Практика в нефтяном деле. otchet — ред. Альметьевский государственный нефтяной институт

• Название: Альметьевский государственный нефтяной институт
• Анкор: Практика в нефтяном деле
• Дата: 19.05.2023
• Размер: 1.98 Mb.
• Имя файла: otchet — ред.doc
• Тип: Анализ; #1144426
• страница: 4 из 6

7 Методы увеличения производительности скважин

В течение долгого времени нефтяная промышленность Татарстана развивалась очень интенсивно через открытие и ввод в эксплуатацию высокопроизводительных нефтяных месторождений в 50-е и 70-е годы; их высокая производительность позволила быстро увеличить добычу нефти с минимальными удельными капитальными вложениями и относительно низкими затратами материальных и технических ресурсов. Так, в Зеленогорской площади накопленная добыча нефти в 1998 году составила 27 252 тонны. Но с 1990 по 1998 год годовая добыча нефти сократилась на 1199 тысяч тонн. Во-первых, состояние сырьевой базы промышленности ухудшилось из-за значительного производства высокопродуктивных водохранилищ, которые в течение длительного времени работают и разрабатывают низкопроницаемые резервуары, высоковязкое масло, слои, лежащие на больших глубинах, использование традиционных технологий для их развития становится неэффективным и невыгодным. В настоящее время, благодаря усилиям нефтяной науки и практики, российская нефтяная промышленность владеет практически всеми технологиями повышения нефтеотдачи в мире. По данным РНТЦ «Нефтеотдача», на месторождениях России в Татарстане в экспериментальном и промышленном масштабе более 20 методов используются для увеличения добычи нефти и более 130 технологий для их реализации. Одним из наиболее перспективных направлений в разработке месторождений является использование физико-химических методов повышения нефтеотдачи пластов. Низкая эффективность той или иной технологии объясняется отсутствием более или менее достоверных данных о состоянии образования в районе скважины, выбранной для удара.

Загрузка ПДС. Перспективным направлением в области добычи нефти является использование полимерно-дисперсной системы. Суть этой технологии заключается в том, что низко концентрированный раствор полиакриламида и глинистой суспензии перекачивается чередующимися частями с разрезом воды 80-98%.

В результате флокулирующего действия полимера и его адсорбции на стенках пор обнаруживается осаждение как глинистой суспензии, так и пористой среды происходит с образованием устойчивой к стиранию массы, которая уменьшает проницаемость полива.

Использование ПДС в НГДУ было начато в 1984 году, на 65 объектах для прокачки системы использовалось 51,8 тонны. полиакриламида. Кроме того, были проведены экспериментальные работы по введению композиций ПДС с CaCl2 в скважинах Зеленогорской площади. С начала разработки ПДС был загружен в объеме 1,84 тонны и, кроме того, он получил 4,1 тыс. тонн.

Гидравлический разрыв пласта. В 2007 году продолжалась работа по гидравлическому разрыву швов, проведено 46 обработок, в т. ч. 45 на добычу полезных ископаемых, дополнительное производство для них составило 34 308 тыс. Тонн нефти. Доля добычи нефти из-за гидравлического разрыва превышала 6,5% от общего объема производства в НГДУ. Количество обработок достигало 246 скважин, в т. ч. 34 нагнетательных скважины. С момента внедрения ГРП средний прирост суточного производства составляет 4,2 тонны в сутки, что более чем в два раза увеличивает расход этих скважин. Среднесуточный прирост эксплуатационных скважин после ГРП в текущем году составляет 5,0 тонн в сутки.

Чтобы оценить влияние гидравлического разрыва на водоотвод производства в НГДУ, в соответствии с комиссией экспериментальный разрыв был выполнен на скважинах с водозаборами выше принятых (до 50%).

Из-за недостаточной эффективности ранее проведенного гидравлического разрыва в установке для нагнетания объем за последние годы был сокращен до 1-2 скважин.

Использование поверхностно-активных веществ. Эффективность использования поверхностно-активных веществ при перемещении масла обусловлена повышенными свойствами промывки водой из-за уменьшения межфазного натяжения масла при контакте с инжектируемой водой и пластовой породами и уменьшением контактных углов смачивание, что приводит к полной экстракции масла.

В Зеленогорском районе на Зеленогорской площади было введено 306 тонн поверхностно-активных веществ метанола (AФ9-12), а в разработке было задействовано 918 000 тонн, а дополнительная добыча нефти - 7,24 тысячи тонн, а поверхностно-активное вещество типа OP-I0 была введена в объеме 140 тонн, 420 000 тонн было вовлечено в разработку, прирост извлекаемых запасов - 20,8 тыс. тонн, а дополнительная добыча нефти - 13 415 тыс. тонн.

Нестационарный завод. Впервые предложение об эффективности нестационарного заводнения было выражено М.Л. Сургутчева в конце 50-х. на основе анализа развития месторождений Куйбышевской области.

При традиционной технологии затопления реальных швов, характеризующихся сложной гетерогенной геологической структурой, значительная часть запасов нефти в малопроницаемых нефтенасыщенных слоях, зонах или блоках остается неконтролируемой подачей воды. Когда гидродинамические градиенты давления изменяются по величине и направлению в масляном резервуаре, инжектированная вода вводится в застойные нефтенасыщенные зоны и каналы, и масло перемещается из них в активные зоны дренажа.

Метод циклического затопления тем эффективен, тем выше остаточная нефтенасыщенность после нормального заводнения. Этот метод также эффективен в относительно однородных резервуарах, содержащих вязкое масло.

Одним из основных факторов, определяющих влияние циклического заводнения, является уменьшение неравномерности перемещения масла в неоднородном пласте при создании в нем упругого режима фильтрации флюидов. В результате из пласта выводится меньше воды и достигается более высокая добыча нефти.

Образование развивается в циклах. Каждый цикл состоит из двух периодов. В первый период жидкость отводится путем добычи скважин (с остановленной впрыском), а эластичный резервуар пласта исчерпан. Во втором периоде вводят в эксплуатацию нагнетательные скважины (с остановленным производством) путем наполнения эластичного материала инъекцией.

В Зеленогорской площади начали применяться циклические заводнения с 1978 года. Оно проводилось в шести скважинах северной линии впрыска и в двух очаговых скважинах (N 8025.8026) в течение трех летних месяцев.

Но целенаправленное применение циклического заводнения продолжало свою ось в 1981 году на КНС-70 и БКНС-116. С 1985 года все КНС были преобразованы в циклические заводнения. Велосипед проводится в течение года по специально утвержденной программе для каждой КНС.

Принудительный выбор жидкости. Принудительный вывод жидкости из поливных скважин является резервом для поддержания уровня добычи нефти на поздней стадии разработки.

Принуждение считается постепенным и существенным (в 1,5-2 раза) увеличением оттока жидкости из сильно поливных (на 95% и выше) высокопродуктивных (с расходом более 50 тонн / день) скважин. В качестве оптимизации режимов эксплуатации скважин рассматривается увеличение добычи жидкости из скважин с меньшим водоотводом и меньшими расходами текучей среды.

Вопрос о вмешательстве колодцев во время форсирования является сдерживающим фактором для его применения.

Из-за экологических трудностей при удалении сточных вод использование принудительного сбора жидкости не планируется в ближайшем будущем.

Инкапсулированные полимерные системы. Технология повышения нефтеотдачи с использованием инкапсулированных полимерных систем предназначена для обеспечения регулирования процесса разработки в гетерогенных и многослойных резервуарах, увеличения добычи нефти и сокращения времени разработки для удаленных участков с выходом на запланированную добычу нефти фактор.

Технология основана на способности полимерных растворов ограничить фильтрацию воды в промытых маслом зонах из-за увеличенного остаточного коэффициента сопротивления (отношение водопроницаемости до и после фильтрации раствора полимера) и, таким образом, уравнивают вязкую неустойчивость при подавлении фронта. В настоящее время наиболее эффективным является использование «сшитых» полимерных систем (АТФ). Механизм действия модифицированного полимерного заводнения с использованием КПС заключается в том, что капсулы сшитого полиакриламида временно закупориваются на глубине резервуара высокопроницаемыми и, как правило, сильно политыми областями, тем самым изменяя направление перемещение воды в слабо осушенные зоны пласта. В результате охват пласта увеличивается за счет наводнения.

Разработанная технология включает использование полимерной композиции, которая представляет собой полимерный раствор с добавлением сульфата алюминия. Введение солей алюминия в полимерный раствор при оптимальном соотношении позволяет получать инкапсулированные полимерные системы (CPS) на основе гетерофазного сшивания макромолекул. Размер полимерных капсул составляет 0,1-1,0 мкм.

Согласно типу рабочих агентов, классификация известных способов повышения нефтеотдачи заключается в следующем:

Тепловые МУН. Тепловые МУН - это методы интенсификации притока нефти и повышения производительности производственных скважин на основе искусственного повышения температуры в их стволе и забойной зоне. Тепловые МУН используется главным образом при экстракции высоковязких парафиновых и смолистых масел. Потепление приводит к сжижению масла, плавлению парафинов и смолистых веществ, растворенных во время эксплуатации скважин на стенах, подъемных трубах и в забойной зоне.

Паротермический эффект на резервуаре. Перемещением масла паром является способ увеличения извлечения нефти, наиболее распространенный при вытеснении высоковязких масел. В этом процессе пар вводят с поверхности в пласты с низкой температурой и высокой вязкостью масла через специальные нагнетательные скважины, расположенные внутри масляного контура. Пар, имеющий большую теплоемкость, вводит в резервуар значительное количество тепловой энергии, которое расходуется на нагрев резервуара и уменьшает относительную проницаемость, вязкость и расширение всех насыщающих веществ - масла, воды, газа. В пласте образуются следующие три зоны, отличающиеся температурой, степенью и характером насыщения:

1) зона пара вокруг нагнетательной скважины с температурой, изменяющейся от температуры пара до начальной температуры конденсации (400-200 ° C), в которой экстракция фракций легкого масла (дистилляция масла) и смещение (смещение) паром через образование, то есть совместную фильтрацию фракций пара и легкого масла.

2) Горячая зона конденсата, в которой температура изменяется от начала конденсации (200 ° C) до температуры пласта, а горячий конденсат (вода) в неизотермических условиях вытесняет легкие фракции и масло.

3) Зона с начальной температурой пласта, не покрытая тепловым воздействием, в котором масло перемещается пластовой водой.

Когда пласт нагревается, происходит дистилляция нефти, уменьшение вязкости и объемное расширение всех резервуаров, изменение фазовых проницаемостей, смачиваемость пород и подвижность нефти, воды и др.

Паровая обработка скважин. Циклическая закачка пара в резервуары или паровая циклическая обработка эксплуатационных скважин осуществляется путем периодического прямого впрыска пара в масляный резервуар через добывающие скважины, некоторые из них удерживают их в закрытом состоянии, а затем используют те же скважины для удаления масла из резервуар с пониженной вязкостью и конденсированным паром. Целью этой технологии является разогрев пласта и нефти в забойных зонах добывающих скважин, снижение вязкости масла, увеличение давления, облегчение условий фильтрации и увеличение потока масла в скважины.

Механизм процессов, происходящих в резервуаре, является довольно сложным и сопровождается теми же явлениями, что и смещение паров масла, но, кроме того, происходит противоточная капиллярная фильтрация, перераспределение масла и воды (конденсата) в микронеоднородной среде в течение без выделения жидкости из колодцев. Когда пар вводится в резервуар, он, естественно, проникает в наиболее проницаемые слои и большие поры пласта. Во время замачивания в нагретой зоне пласта происходит активное перераспределение насыщения за счет капиллярных сил: вытеснение горячего конденсата, замещение маловязкого масла из мелких поры и непроницаемых линз (слоев) в крупные поры и высокопроницаемые слои, то есть , он меняется вместе с ним.

Именно это перераспределение насыщения резервуара нефтью и конденсатом и является физической основой процесса извлечения нефти посредством циклического воздействия пара на швы. Без капиллярного обмена масла и конденсата эффект циклирования пара был бы минимальным и был бы исчерпан для первого цикла.

Газовые МУН. Закачка воздуха в резервуар. Метод основан на введении воздуха в пласт и его превращении в эффективные вытеснители из-за низкотемпературных процессов окисления в пласте. В результате низкотемпературного окисления непосредственно в пласте образуется высокоэффективный газовый агент, содержащий азотсодержащий диоксид углерода и ШФЛУ (широкие фракции легких углеводородов).

Преимущества метода включают:

- использование недорогого агента - воздуха;

- использование природной энергии резервуара - повышенная температура пласта для спонтанного инициирования процессов окисления in situ и формирования высокоэффективного вытеснителя.

Быстрое инициирование активных процессов окисления in situ пластика является одним из наиболее важных последствий использования энергии пласта для организации закачки воздуха в легкие нефтяные месторождения. Интенсивность реакций окисления довольно быстро возрастает с ростом температуры.

Воздействие на образование двуокиси углерода. Двуокись углерода растворяется в воде намного лучше, чем углеводородные газы. Растворимость двуокиси углерода в воде возрастает с увеличением давления и уменьшается с повышением температуры.

Когда двуокись углерода растворяется в воде, ее вязкость несколько увеличивается. Однако это увеличение незначительно. При содержании в воде 3-5% углекислого газа его вязкость увеличивается только на 20-30%. Углекислота Н2СО3, образующаяся при растворении СО2 в воде, растворяет некоторые типы цемента и пластовых пород и повышает проницаемость. В присутствии двуокиси углерода набухание глинистых частиц уменьшается. Диоксид углерода растворяется в масле в четыре-десять раз лучше, чем в воде, поэтому он может переходить из водного раствора в масло. Во время перехода межфазное натяжение между ними становится очень низким, а вытеснение приближается к смешиваемому.

Двуокись углерода в воде способствует стирке пленочного масла, покрывающего зерна и породы, и уменьшает возможность разрыва водной пленки. В результате масляные капли с небольшим межфазным натяжением свободно перемещаются в пористых каналах, а проницаемость масла увеличивается.

При растворении в углекислом газе вязкость масла уменьшается, плотность возрастает, и объем значительно возрастает: масло разбухает.

Увеличение объема масла в 1,5-1,7 раза с растворением СО2 в нем делает особенно большой вклад в повышение нефтеотдачи при разработке месторождений, содержащих масло с низкой вязкостью. При вытеснении высоковязкого масла основным фактором, повышающим коэффициент смещения, является уменьшение вязкости масла, когда в нем растворяется CO2. Вязкость масла уменьшается сильнее, чем выше его начальное значение.

При пластовом давлении выше давления полного смешивания пластового масла с CO2 углекислый газ вытесняет масло в качестве нормального растворителя (смешение смещения). Затем в пласте образуются три зоны: зона исходного нефтяного пласта, переходная зона (от свойств исходного масла до свойств впрыскиваемого агента) и зона чистого СО2. Если CO2 закачивается в затопленный бассейн, перед зоной СО2 образуется масляный вал, вытесняя пластовую воду.

Увеличение объема масла под влиянием растворения в нем СО2 наряду с изменением вязкости жидкостей (снижение вязкости масла и увеличение вязкости воды) является одним из основных факторов, определяющих эффективность его использования в процессах добычи и извлечения нефти из затопленных слоев.

Воздействие на образование азота, дымовых газов и т. д. Метод основан на сжигании твердых порошков в жидкости без каких-либо герметичных камер или защитных оболочек. Он сочетает термические эффекты с механическими и химическими, а именно:

а) образующиеся в результате сгорания газы под давлением (до 100 МПа) вытесняют жидкость из ствола в пласт, что расширяет природные газы и создает новые трещины;

б) порошковые газы (180-250 ° С), проникающие в пласт, расплавленные парафины, смолы и асфальтены;

в) газообразные продукты сгорания состоят в основном из хлористого водорода и двуокиси углерода; Соляная кислота в присутствии воды образует слабоконцентрированный раствор соляной кислоты. Углекислый газ, растворяющийся в масле, снижает его вязкость, поверхностное натяжение и повышает производительность скважин.

Химический МУН. Химические МУН используются для дополнительной добычи нефти из сильно обедненных, затопленных нефтяных резервуаров с дисперсной, нерегулярной нефтенасыщенностью.

Объектами применения являются месторождения с низкой вязкостью масла (не более 10 мПа · с), низкая соленость воды, продуктивные слои представлены карбонатными резервуарами с низкой проницаемостью.

Смещение масла водными растворами поверхностно-активных веществ. Наводнение водой с помощью поверхностно-активных веществ (поверхностно-активное вещество) направлено на снижение поверхностного натяжения на границе между нефтью и водой, повышение текучести масла и улучшение его перемещения водой. Улучшая смачиваемость породы водой, она всасывается в поры, занятые маслом, перемещается более равномерно по резервуару и лучше заменяет масло.

Смещение масла полимерными растворами. Полимерное начинка заключается в том, что химический реагент (полимер) (молекулярный вес) с высокой молекулярной массой (полиакриламид) растворяется в воде, обладающий способностью даже при низких концентрациях значительно повышать вязкость воды, уменьшать ее подвижность и тем самым увеличивать охват швов за счет заводнения.

Основным и простейшим свойством полимеров является утолщение воды. Это приводит к тому же уменьшению отношения вязкости нефти и воды в пласте и к уменьшению условий прорыва воды из-за разницы вязкостей или неоднородности пласта.

Кроме того, полимерные растворы, имеющие повышенную вязкость, лучше, чем замена не только масла, но и связанной с ним воды из пористой среды. Поэтому они взаимодействуют со скелетом пористой среды, то есть породы и цементирующего вещества. Это вызывает адсорбцию молекул полимеров, которые выпадают из раствора на поверхность пористой среды и блокируют каналы или ухудшают фильтрацию воды в них. Полимерный раствор предпочтительно входит в высокопроницаемые слои, и благодаря этим двум эффектам - увеличению вязкости раствора и уменьшению проводимости среды - происходит значительное уменьшение динамической неоднородности потоков текучей среды и, как следствие, увеличивая охват швов путем затопления.

Смещение масла щелочными растворами. Метод щелочных нефтяных резервуаров основан на взаимодействии щелочи с пластовым маслом и породой. При контакте щелочи с маслом он взаимодействует с органическими кислотами, что приводит к образованию поверхностно-активных веществ, которые уменьшают межфазное натяжение на границе раздела фаз «масло-щелочной раствор» и повышают смачиваемость породы водой. Использование щелочных растворов является одним из наиболее эффективных способов уменьшения контактного угла смачивания породы водой, то есть гидрофилизации пористой среды, что приводит к увеличению коэффициента перемещения масла водой.

Смещение нефти химическими составами реагентов (включая Мицеллярные растворы). Мицеллярные растворы являются прозрачными и полупрозрачными жидкостями. Они в основном однородны и устойчивы к разделению фаз, в то время как эмульсии масло-в-воде или масло-в-масле не являются прозрачными, гетерогенными в структуре глобул и проявляют нестабильность фазы.

Механизм перемещения масла мицеллярными растворами определяется их физико-химическими свойствами. Поскольку межфазное натяжение между раствором и пластовыми флюидами (нефть и вода) очень низкое, раствор, устраняющий эффект капиллярных сил, вытесняет масло и воду. При рассеянной остаточной нефтенасыщенности затопленной пористой среды перед фронтом смещения мицеллярным раствором разрозненные масляные глобулы сливаются в непрерывную фазу, масляный вал, зону повышенной нефтенасыщенности, накапливается, а за ней зона повышенная водонасыщенность.

Масляный вал вытесняет (собирает) только масло, пропуская через него воду. В зоне масляного вала скорость фильтрации масла больше, чем скорость фильтрации воды. Мицеллярный раствор после водяного вала несет масло, которое застопорилось от масляного вала и вытесняет воду с заполнением, что зависит от межфазного натяжения при контакте с водой. Такой механизм фильтрации жидкости наблюдается при перемещении остаточного (фиксированного) масла из затопленной однородной пористой среды.

Микробиологические эффекты - это технологии, основанные на биологических процессах, в которых используются микробные объекты. В ходе процесса микроорганизмы, вводимые в слой, усваивают нефтяные углеводороды и выделяют полезные продукты жизнедеятельности:

- спирты, растворители и слабые кислоты, которые приводят к снижению вязкости, снижению температуры течения масла, а также удаляют парафины и включение тяжелой нефти из пористых пород, увеличивая проницаемость последних;

- биополимеры, которые при растворении в воде увеличивают свою плотность, способствуют добыче нефти с использованием технологии заводнения;

- биологические поверхностно-активные вещества, которые делают поверхность масла более скользкой, уменьшая трение на породе;

- газы, которые усиливают давление внутри пласта и помогают перемещать масло в ствол скважины.

Гидродинамический ПЗ. Гидродинамические методы при затоплении воды позволяют интенсифицировать текущую добычу нефти, увеличивать степень извлечения нефти, а также уменьшать объемы воды, прокачиваемой по швам, и уменьшать текущую рекуперацию добытой жидкости.

Интегрированные технологии. Интегрированные технологии разделяются на отдельные группы и не относятся к обычным затоплениям воды для поддержания пластового давления. Эти методы направлены на выборочную интенсификацию добычи нефти.

Увеличение производства достигается за счет организации вертикальных перетоков в слоистом гетерогенном резервуаре через непроницаемые мостики из низкопроницаемых слоев в высокопроницаемые слои на основе специального режима нестационарного действия.

Барьерное наводнение на нефтяных и газовых месторождениях. Эксплуатация нефтяных и газовых месторождений осложняется возможными прорывами газа на поверхности добывающих скважин, что в силу высокого газового фактора значительно усложняет их эксплуатацию. Суть барьерного наводнения заключается в том, что нагнетательные скважины расположены в зоне контакта газ-масло. Впрыск воды и отбор проб газа и масла регулируются таким образом, чтобы исключить взаимные потоки нефти в газовую часть месторождения и газ в нефтяную секцию.

Нестационарные (циклические) заводнения. Суть метода циклического действия и изменений в направлении течений жидкости заключается в том, что в формациях с неоднородностью по размеру пор, проницаемости слоев, прослоек, зон, областей и их неравномерности нефтенасыщенности, вызванных этими типами неоднородности, а также добыча нефти и инъекционная вода через отдельные точки - скважины, искусственно созданное нестационарное давление. Это достигается путем изменения объема впрыска воды в скважины или приема жидкости из скважин в определенном порядке путем периодического увеличения или уменьшения их.

В результате таких нестационарных, изменяющихся во времени эффектов на слоях периодически проходят через них волны возрастающего и понижающегося давления. Слои, зоны и зоны с низкой проницаемостью, насыщенные маслом, дезорганизованы в формациях, имеют низкую пьезоэлектрическую проводимость, а скорости распространения в них значительно ниже, чем в сильно проницаемых насыщенных слоях, зонах, участках. Поэтому между насыщенными маслом и затопленными зонами существуют разные разности давлений по знаку. Когда давление в резервуаре увеличивается, то есть когда объем впрыска воды увеличивается или потребление жидкости уменьшается, происходят положительные падения давления: в зонах затопления давление выше, а в зонах с масляным давлением давление ниже.

Когда давление в резервуаре уменьшается, то есть когда объем впрыскиваемой воды уменьшается или увеличивается потребление жидкости, происходят отрицательные падения давления: в зонах с насыщенным маслом давление выше, а в зонах затопления давление ниже. Под воздействием перепада давления происходит перераспределение жидкостей в неравномерно насыщенном резервуаре.

Технология очистки скважинной зоны с применением растворителя «MIA-пром» предназначена для увеличения потока масла на дно скважины за счет улучшения фильтрующих характеристик забойной зоны в результате очистки его порового пространства от АСПО , Эта технология используется со стандартным нефтепромысловым оборудованием и оборудованием (Приложение Д). В целях сокращения затрат разрешено проводить работы по технологии с использованием установки гибких насосно-компрессорных труб в соответствии с руководящими документами, действующими в ОАО «Татнефть». Известно, что скорость эксплуатационных скважин уменьшается в 1,5-3 раза в результате колламизации порового пространства формирования АСПО, образовавшегося при адгезионном взаимодействии химически активных компонентов масла с пластовой породой. АСПО представляет собой парафиновый агломерат, прилипающий к асфальто-смолистой массе. Процесс очистки неорганической поверхности от АСПО начинается с растворения смол с ароматическим растворителем, что приводит к экспорту парафиновых частиц. Потребность в легких линейных углеводородах в растворителе МИА-пром с плотностью 0,75 г / см3, вязкостью 0,75 мПа · с и температурой кипения 330 ° С обусловлена тем, что при контакте с парафином они диффундируют в поры АСПО и разрушать структуру агломератов. В то же время процессы диспергирования и обволакивания отдельных кристаллов парафина происходят с одним из структурных компонентов растворителя МИА-пром с последующим растворением. Растворитель для удаления АСПО «МИА-пром» представляет собой композиционную смесь парафиновых ароматических углеводородов. При внедрении технологии используется стандартное нефтепромысловое оборудование: насос, автоцистерны. Через 3 месяца после проведения данной технологии на примере скважины № 8355 ( Зеленогорской площади ) суточный дебит скважины увеличился.