СПОСОБ ВЫЗОВА ПРИТОКА ПЛАСТОВОГО ФЛЮИДА ИЗ СКВАЖИНЫ Российский патент 2013 года по МПК E21B43/25 

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано при освоении скважин с пластовым давлением в пределах от 0,5 до 0,7 от величины гидростатического давления столба жидкости в скважине.

Известен способ освоения скважины созданием депрессии на пласт (патент RU №2272897, МПК 8 E21B 43/18; B 43/27, опубл. 27.03.2006 г. в бюл. №9), включающий замену жидкости, заполняющей скважину на раствор поверхностно-активного вещества (ПАВ) с последующим его газированием путем подачи в скважину газообразователя в виде карбоната аммония, при этом перед подачей газообразующих веществ призабойную зону подвергают кислотной обработке с продавкой кислоты в пласт, в качестве реагентов-газообразователей дополнительно используют водные растворы нитрата натрия NaNO₂ и соляной кислоты HCl; водные растворы реагентов-газообразователей закачивают порционно по 0,5-2,0 м в следующей последовательности: карбонат аммония, соляная кислота, нитрит натрия, при этом каждый последующий раствор имеет плотность, большую, чем предыдущий, объем закачиваемых реагентов составляет 0,3-1,0 объема скважины, но не менее 1,1 внутреннего объема напорной колонны, и обусловлен полезным объемом скважины, а раствор поверхностно-активного вещества дополнительно содержит полые стеклянные микросферы.

Недостатками данного способа являются:

- во-первых, газирование раствора ПАВ происходит непосредственно в скважине путем подачи газообразующих веществ в призабойную зону скважины, при этом возможны изменения последовательности течения химических реакций и температурного режима, что может привести к изменению физических и химических свойств заменяющей жидкости, в том числе и разложению газированной жидкости на газ и воду, что в целом снижает успешность освоения скважины;

- во-вторых, величина создаваемой на пласт депрессии не регулируется.

Также известен способ вызова притока пластового флюида из скважины (Н.А.Сидоров. Бурение и эксплуатация нефтяных и газовых скважин. - М.: Недра, 1982, стр.270-271), включающий снижение давления на продуктивный пласт путем подачи в нее с поверхности газа или газожидкостной смеси и замены столба жидкости в скважине газожидкостной смесью, при этом газ подают компрессором.

Недостатками этого способа являются:

- во-первых, потребность в компрессоре - источнике нейтрального пожаро- и взрывобезопасного в условиях скважины газа высокого давления;

- во-вторых, величина создаваемой на пласт депрессии не контролируется с устья скважины.

Наиболее близким по технической сущности является способ вызова притока пластового флюида из скважины (патент RU №2263206, МПК 8 E21B 43/25, опубл. 27.10.2005 г. в бюл. №30), включающий спуск колонны насосно-компрессорных труб (НКТ) в скважину, снижение давления на продуктивный пласт заменой столба жидкости в ней газонефтяной (газожидкостной) смесью путем подачи смеси бустерным агрегатом с отбором составляющих смеси из работающей скважины или из коллектора сбора продукции, при этом требуемое соотношение составляющих смеси для достижения заданной величины снижения давления на продуктивный пласт обеспечивают отбором составляющих смеси через сепаратор, выходы которого сообщены с коллектором сбора продукции.

Недостатками данного способа являются:

- во-первых, для придания стабильности газожидкостной смеси (пене) необходима добавка в нее поверхностно-активных веществ (ПАВ) в качестве пенообразователя, иначе возможны преждевременное разложение пены на компоненты, потеря ее расчетной плотности и, как следствие, снижение качества и эффективности вызова притока пластового флюида из скважины;

- во-вторых, практически невозможно подобрать требуемое соотношение составляющих газожидкостной смеси (воды и газа) для достижения заданной депрессии на пласт, не контролируя изменение значений забойного давления в процессе вызова притока пластового флюида из пласта в скважине;

- в-третьих, при вызове притока пластового флюида из скважины подачей газожидкостной смеси (пены) бустерным агрегатом в затрубное (кольцевое) пространство жидкость вытесняется на поверхность по колонне НКТ, создается репрессия на пласт, поэтому при освоении скважин, в которых величина пластового давления находится в пределах от 0,5 до 0,7 от величины гидростатического давления столба жидкости, по мере приближения столба пены в кольцевом пространстве к нижнему концу колонны НКТ в пласт проникает значительное количество скважинной жидкости, что отрицательно сказывается на эффективности процесса вызова притока пластового флюида из скважины и значительно снижает продуктивность пласта. Наоборот, если вызов притока пластового флюида из скважины, величина пластового давления в которой находится в пределах от 0,5 до 0,7 от величины гидростатического давления столба жидкости в скважине, осуществляют только путем закачки газожидкостной смеси в колонну НКТ, то в начальный момент вызова притока это требует более высоких давлений, развиваемых бустерным агрегатом для вытеснения скважинной жидкости из кольцевого пространства на поверхность, вследствие большой разницы поперечных сечений кольцевого и трубного пространств, поэтому процесс снижения плотности пены, т.е. увеличения степени аэрации, затягивается, что в свою очередь увеличивает продолжительность процесса вызова притока пластового флюида из скважины;

- в-четвертых, добавка в газожидкостную смесь только ПАВ в качестве пенообразователя может привести к поглощению пены пластом, что приведет к снижению естественной проницаемости пласта в призабойной зоне;

- в-пятых, нет возможности разрушения пены при выходе ее из скважины в процессе вызова притока пластового флюида из скважины для повторного использования.

Задачей изобретения является повышение качества и эффективности вызова притока пластового флюида из продуктивного пласта закачкой в скважину газожидкостной смеси (пены), в котором величина пластового давления находится в пределах от 0,5 до 0,7 от величины гидростатического давления столба жидкости в скважине, за счет исключения преждевременного вызова притока пластового флюида из скважины и придания газожидкостной смеси (пене) стабильного состояния и устойчивости с возможностью снижения интенсивности поглощения пены продуктивным пластом или полного предотвращения поглощения пены продуктивным пластом с целью сохранения его естественной проницаемости (коллекторских свойств), а также контроль за изменением забойного давления в процессе вызова притока с возможностью разрушения пены при выходе ее из скважины в процессе вызова притока пластового флюида с целью повторного использования.

Поставленная задача решается способом вызова притока пластового флюида из скважины, включающим спуск в скважину колонны НКТ, снижение давления на продуктивный пласт заменой столба жидкости в скважине газожидкостной смесью путем ее подачи бустерным агрегатом, обеспечение требуемого соотношения составляющих смеси для достижения заданной величины снижения давления на продуктивный пласт.

Новым является то, что при величине пластового давления, находящегося в пределах 0,5-0,7 от величины гидростатического давления столба жидкости в скважине, перед спуском колонны НКТ в скважину на нижний конец колонны НКТ устанавливают дистанционный глубинный манометр, после спуска колонны НКТ в скважину осуществляют вызов притока пластового флюида из скважины в два цикла, в первом цикле производят замену столба жидкости в скважине газожидкостной смесью-пеной плотностью меньше плотности жидкости в скважине, которую прокачивают по колонне НКТ со степенью аэрации, обеспечивающей превышение забойного давления в скважине над пластовым по показаниям дистанционного глубинного манометра на 25-30%, в качестве газожидкостной смеси применяют газированную смесь водного раствора ПАВ и стабилизатора, обеспечивающего устойчивость пены и сохранение коллекторских свойств пласта при проникновении пены в призабойную зону, во втором цикле вызова притока пластового флюида из скважины заменяют пену, получаемую при первом цикле, на пену меньшей плотности путем ее закачки в затрубное пространство скважины с увеличением степени аэрации, при этом снижают противодавление на продуктивный пласт, величину которого контролируют по показаниям дистанционного глубинного манометра, разрушают пену при выходе ее из скважины в процессе вызова притока пластового флюида из скважины дросселированием для повторного использования.

На фиг.1 изображена схема замены жидкости в скважине закачкой газожидкостной смеси (пены) по колонне НКТ.

На фиг.2 изображена схема вызова притока пластового флюида из скважины закачкой газожидкостной смеси (пены) в затрубное пространство скважины.

Предлагаемый способ осуществляют следующим образом.

Если величина пластового давления в скважине находится в пределах от 0,5 до 0,7 от величины гидростатического давления столба жидкости в скважине, то выполняется условие:

где P_пл - пластовое давление в скважине, МПа;

P_г - гидростатическое давление столба жидкости в скважине, МПа.

Например, при пластовом давлении P_пл=9 МПа и гидростатическом давлении столба жидкости в скважине высотой H=1700 м:

где ρ - плотность жидкости в скважине, кг/м³, например, плотность воды составляет 1000 кг/м³;

g - ускорение свободного падения, м/с²;

H - высота столба жидкости в скважине от кровли пласта до устья, м.

Тогда, подставляя в формулу (2), получим:

P_г=1000 кг/м³·9,8 м/с²·1700 м=17 МПа.

Подставляя в формулу (1), получим:

9 МПа=(0,5-0,7)·17 МПа=8,5-11,9 МПа, что удовлетворяет условию (1).

Перед спуском колонны НКТ 1 (см. фиг.1) в скважину 2 на нижний конец колонны НКТ устанавливают дистанционный глубинный манометр 3 (на фиг.1 показан условно), при этом его показания передаются на станцию управления (не показано), что позволяет контролировать изменение забойного давления в процессе вызова притока пластового флюида из пласта 4. В скважину 2 спускают колонну НКТ 1, при этом ее нижний конец должен находиться на глубине h на 2-3 метра выше подошвы пласта 4. На устье скважины 2 устанавливают планшайбу 5 с центральной задвижкой 6.

Центральную задвижку 6 обвязывают с нагнетательной линией 7 бустерного агрегата 8, в качестве которого применяют, например, газобустерную установку марки УНГ 8/15. Обвязывают затрубную задвижку 9 выкидной линией 10 с желобной емкостью 11. На выкидной линии 10 на входе в желобную емкость 11 устанавливают игольчатую задвижку (не показано), позволяющую разрушать пену в процессе вызова притока пластового флюида из скважины для ее повторного использования.

Открывают центральную 6 (см. фиг.1) и затрубную 9 задвижки. Например, по показаниям дистанционного глубинного манометра 3 на станции управления значение пластового давления пласта 4 составляет 9 МПа. На устье скважины 1 приготавливают газожидкостную смесь (пену). Газожидкостная смесь представляет собой газированную смесь водного раствора поверхностно-активного вещества (ПАВ), который применяют в качестве пенообразователя, и стабилизатора, придающего пене устойчивость. Устойчивость - это способность пены сохранять первоначальный объем. Критерием для оценки показателя устойчивости пены служит время существования пленки жидкости между газовыми пузырьками.

В качестве пенообразователя применяют ПАВ, например, сульфанол (по ТУ 6-01-862-73) в концентрации 0,1-0,3% от объема пресной воды или другие ПАВ, например, ОП-7; ОП-10 (по ТУ 8433-81) в концентрации 0,3-0,6% от объема пресной воды.

Для устойчивости пены добавляют стабилизатор, состоящий из 5-7% мас., модифицированного крахмала по ГОСТ 7698-93 и 0,18-0,3% мас., сульфацелла по ТУ 6-55-221-1210-91. Практические опыты показали, что устойчивость пены с добавлением стабилизатора возросла в 5-9 раз.

Смесь водного раствора ПАВ и стабилизатора готовят следующим образом. Объем водного раствора ПАВ для вызова притока пластового флюида из скважины определяют исходя из кратности пены, которая составляет 3,5-5 в процессе вызова притока пластового флюида из скважины, а также из требуемого объема газожидкостной смеси V_г, складывающегося из объема V₁ скважины для замены жидкости в скважине на газожидкостную смесь (первый цикл) и объема V₂ скважины для циркуляции газожидкостной смеси (пены) в процессе вызова притока пластового флюида из скважины (второй цикл), т.е. из двух равных объемов скважины, а именно: V₁=V₂, то V_г=2×V₁, а при кратности пены 3,5-5 объем водного раствора ПАВ определяют по формуле:

где V_в - объем водного раствора ПАВ, м³;

V_г - требуемый объем газожидкостной смеси, м³;

3,5-5 - кратность пены.

Например, при высоте столба жидкости от пласта до устья: H=1800 м и диаметре обсадной колонны 168×9 мм, объем V₁ скважины определяют по формуле:

где V₁ - один объем скважины, м³;

π=3,14;

d - внутренний диаметр обсадной колонны скважины, м,

т.е.

d=168 мм-(9 мм·2)=150 мм=0,15 м.

H - высота столба жидкости от устья до забоя, м.

Тогда, подставляя в формулу (4): V₁=(3,14·(0,15 м)²/4)·1800 м=31,8 м³, а требуемый объем газожидкостной смеси для всего процесса вызова притока:

V_г=2V₁=2·31,8 м³=63,6 м³.

Примем кратность пены равной 4.

Тогда требуемый объем водного раствора ПАВ определяют по формуле (3):

V_в=V_г/(4)=63,6 м³/4=15,9 м³, примем объем водного раствора ПАВ равным 16 м³.

Далее готовят водный раствор ПАВ.

Сначала в пресную воду объемом 16 м³ и плотностью ρ=1000 кг/м³ добавляют, например, сульфанол (по ТУ 6-01-862-73) в концентрации 0,1-0,3% от объема пресной воды.

Далее в водный раствор ПАВ (нагретый до 40-45°C) при постоянном перемешивании добавляют стабилизатор, состоящий из 5-7% мас., модифицированного крахмала и 0,18-0,3% мас. сульфацелла. После полного растворения стабилизатора в водном растворе ПАВ получается смесь водного раствора ПАВ и стабилизатора.

Заполняют емкость 12 бустерного агрегата 8 смесью водного раствора ПАВ и стабилизатора (см. фиг.1). В качестве газа, безопасного по условиям воспламенения углеводородной среды, используют сгенерированный посредством газогенератора 13 бустерного агрегата 8 газ (например, азот), как результат сгорания топлива (бензина, дизельного топлива) в сжатом воздухе, т.е. выгорания кислорода.

Газ от газогенератора 13 подается в бустерное (смешивающее) устройство 14, где происходит непрерывное перемешивание (газирование) газа и смеси водного раствора ПАВ и стабилизатора с образованием газожидкостной смеси, например, плотностью ρ=800 кг/м³, подаваемого бустерным насосом 15 из емкости 12 бустерного агрегата 8. Открывают центральную задвижку 6 и через нагнетательную линию 7 бустерным агрегатом 8 подают газожидкостную смесь (пену) в колонну НКТ 1, т.е. в трубное пространство 16 скважины 2 с целью замены всего столба жидкости в скважине (скважинной жидкости), например, плотностью ρ=1000 кг/м³ на пену плотностью (ρ=800 кг/м³), меньше плотности жидкости в скважине (ρ=1000 кг/м³) со степенью аэрации, обеспечивающей превышение забойного давления в скважине над пластовым на 25-30%, которое контролируют по показаниям дистанционного глубинного манометра. Например, как отмечено выше, при пластовом давлении P_пл=9 МПа забойное давление (P_з) будет составлять P_з=(25-30%/100%)·P_пл+P_пл=(0,25-0,3)·9 МПа+9 МПа=11,25-12 МПа. Таким образом, поддерживают забойное давление в пределах 11,25-12 МПа, с расходом смеси водного раствора ПАВ и стабилизатора, равным, например, 8 л/с, закачкой пены со степенью аэрации, например, 20-40 м³/м³, (т.е. 20-40 м³ воздуха на 1 м³ водного раствора ПАВ), заменяют весь столб жидкости в скважине (скважинной жидкости). В момент достижения столбом пены нижнего конца НКТ 1 из затрубного пространства 17 НКТ 1 через затрубную задвижку 9 и выкидную линию 10 в желобную емкость 11 начинается излив скважинной жидкости, вытесняемой пеной. Закачку пены в трубное пространство 16 продолжают до полной замены скважинной жидкости пеной объемом V₁, т.е. до появления пены в желобной емкости 11 (определяют по появлению циркуляции пены).

На этом первый цикл вызова притока пластового флюида из скважины заканчивается. При таких условиях в призабойную зону пласта 4 проникает пена, при этом в качестве газожидкостной смеси применяют газированную смесь водного раствора ПАВ и стабилизатора, обеспечивающего устойчивость пены и сохранение коллекторских свойств пласта при проникновении пены в призабойную зону. Добавление стабилизатора позволяет снизить интенсивность поглощения пены продуктивным пластом или предотвратить поглощения пены продуктивным пластом, за счет чего достигается сохранение его естественной проницаемости (коллекторских свойств).

Затем производят второй цикл вызова притока пластового флюида из скважины подачей газожидкостной смеси (пены) в затрубное пространство 17 скважины 2.

Перед началом второго цикла вызова притока пластового флюида из скважины производят переобвязку оборудования на устье скважины 2 (см. фиг.2). Для этого затрубную задвижку 9 скважины 2 обвязывают с нагнетательной линией 7 бустерного агрегата 8, в качестве которого применяют, например, газобустерную установку марки УНГ 8/15, а центральную задвижку 6 с желобной емкостью 11, при этом на выходе из скважины дросселированием устанавливают игольчатую задвижку (не показано) на выкидной линии 10 (см. фиг.2) на входе в желобную емкость 11.

Открывают центральную 6 и затрубную 9 задвижки. Например, по показаниям на станции управления дистанционного глубинного манометра 3 значение пластового давления пласта 4 составляет 9 МПа. Нагнетают пену в затрубное пространство 17 через нагнетательную линию 7 и открытую затрубную задвижку 9, далее заменяют в скважине 2 пену, получаемую при первом цикле с плотностью ρ=800 кг/м³, на пену меньшей плотности, т.е. плотностью менее ρ=800 кг/м³ путем постепенного повышения степени аэрации (от 20-40 м³/м³ и выше), т.е. увеличивают подачу газа, вырабатываемого газогенератором 13, в бустерное устройство 14 бустерного агрегата 8, при постоянном расходе смеси водного раствора ПАВ и стабилизатора, например, 8 л/с. При этом циркуляцию пены продолжают закачкой бустерным агрегатом 8 по нагнетательной линии 7 в затрубное пространство 17 и выходом в желобную емкость 11 через трубное пространство 16 колонны НКТ 1 и выкидную линию 10 до достижения заданной величины снижения давления на продуктивный пласт 4 за счет повышения степени аэрации, например, до 120 м³/м³, т.е. до плотности ρ=120 кг/м³, при этом отслеживают показания дистанционного глубинного манометра 3, значение которого постепенно должно снижаться. Например, значение заданной величины (допустимой депрессии) снижения давления на продуктивный пласт составляет 4 МПа (заданную величину снижения давления определяет геологическая служба нефтегазодобывающего предприятия индивидуально для каждой скважины в зависимости от прочности цементного кольца за обсадной колонной и других факторов) (см. Булатов А.И. Освоение скважин: справ, пособие / А.И.Булатов, Ю.Д.Кагмар, П.П.Макаренко: под ред. Яремийчука Р.С. - М.: ООО «Недра-Бизнес», 1999. - 473 с).

Тогда показания дистанционного глубинного манометра 3 не должны быть ниже 9 МПа-4МПа=5 МПа. Таким образом, постепенно увеличивая степень аэрации жидкости (увеличением объема подачи газа, вырабатываемого газогенератором 13 бустерного агрегата 11), снижают противодавление на продуктивный пласт и в зависимости от величины изменения пластового давления добиваются допустимой депрессии на пласт 4.

При достижении заданного значения забойного давления в 4 МПа циркуляцию пены продолжают, но при этом прекращают повышение степени аэрации пены. Далее, поддерживая достигнутую величину давления путем изменения давления закачки бустерного агрегата (противодавление на устье скважины), производят циркуляцию пены, при этом контролируют давление по показаниям дистанционного глубинного манометра 3. В процессе второго цикла вызова притока пластового флюида из скважины при выходе пены из скважины 2 производят разрушение пены дросселированием игольчатой задвижки (не показано), установленной на выкидной линии 10 на входе в желобную емкость 11. После разрушения пены водный раствор ПАВ поступает в желобную емкость 11 для его повторного использования.

Наличие притока из пласта 4 определяют визуально по объемному выходу пластового флюида из скважины в желобную емкость 8 совместно с пеной. При достаточной величине притока пластового флюида из скважины (определяет геологическая служба нефтегазодобывающего предприятия индивидуально для каждой скважины в зависимости от предыдущего дебита в процессе эксплуатации данной скважины) вызов притока пластового флюида прекращают.

Производят подъем колонны НКТ 1, спускают в скважину 2 эксплуатационное оборудование (не показано) и запускают ее в работу.

Реализация предлагаемого способа позволит повысить качество и эффективность вызова притока пластового флюида из скважины, величина пластового давления в которой находится в пределах от 0,5 до 0,7 гидростатического давления столба жидкости в скважине за счет того, что вызов притока пластового флюида из скважины производят в два цикла, при этом в первом цикле вызова притока пластового флюида из скважины производят закачку пены в скважину для замены столба скважинной жидкости по трубному пространству, а во втором цикле производят вызов притока пластового флюида из скважины закачкой пены в затрубное пространство, что позволяет минимизировать поступление скважинной жидкости в пласт.

Применение в качестве пены газожидкостной смеси, состоящей из водного раствора ПАВ и стабилизатора, позволяет сохранить заданную плотность пены в течение всего процесса вызова притока из скважины, а наличие в пене стабилизатора позволит сохранить естественную проницаемость пласта, снизить негативное воздействие скважинной жидкости на пласт с одновременным контролем за изменением забойного давления в процессе вызова притока посредством дистанционного глубинного манометра, а разрушение пены при выходе ее из скважины в процессе вызова притока пластового флюида из скважины дросселированием позволяет произвести ее повторное использование.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано при освоении скважин, обеспечивает повышение эффективности освоения скважины. Сущность изобретения: способ включает спуск колонны насосно-компрессорных труб (НКТ) в скважину, снижение давления на продуктивный пласт заменой столба жидкости в скважине газожидкостной смесью путем ее подачи бустерным агрегатом, обеспечение требуемого соотношения составляющих смеси для достижения заданной величины снижения давления на продуктивный пласт. При величине пластового давления, находящегося в пределах 0,5-0,7 от величины гидростатического давления столба жидкости в скважине, перед спуском колонны НКТ в скважину на нижний конец колонны НКТ устанавливают дистанционный глубинный манометр. После спуска колонны НКТ в скважину осуществляют вызов притока пластового флюида из скважины в два цикла. В первом цикле производят замену столба жидкости в скважине газожидкостной смесью-пеной плотностью меньше плотности жидкости в скважине, которую прокачивают по колонне НКТ со степенью аэрации, обеспечивающей превышение забойного давления в скважине над пластовым по показаниям дистанционного глубинного манометра на 25-30%. В качестве газожидкостной смеси применяют газированную смесь водного раствора поверхностно-активного вещества (ПАВ) и стабилизатора, обеспечивающего устойчивость пены и сохранение коллекторских свойств пласта при проникновении пены в призабойную зону. Во втором цикле вызова притока пластового флюида из скважины заменяют пену, получаемую при первом цикле, на пену меньшей плотности путем ее закачки в затрубное пространство скважины с увеличением степени аэрации. При этом снижают противодавление на продуктивный пласт, величину которого контролируют по показаниям дистанционного глубинного манометра, разрушают пену при выходе ее из скважины в процессе вызова притока пластового флюида из скважины дросселированием для повторного использования. 2 ил.

Способ вызова притока пластового флюида из скважины, включающий спуск в скважину колонны НКТ, снижение давления на продуктивный пласт заменой столба жидкости в скважине газожидкостной смесью путем ее подачи бустерным агрегатом, обеспечение требуемого соотношения составляющих смеси для достижения заданной величины снижения давления на продуктивный пласт, отличающийся тем, что при величине пластового давления, находящегося в пределах 0,5-0,7 от величины гидростатического давления столба жидкости в скважине, перед спуском колонны НКТ в скважину на нижний конец колонны НКТ устанавливают дистанционный глубинный манометр, после спуска колонны НКТ в скважину осуществляют вызов притока пластового флюида из скважины в два цикла, в первом цикле производят замену столба жидкости в скважине газожидкостной смесью-пеной плотностью меньше плотности жидкости в скважине, которую прокачивают по колонне НКТ со степенью аэрации, обеспечивающей превышение забойного давления в скважине над пластовым по показаниям дистанционного глубинного манометра на 25-30%, в качестве газожидкостной смеси применяют газированную смесь водного раствора ПАВ и стабилизатора, обеспечивающего устойчивость пены и сохранение коллекторских свойств пласта при проникновении пены в призабойную зону, во втором цикле вызова притока пластового флюида из скважины заменяют пену, получаемую при первом цикле, на пену меньшей плотности путем ее закачки в затрубное пространство скважины с увеличением степени аэрации, при этом снижают противодавление на продуктивный пласт, величину которого контролируют по показаниям дистанционного глубинного манометра, разрушают пену при выходе ее из скважины в процессе вызова притока пластового флюида из скважины дросселированием для повторного использования.