Способ изоляции нижней воды или заколонной циркуляции снизу Советский патент 1992 года по МПК E21B33/138 E21B43/32 

Изобретение относится к области нефтяной промышленности, а именно к вопросам регулирования разработки нефтяных залежей.

При эксплуатации нефтяных скважин происходит их обводнение;

-нижней водой, поступающей по заколонной циркуляции снизу,

-водой рт закачки, при проведении разработки залежи с поддержанием пластового давления закачкой воды

-водой вышележащих пластов (см„ фиг. 1).

Без ликвидации обводнения скважины с помощью проведения изоляционных работ нельзя продолжать добычу нефти, оставшейся в пластах.

В нефтяной практике все стандартные виды изоляции воды, в основном, проводятся по общему перфорированному фильтру скважины, что не способствует какому-то сохранению продуктивности невыработанных нефтяных пластов, так

как любой изолирующий материал, даже обладающий селективными свойствами при изоляции воды попадает как Б обводненную, так и в нефтенасыщенную часть пласта, ухудшая его продуктивность.

Известен метод изоляции пластовых вод цементом, который предусматривает: изоляцию пластовой воды цементным раствором по всему перфорированному фильтру под давлением с образованием цементного моста и последующим его разбуриванием долотом по диаметру меньшему внутреннего диаметра эксплуатационной колонны; перфорацию эксплуатационной колонны выше по разрезу с отступлением от места поступления пластовой воды.

Указанный существующий метод изоляции воды малоэффективен по следующим причинам:

- изоляция производилась по всему фильтру, цементный раствор под давлеVJ

XI

00

ю

XI

ю

нием заканчивался как в обводненные так и в нефтяные пласты, загрязняя их, и,создавая условия бесприточной скважины. Возникала необходимость уси ленного освоения нефтяного пласта с помощью солянокислотной обработки или ванны, которые проводились также по всему фильтру и разрушали достигнутую изоляцию воды;JQ

- после качественного проведения изоляционных работ проводился большой объем работ по разбуриванию цементного моста, промывки скважины и перфорации эксплуатационной колонны,,

Известен способ переноса депрессии с обводненных пластов на неработающие нефтяные в условиях многоплас-1 товой залежи, в котором (по резуль- - татам исследования профиля обводнен- 20 ных скважин)vчерез пакерное оборудование проведение последовательных мероприятий (снизу-вверх) поинтерваль- ных солянокислотных обработок (ПСКО) по неработающим нефтяным пластам и 25 закачки наполнителя до полного насыщения в работающие обводненные пласты,, позволяют успешно изолировать верхнюю, нижнюю, а также воду от закачки и негерметичность эксплуатационной колон 30 ны в любой ее части Одной из основных особенностей этого способа являет ся обеспечение доставки изолирующего материала с помощью пакерного обрру- дования непосредственно в обводнен- «g ный интервал, исключение контакта изо- лирующего материала с нефтяным пластом сохраняет при этЪм чистоту невырабо- тайных нефтяных пластоЬ и дает гарантию в сохранении их продуктивности. о

Недостатком этого способа являет- ся то,что он может быть применен только , при наличии пакерного оборудования и при наличии условий, когда может применяться пакерное оборудование. 45

«Однако ест случаи когда нельзя применять пакерное оборудование:

-непроходимость пакерного оборудования (сужение, смятие эксплуатационной „колонны, установка муфт на внут- 5

ренней части эксплуатационной колон ны,

-отсутствие в разрезе скважины плотных перемычек для установки против них пакеров 5

-наличие открытого, необсаженного крлонной ствола в продуктивном интервале.

Известна селективная изоляция пластовых вод глинистым раствором на месторождениях Шаимского района Западной Сибири, выбранный в качестве прототипа, метод основан на том, что глинистый раствор из бентонитовой глины закачиваемый в обводненную скважину, избирательно проникает в более проницаемую обводненную часть пласта. Глина ,набухая в порах породы, увеличивает свой объем и закупоривает обводненные слои, изолируя приток воды. Для предотвращения выноса глины из пласта вслед за глинистым раствором закачивался цементный раствор и после коагуляции глинистого раствора, разбу ривания цементного моста, тщательной очистки эксплуатационной колонны от цементной корки производилась гидропескоструйная перфорация эксплуатационной колонны против проницаемых про- пластков„

Недостатком указанного метода является:

-закачка в скважину глинистого раствора по общему фильтру значительно ухудшает продуктивность невыработанных нефтяных интервалов и снижает при этом эффективность метода и даже использование гидропескоструйной перфорации, - как метода с большой глубинностью вскрытия нефтяного пласта, не всегда обеспечивает необходимую продуктивность скважины после проведения изоляции глинистым раствором по общему фильтру;

-весь процесс длителен, состоит из трех существующих автономно технологических операций по закачке глинистого раствора, закачке м ментного раствора, разбуриванию цементного моста и тщательной очистки эксплуатационной колонны от цементной корки, гидропескоструйной перфорации эксплуатационной колонны, на проведение которых затрачивается свое время и оборудование.

Целью изобретения является повыше- ние эффективности изоляционных работ (проводимых без пакерного оборудования за счет сохранения чистоты верхних невыработанных нефтяных пластов при изоляции нижней воды или заколон- ной циркуляции снизу.

Для осуществления указанной цели согласно изобретению в способе изоляции нижней воды или заколонной циркуляции снизу, включающем в себя закач517782726

ку в скважину и изоляцию воды глинис- рованы специальные отверстия для ичп- тым раствором на водной основе, до за- ляции воды, поступающей качки глинистого раствора в скважину ведут закачку вязкой эмульсии в неф- тенасыщенный и обводненный интервалы, проводят кислотную обработку по вос

в скважину,

через НКТ в скважину закачали вязкую эмульсию с таким расчетом, что она под давлением зашла во все перфориро- ванные нефтяные пласты и в обводнен- . ный интервал специальных отверстий, а также оставлена в-эксплуатационной колонне против всех нефтяных пластов для создания условий сохранения чисто- ты невыработанных нефтяных пластов (условий гидрозатвора в интервале пластов 1-6) на протяжении всего простановлению приемистости обводненного интервала с последующей его изоляцией глинистым раствором на водной основе.

Кроме того5 изоляцию нижней воды производят не по всему фильтру, :а по нижней его части или через специальные перфорированные отверстия, опреде- цесса изоляционных работ, далее про- ляемые по результатам исследования об- ведена солянокислотная обработка по водненных скважин.

восстановлению приемистости интерва ла спец о отверстий и изоляция воды глинистым раствором на водной основе на йиг„ 3 обеспечение условий сохранения чистоты невыработзнных нефтя

При проведении экспертизы на соответствие- критерию существенные отличия технических решений, обладающих отличительными признаками заявленног способа ,не обнаружено

На фиг„ 1 изображена обводненная скважина с необсаженным открытым ствлом; на фиг. 2 обводненная скважин с установленной в стволе муфтой; на фиг. 3 - обеспечение условий гидрозатвора в обводненной скважине.

На фиг о 1 - в скважине (№ 31 Гремихинской), имеющэй необсаженный, открытый ствол в продуктивной часту, после однозначного установления обводнения скважины нижней водой по пласту 8 через насоснокомпрессорные трубы (НКТ) спущенные до пласта об воднителя проведена закачка вязкой обратной эмульсии с таким расчетом, что она под давлением зашла .во все открытые пласты (1-8 пласты) и кроме

рованы специальные отверстия для ичп- ляции воды, поступающей

0

в скважину,

через НКТ в скважину закачали вязкую эмульсию с таким расчетом, что она под давлением зашла во все перфориро- ванные нефтяные пласты и в обводнен- . ный интервал специальных отверстий, а также оставлена в-эксплуатационной колонне против всех нефтяных пластов для создания условий сохранения чисто- ты невыработанных нефтяных пластов (условий гидрозатвора в интервале пластов 1-6) на протяжении всего процесса изоляционных работ, далее про- ведена солянокислотная обработка по

восстановлению приемистости интервала спец о отверстий и изоляция воды глинистым раствором на водной основе; на йиг„ 3 обеспечение условий сохранения чистоты невыработзнных нефтяных работ

ных пластов или условии тидрозатвог

ра

л

ных работ

последний будет действовать на протяжении всего процесса изоляцмонных работ

-при герметичности применяемых НКТ и устьевого оборудования (чтобы не создавалось нежелательное движение жидкости в сторону негерметичности при создании давления в скважине)

при использовании достаточно вязких жидкостей по вязкости не менее вязкости изолирующего материала, в По удельному весу не менее удельного веса жидкости, находящейся над вязкой жидкостью в затрубном пространстве (для предупреждения всплытия вязкой жидкости)

-башмак НКТ при закачке вязкой

Способ изоляции нижней воды или заколонной циркуляции снизу. Изобретение относится к области нефтяной промышленности, а именно к вопросам регулирования разработки нефтяных за лежей„ Цель - повышение эффективности изоляционных работ за счет сохранения чистоты невыработанных интервалов нефтяных пластов. Для этого до закачки глинистого раствора в скважину ведут закачку вязкой эмульсии в нефтенасы- щенный и обводненный интервалы. Проводят кислотную обработку по восстановлению приемистости обводненного интервала с последующей его изоляцией глинистым раствором на водной основе. 1 ЗоП. А-ЛЫ. 3 ИЛ.

того оставлена в эксплуатационной ко- 4Q ЖИдкости должен быть не выше нижних лонне для создания условий сохранения чистоты невыработанных нефтяных пластов (условий гидрозатвора в интервале пластов 1-7) на протяжении всего про цесса изоляционных работ; далее проведена солянокислотная обработка по восстановлению приемистости обводненного интервала и изоляция воды глинистым раствором на водной основе; на фиг. 2 в скважине (№ 891 fpeMHXMH- ской) паронагнетательной по проекту, с установленной муфтой РМПТ, сужающей проходное сечение внутренней части эксплуатационной колонны, после однозначного установления обводнения скважины нижней водой, поступающей по за- колонному пространству в интервал -перфорации шестого пласта, по результатам исследования путей обводнения перфори

отверстий перфорации продуктивных пластов

-вязкая жидкость должна закачиваться в скважину с таким расчетом,

45 чтобы она перекрыла весь разрез невы работанных нефтяных пластов, частично поглотилась ими при создании условий гидрозатвора и кроме того оста лена в самой эксплуатационной колонн

50 до уровня башмака НКТ.

-башмак НКТ при закачке кислотно го раствора (при восстановлении прие

, мистости) и изолирующего материала

должен быть на уровне подошвы интер- gg вала, выбранного для изоляции воды или на уровне перфорированных спец„ отверстий.

В предлагаемом способе изолирующ материалом выбран глинистый раствор

ЖИдкости должен быть не выше нижних

отверстий перфорации продуктивных пластов

-вязкая жидкость должна закачиваться в скважину с таким расчетом,

чтобы она перекрыла весь разрез невыработанных нефтяных пластов, частично поглотилась ими при создании условий гидрозатвора и кроме того оставлена в самой эксплуатационной колонне

до уровня башмака НКТ.

-башмак НКТ при закачке кислотного раствора (при восстановлении приемистости) и изолирующего материала

должен быть на уровне подошвы интер- вала, выбранного для изоляции воды или на уровне перфорированных спец„ отверстий.

В предлагаемом способе изолирующим материалом выбран глинистый раствор

to

15

717782728

из бентонитовой глины на водной осно- лонне против всего продуктивного ин ве, обладающий большдй степенью удер живаемости в пористой среде при за- качке его в обводненный пласт, за счет способности бентонитовой глины разбухать и увеличивать объем своих частиц в k раза после четырех часов с момен та затворения. Так степень удерживае- мости в пористой среде закачанного глинистого раствора по технологии способа переноса депрессии.„ характеризуется продолжительностью эффекта более 5 лет (справа по опытным скважинам выслана 21011о90)о

Глинопорошок бентонита, представляющего отложения мельчайших морских микроорганизмов - планктона и глинистый раствор из него на пресной воде являются экологически чистыми и не представляют опасности для природных условий, в обезвоженном (высушенном) состоянии могут применяться как удобрение с

Выбор интервала изоляции воды.

Особое значение в предлагаемом способе уделяется промыслово-геофи- зическим исследованиям путей обводнения скважины комплексом : расходомер глубинный дистанционный (РГД) с электротермометром до и после закачки холодной воды или глубинный деби- томер (ГЛ) с электротермометром до и после компрессирования.

Если для производства работ по программе прототипа (где работы проводились по общему Фильтру) достаточно установить, что вода поступает именно через интервал перфорации, а не в другой зоне ствола скважины, то для проведения работ) то заявленному способу необходимо однозначное опре деление,что обвоцнение произошло ниж20

25

30

35

40

тервала для создания условий гидрозатвора или гидравлического пакера в колонне между нефтяным и обводненным интервалом пласта, который будет препятствовать проникновению изолирующего материала в нефтяные пласты, обеспечивая чистоту невыработанных нефтяных пластов (см„ фиг„ 3)

Помимо того, что блокирующая жидкость должна быть максимально вязкой, плотность ее не должна быть мень ше плотности скважинной жидкости, находящейся в затрубном пространстве, чтобы не происходило всплытие ее на протяжении всего процесса изоляционных; jработ. Кроме того,эта вязкая жидкость должна обладать способностью быстрого удаления из нефтяных, пластов после изоляционных работ при освоении скважины насосом,т„к. длительное освоение скважины не способствует эффек тивности проведения работ Из опробованных хорошо зарекомендовали себя обратная эмульсия (нефтяная эмульсия и эмульсатор) и вязкая эмульсия, образованная при смешении нефти и -концентрированной соляной кислоты (50 х 50).

Они применяются при кислотных обработках с целью временной изоляции дренированных интервалов и при освоении скважины легко вымываются из плас тов нефтью при освоении скважины насосом

Восстановление приемистости обводненного интервала является важным эле ментом в заявленном способе. Вязкая эмульсия при создании гидрозатвора против невыработанных нефтяных пласт тов поглощается как нефтяными невыработанными так и обводненным интервалом, в связи с этим произойдет частич

Восстановление приемистости об ненного интервала является важным ментом в заявленном способе. Вязк эмульсия при создании гидрозатвор против невыработанных нефтяных пл тов поглощается как нефтяными нев ботанными так и обводненным интер лом, в связи с этим произойдет час

неи водой или по заколоннои циркуляции снизу Кроме того, желательно оп- 45 ное уменьшение приемистости его и ределить пласт обводнитель. По результатам исследования выбирается интервал для изоляции воды из числа перфорированных пластов или перфоридля успешного проведения закачки и лирующего материала в обводненный тервал необходимо восстановить ег приемистость. 50 Наиболее приемлемыми являются д варианта восстановления приемисто

руются специальные отверстия для эти целей (фиг„ 2)„

Временное блокирование невырабо- танных нефтяных пластов обеспечивает чистоту невыработанных интервалов за счет заполнения их вязкой жидкостью под максимально возможным давлением (давлением опрессовки эксплуатационной колонны) и оставлением этой вязкой жидкости в эксплуатационной коo

5

лонне против всего продуктивного ин

0

5

0

5

0

тервала для создания условий гидрозатвора или гидравлического пакера в колонне между нефтяным и обводненным интервалом пласта, который будет препятствовать проникновению изолирующего материала в нефтяные пласты, обеспечивая чистоту невыработанных нефтяных пластов (см„ фиг„ 3)

Помимо того, что блокирующая жидкость должна быть максимально вязкой, плотность ее не должна быть меньше плотности скважинной жидкости, находящейся в затрубном пространстве, чтобы не происходило всплытие ее на протяжении всего процесса изоляционных; jработ. Кроме того,эта вязкая жидкость должна обладать способностью быстрого удаления из нефтяных, пластов после изоляционных работ при освоении скважины насосом,т„к. длительное освоение скважины не способствует эффективности проведения работ Из опробованных хорошо зарекомендовали себя обратная эмульсия (нефтяная эмульсия и эмульсатор) и вязкая эмульсия, образованная при смешении нефти и -концентрированной соляной кислоты (50 х 50).

Они применяются при кислотных обработках с целью временной изоляции дренированных интервалов и при освоении скважины легко вымываются из пластов нефтью при освоении скважины насосом

Восстановление приемистости обводненного интервала является важным элементом в заявленном способе. Вязкая эмульсия при создании гидрозатвора против невыработанных нефтяных пласт тов поглощается как нефтяными невыработанными так и обводненным интервалом, в связи с этим произойдет частич5 ное уменьшение приемистости его и

ное уменьшение приемистости его и

для успешного проведения закачки изолирующего материала в обводненный интервал необходимо восстановить его приемистость. Наиболее приемлемыми являются два варианта восстановления приемистости.

1 Солянокислотной обработки (по расширению канала обводнения).

Пока применяется первый вариант но более приемлемым, когда стоит вопрос

91778272

восстановления приемистости, должен

быть второй„

Агент по обеспечению или восста новлению приемистости пойдет только обводненный интервал (при соблюдении условий обеспечения пидрозатвора); т„к„ обводненный интервал является зоной меньшего сопротивления при закачке жидкости в профиле любой обвод ненной скважины в связи с разностью вязкостен нефти и воды, находящихся в разных пластах за фронтом закачки вязкой эмульсии (см фиг 3)о

Технология проведения работ.

1„ Определение источника или пути обводнения нефтяной скважины (исследование комплексом РГД или ГД + электротермометр причем РГД - .при закачке холодной воды, а ГД - при ком- прессировании скважины).

2 о По результатам промыслово - гео физических исследований, изучения разреза и скважинных условий выбирается интервал, через который целесог образнее всего произвести изоляцию нижней воды, если существующие интер- в.алы перфорации не пригодны или не являются оптимальным вариантом для проведения изоляции нижней воды гли- нистым раствором, то выбирается интервал перфорации сп. отверстий0

Через НКТ при открытом затруб- ном пространстве закачивается пресная вода или дегазированная нефть (Х 1 г/см3 для предупреждения всплытия вязкой эмульсии ft 1 г/см ) и вязкая эмульсия из расчета объема затрубного пространства против перфорированных интервалов о

So После вывода вязкой эмульсии на уровень верхних интервалов перфорации (по расчету) вязкая эмульсия продолжает заканчиваться при закрытом затрубном пространстве под давлением, но-не больше давления опрессовки эксплуатационной колонны, причем в конце процесса закачки при закрытом затрубном закачивается 0,5-1 м3 15% раствора НС1.

6„ После достижения давления опрессовки колонны остатки вязкой эмуль сии при открытом затрубном пространстве выводится в затрубное с таким ; расчетом, чтобы раствор кислоты был доведен до башмака НКТ.

10

5

,- Q

5

0

0

5

0

7 о После доведения кислотного раствора до башмака НКТ устьевое оборудование демонтируется, а башмак НКТ допускается до искусственного забоя и после герметизации устья кислотный раствор продавливается в интервал, . . выбранный для изоляции или в интервал спец. отверстий для обеспечения приемистости их закачки глинистого раствора.

9о После коагуляции глинистого раствора (не менее k ч) производится промывка ствола скважины от остатков глинистого раствора и обратной эмульсии.

Исхбдныё данные:

Эксплуатационная

колонна 5

Забой скважины

Открытый ствол в

интервале

Продуктивный пласт - карбонатный отложения башкирского яруса. Искусственный забой отбит на - 1165 м. На дату проведения работ скважина была обводнена минерализованной водой J 1,17 г/см3 до 95%. Изоляция воды была проведена 2б„08088 г„ по следующей технологии:

1122 м 1170 м

1122-1170 м

Лосле установления обводнения . ;, скважины нижней водой в скважину были опущены НКТ 2,5 до искусственного за- боя 1165 м (см. фиг. 1):

-против интервала открытого ствола, в затрубном пространстве и в сам

продуктвный пласт закачана обратная эмульсия в объеме 8м ,

-следом за ней - 3 м3 12% НС1 для восстановления приемистости обводненного интервала,

-после реакции кислотного раствора и получения приемистости проведена закачка свежеприготовленного глинистого раствора 5,2 мэ и продавка его в пласт при конечном давлении

11

НО атм, волой ({f 1,17 г/см3) в объеме 3, м ,

после коагуляции глинистого раствора проведена промывка ствола i скважины от остатков глинистого раст вора и обратной эмульсии,

- проведена солянокислотная обработка нефтяного интервала (для увели- чения продуктивности его) в объеме 3,8 -НС1 под давлением не

177

Пр р и м е р 2. Исходные данные:

Скважина паронаг- нетательная Эксплуатационная колонна 6

Искусственный забой Интервал перфорации Продуктивный интерва

Над продуктивным интервалом на эксплуатационной колонне на глубине м установлена муфта скважинного разобщителя (РМТП), внутренний диаметр которой 132 мм, меньше внутрей- него диаметра эксплуатационной колонны (йиг. 2), т.е. работать с пакерным оборудованием при изоляции нельзя.

Скважина закончена строительством 14 ноября 1987 г.

В связи с обводнением при освоении были трижды проведены изоляционные работьп цементным раствором (безрезультатно) „

Скважина введена в эксплуатацию в ноябре 1988 года после изоляции нижней воды через спец. отверстия глинистым раствором с предварительным блокированием вскрытых нефтяных пластов обратной эмульсией и последующим закрытием спец отверстий цементным раствором с помощью желонки.

2

12

ат.т.е. почти 1/3 давления,развиваемого при блокировании и изоляции,

- освоение скважины насосом НТН-2-32,

По результатам пуска в эксплуатацию средний дебит нефти и средняя обводненность скважины менялась следующим образом:

Проведенный объем работ.

После исследования профиля обвод- ненной скважины и установления обводнения из-за наличия заколонной циркуляции снизу спущены НКТ 2,5 на 1200 м и с целью освоения продуктивного интервала и очистки его от закачанного цементного раствора проведена солянокислотная обработка нефтяных пластов и далее по технологии:

-проведена перфорация спец. отверстий в интервале 1206-1207 м;

-с помощью обратной эмульсии блокированы отработанные нефтяные интервалы 1156-1197 мнпо всему фильтру под давлением 1бО ат;

-с целью восстановления приемис- тости обводненного интервала проёедена кислотная обработка в объеме

1 м5 15% НС1 через спец отверстия в

интервале 1206-1207 м;

-после получения приемистости про- ведена изоляция свежеприготовленным

глинистым раствором на пресной во- Де под давлением ,до 180 ат;

-после коагуляции глинистого раствора (12 ч) промыли ствол скважины от

остатков глинистого раствора и эмульсии;

-нарастили искусственный забой цементным раствором с закрытием спец„ отверепий с целью предупреждения выноса закачанного в пласт глинистого раствора;

-освоение скважины на щадящем режиме периодической работы насоса НТН-2-32.

По результатам пуска в эксплуата - средняя обводненность СКРЯБИНЫ меняцию скв. Г средний дебит нефти и

лись следующим образом:

ноябрь декабрь январь февраль март апрель май

Приведенные примеры изоляции нижней воды даже в условиях залежей высоковязких нефтей (80 сантипуаз) говорят о значительной эффективности заявленного способа: так при среднем дебите на скважину по этой залежи т/сут. (на 1.07.89) средние дебиты по нефти после изоляции воды по технологии заявленного способа составляют соответственно 6 т/сут и 5,5 т/сут. сохраняются на протяжении более II месяцев.

Опытные работы на первых трех скважинахТремихинского месторождения W 31, 315 и 891 подтвердили, мто эффективность изоляционных работ зависит не от способа доставки изолирующего материала в обводненный интервал (через пакерное оборудование или без пакерного оборудования но с предварительным блокированием невыработанных нефтяных пластов вязкой эмульсией) , а от сохранения чистоты невыработанных нефтяных пластов, которые после проведения изоляции необходимо заставить работать.

Одним из основных достоинств заявленного способа является установлен- ная первыми опытными работами широкая сфера его использования, а именно когда: Т. - отсутствует или неисправно пакерное оборудование,,

II нельзя применять пакерное оборудование по причинам:

Удмуртской АССР (см„ Фиг. 2).

лись следующим образом:

июнь

5

0

5

0

5

0

5

0

5

В отличие от прототипа, где изоляция глинистым раствором производилась по всему перфорированному фильтру и изолирующий материал поглощался продуктивным пластом и не достигался необходимый эффект, приведенная эффективность изоляционных работ по заявленному способу была достигнута за счет сохранения продуктивности невыработанных нефтяных пластов при обеспечении чистоты их в ходе изоляционных работ.

Кроме того, при значительном сокра- щении времени проведения на одно мероприятие по сравнению с прототипом и стандартными цементными заливками значительно сокращаются затраты на проведение работ по заявленному способу.

Формула изобретения

на водной основе,

ч

.. Способ по п„ 1, о т л и ч а ю щ и и с я тем, что, с целью повыше- ния эффективности способа, изоляцию водонасыщенного интервала пласта проводят по нижней перфорированной части

-15177П27216

фильтра скважины или через дополни , определяемые по результатам исследо тельные перфорированные отверстия ,,1

вания обводненных скважин.

И.з.

Искусственныйзабой1165п

1-8 нефтяные пласты

плотные перемычки

MJ. искусственный забой, создаваемый после проведения работ

Фие./

вания обводненных скважин.

HKT2J

колонна 531

С 1П2М

Открытый ствол

У,

Я//У//////// ,

нефтяные пласты плотные перемычки Интердолы перфорации

г

НКТ2.5

Колон на 6

i Ч

у. тбм МусртаРМПТ

1156м

1197м

И.з.после изоляции спец. отдер- стия

/и. до изоляции

Заполнение эмульсией

Заполнение глинистым раствором

//////// /7//s

фиг.З