсии) осуществляется из пласта 10 через перфорационные отверстия 15 пласта 10, межколонное пространство 16 и фильтр 5 во внутреннее пространство 17 колонны НКТ 2, откуда попадает на прием штангового глубинного насоса 6, который перекачивает разогретую продукцию по колонне НКТ 2 в выкидной патрубок 18 в объеме 10,5 м3/сут.

Далее при работе нагревателя с температурой 50°С снижают подачу растворителя до 10 л/ч, при этом объем отбора продукции штанговым глубинным насосом 6 из скважины 1 составляет 9,8 м3/сут.

Далее при работе нагревателя с температурой 50°С снижают подачу растворителя до 5 л/ч, при этом объем отбора продукции штанговым глубинным насосом 6 из скважины 1 составляет 9,2 м3/сут. Результаты сводят в табл. 2.

По прошествии 48 ч работы по 1 этапу эксплуатации скважины выполняют 2-й этап.

При работающем приводе 12 посредством станции управления 13 поднимают температуру работы нагревателя 4 от 50 до 70°С, а с помощью насоса-дозатора 14 по капиллярному трубопроводу 8 подают растворитель во внутреннюю полость 9 колонны НКТ 2 с расходом 15 л/ч, при этом объем отбора продукции штанговым глубинным насосом 6 из скважины 1 составляет 14,6 м3/сут.

Далее при работе нагревателя с температурой 70°С снижают подачу растворителя до 10 л/ч, при этом объем отбора продукции штанговым глубинным насосом 6 из скважины 1 составляет 14,6 м3/сут.

Далее при работе нагревателя с температурой 70°С снижают подачу растворителя до 5 л/ч, при этом объем отбора продукции штанговым глубинным насосом 6 из скважины 1 составляет 13,5 м3/сут. Результаты сводят в табл. 2.

По прошествии 48 ч работы по 2-му этапу эксплуатации скважины выполняют 3-й этап.

При работающем приводе 12 посредством станции управления 13 поднимают температуру работы нагревателя 4 от 70 до 90°C, а с помощью насоса-дозатора 14 по капиллярному трубопроводу 8 подают растворитель во внутреннюю полость 9 колонны НКТ 2 с расходом 15 л/ч, при этом объем отбора продукции штанговым глубинным насосом 6 из скважины 1 составляет 14,5 м3/сут.

Далее при работе нагревателя с температурой 90°С снижают подачу растворителя до 10 л/ч, при этом объем отбора продукции штанговым глубинным насосом 6 из скважины 1 составляет 14,5 м3/сут.

Далее при работе нагревателя с температурой 90°С снижают подачу растворителя до 5 л/ч, при этом объем отбора продукции штанговым глубинным насосом 6 из скважины 1 составляет 13,6 м3/сут. Результаты сводят в табл. 2.

Как видно из табл. 2, наиболее оптимальный режим (при минимальной температуре работы нагревателя и минимальной подаче растворителя по капиллярному трубопроводу), исходя из максимального объема отбора продукции при эксплуатации скважины, достигается при температуре работы нагревателя 70°С и подаче растворителя по капиллярному трубопроводу с расходом 10 л/ч. Таким образом, в дальнейшем продолжают эксплуатацию скважины в данном режиме.

В предлагаемом способе нагреватель прогревает только призабойную зону скважины, а не всю колонну НКТ, а исключение АСПО внутри НКТ обеспечивается оптимальной закачкой растворителя во внутреннюю полость колонны НКТ выше глубинного штангового насоса, тем самым обеспечивается эффективный отбор вязкой нефтяной эмульсии с минимальными затратами растворителя и электроэнергии.

В предлагаемом способе путем подбора определяют оптимальный режим эксплуатации (добычи вязкой нефтяной эмульсии), который приводит к увеличению объема отбора продукции из скважины, при этом уменьшается разрыв между максимальной и минимальной нагрузками на привод, а также снижается нагрузка на привод.

В предлагаемом способе используют нагреватель с максимальной мощностью 20 кВт·ч, что в сравнении с прототипом, где используется нагревательный кабель мощностью 60 кВт·ч, позволяет в три раза сократить затраты на электроэнергию на единицу добываемой продукции.

Предлагаемый способ эксплуатации скважин, добывающих вязкую нефтяную эмульсию, позволяет:

- подобрать оптимальный режим эксплуатации скважины;

- повысить эффективность прогревания призабойной зоны;

- снизить затраты электроэнергии на единицу добываемой продукции.

Способ эксплуатации скважины, включающий оборудование скважины колонной насосно-компрессорных труб - НКТ, с штанговым глубинным насосом, фильтром, кабелем и капиллярным трубопроводом, подачу электрического тока по кабелю и растворителя асфальтеносмолопарафиновых отложений - АСПО, по капиллярному трубопроводу, одновременный отбор пластовой продукции по колонне НКТ посредством штангового глубинного насоса, отличающийся тем, что на устье скважины в составе колонны НКТ снизу вверх размещают: заглушку, нагреватель, фильтр, штанговый глубинный насос, при этом соединяют кабель с нагревателем, а на наружной поверхности колонны НКТ крепят клямсами кабель до нагревателя и капиллярный трубопровод от устья до глубины выше штангового глубинного насоса с входом во внутреннюю полость колонны НКТ, размещают колонну НКТ в скважине так, чтобы нагреватель размещался от середины пласта к его подошве, за 24 ч до запуска привода штангового глубинного насоса осуществляют запуск нагревателя в работу, при этом температура работы нагревателя не выше 40°С, по прошествии 24 ч производят поэтапную эксплуатацию скважины запуском привода штангового глубинного насоса с минимальным числом качаний и максимальной длиной хода и с периодическим ступенчатым увеличением температуры нагревателя на 20°С, начиная с температуры 50 и до 90°С, и подачей растворителя насосом дозатором по капиллярному трубопроводу со ступенчатым снижением подачи растворителя на 5 л/ч, начиная с подачи 15 до 5 л/ч, на каждом этапе эксплуатации при условии достижения максимального объема продукции.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке залежи высоковязкой нефти. Технический результат - повышение нефтеотдачи залежи.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке залежи высоковязкой нефти. Технический результат - повышение нефтеотдачи залежи.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и предназначено для разработки залежи высоковязкой нефти и битума путем нагревания. Технический результат - повышение эффективности прогревания залежи, увеличение охвата залежи прогреванием, повышение объемов отбора нефти и битума, надежность способа.

Изобретение относится к области горного дела. Технический результат - повышение эффективности и результативности процесса флюидоизвлечения из флюидоносного пласта.

Изобретение относится к области горного дела. Технический результат - повышение эффективности процесса флюидоизвлечения из продуктивного пласта породы, повышение интенсивности и полноты извлечения флюидов, разработка многопластовых залежей высоковязких углеводородных энергоносителей.

Изобретение относится к способам разработки нефтяных месторождений, в частности к способам теплового воздействия на залежь, содержащую высоковязкую нефть. Технический результат - повышение коэффициента извлечения нефти, снижение расхода энергоресурсов, уменьшение затрат на прокачку и потери, связанные с выбросом избыточного тепла в атмосферу.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - повышение нефтеотдачи залежи.

Изобретение относится к области нефтедобычи и может быть использовано для нагревания высоковязкой и парафинистой нефти непосредственно в скважине. Скважинный подогреватель содержит корпус, состоящий из наружной и внутренней стенок, установленных коаксиально с кольцевым зазором и образующих полость для греющего теплоносителя, подводящего и отводящего коллектора с патрубками.

Изобретение относится к области нефтедобычи и может быть использовано для нагревания высоковязкой и парафинистой нефти непосредственно в скважине. Устройство для предотвращения образования асфальтосмолопарафиновых и гидратных отложений в нефтяных скважинах содержит теплогенератор, соединенный с помощью всасывающего и напорного трубопровода циркуляционного насоса со скважинным подогревателем, который является составной частью насосно-компрессорной трубы.

Группа изобретений относится к топливно-энергетическому комплексу и может быть использована для добычи трудноизвлекаемой высоковязкой нефти. Технический результат - упрощение технологии работы и структуры подземного оборудования, повышение нефтеотдачи пласта, снижение стоимости бурения скважин.

Настоящее изобретение относится к использованию неионогенного поверхностно-активного вещества - НПАВ, растворимого в диоксиде углерода, для интенсифицированной нефтедобычи.

Изобретение относится к области технологии нефтедобычи, в особенности к способу добычи нефти из подземных нефтяных месторождений. Согласно способу проходят по меньшей мере одну нагнетательную скважину и по меньшей мере одну эксплуатационную скважину.

Предложение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам разработки нефтяного пласта. В способе разработки нефтяного пласта, включающем последовательную закачку в пласт через нагнетательную скважину оторочек водного раствора щелочи с НПАВ и водного раствора полимера с последующим заводнением и отбор нефти через добывающие скважины, в качестве НПАВ используют водорастворимый оксиэтилированный алкилфенол - ВОА, в качестве полимера - полиакриламид - ПАА, предварительно определяют начальную приемистость нагнетательной скважины при давлении закачки, рассчитывают максимально допустимое давление на эксплуатационную колонну, определяют объемное соотношение закачки оторочек в зависимости от начальной приемистости нагнетательной скважины, дополнительно уточняют минерализацию закачиваемой воды и при ее значении 0,15-45 г/л закачивают первую оторочку до увеличения давления закачки на 15-30% от первоначального давления закачки, в качестве первой оторочки используют смесь водного раствора щелочи с ВОА и ПАА при следующем содержании компонентов, мас.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке неоднородных слоистых коллекторов. Технический результат - повышение равномерности выработки запасов нефти, увеличение коэффициентов охвата и нефтеизвлечения слоистых нефтяных залежей.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке антиклинальных залежей нефти с водонефтяными зонами и терригенным типом коллектора.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам ограничения водопритоков в добывающих скважинах и выравнивания профиля приемистости нагнетательных скважин.

Изобретение относится к области нефтедобывающей промышленности, в частности к способам разработки обводненного неоднородного пласта с применением химических реагентов.

Предлагаемый способ относится к нефтяной промышленности, в частности к области разработки нефтяной залежи в карбонатных коллекторах без водонефтяных зон. В способе разработки нефтяной залежи в карбонатных коллекторах, включающем строительство горизонтальных добывающих и нагнетательных скважин параллельно друг другу, размещение добывающих горизонтальных скважин в нижней части продуктивного пласта, размещение нагнетательных горизонтальных скважин в кровельной части продуктивного пласта между добывающими горизонтальными скважинами в горизонтальной проекции, закачку вытесняющего агента через нагнетательные и отбор продукции через добывающие скважины, перед строительством скважин выбирают участок залежи, обеспечивающий гидродинамическую связь между близлежащими горизонтальными нагнетательными и добывающими скважинами по всей толщине, при строительстве выбирают расстояние между близлежащими горизонтальными стволами добывающих и нагнетательных скважин прямо пропорционально проницаемости пород участка, при этом в качестве вытесняющего агента выбирают воду с минерализацией не более 4 г/л, которую закачивают в продуктивный пласт с давлением, превышающим начальное пластовое давление не более 7% от начального пластового давления, закачку воды прекращают после снижения приемистости горизонтальных нагнетательных скважин до уровня, при котором объем закачиваемой в пласт слабоминерализованной воды превышает объем отбираемой пластовой жидкости, затем в качестве вытесняющего агента используют 0,03-0,5%-ный водный раствор эфира целлюлозы и 0,01-0,5%-ный водный раствор поверхностно-активного вещества - ПАВ при их объемном соотношении, увеличивающемся от 1:1 до 1:5, и общем объеме, составляющем 30-50% от количества первоначального содержания нефти в пласте, при давлении закачки указанных водных растворов, превышающем на 10-15% начальное пластовое давление, до восстановления начального пластового давления, после чего циклы закачки воды с минерализацией не более 4 г/л и водных растворов полимеров и ПАВ повторяют.

Изобретение относится к способам и системам обработки скважин. Способ обработки скважины, включающий перемещение растворителя от первого источника жидкости к первому насосу, перемещение смачивающей жидкости от второго источника жидкости ко второму насосу, подачу смачивающей жидкости через смеситель полимера, используя второй насос, подачу полимера из устройства подачи полимера в смеситель полимера и объединение в нем смачивающей жидкости и полимера с получением суспензии, содержащей нерастворенный полимер, объединение суспензии с растворителем выше по потоку от входа в первый насос и, используя первый насос, подачу суспензии, объединенной с растворителем, в резервуар для геля, растворение полимера с получением геля и применение геля в обработке скважины.
Изобретение относится к области нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке нефтяного месторождения с неоднородными по проницаемости пластами.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при обработке призабойной зоны горизонтальных стволов скважин, вскрывших карбонатную породу.
Наверх