Способ автоматического управления метаноугольной скважиной

Авторы патента:

E21B43/12 - способы или устройства для регулирования потока добываемой жидкости или газа в скважинах или к скважинам (E21B 43/25 имеет преимущество; клапанные устройства E21B 34/00)

Владельцы патента RU 2604103:

Общество с ограниченной ответственностью "Газпром добыча Кузнецк" (RU)

Изобретение относится к области добычи метана из угольных пластов и может быть использовано при освоении и эксплуатации метаноугольных скважин с использованием автоматического управления процессами. Технический результат - повышение качества и эффективности процессов освоения и эксплуатации метаноугольных скважин за счет обеспечения автоматического поддержания параметров работы скважины по заданному графику, снижение стоимости за счет исключения ручной регулировки параметров работы скважины. По способу скважину подключают к модулю управления и электроснабжения. Этот модуль включает станцию управления насосом с частотным преобразователем. Упомянутая станция выполнена с возможностями регулирования производительности насоса посредством изменения частоты на основании данных забойного датчика и регулирования затрубного давления и дебита газа на основании датчика давления затрубного пространства. Предусматривают открытие/закрытие дроссельной задвижки с электроприводом. Скважину подключают также и к модулю узла учета и измерений. Он включает газовую и водяную линию с дроссельной задвижкой с электроприводом и пропорционально-интегрально-дифференцирующим регулятором - ПИД-регулятором, клапаном-отсекателем с электроприводом. С помощью них осуществляют управление скважиной. Для этого предусматривают использование программы освоения и эксплуатации метаноугольных скважин в виде массива данных. Массив данных загружают в централизованную систему контроля и управления. При этом данные передают с заданными программой промежутками времени в автоматическом режиме. Автоматическую регулировку осуществляют за счет передачи поддерживаемого параметра непосредственно на устройство для формирования управляющего сигнала, расположенного в модуле учета и измерения, в соответствии с программой освоения и эксплуатации метаноугольных скважин. При критических отклонениях параметров работы скважины предусматривают ее аварийное отключение в соответствии с уставками программы. 1 ил.

Известен способ эксплуатации месторождения углеводородного сырья (патент РФ №2453685 C1, МПК E21B 43/12, E21B 34/16, опубл. 20.06.2012, бюл. 17). Процессы управления заключаются в открытии и закрытии запорно-регулирующей арматуры куста скважин путем независимой подачи рабочего тела в исполнительные механизмы запорно-регулирующей арматуры, а также факельные и шлейфовые задвижки, которые размещают на трубопроводах в непосредственной близости от шкафа управления, например на одной общей раме со шкафом управления. Открытие запорно-регулирующей арматуры каждой скважины осуществляют в следующей последовательности: подземный клапан-отсекатель, стволовая задвижка, шлейфовая задвижка, боковая задвижка, закрытие - в обратном порядке.

Наиболее близким техническим решением по технической сущности является способ управления скважиной газоконденсатного месторождения (патент РФ №2367784 C1, МПК E21B 43/12, E21B 33/03, опубл. 20.09.2009, бюл. №26). Скважину подключают к станции управления, включающей насосно-аккумуляторную установку, блок управления скважиной. Насосно-аккумуляторная установка включает насосную группу и выполненный модульно-секционным силовой функциональный пневмогидроаккумулятор, сообщенные по рабочему телу с линией высокого давления, связывающей их с блоком управления скважиной. Линия высокого давления подключена через понижающие давление регуляторы к силовым линиям функционального управления запорными органами и дроссельным клапаном. Станцию оснащают линией логического управления, которую подключают к исполнительным механизмам, обеспечивая автоматическое прохождение команды. Каждый замедлитель имеет управляющий пневмогидроаккумулятор и отрегулированный на заданное замедление истекания из управляющего пневмогидроаккумулятора рабочего тела дроссель.

Недостатки указанных аналога и прототипа заключаются в сложности конструкции (в частности наличие рабочего тела), соответственно увеличивающей стоимость процесса освоения скважин, невозможность работы по заданной программе.

Технический результат заключается в повышении качества и эффективности процессов освоения и эксплуатации метаноугольных скважин за счет обеспечения автоматического поддержания параметров работы скважины по заданному графику, снижение стоимости за счет исключения ручной регулировки параметров работы скважины.

Указанный технический результат достигается тем, что в способе автоматического управления метаноугольной скважиной, характеризующимся тем, что скважину подключают к модулю управления и электроснабжения и модулю узла учета и измерений, с помощью которых осуществляют управление скважиной, согласно изобретению управление метаноугольной скважиной осуществляют с помощью загружаемой программы освоения и эксплуатации метаноугольных скважин в виде массива данных, загружаемого в централизованную систему контроля и управления, при этом данные передаются с заданными программой промежутками времени в автоматическом режиме, автоматическая регулировка осуществляется за счет передачи поддерживаемого параметра в соответствии с программой освоения и эксплуатации метаноугольных скважин непосредственно на устройство для формирования управляющего сигнала, расположенного в модуле учета и измерения.

Изобретение поясняется чертежом, на котором изображена структурная схема модульной обвязки метаноугольной скважины для автоматического управления метаноугольной скважиной.

Автоматизированное управление метаноугольной скважиной осуществляют с помощью модуля узла учета и измерений 1 и модуля управления и электроснабжения 2 (заявка на полезную модель №2015131800, дата приоритета 31.07.2015 г.).

Основные компоненты модуля учета и измерения 1: газовая 3 и водяная 4 линии, фильтр газовый, дроссельная задвижка с электроприводом 5 и встроенным ПИД-регулятором, клапан отсекатель с электроприводом, расходомеры-счетчики жидкости 6 и газа 7, преобразователи давления 8, устанавливаемые до и после дроссельной задвижки 5, термопреобразователь 9, газоанализатор 10, извещатель пламени.

Основные компоненты модуля управления и электроснабжения 2: шкаф автоматики и связи 11 (включающий оборудование для преобразования и передачи сигналов на диспетчерский пункт, выполнения алгоритмов регулирования, сигнализации и защиты), станция управления насосом 12 с частотным преобразователем, шкаф силовой распределительный 13, источник бесперебойного электроснабжения 14, обеспечивающий гарантированное электроснабжение узлов управления, телеметрии и связи.

Автоматическое управление метаноугольной скважиной осуществляют с помощью загружаемой программы освоения и эксплуатации метаноугольных скважин (например, по программе освоения метаноугольных скважин в соответствии с заявкой на изобретение №2015120318, дата приоритета 29.05.2015 г.) в виде массива данных в централизованную систему контроля и управления всей системой (например, SCADA). Данные передаются с заданными программой промежутками времени в автоматическом режиме. С помощью модуля управления и электроснабжения 2 осуществляется регулировка производительности насоса на основании данных забойного датчика посредством изменения частоты. С помощью модуля управления и электроснабжения 2 также осуществляется регулировка затрубного давления и, следовательно, дебита газа на основании данных датчика давления затрубного пространства путем открытия/закрытия дроссельной задвижки с электроприводом 5. Автоматическая регулировка осуществляется за счет передачи поддерживаемого параметра непосредственно на устройство для формирования управляющего сигнала (например, ПИД-регулятор) в соответствии с программой освоения и эксплуатации метаноугольных скважин.

При физической невозможности поддержания параметров, заданных программой освоения, система сигнализирует о необходимости проведения работ на скважине. При критических отклонениях параметров работы оборудования производится автоматическое аварийное отключение в соответствии с таблицей уставок.

При этом освоение и эксплуатация скважины производятся в автоматическом режиме по заданной программе освоения и, следовательно, исключается человеческий фактор, что повышает качество и эффективность процессов освоения и эксплуатации метаноугольных скважин. Исключение необходимости регулировки параметров скважины вручную или дистанционно снижает трудозатраты персонала газового промысла (водителей, операторов, ИТР).

Способ автоматического управления метаноугольной скважиной, характеризующийся тем, что скважину подключают к модулю управления и электроснабжения, включающему станцию управления насосом с частотным преобразователем, выполненную с возможностями регулирования производительности насоса посредством изменения частоты на основании данных забойного датчика и регулирования затрубного давления и дебита газа на основании датчика давления затрубного пространства путем открытия/закрытия дроссельной задвижки с электроприводом, и модулю узла учета и измерений, включающему газовую и водяную линию с дроссельной задвижкой с электроприводом и пропорционально-интегрально-дифференцирующим регулятором - ПИД-регулятором, клапаном-отсекателем с электроприводом, с помощью которых осуществляют управление скважиной, отличающийся тем, что управление метаноугольной скважиной осуществляют с помощью программы освоения и эксплуатации метаноугольных скважин в виде массива данных, загружаемого в централизованную систему контроля и управления, при этом данные передают с заданными программой промежутками времени в автоматическом режиме, автоматическую регулировку осуществляют за счет передачи поддерживаемого параметра непосредственно на устройство для формирования управляющего сигнала, расположенного в модуле учета и измерения, в соответствии с программой освоения и эксплуатации метаноугольных скважин, а при критических отклонениях параметров работы скважины предусматривают ее аварийное отключение в соответствии с уставками программы.

Изобретение относится к области нефтедобычи и, в частности, к методам кислотной обработки призабойной зоны пласта с последующим вводом скважины в эксплуатацию. Способ также может быть применен при капитальном ремонте скважин и, в частности, при очистке каналов продуктивного пласта.

Способ подвешивания сталеполимерной безмуфтовой гибкой трубы в скважине // 2601078

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к эксплуатации скважин на завершающей стадии разработки, а именно к эксплуатации самозадавливающихся газовых скважин.

Устройство регулирования потока // 2600401

Изобретение относится к оборудованию для заканчивания нефтяных и газовых скважин, в частности для регулирования притока скважинной жидкости на отдельном участке ствола скважины.

Оборудование для добычи и увеличения производства неочищенной нефти и газа // 2599674

Изобретение относится к оборудованию для добычи и увеличения производства неочищенной нефти и газа. Оборудование содержит: соединительный блок, соединенный с главным поршневым штоком, при этом главный поршневой шток выполняет возвратно-поступательные движения внутри главного цилиндра; поршневой блок, соединенный с соединительным блоком, при этом поршневой блок движется в соединении с главным поршневым штоком, чтобы добывать дополнительное количество добываемых объектов; цилиндровый блок создает давление для поднятия добываемых объектов на земную поверхность, когда поршневой блок выполняет возвратно-поступательные движения внутри поршневого блока; и блок снабжения, управляющий процессом транспортировки добываемых объектов, поднимая добываемые объекты на земную поверхность, когда поршневой блок движется вверх, и транспортируя добываемые объекты к хранилищу, когда поршневой блок движется вниз.

Мониторинг, диагностика и оптимизация газлифтных операций // 2599645

Изобретение относится к средствам для оптимизации газлифтных операций. Техническим результатом является повышение качества оптимизации газлифтных операций.

Способ управления фонтанной арматурой и устройство для его реализации // 2596175

Изобретение относится к газодобывающей промышленности и может быть использовано в технике автоматического управления технологическими процессами и предназначено повысить надежность эксплуатации газодобывающих скважин.

Способ разработки залежи, осложненной вертикальными разломами // 2595105

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к разработке пластовых залежей нефти, осложненных вертикальными разломами, вытеснением рабочим агентом.

Технологическая жидкость для глушения скважин на основе спиртов // 2595019

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано при глушении нефтедобывающих скважин перед проведением капитального ремонта, освоением, перфорацией.

Система регулирования сопротивления потоку, предназначенная для использования в подземной скважине // 2594409

Группа изобретений относится к системе регулирования сопротивления потоку, предназначенной для использования в подземной скважине. Причем указанная система может содержать средство, установленное с возможностью перемещения под действием потока многокомпонентного флюида.

Скважинный гидравлический насос // 2594375

Изобретение относится к скважинному гидравлическому насосу для обеспечения давления текучей среды во время скважинных работ. Технический результат - повышение гидравлической мощности скважинного гидравлического насоса.

Система для селекции флюида, используемая в подземной скважине // 2604105

Группа изобретений относится к горному делу и может быть применена для скважинной селекции флюида. Система содержит селектор флюида, осуществляющий выбор, через какой из множества выходных проточных каналов протекает многокомпонентный флюид, причем этот выбор основан на направлении потока многокомпонентного флюида через селектор флюида, и это направление зависит от типа флюида в многокомпонентном флюиде. Другой селектор флюида может содержать приспособление, смещающееся под действием потока многокомпонентного флюида, в результате чего происходит переключение выходного проточного канала, по которому протекает большая часть многокомпонентного флюида, при изменении соотношения флюидов в многокомпонентном флюиде. Способ селекции флюида может включать обеспечение селектора флюида, осуществляющего выбор, через какой из множества выходных проточных каналов протекает в скважине многокомпонентный флюид, причем этот выбор основан на направлении потока многокомпонентного флюида через селектор флюида, и это направление зависит от соотношения флюидов в многокомпонентном флюиде. Технический результат заключается в повышении эффективности селекции флюида в подземной скважине. 5 н. и 18 з.п. ф-лы, 16 ил.

Способ безводной добычи нефти с помощью технологии нефтяного конуса // 2606266

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и, в частности, к разработке месторождений с контактными переходными зонами вода-нефть - ВНК. Технический результат - повышение эффективности использования технологии нефтяного конуса для увеличения добычи безводной нефти. По способу осуществляют перфорацию водонасыщенной зоны пласта ниже ВНК. Отбирают воду из вскрытого пласта на форсированном режиме до появления нефти в добываемой продукции - образования нефтяного конуса. Осуществляют изоляцию перфорированного интервала водонасыщенной зоны и последующую перфорацию нефтенасыщенной части пласта выше ВНК. Производят дальнейший отбор нефти до повышения ее обводненности - размыва нефтяного конуса. При достижении постоянного уровня обводненности нефти, при размыве нефтяного конуса, скважину останавливают. Из скважины удаляют насосное оборудование и спускают аппаратуру для определения нового уровня ВНК. Затем указанную аппаратуру извлекают из скважины и изолируют существующую перфорацию нефтенасыщенной части пласта. Производят щадящую перфорацию интервала водонасыщенной зоны пласта ниже нового уровня ВНК и производят форсированный отбор воды до появления нефти в добываемой продукции - образования нефтяного конуса. После этого осуществляют изоляцию вновь перфорированного интервала водонасыщенной зоны и перфорацию нефтенасыщенной части пласта выше нового уровня ВНК. Производят повторный отбор нефти до повышения ее обводненности выше критического уровня - размыва нефтяного конуса. Далее этапы повторяют на новом уровне ВНК. 2 з.п. ф-лы, 2 ил.

Счетное устройство для селективного захвата пробок // 2608649

Изобретение относится к области бурения и заканчивания скважин. Компоновка со счетчиком для селективного захвата пробок включает в себя управляемый компонент. Счетный компонент устанавливается с управляемым компонентом, вначале располагается в первом положении относительно управляемого компонента и перемещается относительно управляемого компонента. Блокирующий элемент применяется в дорожке, образованной между управляемым компонентом и счетным компонентом. Блокирующий элемент функционально выполнен для обеспечения относительного перемещения между управляемым компонентом и блокирующим элементом только в первом направлении и между счетным компонентом и блокирующим элементом только во втором направлении. По меньшей мере одной итерацией перемещения счетного компонента во второе положение относительно управляемого компонента и обратно в первое положение блокирующий элемент продвигается определенными шагами вдоль дорожки. Управляемый компонент неподвижно скрепляется со счетным компонентом блокирующим элементом, когда блокирующий элемент доходит до конца дорожки. Технический результат заключается в повышении эффективности счетного устройства для селективного захвата пробок. 2 н. и 21 з.п. ф-лы, 9 ил.

Способ определения момента постановки скважины на ремонт // 2608838

Изобретение относится к способам определения момента постановки скважин на ремонт и может быть использовано в газовой и нефтяной промышленности. Техническим результатом является определение оптимального момента постановки скважины на ремонт. Способ включает замер разности значений динамических уровней (Δh) на начальный момент работы скважины и на текущий момент. Далее по математической формуле определяют площадь фильтрации (F), строят график зависимости площади фильтрации (F) от времени работы скважины (T) и по устойчивому падению градиента принимают решение о постановке скважины на ремонт. 1 ил.

Способ разработки нефтегазовых залежей // 2610485

Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности и может найти применение при разработке газонефтяных залежей, где добыча нефти сопряжена с высоким риском прорыва газа из газовой шапки. Технический результат - интенсификация добычи нефти и возможность контроля за перемещением газонефтяного контакта для уменьшения интенсивности конусообразования газа из газовой шапки при разработке подгазовых оторочек нефти. По способу осуществляют бурение горизонтальных добывающих скважин. В горизонтальном участке нефтедобывающих скважин устанавливают заколонные пакеры и автономные или регулируемые устройства контроля притока с созданием в нефтенасыщенном интервале не менее 3-х изолированных друг от друга секций. Дополнительно в нефтяной оторочке бурят нагнетательные горизонтальные скважины. Через них до начала работы нефтедобывающих скважин осуществляют закачку нагнетательного агента для создания в области добычи нефти давления выше начального пластового. Этим формируют основной приток флюида в нефтедобывающие скважины по латеральному направлению. Добычу газа производят через одну или несколько горизонтальных скважин в газовой шапке, расположенных под углом или перпендикулярно нефтедобывающим скважинам. Добычу осуществляют в объемах, которые позволяют создать в газовой шапке воронку депрессии над районом добычи жидких флюидов в нефтяной части в районе нефтедобывающих скважин. Этим поддерживают стабильность газонефтяного контакта с отсрочкой времени формирования конуса газа. В конструкции газовых скважин предусматривают глухие вставки, расположенные над нагнетательными скважинами, длиной не менее одного расстояния между нефтедобывающей и нагнетательной скважинами, предотвращающие добычу флюидов в этих интервалах. 2 з.п. ф-лы, 4 ил., 2 табл.

Способ выравнивания профиля приёмистости в нагнетательной скважине // 2610961

Изобретение относится к области нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для повышения нефтеотдачи неоднородных по проницаемости пластов и снижения обводненности добывающих скважин на поздней стадии разработки нефтяной залежи. Техническим результатом изобретения является повышение эффективности способа за счет снижения индукционного периода гелеобразования, улучшения прочностных свойств получаемых составов, приводящее к увеличению нефтеотдачи неоднородных по проницаемости пластов, а также расширению технологических возможностей способа. Способ выравнивания профиля приемистости в нагнетательной скважине включает закачку в пласт состава, содержащего водную дисперсию полиакриламида - ПАА, эфира целлюлозы, ацетата хрома и наполнителя. В качестве эфира целлюлозы используют полианионную целлюлозу - ПАЦ или карбоксиметилцеллюлозу - КМЦ, массовое соотношение ПАА и ПАЦ или КМЦ составляет (1-4):1, в качестве наполнителя используют твердые микрочастицы доломитовой или древесной муки или цеолитсодержащей породы с концентрацией 0,001-0,45 мас. %, после закачки в пласт состава дополнительно закачивают оторочку смеси водного раствора поверхностно-активного вещества - ПАВ и щелочного реагента при следующем соотношении компонентов, мас. %: ПАВ - 0,01-0,2, щелочной реагент - 0,1-2,5, вода - остальное, в качестве ПАВ используют оксиэтилированный алкилфенол или комплексный ПАВ, в качестве щелочного реагента - гидроксид натрия или соль щелочного металла, при этом указанные состав и оторочку закачивают в объемном соотношении (2-5):1, продавливают в пласт закачиваемой водой в объеме 10-20 м и оставляют скважину на технологическую выдержку до 4 сут. 3 табл.

Способ ограничения водопритока в скважине // 2611794

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам ограничения водопритока в скважине с использованием водонабухающих полимеров, и может быть использовано при проведении водоизоляционных работ для ограничения притока подошвенной, законтурной или закачиваемой воды, поступающей по высокопроницаемым пропласткам или трещинам. Технический результат изобретения заключается в повышении эффективности способа ограничения водопритока в скважине и увеличении продолжительности эффекта от его применения. Способ включает приготовление и закачку в изолируемый интервал перфорации суспензии набухающего эластомера в растворе водорастворимого полимера. В изолируемый интервал перфорации последовательно и непрерывно закачивают 5-15 м3 1-1,5%-ной суспензии водонабухающего эластомера в водном 0,1-0,2%-ном растворе водорастворимого полимера и 10-25 м3 водной суспензии бентонитового глинопорошка плотностью 1160-1320 кг/м3. Указанный цикл закачивания повторяют от 1 до 5 раз в зависимости от приемистости интервала перфорации. По окончании закачивания дополнительно закачивают 5-10 м3 водного 0,5-0,8%-ного раствора водорастворимого полимера с добавлением 0,08-0,16% ацетата хрома от объема водорастворимого полимера. В качестве водорастворимого полимера используют полиакриламид с массовой долей нерастворимого в воде остатка не более 0,3%, а в качестве водонабухающего эластомера - частично сшитый полиакриламид с массовой долей растворимой части не более 5%, растворы водорастворимого полимера и суспезии бентонитового глинопорошка готовят на воде плотностью 1090-1180 кг/м3. 2 табл.

Внутрискважинное устройство одновременно-раздельной закачки агента // 2613398

Изобретение относится к добыче нефти и может быть применено для одновременно-раздельной закачки агента в нефтеносные пласты одной скважиной. Внутрискважинное устройство содержит смонтированные на колонне насосно-компрессорных труб пакеры и блок регулирования потоков и учета расхода закачиваемого агента телемеханической системы, включающий дроссельные клапаны, объединенные блоком электроприводов, датчики телеметрии и расходомер, последние размещены в герметичных полостях гильз, параллельно расположенных в герметичном корпусе, ограниченном снизу прямоточной многоканальной муфтой, и связаны геофизическим кабелем, пропущенным через устьевую запорную арматуру, с контрольно-измерительными приборами на станции управления. Ствол верхнего пакера соединен верхним торцом с прямоточной многоканальной муфтой, а нижним - с радиально-проточной муфтой, в центральном отверстии последней расположен хвостовик, сопряженный торцом другого конца с одним из каналов прямоточной многоканальной муфты, образующий со стволом верхнего пакера коаксиальные каналы раздельного закачивания агента в пласты скважины. Корпус сверху ограничен впускным коллектором, сообщающим полость колонны насосно-компрессорных труб с полостями гильз, для чего в блоке электроприводов дроссельных клапанов выполнен аксиальный патрубок, сообщающий колонну насосно-компрессорных труб с коллектором. На входе в патрубок установлен датчик давления закачиваемого агента, связанный геофизическим кабелем с контрольно-измерительным прибором, размещенным на станции управления, а на входах расходящихся каналов впускного коллектора выполнены запорные седла, взаимодействующие с дроссельными клапанами. Технический результат заключается в упрощении конструкции устройства и повышении надежности эксплуатации скважины. 1 з.п. ф-лы, 1 ил.

Транспортное устройство для скважины // 2615542

Изобретение относится к нефтедобыче и предназначено для транспортировки среды на поверхность через ствол скважины. Технический результат – повышение надежности работы устройства. Устройство содержит привод, насос, вал, соединяющий привод с насосом, механический блок уплотнения. Этот блок содержит, в свою очередь, механическое уплотнение с уплотнительным кольцом, имеющим возможность вращения, и неподвижным уплотнительным кольцом. Механическое уплонение имеет возможность уплотнения вала. Имеется автономное средство подачи, которое обеспечивает механическое уплотнение барьерной средой. Автономное средство подачи, привод, насос, вал и механический блок уплотнения образуют компактный блок транспортировки, который является полностью погружным в стволе скважины. Автономное средство подачи содержит первую камеру для приема барьерной среды, вторую камеру. Это средство соединено с наружной стороной транспортного устройства для скважины так, что давление, соответствующее давлению среды, которая должна быть транспортирована, преобладает во второй камере. Первую камеру герметично отделяет от второй камеры сильфон. 9 з.п. ф-лы, 3 ил.

Способ глушения нефтяной скважины с высоким газовым фактором в условиях наличия многолетнемерзлых пород // 2616632

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к глушению нефтяных скважин. Технический результат заключается в повышении надежности глушения нефтяных скважин и блокирования призабойной зоны продуктивного пласта в условиях ММП без их растепления. Способ глушения нефтяной скважины включает закачивание в скважину по колонне НКТ солевого раствора на основе хлорида калия с плотностью, необходимой для пластовых условий. Далее закачивают вязкоупругий состав, включающий солевой раствор на основе хлорида калия, 0,1 мас.% каустической соды и полимер-загуститель с наполнителем - 0,75 мас.% ксантановой камеди и с 2,5 мас.% вермикулита. Закаченные компоненты продавливают через перфорационные отверстия в эксплуатационной колонне и образовавшуюся в процессе гидроразрыва трещину разрыва в прискважинную зону с образованием на забое и в призабойной зоне пласта блокирующего экрана, непроницаемого для воды и газа, содержащегося в добываемой нефти. Затем закачивают по колонне НКТ в затрубное пространство только солевой раствор созданием прямой циркуляции между эксплуатационной колонной и спущенной в нее колонной НКТ. 2 ил.