СПОСОБ ОДНОВРЕМЕННО РАЗДЕЛЬНОЙ ЭКСПЛУАТАЦИИ НЕСКОЛЬКИХ ПРОДУКТИВНЫХ ГОРИЗОНТОВ И СКВАЖИННАЯ УСТАНОВКА ДЛЯ ЕГО РЕАЛИЗАЦИИ Российский патент 2008 года по МПК E21B43/14 

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано для добычи жидких или газообразных углеводородов, особенно в скважинах, вскрывающих несколько продуктивных горизонтов.

Известен способ эксплуатации фонтанных скважин с использованием газлифтного эффекта попутного нефтяного газа, при котором подъем газожидкостной смеси от забоя на поверхность происходит под действием природной энергии нефтяного попутного газа через компоновку скважинного оборудования с пакером, скважинными камерами и ниппель-воронкой. При этом способе эксплуатации подъем газожидкостной смеси осуществляется по колонне насосно-компрессорных труб с компоновкой подземного оборудования, которые спускают в скважину перед освоением. На устье монтируют фонтанную арматуру (соединение различных тройников, крестовин и запорных устройств), предназначенную для подвешивания колонн насосно-компрессорных труб (НКТ) и направлению скважинной жидкости в нефтесбор (см. патент RU №2129208, кл. Е21В 43/00, 20.04.1999 г.).

Наиболее близким к изобретению по технической сущности и достигаемому результату в части способа, как объекта изобретения, является способ одновременно-раздельной эксплуатации нескольких продуктивных горизонтов, включающий спуск на колонне насосно-компрессорных труб хвостовика с пакерами, скважинными камерами и узлами разъединения, установку хвостовика в скважине, освоение, исследование, физико-химическое воздействие и оптимизацию режимов работы скважины и эксплуатацию последней (см. патент RU №2211311, кл. Е21В 43/14, 27.08.2003).

Известна так же скважинная установка для регулирования и отсекания потока среды, включающая в себя колонну насосно-компрессорных труб, оснащенную пакерами и скважинными камерами со съемными клапанами и насосом (см. патент RU №2194152, кл. Е21В 43/12, 10.12.2002).

Наиболее близкой к изобретению по технической сущности и достигаемому результату в части устройства, как объекта изобретения, является скважинная установка, содержащая установленные в скважине на колонне труб струйный насос и подключенный к его соплу погружной насос, при этом в скважине ниже погружного насоса с упором на забой установлена автономная колонна труб (хвостовик), верхний конец которой расположен выше интервала перфорации продуктивного пласта, нижняя часть автономной колонны труб расположена ниже зоны перфорации продуктивного пласта и снабжена приемным фильтром, например, в виде сетки, а верхняя часть автономной колонны труб снабжена пакером (см. патент на полезную модель RU №45454, кл. Е21В 43/00, 10.05.2005).

Известные указанные выше способы эксплуатации скважин не позволяют произвести полную выработку запасов углеводородов, находящихся в зоне дренирования скважины, сохраняя фильтрационные свойства горных пород в первоначальном виде, а известные скважинные установки обладают низкой производительностью прежде всего из-за того, что не определен порядок установки скважинных камер или перепускных муфт и не предложена методика расчета или критерии, по которым определяются места их установки.

Задачей, на решение которой направлено настоящее изобретение, является повышение рентабельности разработки нефтегазового многопластового месторождения за счет более полного извлечения углеводородов, что, в свою очередь, повысит эффективность использования объектов разработки, вскрываемых скважиной.

Техническим результатом, достигаемым от реализации изобретения, является сокращение капитальных вложений на строительство скважин для каждого из объектов разработки, сокращение эксплуатационных расходов и срока освоения многопластового месторождения, увеличение добычи углеводородов на более длительный период и снижение удельных расходов при эксплуатации скважин, а также повышение коэффициента использования скважинного оборудования и надежности скважинной установки.

Указанная задача решается, а технический результат достигается в части способа, как объекта изобретения, за счет того, что способ одновременно-раздельной эксплуатации нескольких продуктивных горизонтов включает спуск на колонне насосно-компрессорных труб хвостовика с пакерами, скважинными камерами и узлами разъединения, установку хвостовика в скважине и эксплуатацию последней, при этом собирают хвостовик на насосно-компрессорных трубах (НКТ) и спускают в скважину сначала ниппель-воронку с регулятором давления или расхода с обратным клапаном или заглушкой, далее НКТ с одной или несколькими скважинными камерами или перепускными муфтами, и располагают последнюю или верхнюю из последних на расстоянии не менее 2-х внутренних диаметров эксплуатационной колонны нижних отверстий интервала перфорации нижнего (первого) продуктивного горизонта, далее присоединяют на НКТ одну или несколько дополнительных скважинных камер или перепускных муфт, причем располагают ее или нижнюю их них выше не менее 2-х внутренних диаметров эксплуатационной колонны верхних отверстий интервала перфорации нижнего (первого) продуктивного горизонта, затем на НКТ присоединяют пакер нижней (первой) секции хвостовика, завершая таким образом сборку последней, после этого собирают и присоединяют вторую и последующие секции хвостовика в зависимости от количества продуктивных горизонтов, которые будут эксплуатироваться, за исключением установки на них ниппель-воронки, причем пакер каждой секции хвостовика устанавливают на высоту не менее 10 метров от верхних отверстий интервала перфорации разрабатываемого продуктивного горизонта для сбора выделившегося из нефти газа и формирования под пакером или пакерами газовой шапки, а после установки последнего пакера присоединяют узел разъединения и выше последнего устанавливают на НКТ одну или несколько скважинных камер, а затем пакеры приводят в рабочее положение, разделяя между собой продуктивные горизонты, после чего приступают к эксплуатации скважины.

Скважинные камеры или перепускные муфты оборудуют регуляторами давления и настраивают последние и регулятор забойного давления ниппель-воронки на давление открытия большее, чем давление столба жидкости в колонне насосно-компрессорных труб в месте их установки.

Эксплуатацию скважины разделяют как минимум на два этапа, первый этап - фонтанная эксплуатация до режимов естественного истощения и второй этап - газлифтная или насосная эксплуатация до полной выработки запасов углеводородов, причем в последнем случае выше хвостовика на НКТ устанавливают насосное или газлифтное оборудование.

Указанная задача решается, а технический результат достигается в части устройства, как объекта изобретения, за счет того, что скважинная установка содержит установленный на колонне насосно-компрессорных труб с возможностью отсоединения хвостовик, включающий одну или несколько секций, каждая из которых оборудована пакером, скважинными камерами с клапанами или перепускными муфтами, один или несколько узлов разъединения, при этом нижняя секция хвостовика оборудована ниппель-воронкой с регулятором давления или расхода с обратным клапаном, или заглушкой, пакер каждой секции хвостовика размещен выше верхних отверстий интервала перфорации продуктивного горизонта не менее чем на 50 м для сбора выделившегося из нефти газа и формирования под пакером газовой шапки, под пакером на НКТ установлены скважинные камеры или перепускные муфты, причем одна их часть размещена на уровне или выше на расстоянии более 2-х внутренних диаметров эксплуатационной колонны над верхними отверстиями интервала перфорации, а другая часть размещена на уровне или ниже нижних отверстий интервала перфорации на расстоянии более 2-х внутренних диаметров эксплуатационной колонны, при этом скважинные камеры или перепускные муфты снабжены клапанами для перепуска газа при верхнем расположении относительно интервала перфорации продуктивного горизонта в эксплуатационной колонне и перепуска жидкости при их нижнем расположении относительно интервала перфорации в эксплуатационной колонне из кольцевого пространства скважины в колонну насосно-компрессорных труб.

В ходе проведенных экспериментов было установлено, что эффективность данного способа эксплуатации описанной выше скважинной установки достигается за счет:

1. Защиты призабойной зоны скважины от вредного влияния газа, который, попадая с жидкостью из продуктивного горизонта (пласта) в кольцевое пространство скважины, окружающее хвостовик колонны труб, путем естественной сепарации отделяется, всплывает и накапливается под пакером, образуя газовую шапку, чтобы затем через скважинные камеры или перепускные муфты попасть в полость насосно-компрессорных труб хвостовика, не контактируя с породой продуктивного горизонта и не оказывая на нее разрушающего действия.

2. Защиты призабойной зоны скважины от вредного влияния воды, которая, попадая из продуктивного горизонта с добываемой из скважины жидкостью в кольцевое пространство скважины, окружающее хвостовик колонны труб, вследствие изменения термодинамического равновесия и под действием окружающей температуры выделяется в свободную фазу и, как наиболее тяжелый агент, уходит вниз, и через ниппель-воронку и скважинные камеры или перепускные муфты попадает в полость насосно-компрессорных труб, не контактирует с породой продуктивного горизонта и не оказывает на нее гидрофилизирующего воздействия, при котором продуктивный горизонт в призабойной зоне скважины избирательно начинает пропускать воду в скважину, создавая для углеводородов дополнительное сопротивление.

3. Защиты призабойной зоны скважины от контактов с жидкостью глушения при проведении ремонтных работ на скважине по смене насосно-компрессорных труб или насосного оборудования.

Также эффективность данного способа достигается за счет того, что эксплуатацию скважины можно разбить на два этапа с одной спущенной компоновкой подземного оборудования хвостовика:

первый этап - фонтанная эксплуатации, эффективность достигается за счет более длительного периода фонтанирования;

второй этап - газлифтная или насосная эксплуатация, эффективность достигается за счет более медленного роста обводнения скважинной жидкости естественными темпами, т.е более полной выработки запасов углеводородов.

Кроме этого, предлагаемое изобретение позволяет проводить совместную разработку нефтяной залежи и газовой шапки, используя энергию газа для подъема жидкости, а также предупредить образование газовых и водяных конусов в призабойной зоне скважины.

В конечном итоге это позволяет повысить надежность и эффективность освоения многопластовых месторождений с учетом добываемой продукции, представляется возможность регулирования и оптимизации режима по каждому из продуктивных горизонтов как за счет изменения их характеристик, так и за счет изменения параметров скважинной установки.

На фиг.1 схематически представлена скважинная установка для одновременно-раздельной эксплуатации нескольких продуктивных горизонтов, собранная для фонтанной эксплуатации.

На фиг.2 схематически представлена скважинная установка для одновременно-раздельной эксплуатации нескольких продуктивных горизонтов, в момент установки на хвостовик колонны труб с насосным или газлифтным оборудованием.

На фиг.3 представлена схема взаимодействия между элементами секции хвостовика и скважинных жидкостей и газа в скважине на примере нижней секции хвостовика скважинной установки.

Скважинная установка содержит эксплуатационную колонну 1, колонну насосно-компрессорных труб 2, скважинную камеру 3, двухсекционный хвостовик 4 (секции хвостовика и его элементы конструкции могут быть соединены с помощью разъединителей, которые не показаны на чертежах), узел разъединения 5, посредством которого хвостовик соединен с остальной частью колонны труб 2, ниппель-воронку 6 с регулятором давления или расхода с обратным клапаном или заглушкой, пакер 7 нижней (первой) секции, скважинную камеру 8 или перепускную муфту (одну или несколько) нижней секции, расположенную ниже отверстий интервала перфорации в эксплуатационной колонне 1, скважинную камеру 9 или перепускную муфту (одну или несколько) нижней секции, расположенную выше отверстий интервала перфорации в эксплуатационной колонне 1, пакер 10 верхней (второй) секции, скважинную камеру 11 или перепускную муфту (одну или несколько) верхней секции, расположенную ниже отверстий интервала перфорации в эксплуатационной колонне 1, скважинную камеру 12 или перепускную муфту (одну или несколько) верхней секции, расположенную выше отверстий интервала перфорации в эксплуатационной колонне 1. Кроме того, на фиг.1 показаны нижний (первый) продуктивный горизонт 13, верхний (второй) продуктивный горизонт 14, свободный газ (газовая шапка) 15, добываемая (углеводородная) жидкость 16, вода 17 в свободной фазе. Данная компоновка скважинной установки предназначена для ее фонтанной эксплуатации.

В случае насосной или газлифтной эксплуатации с откачкой из скважины добываемой, преимущественно углеводородной среды, например нефти (см. фиг.2), на колонне труб 2 выше узла разъединения 5 устанавливают скважинную насосную установку 18, причем на данном участке колонны труб 2 могут быть демонтированы скважинные камеры 3.

Способ реализуется следующим образом:

На первом этапе эксплуатации скважины в фонтанном режиме в зависимости от числа продуктивных горизонтов определяют количество секций хвостовика 4, после чего собирают его на насосно-компрессорных трубах 2 (НКТ) и спускают в скважину известным способом, в следующей последовательности: ниппель-воронку 6 с регулятором давления или расхода с обратным клапаном или заглушкой; через несколько НКТ устанавливают одну или несколько скважинных камер или перепускных муфт 8, исходя из того, чтобы они оказались ниже нижнего (первого) продуктивного горизонта 13 на расстоянии не более 2-х внутренних диаметров эксплуатационной колонны 1, далее через несколько НКТ устанавливают еще одну или несколько скважинных камер или перепускных муфт 9, исходя из того, чтобы они оказались выше верхних отверстий интервала перфорации нижнего (первого) продуктивного горизонта 13 на расстоянии не менее 2-х внутренних диаметров эксплуатационной колонны 1 и отвечали условиям по расчету (см. фиг.3):

Р_г2>Р_нкт2,

где Р_г2 - давление газа, выделившегося из скважинной жидкости на уровне скважинных камер или перепускных муфт 9;

Р_нкт2 - давление столба жидкости в НКТ внутри скважинных камер или перепускных муфт 9;

затем через несколько НКТ устанавливают пакер нижней (первой) секции.

Для второй секции хвостовика, содержащей скважинные камеры или перепускные муфты 11 и 12 и пакер 10, а также для последующих секций хвостовика (не показаны на чертеже) принцип и порядок сборки повторяется, за исключением установки ниппель-воронки 6 с регулятором давления или расхода с обратным клапаном или заглушкой, она отсутствует.

Описанная выше установка пакеров 7 и 10 между секциями хвостовика 4 выбирается, исходя из существующих интервалов перфорации продуктивных горизонтов 13 и 14. Наиболее целесообразно устанавливать пакеры 7 и 10 на максимально возможную высоту от верхних отверстий интервала перфорации разделяемых продуктивных горизонтов 13 и 14. При этом экспериментально было установлено, что наиболее хорошие результаты были достигнуты при размещении пакера над интервалом перфорации на расстоянии не менее 10 метров, что позволяет в полной мере использовать давление газа в газовой шапке для создания газлифтного эффекта в колонне труб и в то же время создать достаточное пространство для отвода газа из интервала перфорации продуктивных горизонтов 13 и 14.

После сборки последнего пакера 10 устанавливают узел разъединения 5 (один или после каждой секции, в зависимости от решаемой задачи).

При необходимости в ниппель-воронку 6 и скважинные камеры 8, 9, 11 и 12 устанавливают регуляторы давления, заряженные и настроенные таким образом, чтобы они соответствовали зависимости:

(Р_заб>Р_нкт)≤Р_зар=Р_зар2>(Р_г2>Р_нкт2),

где Р_зар - давление зарядки клапанов в ниппель-воронке 6 и скважинных камерах 8, 11;

Р_заб - забойные давления по объектам разработки на уровне скважинных камер 8, 11;

Р_нкт - давления в НКТ по объектам разработки внутри скважинных камер 8, 11;

Р_зар2 - давление зарядки клапанов в ниппель-воронке 6 и скважинных камерах 8, 11;

Р_г2 - давления газа по объектам разработки на уровне скважинных камер 9, 12;

Р_нкт2 - давления в НКТ по объектам разработки внутри скважинных камер 9, 12.

Через несколько НКТ от узла разъединения 5 устанавливают скважинную камеру 3 для технологических целей (проведения разного рода обработок и освоения скважины) и на НКТ 2 спускают хвостовик до проектной глубины, пакеры 7, 10 приводят в рабочее положение.

Далее проводят работы по запуску скважины в фонтанном режиме. При работе скважины за счет перепада давления жидкость из продуктивных горизонтов 13, 14 попадает в кольцевое пространство между секциями хвостовика 4 и эксплуатационной колонной 1. В условиях естественной сепарации из скважинной жидкости выделяется газ и начинает накапливаться под пакерами 7, 10, оттесняя уровень жидкости до уровня Р_г1, и формируют объем свободного газа (газовую шапку) 15 (см. фиг.3). В то же время вода, находящаяся в скважинной жидкости, вследствие изменения термодинамического равновесия и под действием окружающей температуры выделяется в свободную фазу и, как наиболее тяжелый агент, уходит вниз и там накапливается в свободной фазе 17. Между объемом свободного газа 15 и воды в свободной фазе 17 накапливается углеводородная составляющая жидкости 16. При достижении заданного давления клапаны открываются и скважинная жидкость и газ через скважинные камеры 8, 9, 11 и 12 или перепускные муфты и через ниппель-воронку 6 поступают в хвостовик 4 НКТ 2 и по ним далее на поверхность в нефтесборную сеть.

Поступление газа из области 15 в НКТ 2, через скважинные камеры или перепускные муфты 9, 12 вызывается тем, что давление газа в плоскости точки Р_г2 всегда выше, чем давление жидкости Р_нкт2, в той же плоскости и обусловлено тем, что за счет разности высот и плотности агентов жидкости и газа их взаимозависимости выглядят следующим образом:

Р_нкт1=Р_г1.

При оттеснении жидкости газом в кольцевом пространстве скважины давление газа на границе раздела фаз Р_г1 будет всегда равно или больше давления жидкости в НКТ 2 в этой плоскости, при этом за счет разности столбов жидкости:

Р_нкт1>Р_нкт2.

Но учитывая малую плотность газа по сравнению с жидкостью, можно принять:

Р_г1=Р_г2.

И, следовательно, будет верным и выражение:

Р_г2>Р_нкт2.

Таким образом, понятно, как происходит инжектирование газа из кольцевого пространства скважины в колонну НКТ, где он совершает полезную работу по подъему жидкости. Также при таком расположении рабочих элементов в секции хвостовика 4 свободный газ не контактирует с материалом породы объекта разработки и не способствует образованию газового конуса и разрушению материала породы, а вода в свободной фазе тоже не контактирует с материалом породы и не гидрофилизирует его, создавая искусственное препятствие для поступления углеводородов в ствол скважины.

Второй этап эксплуатации наступает при необходимости увеличения производительности скважины или при прекращении естественного фонтанирования. Натяжением НКТ 2 с помощью узла разъединения 5 освобождают их от хвостовика 4, поднимают на поверхность и затем на НКТ 2 спускают скважинную насосную установку 18 (см. фиг.2) или газлифтную компоновку подземного оборудования, герметизируют устье скважины и запускают насосную установку 18 или газлифтную компоновку в работу. Принцип работы секций хвостовика 4 остается прежним.

Таким образом, заявляемый способ эксплуатации более эффективен и экономичен по сравнению с известными способами, позволяет осуществить более полную выработку запасов и существенно продлить естественный срок фонтанирования скважин, а также переводить на механизированные способы добычи жидких углеводородов при минимальных затратах и без воздействия на призабойную зону скважины вредных веществ.

Настоящее изобретение может быть использовано в нефтегазодобывающей промышленности и других отраслях промышленности, где производят добычу жидких сред из скважин.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано для добычи жидких или газообразных углеводородов, особенно в скважинах вскрывающих несколько продуктивных горизонтов. Обеспечивает сокращение капитальных вложений на строительство скважин для каждого из объектов разработки, сокращение эксплуатационных расходов и срока освоения многопластового месторождения, увеличение добычи углеводородов на более длительный период и снижение удельных расходов при эксплуатации скважин. Сущность изобретения: способ включает спуск на колонне насосно-компрессорных труб хвостовика с пакерами, скважинными камерами и узлами разъединения, установку хвостовика в скважине и эксплуатацию последней. Согласно изобретению собирают хвостовик на насосно-компрессорных трубах - НКТ и спускают в скважину сначала ниппель-воронку с регулятором давления или расхода с обратным клапаном или заглушкой. Затем спускают НКТ с одной или несколькими скважинными камерами или перепускными муфтами и располагают последнюю или верхнюю из последних ниже на расстоянии не менее 2-х внутренних диаметров эксплуатационной колонны нижних отверстий интервала перфорации нижнего продуктивного горизонта. Присоединяют на НКТ одну или несколько дополнительных скважинных камер или перепускных муфт. При этом располагают ее или нижнюю из них выше, не менее 2-х внутренних диаметров эксплуатационной колонны верхних отверстии интервала перфорации нижнего продуктивного горизонта. Затем на НКТ присоединяют пакер нижней секции хвостовика, завершая таким образом сборку последней. После этого собирают и присоединяют вторую и последующие секции хвостовика в зависимости от количества продуктивных горизонтов, которые будут эксплуатировать. Пакер каждой секции хвостовика устанавливают на высоту не менее 10 метров от верхних отверстий интервала перфорации разрабатываемого продуктивного горизонта. После установки последнего пакера присоединяют узел разъединения и выше последнего устанавливают на НКТ одну или несколько скважинных камер. Затем пакеры приводят в рабочее положение, разделяя между собой продуктивные горизонты. После этого приступают к эксплуатации скважины. 2 н. и 2 з.п. ф-лы, 3 ил.

1. Способ одновременно раздельной эксплуатации нескольких продуктивных горизонтов, включающий спуск на колонне насосно-компрессорных труб хвостовика с пакерами, скважинными камерами и узлами разъединения, установку хвостовика в скважине и эксплуатацию последней, отличающийся тем, что собирают хвостовик на насосно-компрессорных трубах - НКТ и спускают в скважину сначала ниппель-воронку с регулятором давления или расхода с обратным клапаном или заглушкой, далее НКТ с одной или несколькими скважинными камерами или перепускными муфтами, и располагают последнюю или верхнюю из последних ниже на расстоянии не менее 2-х внутренних диаметров эксплуатационной колонны нижних отверстий интервала перфорации нижнего - первого продуктивного горизонта, далее присоединяют на НКТ одну или несколько дополнительных скважинных камер или перепускных муфт, причем располагают ее или нижнюю из них выше, не менее 2-х внутренних диаметров эксплуатационной колонны верхних отверстий интервала перфорации нижнего-первого продуктивного горизонта, затем на НКТ присоединяют пакер нижней-первой секции хвостовика, завершая таким образом сборку последней, после этого собирают и присоединяют вторую и последующие секции хвостовика в зависимости от количества продуктивных горизонтов, которые будут эксплуатировать, за исключением установки на них ниппель-воронки, причем пакер каждой секции хвостовика устанавливают на высоту не менее 10 м от верхних отверстий интервала перфорации разрабатываемого продуктивного горизонта для сбора выделившегося из нефти газа и формирования под пакером или пакерами газовой шапки, а после установки последнего пакера, присоединяют узел разъединения и выше последнего устанавливают на НКТ одну или несколько скважинных камер, а затем пакеры приводят в рабочее положение, разделяя между собой продуктивные горизонты, после чего приступают к эксплуатации скважины.2. Способ по п.1, отличающийся тем, что оборудуют скважинные камеры или перепускные муфты регуляторами давления и настраивают и последние и регулятор забойного давления ниппель-воронки на давление открытия большее, чем давление столба жидкости в колонне насосно-компрессорных труб в месте их установки.3. Способ по п.1, отличающийся тем, что эксплуатацию скважины разделяют, как минимум на два этапа, первый этап - фонтанная эксплуатация до режимов естественного истощения и второй этап - газлифтная или насосная эксплуатация до полной выработки запасов углеводородов, причем в последнем случае выше хвостовика на НКТ устанавливают насосное или газлифтное оборудование.4. Скважинная установка, содержащая установленный на колонне насосно-компрессорных труб с возможностью отсоединения хвостовик, включающий одну или несколько секций, каждая из которых оборудована пакером, скважинными камерами с клапанами или перепускными муфтами, один или несколько узлов разъединения, отличающаяся тем, что нижняя секция хвостовика оборудована ниппель-воронкой с регулятором давления или расхода с обратным клапаном или заглушкой, пакер каждой секции хвостовика размещен выше верхних отверстий интервала перфорации продуктивного горизонта не менее чем на 10 м для сбора выделившегося из нефти газа и формирования под пакером газовой шапки, под пакером на НКТ установлены скважинные камеры или перепускные муфты, причем одна их часть размещена выше на расстоянии более 2-х внутренних диаметров эксплуатационной колонны над верхними отверстиями интервала перфорации, а другая часть размещена ниже нижних отверстий интервала перфорации на расстоянии более 2-х внутренних диаметров эксплуатационной колонны, при этом скважинные камеры или перепускные муфты снабжены клапанами для перепуска газа при верхнем расположении относительно интервала перфорации продуктивного горизонта в эксплуатационной колонне и перепуска жидкости при их нижнем расположении относительно интервала перфорации в эксплуатационной колонне из кольцевого пространства скважины в колонну насосно-компрессорных труб.