Результат интеллектуальной деятельности: СПОСОБ ОСВОЕНИЯ И ЭКСПЛУАТАЦИИ СКВАЖИН И КОМПОНОВКА ВНУТРИСКВАЖИННОГО ОБОРУДОВАНИЯ ДЛЯ ЕГО ОСУЩЕСТВЛЕНИЯ

Группа изобретений относится к области горного дела, в частности к нефтедобывающей промышленности, и может быть использована при эксплуатации скважин.

Известен способ эксплуатации скважины, включающий спуск на колонне насосно-компрессорных труб электроцентробежного насоса и хвостовика с перфорированной нижней частью, изоляцию потока жидкости в межтрубном пространстве пакером, установленным на хвостовике, и регулирование направления потока жидкости для распределения его через внутреннюю полость колонны насосно-компрессорных труб и межтрубное пространство. Перед спуском в скважину устанавливают обратный клапан на конце хвостовика и перфорируют колонну насосно-компрессорных труб в зоне устья скважины с образованием каналов, в 1,5-2 раза больше каналов в хвостовике (Патент RU №2515646 C1. Способ эксплуатации скважины, оборудованной электроцентробежным насосом. - МПК: E21B 43/00, F04B 47/00. - 20.05.2014).

Известен способ эксплуатации скважины, включающий спуск в скважину колонны насосно-компрессорных труб, электроцентробежного насоса с входным модулем, электродвигателя с гидрозащитой, подачу откачиваемого продукта на устье скважины, последующую промывку внутренних полостей установки насоса от присутствия асфальтенов, парафинов, механических примесей выносимых пород. Эксплуатация скважины осуществляется в непрерывном режиме. Универсальный клапан, выполняющий функции обратного и промывочного клапанов, предварительно настраивают на определенные для данной скважины параметры давления: P_откр. - давление открытия клапана для режима промывки, P_изб. - давление нагнетания промывочной жидкости. Универсальный клапан во время нефтедобычи работает как обратный. Подачу откачиваемого продукта на устье скважины осуществляют до момента повышения мощности электродвигателя, после чего электродвигатель останавливают. Агрегатом для нагнетания рабочих жидкостей при проведении промывочных работ на нефтяных и газовых скважинах нагнетают промывочную жидкость, универсальный клапан работает как промывочный. Работа клапанного устройства будет повторяться (Патент RU №2421602 C1. Способ эксплуатации скважины. - МПК: E21B 43/00. - 20.06.2011).

Наиболее близким аналогом заявляемого технического решения является способ эксплуатации скважины, включающий подъем внутрискважинного оборудования, промывку скважины, шаблонирование ствола, сборку и спуск подземного противопесочного оборудования с клапаном, ввод скважины в эксплуатацию, декольматацию фильтра. В процессе эксплуатации скважины осуществляют температурное воздействие на призабойную зону скважины, призабойную зону пласта и добываемый флюид путем пропускания через пористый карбид кремния напряжения в постоянном или периодическом режиме (Патент RU №2419718 C1. Способ эксплуатации скважины. - МПК: E21B 43/24, E21B 43/08. - 02.11.2009). Данное изобретение принято за прототип.

Известно устройство для освоения и эксплуатации скважин, содержащее компоновку, включающую пакер, глубинный насос, спущенный в скважину на насосно-компрессорных трубах, и, по меньшей мере, одно перепускное устройство, которое выполнено с возможностью управления гидравлическим давлением или дистанционно регулируемым электрическим сигналом, и/или, по меньшей мере, один посадочный элемент с глухой пробкой. Перепускное устройство и/или посадочный элемент с глухой пробкой установлен между пакером и глубинным насосом (Патент RU №91371 U1. Устройство для освоения и эксплуатации скважин. - МПК: E21B 43/00. - 10.02.2010). Данное устройства принято за прототип.

Недостатком известных технических решений является недостаточная надежность эксплуатации нефтедобывающих скважин, в том числе из-за прихвата пакера с колонной насосно-компрессорных труб песчано-гравийным осадком при извлечении внутрискважинного оборудования из эксплуатационной колонны скважины.

Основной задачей, на решение которой направлено заявляемое изобретение, является повышение надежности эксплуатации скважин и сокращение сроков восстановления скважин.

Техническим результатом является повышение надежности эксплуатации и сокращение сроков восстановления скважин.

Указанный технический результат достигается тем, что, в известном способе освоения и эксплуатации скважин, включающем ввод скважины в эксплуатацию, добычу скважинного продукта электроцентробежным насосом и выполнение ремонтно-восстановительных работ с проведением спускоподъемных операций, промывки и шаблонирования скважины, монтаж внутрискважинного оборудования из герметично свинчиваемых насосно-компрессорными трубами электроцентробежного насоса и пакера и колонны насосно-компрессорных труб и декольматацию, согласно предложенному техническому решению

при освоении скважины на ее поверхности осуществляют монтаж внутрискважинного оборудования, перед чем конец силового кабеля пропускают через детали якорного и разобщающего устройств пакера и герметично соединяют с частотно-регулируемым приводом электроцентробежного насоса, и по мере монтажа в эксплуатационную колонну с определенной скоростью спускают электроцентробежный насос, оснащенный входным модулем и блоком датчиков телеметрической системы контроля параметров скважинного продукта, запорно-промывочный и сбивной клапаны, герметично свинчиваемые насосно-компрессорными трубами, последней погружное внутрискважинное оборудование свинчивают со стволом пакера, на котором монтируют якорное и разобщающее устройства, а в кабельном вводе пакера герметизируют силовой кабель, сверху пакер герметично свинчивают со вторым сбивным клапаном, который, в свою очередь, свинчивают насосно-компрессорной трубой со специальной муфтой реперного патрубка, последний другим концом специальной муфтой свинчивают с колонной насосно-компрессорных труб, к концу которой муфтой привинчивают подгоночный патрубок, и спуск продолжают до достижения пакером интервала разобщения межтрубного пространства с фиксированием глубины посадки пакера, нивелируемой репером, и веса внутрискважинного оборудования с помощью динамометра, затем, при необходимости замены подгоночного патрубка из-за длины вылета из устья скважины с учетом относительного удлинения колонны насосно-компрессорных труб под воздействием собственного веса, колонну насосно-компрессорных труб с внутрискважинным оборудованием поднимают на высоту, равную длине установленного подгоночного патрубка, который заменяют на патрубок соответствующей длины, и вновь спускают в скважину, затем якорным устройством пакер закрепляют в эксплуатационной колонне и изолируют негерметичность натяжением колонны насосно-компрессорных труб до определенной нагрузки на пакер с помощью динамометра, с которой колонну насосно-компрессорных труб подгоночным патрубком герметично соединяют с планшайбой и закрепляют на фланце эксплуатационной колонны в устье скважины, после чего постепенным увеличением частоты вращения частотно-регулируемого привода электроцентробежного насоса скважину вводят в рабочий режим эксплуатации под контролем параметров скважинного продукта телеметрической системой;

при нарушении герметичности эксплуатационной колонны негерметичность изолируют от потока скважинного продукта установкой пакера на уровне ниже интервала нарушения герметичности, для чего проводят промывку скважины, из последней извлекают внутрискважинное оборудование, проводят шаблонирование эксплуатационной колонны, обследование ее с выявлением интервала негерметичности и скреперование интервала внутренней поверхности под пакер, затем в эксплуатационную колонну спускают внутрискважинное оборудование с установкой пакера на уровне ниже интервала нарушения герметичности и постепенным увеличением частоты вращения частотно-регулируемого привода электроцентробежного насоса скважину вводят в рабочий режим эксплуатации под контролем параметров скважинного продукта телеметрической системой;

перед подъемом из скважины внутрискважинного оборудования сначала промывают надпакерное межтрубное пространство от песчано-гравийного осадка, для чего металлическим стержнем из устья скважины разрушают надпакерный сбивной клапан и по колонне насосно-компрессорных труб через полость сбивного клапана под давлением подают промывочную жидкость в надпакерное межтрубное пространство и удаляют жидкую песчано-гравийную смесь через устье скважины, затем металлическим стержнем разрушают сбивной клапан ниже пакера и через полости обоих сбивных клапанов выравнивают давление жидкости в межтрубных пространствах выше и ниже пакера, после чего за подгоночный патрубок колонной насосно-компрессорных труб из скважины извлекают внутрискважинное оборудование;

промывку электроцентробежного насоса и декольматацию входного модуля от асфальтенов, парафинов и примесей выносных пород выполняют промывочной жидкостью, закачиваемой из устья скважины по насосно-компрессорным трубам, под давлением на запорно-промывочный клапан промывают электроцентробежный насос и входной модуль с выходом в забойную полость и пласт скважины при выключенном электроцентробежном насосе.

Указанный технический результат достигается тем, что в известной компоновке внутрискважинного оборудования, содержащей пакер, погружное внутрискважинное оборудование, включающее герметично свинченные насосно-компрессорными трубами электроцентробежный насос и сбивной клапан с возможностью сообщения полости насосно-компрессорных труб с подпакерным межтрубным пространством, и колонну насосно-компрессорных труб, согласно предложенному техническому решению

погружное внутрискважинное оборудование включает последовательно свинчиваемые насосно-компрессорными трубами электроцентробежный насос, оснащенный входным модулем и соединенный силовым кабелем со станцией управления скважиной, запорно-промывочный и сбивной клапаны, привинчиваемые насосно-компрессорной трубой к стволу пакера с глухим пазом кабельного ввода, в последнем герметично размещен силовой кабель, а над пакером установлен второй сбивной клапан с возможностью сообщения полости колонны насосно-компрессорных труб с надпакерным межтрубным пространством, который свинчен насосно-компрессорной трубой со специальной муфтой реперного патрубка, последний другим концом свинчен специальной муфтой с колонной насосно-компрессорных труб, на свободном конце которой посредством муфты герметично привинчен подгоночный патрубок, последним осуществляется нагрузка на пакер, с которой колонна насосно-компрессорных труб посредством подгоночного патрубка герметично на резьбе соединена с планшайбой и последней закрепляется на фланце эксплуатационной колонны в устье скважины;

электроцентробежный насос выполнен с частотно-регулируемым приводом;

она оснащена телеметрической системой контроля параметров скважинного продукта;

силовой кабель выполнен плоским с бронезащитным покровом;

силовой кабель при монтаже герметизируется в кабельном вводе пакера вместе с бронезащитным покровом;

силовой кабель дополнительно герметизируется в кабельном вводе пакера крышкой с дугообразным профилем.

Проведенный заявителем анализ уровня техники позволил установить, что аналоги, характеризующиеся совокупностями признаков, тождественными всем признакам заявленных способа освоения и эксплуатации скважин и компоновки внутрискважинного оборудования для его осуществления, отсутствуют. Следовательно, заявляемые технические решения соответствует условию патентоспособности «новизна».

Результаты поиска известных решений в данной области техники с целью выявления признаков, совпадающих с отличительными от прототипов признаками заявляемых технических решений, показали, что они не следуют явным образом из уровня техники. Из определенного заявителем уровня техники не выявлена известность влияния предусматриваемых существенными признаками заявляемых технических решений преобразований на достижение указанного технического результата. Следовательно, заявляемые технические решения соответствуют условию патентоспособности «изобретательский уровень».

Заявленные технические решения реализованы на скважинах нефтедобывающей отрасли. Следовательно, заявляемые технические решения соответствуют условию патентоспособности «промышленная применимость».

В настоящей заявке на выдачу патента соблюдено требование единства изобретения, поскольку способ освоения и эксплуатации скважин и компоновка внутрискважинного оборудования для его осуществления решают одну и ту же задачу - повышение надежности эксплуатации нефтедобывающей скважины.

На фиг. 1 схематично показана компоновка скважинного оборудования для осуществления предложенного способа эксплуатации скважин.

Сущность предложенного способа освоения и эксплуатации скважины заключается в следующем.

Освоение и эксплуатация скважин включает ввод скважины в эксплуатацию, добычу скважинного продукта электроцентробежным насосом с частотно-регулируемым приводом, соединенным силовым кабелем со станцией управления, оснащенным входным модулем и блоком датчиков телеметрической системы контроля параметров скважинного продукта, нагнетаемого из пласта скважины через входной модуль по насосно-компрессорным трубам, запорно-промывочный и обратный клапаны, полость ствола пакера и колонну насосно-компрессорных труб, оснащенную обратным клапаном выше пакера, реперный и подгоночный патрубки на поверхность скважины, и выполнение ремонтно-восстановительных работ с проведением спускоподъемных операций внутрискважинного оборудования колонной насосно-компрессорных труб, промывки и шаблонирования скважины, декольматацию входного модуля и ввод скважины в рабочий режим эксплуатации постепенным увеличением частоты вращения частотно-регулируемого привода электроцентробежного насоса под контролем параметров скважинного продукта (давления, температуры, влажности и т.п.) телеметрической системой.

При нарушении герметичности эксплуатационной колонны негерметичность изолируют от потока скважинного продукта установкой пакера на уровне, ниже интервала нарушения герметичности. Для этого сначала проводят промывку скважины, из последней извлекают внутрискважинное оборудование, проводят шаблонирование эксплуатационной колонны, обследование с выявлением интервала негерметичности и скреперование интервала внутренней поверхности под пакер. Затем на поверхности скважины осуществляют монтаж внутрискважинного оборудования, перед чем конец силового кабеля пропускают через детали якорного и разобщающего устройств пакера и герметично соединяют с частотно-регулируемым приводом электроцентробежного насоса, и, по мере монтажа, в эксплуатационную колонну с определенной скоростью спускают электроцентробежный насос, оснащенный блоком датчиков телеметрической системы контроля параметров скважинного продукта и входным модулем, запорно-промывочный и сбивной клапаны, герметично свинчиваемые насосно-компрессорными трубами, последней погружное внутрискважинное оборудование свинчивают со стволом пакера, на котором на поверхности скважины монтируют якорное и разобщающее устройства. В кабельным вводе пакера герметизируют силовой кабель. Сверху пакер герметично свинчивают со вторым сбивным клапаном, который, в свою очередь, свинчивают насосно-компрессорной трубой со специальной муфтой реперного патрубка, последний другим концом специальной муфтой свинчивают с колонной насосно-компрессорных труб. К концу колонны насосно-компрессорных труб муфтой привинчивают подгоночный патрубок, и спуск продолжают до достижения пакером интервала разобщения межтрубного пространства с фиксированием глубины посадки пакера, нивелируемой репером, и веса внутрискважинного оборудования с помощью динамометра. При необходимости замены подгоночного патрубка из-за длины вылета из устья скважины с учетом относительного удлинения колонны насосно-компрессорных труб под воздействием собственного веса, колонну насосно-компрессорных труб с внутрискважинным оборудованием поднимают на высоту, равную длине установленного подгоночного патрубка, который заменяют на патрубок соответствующей длины, и вновь спускают в скважину. Затем якорным устройством пакер закрепляют в эксплуатационной колонне и изолируют негерметичность натяжением колонны насосно-компрессорных труб до определенной нагрузки на пакер с помощью динамометра, с которой колонну насосно-компрессорных труб подгоночным патрубком герметично соединяют с планшайбой и закрепляют на фланце эксплуатационной колонны в устье скважины, после чего постепенным увеличением частоты вращения частотно-регулируемого привода электроцентробежного насоса скважину вводят в рабочий режим эксплуатации под контролем параметров скважинного продукта телеметрической системой.

Перед подъемом из скважины внутрискважинного оборудования сначала промывают надпакерное межтрубное пространство от песчано-гравийного осадка, для чего металлическим стержнем из устья скважины разрушают надпакерный сбивной клапан и по колонне насосно-компрессорных труб через полость сбивного клапана под давлением подают промывочную жидкость в надпакерное межтрубное пространство и удаляют жидкую песчано-гравийную смесь через устье скважины, затем металлическим стержнем разрушают сбивной клапан ниже пакера, и через полости обоих сбивных клапанов выравнивают давление жидкости в межтрубных пространствах выше и ниже пакера, после чего за подгоночный патрубок колонной насосно-компрессорных труб извлекают из скважины внутрискважинное оборудование.

Промывку центробежного насоса и декольматацию входного модуля от асфальтенов, парафинов и примесей выносных пород выполняют промывочной жидкостью, закачиваемой из устья скважины по насосно-компрессорным трубам, под давлением на запорно-промывочный клапан промывают электроцентробежный насос и входной модуль с выходом в забойную полость и пласт скважины при выключенном электроцентробежном насосе.

Компоновка внутрискважинного оборудования для освоения и эксплуатации скважин вышеуказанным способом содержит внутрискважинное оборудование, смонтированное на колонне 1 насосно-компрессорных труб, и оснащена телеметрической системой контроля параметров добываемого скважинного продукта. Внутрискважинное оборудование включает последовательно свинчиваемые на поверхности скважины насосно-компрессорными трубами 2 электроцентробежный насос 3 с частотно-регулируемым электроприводом 4, оснащенный входным модулем 5 и блоком датчиков 6 телеметрической системы, запорно-промывочный клапан 7 и сбивной клапан 8, с возможностью сообщения полости насосно-компрессорных труб 2 с подпакерным межтрубным пространством 9, которым внутрискважинное оборудование присоединяется насосно-компрессорной трубой 2 к стволу 10 пакера 11, выполненному с якорным устройством 12 и кабельным вводом, в последнем герметично размещен силовой кабель 13, соединяющий электропривод 4 центробежного насоса 3 со станцией управления 14 скважиной. Силовой кабель 13 выполнен плоским с бронезащитным покровом и при монтаже в кабельном вводе пакера 11 герметизируется вместе с бронезащитным покровом. Силовой кабель 13 дополнительно герметизируется в кабельном вводе пакера 11 крышкой с дугообразным профилем (не показана). К пакеру 11 привинчивается колонна 1 насосно-компрессорных труб, которая включает второй сбивной клапан 8 с возможностью сообщения полости колонны 1 насосно-компрессорных труб с надпакерным межтрубным пространством 15, соединяемый насосно-компрессорной трубой 2 с муфтами 16 реперного патрубка 17. На свободном конце колонны 1 насосно-компрессорных труб муфтой 18 герметично присоединяется подгоночный патрубок 19, герметично закрепляемый резьбой в планшайбе 20, которым осуществляется нагрузка на пакер 11, герметично устанавливаемой на фланце 21 эксплуатационной колонны 22 скважины.

Пример осуществления способа освоения и эксплуатации скважины компоновкой внутрискважинного оборудования.

Эксплуатация скважин включает добычу скважинного продукта и выполнение ремонтно-восстановительных работ с проведением спускоподъемных операций внутрискважинного оборудования, промывки и шаблонирования скважины, декольматацию и ввод скважины в рабочий режим эксплуатации.

Для добычи скважинного продукта из пласта П скважины в эксплуатационной колонне 22 диаметром 5″ (127 мм) с толщиной стенки 8 мм проводили промывку и шаблонирование шаблоном с диаметром 124 мм и длиной не менее 25 м от устья скважины до места установки электроцентробежного насоса 3 на глубине 2300 м, обследование на предмет выявления негерметичности и скреперование интервала ±20 м на внутренней поверхности под пакер 11 на глубине 1240 м. Затем в эксплуатационную колонну 22 скважины спускали по мере монтажа компоновку внутрискважинного оборудования, состоящую из погружного внутрискважинного оборудования, включающего в себя свинчиваемые насосно-компрессорными трубами длиной 10 м электроцентробежный насос 3 с входным модулем 5 и частотно-регулируемым приводом 4, оснащенный блоком датчиков 6 телеметрической системы контроля параметров скважинного продукта (давления, температуры, влажности и т.п.), силовой кабель 13, соединяющий частотно-регулируемый привод 4 со станцией управления 14, запорно-промывочный клапан 7 и сбивной клапан 8, свинчиваемые насосно-компрессорными трубами 2 длиной 20 м с пакером 1, а также колонны 1 насосно-компрессорных труб длиной 1200 м, последняя содержит второй сбивной клапан 8, свинчиваемый насосно-компрессорной трубой 2 длиной 20 м с реперным патрубком 17 длиной 2 м, ограниченным с обоих концов специальными муфтами 16. На конце колонны 1 насосно-компрессорных труб муфтой 18 герметично привинчивали подгоночный патрубок 19. Перед монтажом компоновки внутрискважинного оборудования конец силового кабеля 13 длиной 40 м пропускали через детали якорного и разобщающего устройств пакера 11 и герметично соединяли с частотно-регулируемым приводом 4 электроцентробежного насоса 3. Затем, по мере монтажа компоновки внутрискважинного оборудования, их спускали в эксплуатационную колонну 22 с скоростью 0,1 м/с. К концу насосно-компрессорной трубы 2 погружного внутрискважинного оборудования герметично привинтили ствол 10 пакера 11, на котором смонтировали детали пакера 11, и в кабельным вводе загерметизировали силовой кабель 13. Пакер 11 сверху герметично свинтили со вторым сбивным клапаном 8, который свинтили насосно-компрессорной трубой 2 длиной 20 м со специальной муфтой 16 реперного патрубка 17, последний другой специальной муфтой 16 свинтили с колонной 1 свинченных муфтами 18 насосно-компрессорных труб, к концу последней посредством муфты 18 привинтили подгоночный патрубок 19, и спуск продолжили до достижения пакером 11 интервала разобщения межтрубного пространства с фиксированием глубины посадки пакера 11, равной 1240 м, нивелируемой репером на реперном патрубке 17, и веса внутрискважинного оборудования с помощью динамометра, установленного на лебедке. Из-за несоответствия длины вылета подгоночного патрубка 19 из устья скважины с учетом относительного удлинения колонны 1 насосно-компрессорных труб под воздействием собственного веса колонну 1 насосно-компрессорных труб с внутрискважинным оборудованием подняли на высоту, равную длине ранее установленного подгоночного патрубка 19, который заменили на другой патрубок соответствующей длины, и вновь спустили в скважину. Затем якорным устройством 12 пакер 11 соответствующим образом закрепили в эксплуатационной колонне и натяжением колонны 1 насосно-компрессорных труб до нагрузки 6 т на пакер 11, с которой колонну 1 насосно-компрессорных труб подгоночным патрубком 19 герметично закрепили планшайбой 20 на фланце 21 устья скважины. После этого скважину ввели в рабочий режим эксплуатации начиная с минимальной частоты вращения частотно-регулируемого привода электроцентробежного насоса 40 Гц с постепенным линейным увеличением частоты вращения до 47 Гц в течение 2 суток под контролем параметров скважинного продукта телеметрической системой.

При нарушении герметичности эксплуатационной колонны 22 скважины, негерметичность 23 изолировали от потока скважинного продукта установкой пакера 11 на уровне ниже интервала нарушения герметичности 23. Перед этим проводили промывку скважины, затем на станции управления 14 отключили электропитание электроцентробежного насоса 3 и внутрискважинное оборудование извлекли из скважины. Перед подъемом из скважины внутрискважинного оборудования сначала промыли надпакерное межтрубное пространство 15 от песчано-гравийного осадка, затем металлическим стержнем диаметром 22 мм и длиной 1,5 м из устья скважины разрушили сбивной клапан 8 выше пакера 11 и по колонне 1 насосно-компрессорных труб через полость сбивного клапана 8 под давлением подавали промывочную жидкость в надпакерное межтрубное пространство 15 и удалили жидкую песчано-гравийную смесь через устье скважины, затем этим же металлическим стержнем разрушили сбивной клапан 8 ниже пакера 11, через полости обоих сбивных клапанов 8 выравнивали давление жидкости в межтрубных пространствах 9 и 15 выше и ниже пакера 11, после чего колонной 1 насосно-компрессорных труб из скважины извлекли внутрискважинное оборудование. Затем в эксплуатационной колонне 22 провели шаблонирование, обследование с выявлением интервала негерметичности на глубине 896-897 м от устья скважины и провели скреперование интервала внутренней поверхности под пакер 11 на глубине 1240 м с разбегом ±20 м. После чего осуществили спуск внутрискважинного оборудования и закрепили пакер 11 в эксплуатационной колонне 22 якорным устройством 12 на уровне ниже интервала нарушения герметичности 23, затем натяжением колонны 1 насосно-компрессорных труб до нагрузки в 6 т на пакер 11 изолировали негерметичность от потока скважинного продукта, с которой колонну 1 насосно-компрессорных труб подгоночным патрубком 19 герметично закрепили планшайбой 20 в устье скважины, и скважину ввели в эксплуатацию вышеописанным способом.

Промывку электроцентробежного насоса 3 и декольматацию входного модуля 5 от асфальтенов, парафинов и примесей выносных пород выполняли промывочной жидкостью, закачиваемой из устья по колонне 1 насосно-компрессорных труб, под давлением на запорно-промывочный клапан 7 промывают электроцентробежный насос 3 и входной модуль 5 с выходом в забой скважины при выключенном электроцентробежном насосе.

Использование предлагаемого способа освоения и эксплуатации скважин компоновкой внутрискважинного оборудования позволит сократить сроки восстановления скважин и повысить надежность их эксплуатации.