Техника и технология тепловой обработки скважин теплоносителями. Обработки горячей нефтью


Обработка горячей нефтью - Технология

Технология применения теплоносителя предусматривает нагрев жидкости в специальных нагревателях (котельных установках передвижного типа) и подачу ее в скважину способом прямой или обратной промывки (Рисунок 2.12). Обратная промывка более предпочтительна, так как при этом исключено образование парафиновых пробок, часто возникающих при прямой промывке. При этом парафин расплавляется и выносится потоком из скважины по НКТ.

Таблица 2.3 - Депарафинизация скважин на Суторминском месторождении

  АДПМ (промывка горячей нефтью) Скребкование
Кол-во обрабатываемых скважин в течение года
Периодичность 30 суток 7 суток

Рисунок 2.12 - Схема расстановки спец. техники при промывке скважины горячей нефтью

Исследования по определению эффективности промывки скважин с помощью АДП

В ТПДН «Суторминскнефть» были проведены эксперименты по определению теплового эффекта при проведении АДП. На скважине 3056 куст 160 при непрерывной закачке горячей нефти с расходом 14 м3/сут производился, с помощью партии геофизики, замер температуры по стволу скважины. Изменение температуры внутри колонны НКТ при промывке 30м3, 60м3 горячей нефти относительно фоновой температуры представлено на рисунке 2.13.

Рисунок 2.13 - Сравнение фоновой температуры в скважине 3056 160 куста до и после промывки 30м3 и 60м3 горячей нефти.

Повышение температуры до температуры плавления парафина происходит в интервале от 0 до 80м при 30м3 промывки, 0 -180м при 60м3 промывки горячей нефтью. Необходимо отметить, что данный интервал увеличивается, если во время промывки производить остановку закачки на 5-10 минут, данный факт обусловлен тем, что разность температур в затрубном пространстве и в НКТ в интервале 0 -80м составляет 20 °С при движении жидкости в НКТ, а при остановке циркуляции происходит выравнивание температур в НКТ и затрубном пространстве (180 - 300м при циркуляции температура внутри НКТ 49С - 25,3°С соответственно, при остановке получим 75С-40С соответственно).

В интервале 300 -1000м нагрев НКТ составил 6°С -10°С от начальной температуры до промывки, а начиная с 1000м происходит уже охлаждение НКТ относительно начальной температуры. С остановкой циркуляции в данном интервале повышения температур не наблюдается.

Дальнейшее увеличение объема промывки более 60м3, незначительно поднимет температуру в интервале 300-600м на каждые 10м3 горячей нефти 2-3°С. Уменьшение скорости подъема жидкости в НКТ не целесообразно, в связи с возможностью образования парафиновых пробок и повышение давлений промывки, оптимальный расход составил 14-16 м3/час.

При рассмотрении ситуаций при промывке скважин с профилактической целью отмечается следующее: начиная с 10-12м3 объема прокачанной горячей нефти, происходит подклинивание колонны штанг, резкое повышение давления на выходе с АДП. Для определения причин были выполнены промывки холодной нефтью на скважинах с МОП, подошедших ко времени следующей промывки горячей нефтью (предыдущие обработки Рнач -120атм, Ркон - 80атм), давления составили соответственно: Рнач-50атм, Ркон - 80атм. Данное явление можно объяснить следующим.

При закачке на скважинах с динамическим уровнем более 100м, происходит следующее: до начала циркуляции закачиваемой нефти (расход 16м3/час) горячая нефть, расплавляя АСПО в НКТ, заполняет затрубное пространство,

расплавленные АСПО, стекая по НКТ и охлаждаясь в интервале низких температур, образуют парафиновую пробку, т.к. мощности потока жидкости при работающем насосе УШГН не достаточно для выноса расплавленного парафина (расход НВ-32 -0,33м3/час). Во время начала циркуляции из-за парафиновой пробки, получаем давления более 120атм.

С целью определения растворимости асфальтенов, смол и парафина при проведении АДП проведены исследования АСПО до, и после прокачки горячей нефтью. Пробы отбирались со штанг до АДП и с НКТ после промывки. Как показал анализ проб, если содержание асфальтенов, смол и парафина взять за 100%, то процентное содержание асфальтенов остается на одном уровне, смол увеличивается, а парафина уменьшается (рисунок 2.14). Таким образом, основной вынос происходит за счет парафина.

Рисунок 2.14 – Диаграмма анализа АДП до и после

Вывод:

При промывке скважины с уровнем жидкости в затрубном пространстве более 100м необходимо предварительное заполнение затрубного пространства до устья холодной нефтью, а затем нагрев закачиваемой нефти до температуры промывки, с целью предотвращения высоких начальных давлений.

Увеличение объема промывки свыше 60м3 результата не дает, так как увеличение температуры по стволу будет незначительное.

Большая часть тепла расходуется в начале промывки на прогрев фонтанной арматуры, ствола скважины в интервале 0Анализ -100м.

Внедрить следующую технологию проведения горячей промывки, который заключается в следующем: после начала циркуляции горячей нефти через насос, производить периодическую остановку через 15-20 минут закачки горячей нефти на 30-40 секунд с целью отогрева НКТ до температуры плавления АСПО, тем самым увеличим глубину плавления АСПО до 300 м.

Необходимо увеличить рабочую температуру до 130°С-140°С на УСШН и применяя вышеизложенную технологию можно увеличить глубину плавления АСПО до 400 м.

В ТПДН 179 скважин имеют межочистной период меньше 60 суток, что составляет 11% от всего парафинящегося фонда. За 2004г на сильно парафинищемся фонде произведено 1182 промывки с помощью АДП, а это 30% процентов от всех проведенных промывок.

При выборе метода предупреждения или профилактического удаления отложений АСП следует учитывать, что эффективность метода зависит от способа добычи, а так же от состава и свойства добываемой продукции. Следует отметить и то, что при выборе способа обработки скважины необходимо учитывать такие основные параметры как: интервал возможного парафинообразования и интенсивность выделения твёрдой фазы на стенках скважинного оборудования.

Однако данный способ борьбы с АСПО имеет такую характерную особенность, как большие тепловые потери в окружающие скважину горные породы в начале закачки, особенно в районе залегания пород вечной мерзлоты. За счет потери температуры потока расплавление АСПО происходит до небольшой глубины, а эффект от промывки получается вследствие выноса верхнего рыхлого слоя парафина.

← Предыдущая публикация | Следующая публикация →

libta.ru

Технологический регламент по технологии проведения работ по удалению парафиновых отложений из насосно-компрессорных труб, обсадной колонны и выкидных линий добывающих скважин методом закачки горячей нефти в межтрубное пространство, страница 3

4.8. Для большей эффективности горячих обработок глубинно-насосного обо­рудования скважин и нефтепроводов, рекомендуется добавлять перед обра­боткой в товарную нефть ингибитор парафиноотложения либо другой химреагент, подобранный лабораторией из расчета 3,75 килограмма ингибитора на 10м3 товарной нефти, согласно регламента.

V. Технология проведения работ по обработке сборных нефтепроводов и выкидных линий.

Проведение обработки горячей нефтью следует проводить на сборных нефтепроводах при увеличении рабочего давления не более чем на 30%. На сборных нефтепроводах при увеличении рабочего давления более чем на 30%  не допускается проведение обработки горячей нефтью.

5.1. Расстановка спецтехники (АДПМ и автоцистерн) при обработке нефтепровода должна производиться в соответствии с правилами ПБНГП.

5.2. Количество нефти, необходимой для проведения горячей обработки нефтепроводов определяется двукратным объемом обрабатываемого участка нефтепровода.

5.3. Количество нефти, необходимой для проведения горячей обработки выкидных линий определяется двукратным объемом участка от скважины до АГЗУ.

5.4. Эффективность обработок горячей нефтью сборных нефтепроводов определяется падением рабочего давления на обрабатываемом участке нефтепровода.

  5.5. Последовательность операций:

  - обвязать АДПМ с выкидной линией скважины или врезкой сборного нефтепровода;

 -опрессовать линию нагне­тания на полуторократное рабочее давление сборного нефтепровода;

-  открыть задвижку на врезке и начать обработку сборного нефтепровода.

5.6 Закачку горячей нефти в нефтепроводы вести непрерыв­но с частотой вращения коленчатого вала не менее 320 об/мин, производительностью  насоса 8 м3/ч и температурой на выходе из АДПМ для нефтепроводов не ниже 120 ºС.

 5.7 Максимальное допустимое значение давления для обработки нефтепроводов Рмакс=40атм.

5.8 Последние 3 м3 нефти необходимо закачивать с частотой вращения коленчатого вала не менее 470 об/мин, производительностью  насоса 13 м3/ч .

5.9. Для большей эффективности горячих обработок глубинно-насосного обо­рудования скважин и нефтепроводов, рекомендуется добавлять перед обра­боткой в товарную нефть ингибитор парафиноотложения либо другой химреагент подобранный лабораторией ЦНИПР, из расчета 3,75 килограмма ингибитора на 10 м3 товарной нефти, согласно регламента.

VI. Требования безопасности при выполнении работ.

6.1.  При выполнении работ по обработке скважины горячей нефтью необходи­мо удалить за пределы опасной зоны всех лиц, не связанных с работой.

6.2.  При выполнении работ по обработке скважины горячей нефтью необходи­мо  иметь в наличии средства пожаротушения.

6.3. Пользоваться инструментом не дающим искру.

6.4. Вести контроль за направлением ветра и состоянием воздушной среды.

6.5. Своевременно устранять пропуски и утечки, не допускать розливы неф­ти, разгермитизацию линий и открытие люков автоцистерн.

6.6. Контролировать давление на нагнетательной линии и выкиде сква­жины, а также температуру на входе в скважину (по термометру на АДПМ).

6.7. Не курить, не пользоваться открытым огнем в рабочей зоне.

VII. Требования безопасности при аварийных ситуациях.

При возникновении аварийных ситуаций (разгермитизация сальникового устройства кабельного ввода, утечка в нагнетательной и выкидной линиях) необходимо выполнить следующее:

7.1. Остановить закачку нефти в скважину или выкидную линию.

7.2. Закрыть задвижки на затрубном или выкидной линии скважины.

7.3. Устранить разгермити­зацию или утечку.

7.4. Принять меры по ликвидации загорания имеющимися первичными средства­ми пожаротушения. В случае невозможности ликвидировать загорание своими силами, отсоединить  спецтехнику от скважины и отвести ее (спецтехнику) на безопасное расстояние, вызвать противопожарную службу.

РАЗРАБОТАЛ:

Начальник ЦНИПР                                                 М.К.Баймухаметов

Зав. лабораторией технологии и

техники добычи нефти                                           В.П. Цыганов

СОГЛАСОВАНО:

Начальник ОПБ и ЭБ                                             А.Ф. Ярмиев

Начальник ПТО                                                      А.М. Шайхулов

Схема расстановки спецтехники

при производстве работ по горячей обработке

добывающих скважин

Направление ветра

Вариант № 1

 

1 - станок-качалка

2 - устье скважины

3 - АДПМ

4,5 - автоцистерны

6 - нагнетательная линия от АДПМ

7,8 - приемная линия АДПМ

Вариант № 2

Направление ветра
 

vunivere.ru

Техника и технология тепловой обработки скважин теплоносителями

Тепловая обработка ПЗС целесообразна при добыче тяжелых вязких нефтей или нефтей с высоким содержанием парафина и асфальтосмолистых компонентов (более 5 - 6%). Поскольку тепловая обработка ПЗС осуществляется периодически, то скважины должны быть сравнительно неглубокими (до 1300 м), чтобы после извлечения из скважины нагревательного оборудования можно было начать откачку жидкости при достаточно высокой температуре на забое.

Призабойную зону скважины прогревают двумя способами:

●закачкой в пласт на некоторую глубину теплоносителя -  насыщенного или перегретого пара, растворителя, горячей воды или нефти;

●спуском на забой скважины нагревательного устр. Второй способ проще и дешевле.

Прогрев осуществляют созданием циркуляции (горячей промывкой) или продавливанием жидкости в пласт.

При горячей промывке нагретые нефть или нефтепродукты закачивают через затрубное пространство, не останавливая работу скважины по подъемным (насосно-компрессорным) трубам. Горячий теплоноситель вытесняет «холодную» жидкость из затрубного пространства до башмака подъемных труб или приема насоса, частично растворяя парафин, отложившийся на стенках эксплуатационной колонны. При такой обработке тепловое воздействие на призабойную зону пласта весьма незначительно.

Продавливание горячей жидкости в призабойную зону пласта эффективнее, но требует извлечения скважинного подземного оборудования и спуска насосно-компрессорных трубе пакером. Иногда призабойную зону пласта обрабатывают горячей нефтью с поверхностно-активными веществами (10— 12 м3 горячей нефти и 80—100 кг ПАВ). По истечении 6— 7 ч после обработки скважину пускают в работу.

При использовании пластовой воды ее нагревают до 90— 95°С и добавляют ПАВ (0,5—1% объема воды). Приготовленную таким способом воду в количестве 70—80 м3 под давлением закачивают в скважину.

Одним из наиболее эффективных методов теплового воздействия на призабойную зону пласта является прогрев ее паром. Перегретый водяной пар закачивают под давлением 8—15 МПа при следующих благоприятных условиях: глубина продуктивного пласта не более 1200 м, толщина пласта, сложенного песчаниками и глинами, не менее 15 м, вязкость нефти в пластовых условиях выше 50 мПа-с, остаточная нефтенасыщенность пласта не менее 50%, плотность нефти в пластовых условиях не менее 900—930 кг/м3. Не рекомендуется проведение паро-тепловой обработки на заводненных участках в связи с большим расходом тепла.

Перед закачкой пара проводят исследование скважин: замер дебита нефти, газа и воды, пластового давления, температуры, статического уровня. Затем промывают забой, спускают насос- но-компрессорные трубы с термостойким пакером, который устанавливают над верхними отверстиями фильтра. В неглубоких скважинах (до 500—600 м) паро- тепловую обработку часто проводят без применения пакера. Для устранения опасных удлинений колонны насосно- компрессорных труб при закачке пара в пласт применяют специальное оборудование, состоящее из колонной головки, арматуры устья и скважинного компенсатора с телескопическим устройством.

Пар для теплового прогрева скважин получают от передвижных паровых установок (ППУ), парогенераторных установок (ПГУ), монтируемых на шасси автомобиля высокой проходимости. Имеются установки производительностью до 5,5 т/ч пара с рабочим давлением до 10 МПа и температурой пара до 315 °С. Также применяют мощные автоматизированные передвижные парогенератор- ные установки типа УПГ-9/120 с подачей пара до 9 т/ч и рабочим давлением до 12 МПа. Установки укомплектованы системой КИП и автоматики. Управление работой оборудования осуществляется из кабины оператора. Парогенераторную установку (одну или несколько) соединяют трубопроводами высокого давления с устьем скважины. Пар из парогенератора своим давлением вытесняет нефть из НКТ и поступает в пласт. После закачки пара (не менее 100Q т) устье скважины герметизируют на 2—5 сут для передачи тепла в глубь пласта. Затем извлекают НКТ, спускают насосное оборудование и скважину вводят в эксплуатацию.

Тепловая обработка ПЗС с циклической закачкой пара, как правило, показывает большую эффективность, чем электропрогрев, но только при малых глубинах. При закачке пара количество тепловой энергии, введенной в пласт, зависит от глубины забоя, так как от устья до забоя происходят тепловые потери. По данным промысловых работ закачка пара с расходом 1 т/ч при глубине 800 м вообще оказывается неэффективной, так как на забой поступает практически холодный конденсат. Чем выше скорость закачки, тем меньше тепловые потери в НКТ. Теоретические и опытные оценки показывают, что лишь при темпах закачки 4 - 5 т/ч удается уменьшить тепловые потери в НКТ до 20 % от общего количества теплоты, подводимой к устью скважины при ее глубине около 800 м. Таким образом, эффективность циклической закачки пара может быть высокой при малых глубинах.

students-library.com

обработка горячей нефтью - это... Что такое обработка горячей нефтью?

 обработка горячей нефтью

1) Drilling: hot oil treatment

2) oil&gas: hot oil job

Универсальный русско-английский словарь. Академик.ру. 2011.

  • обработка горизонтальным шпинделем
  • обработка горячим воздухом

Смотреть что такое "обработка горячей нефтью" в других словарях:

  • обработка пласта горячей нефтью — — [http://slovarionline.ru/anglo russkiy slovar neftegazovoy promyishlennosti/] Тематики нефтегазовая промышленность EN hot oil formation treatment …   Справочник технического переводчика

  • Китайская Национальная Нефтегазовая корпорация — (CNPC) Китайская Национальная Нефтегазовая корпорация это одна из крупнейших нефтегазовых компаний мира Китайская Национальная Нефтегазовая корпорация занимается добычей нефти и газа, нефтехимическим производством, продажей нефтепродуктов,… …   Энциклопедия инвестора

  • МАЛЯРИЯ — МАЛЯРИЯ, от итальянского malaria испорченный воздух, перемежная, перемежающаяся, болотная лихорадка (malaria, febris intermittens, франц. paludisme). Под этим названием объединяется группа близко стоящих друг к другу родственных б ней,… …   Большая медицинская энциклопедия

  • Керосин — (петролеум, фотоген, гелиозоль, астралол, олеофин и проч.). Продукт, обращающийся ныне под этими названиями в огромном количестве в житейском обиходе, состоит из смеси различных веществ, получаемых перегонкой из нефти и подвергнутых некоторой… …   Энциклопедический словарь Ф.А. Брокгауза и И.А. Ефрона

  • Озокерит — или горный воск (техн.). Содержание статьи: 1) Месторождения О. и добывание воска из руд. 2) Свойства воска. 3) Переработка на дерезин. 4) Переработка на парафин. 1) О. (όζειν пахнуть и κηρός воск), называемый у нас также киром и нафтагилом,… …   Энциклопедический словарь Ф.А. Брокгауза и И.А. Ефрона

  • СУДОВАЯ ГИГИЕНА — СУДОВАЯ ГИГИЕНА, являясь частью общей гигиены и имея с последней одинаковые задачи и методику, рассматривает человека в особых условиях пребывания его на судне, кратковременного для пассажиров и длительного для экипажа судна. Основными разделами… …   Большая медицинская энциклопедия

  • Нефть —         Нефть (через тур. neft, от перс. нефт) горючая маслянистая жидкость со специфическим запахом, распространённая в осадочной оболочке Земли, являющаяся важнейшим полезным ископаемым. Образуется вместе с газообразными углеводородами (см.… …   Большая советская энциклопедия

  • Подготовка нефти —         к транспортy (a. oil conditioning for transport; н. Erdolaufbereitung; ф. conditionnement du petrole avant le transport; и. preparacion de petroleo para transportar) обработка нефти c целью удаления компонентов (вода, минеральные соли,… …   Геологическая энциклопедия

  • ДЕЗИНСЕКЦИЯ — ДЕЗИНСЕКЦИЯ, истребление эктопаразитов на человеке и в его обстановке. Однако Д. как наука понимается шире; это есть учение о мерах борьбы с членистоногими, особенно насекомыми, прямо или косвенно вредными для человека и его имущества. Вред,… …   Большая медицинская энциклопедия

  • Великобритания — I Содержание: А. Географический очерк: Положение и границы Устройство поверхности Орошение Климат и естественные произведения Пространство и население Эмиграция Сельское хозяйство Скотоводство Рыбная ловля Горный промысел Промышленность Торговля… …   Энциклопедический словарь Ф.А. Брокгауза и И.А. Ефрона

universal_ru_en.academic.ru

ТЕПЛОВЫЕ ОБРАБОТКИ ПЗП

⇐ ПредыдущаяСтр 161 из 165Следующая ⇒

 

Снижение дебита скважин в процессе эксплуатации в ряде случаев происходит из-за выпадения из нефти парафина и запарафинивания колонны труб, выделения и осаждения в породе асфальтеновых и смолистых веществ, содержа­щихся в большинстве нефтей, что ведет к понижению прони­цаемости пород ПЗП.

Многие факторы, ухудшающие проницаемость коллекторов, вызывают большую трудность и при освоении нагнетательных скважин, расположенных в нефтяной зоне пласта. Вода, нагнетаемая при температуре ниже температуры пласта, вызывает охлаждение пород призабойной зоны, способствует более интенсивному выпадению тяжелых компонентов нефти, в результате чего наиболее мелкие поры пласта оказываются закупоренными. Поэтому для предупреждения снижения проницаемости в целях увеличения дебита эксплуатационных и приемистости нагнетательных скважин и для повышения эффективности эксплуатации месторождений, содержащих тяжелые парафинистые и смолистые нефти, проводят тепловую обработку призабойной зоны скважин.

При прогреве тем или иным способом скважины и ее призабойной зоны отложившиеся парафин и смолистые вещества расплавляются и выносятся вместе с нефтью на поверхность. Обычно после прогрева скважины восстанавливают свой дебит.

В промысловой практике широко распространены следующие методы прогрева призабойной зоны скважин:

1) закачка в скважины нагретой нефти, нефтепродуктов иливоды, обработанной поверхностно-активными веществами;

2) закачка пара в эксплуатационные скважины, подаваемого с передвижных парогенераторов или стационарных паровых установок;

3) электротепловая обработка скважин при помощи специальных самоходных установок;

4) термохимическая обработка призабойной зоны путем закачки в скважины соляной кислоты с магнием;

5) внутрипластовое горение (при эксплуатации).

Перед тепловой обработкой необходимо обследовать скважину и определить: содержание в нефти парафиновых и ас-фальтосмолистых компонентов; пластовую температуру и давление; содержание механических примесей, количество и состав воды в продукции скважин; глубину залегания и мощно­сти нефтеносного пласта; текущий дебит скважины и другие параметры. С помощью этих показателей определяют продолжительность и температуру прогрева; расход тепла, требуемого для обработки; глубину установки нагревателя и др.

 

14.5.1. ЗАКАЧКА В СКВАЖИНУ НАГРЕТОЙ НЕФТИ, НЕФ­ТЕПРОДУКТОВ ИЛИ ВОДЫ, ОБРАБОТАННОЙ ПОВЕРХНОСТНО-АКТИВНЫМИ ВЕЩЕСТВАМИ

 

Этот метод широко внедрен на многих нефтя­ных промыслах благодаря простоте технологии и применяемого оборудования. Обычно для закачки в скважину используют нагретую сырую нефть, конденсат (газолин), керосин, дизельное топливо.

Практически установлено, что для эффективного прогрева призабойной зоны скважины требуется от 15 до 30 м3 горячих нефтепродуктов или сырой нефти, нагретых до 90—95°С в паропередвижных установках или электронагревателях. Нагретую жидкость насосами закачивают в скважину.

Применяют два варианта прогрева: 1) создание циркуляции (горячая промывка) и 2) продавливание жидкости в призабойную зону.

При горячей промывке глубинный насос спускают до середины интервала прогрева. Горячую нефть (газолин) закачивают через затрубное пространство. Горячий нефтепродукт (нефть) вытесняет холодную жидкость в затрубное пространство до приема глубинного насоса. При этом частично растворяется парафин, отложившийся на стенках эксплуатационной колонны, а также вымываются АСПО в ПЗП. Этот способ прост, так как не требует остановки скважины. Однако недостатком его является незначительное тепловое воздействие на ПЗП.

При втором варианте закачки горячего нефтепродукта из скважины извлекают подземное оборудование и спускают насосно-компрессорные трубы с пакерами. Горячий нефтепродукт или нефть под давлением через насосно-компрессорные трубы продавливают в пласт. После этого поднимают трубы с пакерами, спускают глубинный насос и вводят скважину в эксплуатацию. Горячий нефтепродукт в призабойной зоне растворяет парафино-смолистые вещества, которые при откачке выносятся вместе с нефтью на поверхность.

Недостатком этого способа является необходимость оста­новки скважины для подъема, спуска насоса и установки пакера. Однако закачка горячих нефтепродуктов по этому варианту более эффективна, чем по первому.

Применяют также комбинированный метод интенсифика­ции; обработка призабойной зоны горячей нефтью с добавкой различных ПАВ. В скважине, намеченной к обработке, вначале производят депарафинизацию (очистку) насосно-компрес-сорныхтруб путем закачки горячей нефти в затрубное пространство (при работающей скважине). После этого скважину останавливают и извлекают насосные штанги с корпусом насоса. Через насосно-компрессорные трубы закачивают 10—12 м3 горячей нефти (t = 85—95° С) с добавкой 80—100 кг ПАВ. По истечении 6—7 ч после обработки спускают штанги с корпусом и вводят скважину в эксплуатацию.

Практика показала, что обработка скважин горячей нефтью с ПАВ дает большую эффективность.

В некоторых нефтяных районах для прогрева призабойной зоны используют пластовую воду. Воду в объеме 70—80 м3 на­гревают до 90—95° С, добавляют в нее поверхностно-активные вещества (0,5—1,0% объема воды) и под давлением закачивают в пласт. Технология закачки такой воды аналогична техноло­гии закачки нефтепродуктов.

 

mykonspekts.ru