СПОСОБ ПОНИЖЕНИЯ ДЕБИТА АВАРИЙНЫХ ФОНТАНИРУЮЩИХ СКВАЖИН Российский патент 2013 года по МПК E21B33/10 

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано при ликвидации аварий на скважинах с открытым фонтанированием, в том числе и на морских скважинах.

Известен способ плавного глушения скважины, реализуемого при неконтролируемом выбросе пластовых флюидов, переходящее к открытому фонтанированию в процессе бурения [1]. Известный способ заключается в том, что при зарождении выбросов герметизируют устье скважины, затем в скважину закачивают новый утяжеленный буровой раствор, вытесняющий более легкий старый раствор, разбавленный в кольцевом пространстве пластовыми флюидами, и после этого на забое поддерживают давление, превышающее пластовое проявляющего пласта и не допускающего дальнейшего прорыва пластовых флюидов в скважину.

Недостатком известного способа является обязательное наличие устьевого оборудования, причем в исправном состоянии. При открытом фонтанировании реализация способа представляется невозможной.

Наиболее близким по технической сущности представляется способ создания искусственных глинистых и глинопесчанных пробок в эксплуатационной колонне, предложенный в работе [2]. В известном способе из сырой глины с небольшой примесью песка приготавливают погружные элементы в виде шаров диаметром 4…5 см в количестве, необходимом для создания пробки определенной мощности. Погружные элементы равномерно по 80-100 штук в минуту бросают непосредственно в эксплуатационную колонну. После получасового перерыва в скважину спускают 48-мм штангу длиной 5…6 м и шаблон нормального диаметра, при помощи которых утрамбовывают пробку на забое.

Недостатком известного способа является низкая эффективность, связанная с тем, что самопогружение глиняных погружных элементов возможно только при низких дебитах. При высоких дебитах, которые характерны для открытого фонтанирования, известный способ не дает положительного результата.

Ставилась задача повысить эффективность способа воздействия на аварийные скважины, включая понижение дебита при фонтанирование большой интенсивности.

Поставленная задача решается тем, что в известном способе понижения дебита фонтанирующих скважин путем создания пробки, заключающимся в том, что непосредственно в эксплуатационную часть скважину подают погружные элементы из материала, имеющего плотность больше плотности нефти до образования пробки на забое, подачу ведут либо шаров из цельного минерала, либо изготовленных из такого же материала удлиненных тел вращения обтекаемой формы со смещенным центром тяжести вдоль оси, при этом диаметр шаров и диаметр миделева сечения удлиненных тел вращения выбирают больше минимального значения, которую определяют из решения приближенного уравнения

где d_min - минимальный диаметр шаров, м;

D - диаметр скважины, м;

ξ - коэффициент сопротивления;

ρ_н - плотность нефти, кг/м³;

Q₀ - начальный дебит нефти фонтанирующей скважины, м³/с;

α - газовое число (отношение объемных расходов газа и нефти);

g - ускорение свободного падения, м/с²;

ρ - плотность материала шара, кг/м³,

и меньше максимального значения, которое определяют из решения приближенного уравнения

где , причем процесс ведут до полного заполнения скважины или до достижения приемлемого размера дебита.

Для удлиненных тел вращения могут выбирать форму в виде усеченного конуса, боковая поверхность которого сопряжена с соответствующими частями сфер по торцам.

Диаметр шаров и миделевого сечения удлиненных тел вращения могут выбирать в пределах неравенства

D/3-Δ≤d<D/3,

где d - диаметр шаров и удлиненных тел вращения, м;

Δ - допуск на диаметр шаров и удлиненных тел вращения при их изготовлении, м.

При заполнении нижнего слоя могут использовать погружные элементы из свинца или олова, а их деформацию обеспечивать заполнением погружных элементов из чугуна или стали.

Процесс могут вести в два или более этапов, используя на первых этапах более массивные погружные элементы, а по мере понижения дебита применять менее массивные погружные элементы.

Использование погружных элементов из цельного минерала или металла расширяет диапазон начальных дебитов нефти, при которых возможно их самопогружение и, соответственно, образование шарового слоя, препятствующего интенсивному выбросу пластовых флюидов. Использование удлиненных тел вращения обтекаемой формы в сочетании со смещенным центром тяжести вдоль оси позволяет увеличить силу тяжести в расчете на единицу площади миделева сечения и тем самым увеличить проникающую способность погружных элементов (смещение центра тяжести обеспечивает в процессе погружения в нефтегазовую среду вертикальную ориентацию погружных элементов). Выбор используемых погружных элементов по размерам диаметров шаров и диаметров миделева сечения удлиненных тел вращения между нижней и верхней границами, которые определяют из решения приведенных приближенных уравнений, задает условия работоспособности предлагаемого способа для материалов различной плотности и различных дебитов. Проведение процесса до полного заполнения скважины или до достижения приемлемого размера дебита обеспечивает достижение необходимого положительного результата.

Выбор формы удлиненных тел вращения в виде усеченного конуса, боковая поверхность которого сопряжена с соответствующими частями сфер по торцам, позволяет увеличить силу тяжести в расчете на площадь миделева сечения и увеличить тем самым проникающую способность погружных элементов.

Выбор диаметров погружных элементов в пределах приведенного неравенства представляется оптимальным, такие погружные элементы удобны в обращении, позволяют сократить время заполнения скважины при достижении достаточно плотной упаковки.

Заполнение нижнего слоя погружными элементами из свинца, олова или из подходящих мягких сплавов и обеспечение их деформации заполнением погружными элементами из чугуна или стали позволяют удешевить операции.

Ведение процесса в два или более этапов, используя на первых этапах более массивные погружные элементы, а после понижения дебита на предыдущем этапе применяя менее массивные погружные элементы, позволяет удешевить операции.

Сущность изобретения поясняется чертежами, где на фиг.1 схематически представлена скважина, частично заполненная шарами; на фиг.2 аналогичная скважина, в которой для заполнения использованы удлиненные тела вращения.

Реализация способа осуществляется следующим образом. В аварийной скважине 1 (Фиг.1, 2) имеется перфорация 2, сообщающаяся с продуктивным пластом 3. Последний является источником фонтанирующей нефти 4. Для понижения дебита к устью скважины 5 пристыковывают направляющую 6, по которой подают либо шары 7 (Фиг.1), либо удлиненные тела вращения 8 (Фиг.2).

В подводных условиях при небольшой глубине подачу можно вести с обеспечивающего судна, а при большой глубине целесообразно использовать необитаемый подводный аппарат. Процесс подачи ведут до полного заполнения скважины или до достижения приемлемого дебита. Представляется, что подготовка описанных операций может проводиться в рамках обычного проектирования без специальных изобретательских решений.

Ниже приведено теоретическое обоснование работоспособности предлагаемого способа.

Сила тяжести F_Т, приводящая к погружению массивного шара в жидкой среде, может быть определена из соотношения

где d - диаметр шара, м;

g - ускорение свободного падения, м/с²;

ρ - плотность материала шара, кг/м³;

ρ_н - плотность жидкости, кг/м³.

Соответствующая сила F_сопр, препятствующая этому движению, может быть выражена известным уравнением закона сопротивления

где С_погр - скорость погружения шара, м/с;

ξ - коэффициент сопротивления.

Из условия равенства F_T=F_сопр можно получить соотношение

из которого видно, что скорость погружения шара в неподвижной жидкости пропорциональна диаметру и разности плотностей в степени 0,5. Однако в фонтанирующей скважине нефть не является неподвижной. Скорость ее движения может быть оценена исходя из размера дебита. При известном диаметре скважины скорость движения нефтегазовой смеси на выходе с учетом перекрытия шаром части проходного сечения равна

где Q₀ - начальный дебит нефти фонтанирующей скважины, м³/с;

С₀ - начальная скорость движения нефти на выходе из скважины, м/с;

D - диаметр скважины, м;

α - газовое число (отношение объемных расходов газа и нефти);

ξ - коэффициент сопротивления.

Для того чтобы массивный шар мог погружаться в восходящем потоке нефти фонтанирующей скважины, должно соблюдаться условие

С учетом (3) и (4) имеем

Из полученного строгого неравенства можно определить минимальный диаметр шаров d_min, при превышении которого они могут самопогружаться. Для вычисления d_min соотношение (6) допустимо считать равенством. Тогда, после несложных преобразований, оно примет вид

Ввиду турбулентности фонтанирующего потока коэффициент ξ в соотношении (7) может быть принят равным 0,44 [3, с.99], что соответствует автомодельному режиму движения. Обоснованность такого значения коэффициента подтверждается диапазоном изменения числа Рейнольдса от 22×10³ до 43×10⁴. Расчет проводился для диаметров шаров от 2 до 8,3 см, скорости нефти на выходе от 1,27 до 6,09 м/с при плотности нефти 850 кг/м и ее динамической вязкости 10^-3Па·с. При этом для получения более надежных оценок плотность и вязкость взяты для чистой нефти, а не нефтегазовой смеси (в чистой нефти погружение шаров более затруднено).

При увеличении диаметра шаров, с одной стороны, при прочих равных условиях их способность к самопогружению возрастает, с другой стороны, начинает проявляться влияние стенок скважины. За счет большего перекрытия проходного сечения возрастает местное сопротивление при обтекании шара. Поэтому существует верхний предел, при котором еще возможно самопогружение.

Для оценки верхнего предела для диаметра шаров d_max следует учитывать, что местное сопротивление создается в кольцевом зазоре между шаром и стенками скважины. Будем считать местное сопротивление равным сумме сопротивлений с внезапным сужением и внезапным расширением потока. При внезапном расширении местное сопротивление ξ_M можно считать равным [3, с.94]

где S₁ - площадь сечения до расширения потока, м²;

S₂ - площадь сечения после расширения потока, м².

Местное сопротивление при внезапном расширении может измениться от 0 до 1, в то время как при внезапном стократном сужении не превосходит 0,5. Поэтому для упрощения последующих выкладок местное сопротивление принимаем равным в 1,5 раза большим ξ_м из (8).

Тогда перепад давления, связанный с обтеканием шара, может быть определен следующим образом

Этот перепад давления уравновешивается весом шара из соотношения (1), отнесенного к площади его сечения . Приравнивая перепад давления ΔР к относительному весу шара и конкретизируя соответствующие параметры, получим

Здесь для упрощения выкладок площадь кольцевого зазора определена произведением длины окружности на ширину зазора.

После преобразований равенства (10) получаем уравнение для определения максимального диаметра шара d_max, ниже которого появляется способность к самопогружению при заданных дебите и плотности шара

где

Решение уравнения (7) и (11) наиболее просто можно получить на персональном компьютере, используя, например, систему Mathcad 11.

В качестве примеров ниже приведен расчет диаметров шаров для фонтанирующей скважины диаметром 0,168 м с плотностью нефти 850 кг/м³ для различных дебитов. При этом, поскольку диаметр шаров мал, для удобства расчетов целесообразно использовать систему СГС.

Вариант 1. Дебит 5×10³ см³/с (432 м³/сут).

Для понижения такого размера дебита можно использовать шары из гранита или глины (как в прототипе), имеющих плотность ρ=2,64 г/см³. Минимальный диаметр d_min таких шаров, при превышении которого обеспечивается их самопогружение при данном дебите, согласно решению уравнения (7) составляет d_min=2,10 см. Для верхней границы из решения уравнения (11) получаем d_max=7,73.

Вариант 2. Дебит 10×10³ см³/с (864 м³/сут).

Минимальный диаметр d_min для глиняных или гранитных шаров оказывается равным 21,4 см. Поэтому используемые в прототипе шары диаметром 4…5 см при таком дебите будут выброшены потоком нефтегазовой смеси, т.е. изложенный в прототипе способ в этих условиях окажется неработоспособным.

Согласно предлагаемому способу для данного дебита следует использовать более массивные шары. Возможно использование шаров, например, из магнетита (ρ=4,9 г/см³). При этом минимальный диаметр составляет d_min=4,06 см, а максимальный d_max=7,90 см. Для данного дебита могут быть также использованы чугунные или стальные (ρ=7,8 г/см³) шары, для которых, ввиду повышенной плотности, границы по диаметру раздвигаются от d_min=2,17 см до d_max=9,19 см.

Вариант 3. Дебит 14×10³ см³/с (1210 м³/сут).

Для шаров из магнетита для данного дебита минимальный диаметр оказывается больше диаметра скважины. Поэтому для данных условий необходимо использовать чугунные или стальные шары, для которых d_min=4,92 см, d_max=7,93 см (в связи с увеличением дебита границы сужаются).

Вариант 4. Дебит 16×10³ см³/с (1382 м³/сут).

Стальные шары должны иметь минимальный диаметр порядка 8,5 см. В этих условиях целесообразно использовать свинцовые шары (ρ=11,3 г/см³), для которых d_min=4,02 см, d_max=8,09 см.

Вариант 5. Дебит 20×10³ см³/с (1728 м³/сут).

Для данного размера дебита минимальный диаметр свинцовых шаров превосходит диаметр скважины. По плотности подходит золото (ρ=19300 кг/м³). Минимальный диаметр таких шаров составляет d_min=3,45 см, максимальный d_max=7,86 см.

Вариант 6. Дебит 24×10³ см³/с (10370 м³/сут).

Для такого высокого дебита для самопогружения шаров даже плотность золота оказывается недостаточной (для золота d_min=20,5 см). В данном случае по плотности подходит платина (ρ=21,4 г/см³). Для шаров из платины минимальный диаметр составляет d_min=5,6 см, максимальный d_max=7,95 см.

По поводу золота и платины авторы представляют малую вероятность их использования. Однако расчеты приведены для полноты освещения решения проблемы во всем диапазоне дебитов, которые могут быть понижены с использованием предлагаемого способа. Вместе с тем, следует сослаться на данные средств массовой информации об аварии на скважине в Мексиканском заливе. Для понижения дебита бурили другую скважину, а тем временем ущерб возрастал и по разным оценкам составил от 6 до 32 млд долларов. Как будет показано далее, заполнение скважины диаметром 168 мм на высоту 250 м шарами из золота позволяет понизить дебит в 9,25 раз. Стоимость таких шаров оценивается в 2,1 млд долларов.

Для количественной оценки уменьшения дебита при заполнении скважины шарами воспользуемся сравнением гидравлических сопротивлений.

Движение нефти в скважине без шаров может быть охарактеризовано уравнением Бернулли

где Р_пл - пластовое давление, МПа;

H - глубина скважины, м;

С₀ - начальная осредненная скорость движения нефти на выходе из скважины, м/с;

Р_у - давление у устья скважины, МПа;

Р_тр - потери давления на трение о стенки скважины, МПа.

Аналогичное уравнение можно записать для скважины, заполненной шарами, в пренебрежении трения о стенки скважины

где С - «эффективная» скорость движения нефти (отношение мгновенного значения дебита к площади поперечного сечения скважины), м/с;

ΔP_шар ^- падение давления в скважине, обусловленное наличием шарового слоя, МПа.

Вычтя из первого уравнения второе, получим связь для оценки отношения скорости движения нефти до и после заполнения скважины шарами

Для оценки потери давления на трение о стенки скважины ΔР_тр можно

воспользоваться известным выражением для турбулентного движения

где λ - коэффициент трения для автомодельного движения, равный ;

Re - число Рейнольдса, равное ;

ν_c - кинематическая вязкость нефтегазовой смеси, м²/с.

Для оценки потери давления при движении через шаровой слой скважины можно воспользоваться методами химической технологии при расчете движения жидкости через неподвижные зернистые среды. В работе [3, с.104] приведено соотношение для определения потери давления через неподвижный зернистый слой

где h - высота зернистого (шарового) слоя, м.

Здесь в отличие от движения по трубам λ_ш отражает не только сопротивление трения, но и местное сопротивление, которое обусловлено зигзагообразным движением жидкости между шарами. Для автомодельного движения (Re>7000) λ_ш=2,34 [3, с.107]. Кроме того, в (21) введен эквивалентный диаметр d_э, соответствующий суммарному проходному сечению каналов шарового сечения. Для определения d_э вводят понятие порозности ε, определяемое отношением

где W - объем шарового слоя, м³;

W₀ - объем, занимаемый шарами, м³.

Сопротивление шарового слоя характеризуется размером его элементов, возрастая при увеличении их удельной поверхности и уменьшаясь при росте свободного объема. Отсюда следует, что наибольшей эффективностью для понижения дебита скважины обладают шары минимального диаметра с максимально плотной упаковкой.

Однако на практике работа с мелкими шарами может оказаться слишком длительной процедурой (поскольку подачу необходимо осуществлять последовательно по одному), поэтому считаем возможным использовать шары больших диаметров. Представляется, что оптимальным размером шаров будет (с уменьшением на допуск Δ, необходимый при изготовлении), обеспечивающей достаточно плотную упаковку. В этом случае в сечении скважины вписываются семь шаров (точно). В дальнейших выкладках для конкретизации аналитических выражений диаметр шаров принят 5,6 см, т.е. 1/3 диаметра скважины 16,8 см.

Для сформулированных условий порозность можно определить следующим образом. Заполнение скважины шарами диаметром можно представить в виде «пустотелого» кольцевого «цилиндра» из 6 шаров в поперечном сечении и центрального «стержня», составленного h/d шаров. Поскольку смежные «кольца», каждый из шести шаров, относительно друг друга (по определенному направлению), то их общая высота оказывается меньше суммы двух диаметров. Из геометрических соображений можно определить коэффициент «усадки» k, который равен . Тогда количество шаров в кольцевом «цилиндре» составит величину n, равную

Общее количество шаров N равно

Учитывая, что объем каждого шара равен , а объем скважины, занятый шарами, составляет то порозность ε определится выражением

из которого следует, что при величина ε составляет 0,413.

Эквивалентный диаметр, определяемый отношением учетверенной поверхности к смоченному периметру в приложении к зернистому (шаровому) слою, определяется выражением [3, с.106]

Подставив соотношения (15), (16), (20) в выражение (14), получим уравнение для определения эффективной (расходной) скорости движения нефтегазовой смеси С при заполнении скважины шарами на высоту h

Отсюда после несложных преобразований получим окончательное соотношение

Степень понижения дебита оценим на примере использования свинцовых шаров при начальном дебите нефти, равном 16×10³ см³/с (1382 м³/сут). Скорость на выходе составляет 4,06 м/с.

Для подсчета числа Рейнольдса в соотношении (20) необходимо определить кинематическую вязкость нефтегазовой смеси ν_с. Для более надежной оценки эффективности предложенного способа в числе Рейнольдса необходимо использовать кинематическую вязкость не чистой нефти, а нефтегазовой смеси с учетом газовой составляющей. Согласно [4, с.203] кинематическая вязкость в числе Рейнольдса равна

где Q_г - объемный расход газа, м³/с;

ν_г - кинематическая вязкость газа, м²/с.

Для рассматриваемого примера для газового числа α=4 имеем

Здесь в качестве газа выбран метан, для которого динамическая вязкость равна 12,6×10^-6 кг/(м·с) [5, с.275], плотность - 0,75 кг/м³ [5, с.57], ν_г=2,6×10⁶/0,72=16,8×10^-6 м²/с.

Критерий Рейнольдса в соотношении (22) с учетом (4) определится следующим образом

.

Подставив необходимые численные значения параметров в (17) для h=H=1500 м, имеем

Таким образом, скорость нефтегазовой смеси уменьшится в 22,7 раза, что обеспечит дебит 705 cм³/c вместо 16000 см³/с. При заполнении скважины наполовину дебит уменьшится в 16,0 раз, а при заполнении шарами скважины на высоту 250 м уменьшение составит 9,25 раз. Если использовать шары диаметром 4,1 см, то при полном заполнении скважины дебит уменьшится в 26,5 раза.

В случае использования материала шаров с низкими прочностными характеристиками и с достаточной пластичностью типа свинца, олова или подобного сплава при заполнении ими скважины появляется дополнительный эффект уменьшения порозности. Этот эффект связан с деформацией шаров, которые при большой нагрузке будут приобретать форму, напоминающую пчелиные соты. Для оценки критической высоты шарового слоя, при котором начинается деформация, можно воспользоваться следующим соотношением

где σ_сж - предел прочности на сжатие материала шаров, Н/м².

Для свинцовых шаров σ_сж=1,76×10⁷ Н/м² [6, с.499] при порозности 0,413 критическая высота шарового слоя составит

При превышении такой высоты в несколько раз можно ожидать, что шары кардинально изменяют свою форму, и заполнение скважины окажется сплошным (по крайней мере, в нижней ее части). В этом случае дебит будет близок к нулю или выход нефти полностью прекратится.

Возможен комбинированный вариант глушения скважины путем создания деформированного слоя свинцовых шаров за счет нагрузки, создаваемой стальными шарами. Последние могут быть поданы после уменьшения дебита за счет создания слоя из свинцовых шаров.

Максимальный темп подачи шаров зависит от их диаметра и фактической скорости самопогружения. Например, свинцовые шары согласно (3) без встречного потока нефти погружались бы со скоростью 4,52 м/с. Однако фактическая скорость самопогружения равна разности 4,52-4,06=0,464 м/с. Максимальный темп подачи шаров составит 0,464/0,056≈8 шт./с. Из соотношения (18) следует, что количество шаров, необходимое для заполнения скважины на высоту 250 м, составляет 35446 штук. При подаче шаров в темпе 8 штук в секунду необходимое время равно 35446/8≈4431 с≈74 мин. При подаче по одному шару в секунду потребуется время около 10 часов.

Источники информации

1. Аникиев К.А. Прогноз сверхвысоких пластовых давлений и совершенствование глубокого бурения на нефть и газ. - Л.: Изд-во Недра, 1971. С.116.

2. Справочник по капитальному ремонту нефтяных и газовых скважин. - М.: Недра, 1973. - 149 с.

3. Касаткин А.Г. Основные процессы и аппараты химической технологии. Изд. доп., перераб. - М.: Химия, 1971. - 784 с.

4. Справочная книга по добыче нефти/Под ред. Гиматудинова. - М.: Недра, 1974. - 704 с.

5. Таблицы физических величин: Справочник / Под ред. И.К.Кикоина. - М.: Атомиздат, 1976. - С.56-57.

6. Свойства элементов / Под ред. Г.В.Самсонова, Часть 1: Физические свойства. - М.: Металлургия, 1976. - 499 с.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано при ликвидации аварий на скважинах с открытым фонтанированием, в том числе на морских скважинах. Способ понижения дебита аварийных фонтанирующих скважин заключается в том, что непосредственно в эксплуатационную часть скважины подают погружные элементы из материала, имеющего плотность больше плотности нефти до образования пробки на забое. При этом подачу ведут либо шаров из цельного минерала или металла, либо изготовленных из такого же материала удлиненных тел вращения обтекаемой формы со смещенным центром тяжести вдоль оси. Диаметр шаров и диаметр миделева сечения удлиненных тел вращения выбирают больше минимального значения, которое определяют из решения приведенного математического выражения и меньше максимального значения, которое определяют из решения приведенного математического выражения. Причем процесс ведут до полного заполнения скважины или до достижения приемлемого размера дебита. 4 з.п. ф-лы, 2 ил.

1. Способ понижения дебита аварийных фонтанирующих скважин, заключающийся в том, что непосредственно в эксплуатационную часть скважины подают погружные элементы из материала, имеющего плотность больше плотности нефти до образования пробки на забое, отличающийся тем, что подачу ведут либо шаров из цельного минерала или металла, либо изготовленных из такого же материала удлиненных тел вращения обтекаемой формы со смещенным центром тяжести вдоль оси, при этом диаметр шаров и диаметр миделева сечения удлиненных тел вращения выбирают больше минимального значения, которое определяют из решения приближенного уравнения

где d_min - минимальный диаметр шаров, м;
D - диаметр скважины, м;
ξ - коэффициент сопротивления;
ρ_н - плотность нефти, кг/м³;
Q₀ - начальный дебит нефти фонтанирующей скважины, м³/с;
α - газовое число (отношение объемных расходов газа и нефти);
g - ускорение свободного падения, м/с²;
ρ - плотность материала шара, кг/м³,
и меньше максимального значения, которое определяют из решения приближенного уравнения
,
где ,
причем процесс ведут до полного заполнения скважины или до достижения приемлемого размера дебита.

2. Способ по п.1, отличающийся тем, что для удлиненных тел вращения выбирают форму в виде усеченного конуса, боковая поверхность которого сопряжена с соответствующими частями сфер по торцам.

3. Способ по п.1, отличающийся тем, что диаметр шаров и миделевого сечения удлиненных тел вращения выбирают в пределах неравенства D/3-Δ≤d<D/3,
где d - диаметр шаров и удлиненных тел вращения, м;
Δ - допуск на диаметр шаров и удлиненных тел вращения при изготовлении, м.

4. Способ по п.2 или 3, отличающийся тем, что для заполнения нижнего слоя заданного размера используют погружные элементы из свинца или олова, а их деформацию обеспечивают дальнейшим заполнением скважины погружными элементами из чугуна или стали.

5. Способ по п.1 или 4, отличающийся тем, что процесс ведут в два или более этапов, используя на первых этапах, более массивные погружные элементы, а после понижения дебита применяют менее массивные.