Файл: Лекция Введение. Основы применения методов увеличения нефтеотдачи.pdf

Капиллярные силы. При наличии в пористой среде несмешивающихся жидкостей (нефти и воды) процесс их движения зависит от капиллярного давления, то есть от разности давлений в не смачивающей (нефти) и в смачивающей (воде) фазах, разделенных в поре мениском. Величина капиллярного давления зависит от межфазного натяжения на границе раздела нефти и воды, смачиваемости коллектора и размеров пор.
В гидрофильных коллекторах капиллярные силы совпадают по направлению с гидродинамическим перепадом давления, уменьшают неравномерность фронта внедрения воды в
СПБГУАП группа 4736 Контакты https://new.guap.ru/i03/contacts

14 крупные и мелкие поры и могут, при определенных условиях, вызывать противоточную пропитку водой малопроницаемых нефтенасыщенных слоев и вытеснение из них нефти при опережающем движении воды по высокопроницаемым слоям и трещинам.
В гидрофобных коллекторах капиллярные силы являются основной причиной удержания нефти в неоднородной пористой среде. Они обусловливают остаточную нефтенасыщенность при вытеснении нефти водой, а при повышенной водонасыщенности призабойных зон добывающих скважин препятствуют притоку нефти из пласта в скважину через водную блокаду. Отрицательное влияние капиллярных сил на вытеснение нефти водой из гидрофобных коллекторов возрастает с увеличением микронеоднородности пористой среды. При «устранении» действия капиллярных сил снижением межфазного натяжения с 25 – 35 до 0,001 – 0,010 мН/м можно достигнуть почти полного вытеснения нефти (95 – 98%). Практически все нефтяные коллекторы обладают частичной гидрофобностью.
Не вытесненная водой нефть (остаточная нефть) находится в пласте в виде:
– капиллярно удержанной нефти;
– пленочной нефти, покрывающей поверхность породы (эта нефть образует прочные слои, которые сложно разрушить) ( 30% вместе с капиллярно удержанной нефтью);
– нефти, остающейся в малопроницаемых зонах, не охваченных заводнением ( 35%);
– нефти в линзах, не вскрытых скважинами ( 20%);
– нефти в застойных зонах однородных пластов ( 15%).
70% остаточной нефти находится в малопроницаемых зонах, в застойных зонах и линзах, не охваченных заводнением. Вовлечение таких зон в разработку – главный резерв повышения нефтеотдачи при заводнении. Для их диагностирования необходимо детальное изучение геологического строения пластов различными методами: построение геологических разрезов, корреляционных схем, карт распространенности отдельных пропластков.
Коэффициент извлечения нефти при заводнении.
Полноту извлечения нефти при заводнении характеризуют коэффициентом извлечения нефти при заводнении К
И.З.
, который представляют как произведение двух коэффициентов – коэффициента вытеснения нефти водой (в общем случае – вытесняющим «агентом») и коэффициента охвата пласта заводнением К
И.З.
= K
выт.
×K
охв.
K
выт.
– коэффициент вытеснения нефти водой (коэффициент вытеснения) – отношение объема нефти, вытесненной при длительной интенсивной промывке коллектора водой, к начальному объему нефти в коллекторе.
K
охв.
– коэффициента охвата пласта заводнением (коэффициента заводнения) – отношение суммы объемов коллекторов, охваченных заводнением, к общему объему нефти в коллекторах.
Охваченной заводнением считают ту часть эксплуатационного объекта, где в результате поступления нагнетаемой воды не происходит снижения пластового давления.
Важно: К
И.З.
 КИН.
Коэффициент вытеснения определяют в лабораторных условиях по ОСТ 39-195-86
(существуют и другие методики) с использованием керна, модели пластовой нефти и воды. Через керн (образец нефтесодержащей породы) фильтруют воду до прекращения выхода из керна нефти при обязательном создании и поддержании пластовых температуры и давления. Коэффициент вытеснения зависит от физических свойств пласта, свойств нефти (в первую очередь, вязкости в пластовых условиях) и воды.
Коэффициент заводнения определить в лабораторных условиях невозможно, его определяют по методикам, разработанным ВНИИ им. А.П. Крылова, СибНИИНП и
«Гипровостокнефть» по данным, получаемым в процессе разработки месторождения.
Коэффициент заводнения зависит от макронеоднородность коллекторов, системы разработки месторождения, системы заводнения. Появление зон, не промываемых водой, объясняется
СПБГУАП группа 4736 Контакты https://new.guap.ru/i03/contacts

15 неоднородностью строения, свойств и состава коллекторов, образованием система постоянных трубок тока при стационарном заводнении.
Некоторые химические МУН (применение поверхностно-активных веществ) и тепловые
МУН повышают, в основном, коэффициент вытеснения.
Гидродинамические МУН, многие химические МУН (полимерное заводнение, потокоотклоняющие технологии и др.), гидроразрыв пласта, бурение горизонтальных добывающих скважин, зарезка вторых стволов добывающих скважин направлены на повышение коэффициента заводнения (в общем случае – коэффициента охвата пласта воздействием).
СПБГУАП группа 4736 Контакты https://new.guap.ru/i03/contacts

16
Лекция 3. Классификация методов увеличения нефтеотдачи. Эффективность
методов увеличения нефтеотдачи.
МУН принято разделять на:
– гидродинамические;
– химические;
– газовые;
– тепловые;
– физические.
Иногда химические методы называют физико-химическими.
Гидродинамические МУН направлены на повышение эффективности заводнения, а именно – на увеличение охвата пласта заводнением (увеличение коэффициента заводнения) через изменение гидродинамических режимов фильтрации жидкостей в пласте.
Гидродинамические МУН – это нагнетание воды в нефтяные залежи под повышенным давлением; форсированный отбор жидкости; циклическое заводнение; изменение направлений фильтрационных потоков; оптимизация сетки нагнетательных скважин.
Химические МУН повышают эффективность заводнения как через увеличение коэффициента заводнения, так и через увеличение коэффициента вытеснения. Они основаны на закачке в пласт веществ, которые увеличивают вязкость воды (полимеры) или обладают высокой поверхностной активностью. К этим МУН относят также закачку гелей, пен, эмульсий, получаемых с применением химических реагентов.
Химические МУН – это полимерное заводнение, щелочно-пав-полимерное заводнение, заводнение с применением поверхностно-активных веществ, мицеллярно-полимерное заводнение, щелочное заводнение, потокоотклоняющие технологии, ограничение водопритока.
Газовые МУН – в пласт закачивают углекислый газ (CO
2
), углеводородный газ (в том числе широкие фракции легких углеводородов), азот или воздух. Газовые методы повышают коэффициент вытеснения.
Тепловые МУН – это закачка горячей воды, пара и внутрипластовое горение. Тепловые
МУН основаны на введении в пласт тепловой энергии (закачка в пласт горячей воды или пара) или производстве ее в пластовых условиях (внутрипластовое горение). Тепловые МУН используют, преимущественно, для разработки месторождений с залежами вязких нефтей и битумов. В основе тепловых МУН лежит существенное увеличение скорости фильтрации жидкостей в пористой среде при нагреве. Увеличение скорости фильтрации происходит благодаря снижению вязкостей жидкостей, изменению их структурно-механических свойств и сил поверхностного натяжения на границе раздела фаз. Тепловые МУН повышают как коэффициент вытеснения, так и коэффициент охвата пласта воздействием.
Физические МУН – это гидравлический разрыв пласта (ГРП), уплотнение сетки добывающих скважин, бурение горизонтальных скважин, бурение вторых стволов скважин.
Критерии применимости различных МУН. Для каждого метода существуют свои критерии применимости, которые обусловлены особенностями реализуемого процесса. Однако есть общие для всех МУН критерии, определяющие эффективность и целесообразность применения МУН. К таким критериям относятся:
– трещиноватость коллектора (нарушенность монолитности породы трещинами, совокупность трещин в породном массиве) которая приводит к опережающему прорыву закачиваемых веществ в добывающие скважины и снижает охват и нефтеотдачу пласта;
– высокая водонасыщенность нефтяного пласта (более 65-70%) исключает эффективное применение большинства методов по экономическим причинам, так как затраты на подготовку и закачку вытесняющих агентов не компенсируются дополнительно добытой нефтью. Поэтому необходимы тщательные исследования по определению распределения нефтенасыщенности по
СПБГУАП группа 4736 Контакты https://new.guap.ru/i03/contacts

17 площади и разрезу залежи, что позволит выбирать участки с достаточно высокой нефтенасыщенностью, позволяющей рентабельно применять тот или иной МУН;
– высокая вязкость нефти в пластовых условиях (более 50 мПа·с) затрудняет эффективное применение большинства МУН, применяемых при заводнении (кроме физических). Если вязкость нефти не превышает 200 мПа·с, то возможно применение методов полимерного заводнения. При вязкости нефти более 200 мПа·с возможно применение тепловых МУН или их комбинации с другими МУН;
– высокая глинистость коллектора (содержание глин более 10%) снижает эффективность применения физико-химических МУН из-за большой адсорбции химических продуктов и обеднения закачиваемых растворов реагентами. Применение тепловых МУН в глинистых пластах приводит к разбуханию глин и снижению проницаемости пласта;
– высокая жесткость пластовых вод и вод, используемых для приготовления растворов закачиваемых реагентов, резко снижает эффективность применения почти всех химических МУН.
Особенно отрицательно на эффективность МУН влияет высокая концентрация в воде солей кальция и магния вследствие образования осадков, адсорбции реагентов на них и снижения вытесняющей способности растворов.
Существуют также дополнительные критерии, ограничивающие применение отдельных
МУН.
В таблице приведены геолого-физические и технологические условия и соответствующие им рекомендуемые МУН (И.Т. Мищенко, д.т.н., РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, А.А.
Лутфуллин, ГКЗ Роснедра).
СПБГУАП группа 4736 Контакты https://new.guap.ru/i03/contacts

18
Условия
Ги
др
ор
аз
р
ы
в п
л
ас
та
Гор
и
зон
тал
ьн
ы
е с
к
важи
н
ы
Бок
ов
ы
е
(в
тор
ы
е, т
ре
ть
и
)
и
гор
и
зон
тал
ьн
ы
е с
тв
ол
ы
Н
ес
тац
и
он
ар
н
ое
з
ав
од
н
ен
и
е
Ф
ор
си
р
ов
ан
н
ы
й
от
бор
жи
дк
ос
ти
П
от
ок
оот
к
л
он
яю
щ
и
е
те
хн
ол
оги
и
П
ол
и
ме
р
н
ое
з
ав
од
н
ен
и
е
В
од
огаз
ов
ое
в
оз
де
й
ст
ви
е
М
н
огоз
абой
н
ы
е с
к
важи
н
ы
О
дн
ов
р
еме
н
н
о-
р
аз
де
л
ьн
ая
эк
сп
л
уат
ац
и
я и
з
ак
ач
к
а
Зак
ач
к
а газ
а
+
ш
и
р
ок
ая
ф
р
ак
ц
и
я л
егк
и
х
угл
ев
од
ор
од
ов
(
Ш
Ф
Л
У
)
Малопроницаемые монолитные пласты
+
+
+
+
*
+
*
0
–
+
+
+
+
Зонально неоднородные пласты
+
+
+
+
+
+
0
-
+
+
–
Малопроницаемые, высокорасчлененные пласты
+
0
+
+
*
+
*
0 0
+
+
+
+
Высокопроницаемые, высокорасчлененные пласты
0 0
+
+
+
+
+
+
+
+
–
Газовые шапки
–
+
+
0
–
+
0
+
+
0
–
Водонефтяная зона
–
+
+
+
+
+
+
–
+
+
–
Карбонатные коллекторы
+
+
+
+
+
+
+
+
+
+
+
Пласты малой толщины
+
0 0
+
+
0 0
0
–
+
–
Тупиковые зоны
0
+
+
+
+
+
+
–
+
–
–
Загрязненная призабойная зона
+
–
+
0 0
0 0
–
–
–
–
Разряженная сетка скважин, нерациональная система размещения скважин
0
+
+
+
+
+
0
–
+
+
–
Высоковязкие нефти
+
+
+
+
+
+
+
–
+
+
–
Малые по запасам объекты (залежи)
+
+
+
+
+
0
–
–
+
+
–
Населенные пункты, водоохранные зоны, санитарно-защитные зоны
0
+
+
0
+
0
–
–
+
–
–
«+» – технология рекомендуется, «0» – использование технологии возможно, но не предпочтительно, «–» – технология не рекомендуется или низкоэффективная, «+
*
» – технология рекомендуется совместно с ГРП
Сравнительная потенциальная эффективность МУН (увеличение коэффициентов вытеснения и охвата пласта воздействием): гидродинамические – 7 – 15%, химические – 25 – 35%, газовые – 5-15%, тепловые – 15 – 30%, физические – 9 – 12%.
СПБГУАП группа 4736 Контакты https://new.guap.ru/i03/contacts

19
Рисунок 5. Сравнительная потенциальная эффективность МУН.
Методы воздействия на призабойную зону пласта. Призабойной зоной пласта (ПЗП) называется область пласта вокруг ствола скважины, подверженная наиболее интенсивному воздействию различных процессов, сопровождающих строительство скважины, ее эксплуатацию и ремонт, нарушающих первоначальное равновесное механическое и физико-химическое состояние пласта (изменяющих фильтрационные характеристики пласта). По данным разных авторов размеры ПЗП изменяются от долей до десятков метров. Например, 2,5 – 8,0 диаметров скважины. Имеются данные, свидетельствующие о том, что в трещиноватых и трещиновато- поровых коллекторах радиус зоны с ухудшенными гидродинамическими характеристиками достигает десятков метров.
В основе всех методов воздействия на ПЗП (стимуляции скважин, интенсификации добычи нефти) лежит принцип искусственного увеличения проводимости пород, осуществляемый химическими, механическими или тепловыми способами. Воздействие на ПЗП увеличивает или восстанавливает характеристики скважин, и как следствие, увеличивает нефтеотдачу за счет интенсификации фильтрационных процессов в пластах.
И.Т. Мищенко выделяет следующие основные методы интенсификации притока и приемистости скважин:
СПБГУАП группа 4736 Контакты https://new.guap.ru/i03/contacts

20
Гидродинамические
Физико-химические
Тепловые
Комбинированные
1. Гидропескоструйная перфорация (ГПП).
2. Создание многократных депрессий (с использованием газов, пен) специальными устройствами для очистки скважин.
3. Волновое или вибрационное воздействие.
4. Имплозионное воздействие.
5. Декомпрессионная обработка.
6. Щелевая разгрузка.
7. Кавитационно- волновое воздействие.
1. Кислотные обработки
– соляной кислотой
– плавиковой кислотой
– серной кислотой
– сульфаминовой кислотой и др.
2. Обработка растворителями
– нефтерастворимыми
(гексановая фракция, толуол, ацетон, бензол, и др.)
– водорастворимыми
(метиловый спирт, этиленгликоль и др.).
3. Обработка растворами поверхностно-активных веществ (ПАВ)
– водными растворами
(ОП-10, превоцел NG-12,
Неонол АФ9-12, карнатол, сульфонол и др.)
– растворами на углеводородной основе
(ОП-4, АФ9-4, стеарокс-6, композиции ИХН-6,
ИХН-100 и др.)
4. Обработка ингибиторами солеотложений: комплексонами, фосфонатами, сульфосоединениями, полимерами.
5. Обработка гидрофобизаторами.
1. Электро-прогрев
– стационарный
– циклический.
2. Паротепловые обработки скважин
(ПТОС).
3. Прокачки горячей нефти.
4. Импульсно- дозированное тепловое воздействие
(ИДТВ).
1. Термокислотная обработка.
2. Термогазохимическое воздействие (ТГХВ).
3. Гидрокислотный разрыв пласта.
4. Направленное кислотное воздействие в сочетании с ГПП.
5. Повторная перфорация в специальных растворах кислоты, ПАВ, растворителей и др.
6. ТГХВ в активной среде
(кислота, растворители).
7. Термоакустическое воздействие.
8. Электрогидравлическое воздействие.
9. Внутрипластовое окисление легких углеводородов.
10. Последовательное воздействие пульсатором и управляемыми циклическими депрессиями.
11. Одновременная обработка и очистка
ПЗС тандемной установкой «пульсатор- забойный эжектор» с добавками в рабочем агенте.
На рис. 6 показано изменение дебита добывающей скважины до и после обработки ПЗП растворителем солеотложений (Пильтун-Астохское месторождение, о. Сахалин, шельф).
СПБГУАП группа 4736 Контакты https://new.guap.ru/i03/contacts

21
Рисунок 6. Изменение дебита добывающей скважины до и после обработки ПЗП растворителем солеотложений (Пильтун-Астохское месторождение, о. Сахалин, шельф).
СПБГУАП группа 4736 Контакты https://new.guap.ru/i03/contacts

22

1   2   3   4   5   6   7   8   9   10

---

Лекция 4. Гидродинамические методы увеличения нефтеотдачи при заводнении.
Гидродинамические МУН, как отмечено в предыдущей лекции, направлены на повышение эффективности заводнения (в основном на увеличения охвата пласта заводнением) через изменение гидродинамических режимов фильтрации жидкостей в пласте.
В лекции 2 мы говорили о том, что при «обычном» заводнении в пласте остается не вытесненная водой (остаточная) нефть и

50% остаточной нефти находится в малопроницаемых и застойных зонах. До 30% остаточной нефти – капиллярно удержанная и пленочная нефть.
Применение гидродинамических МУН позволяет вовлекать в разработку малопроницаемые и застойные зоны, а также (частично) капиллярно удержанную и пленочную нефть.
Классификация гидродинамических МУН по РД 153-39.0-110-01 «Методические указания по геолого-промысловому анализу разработки нефтяных и газонефтяных месторождений».
В действующем РД 153-39.0-110-01 принята классификация гидродинамических МУН по различиям в технологии осуществления и степени воздействия на продуктивные пласты.
К первой группе отнесены методы, которые чаще применяют на промыслах из-за простоты реализации, но по степени воздействия на пласты они слабее, чем методы второй группы. Ко второй группе отнесены методы, основанные на изменениях первоначально принятых систем размещения скважин и воздействия.
К первой группе относят методы гидродинамического воздействия, которые осуществляют через изменения режимов работы скважин и которые направлены на вовлечение в активную разработку слабодренируемых запасов.
Эти методы объединены под названием «нестационарное заводнение» и включают в себя: в нагнетательных скважинах:
– повышение давления нагнетания;
– циклическое заводнение, то есть периодическое снижение (прекращение) закачки воды;
– перераспределение расходов закачиваемого объекта по группам нагнетательных скважин
(перемена направлений фильтрационных потоков);
– одновременно-раздельную закачку воды в разные пласты через одну скважину;
– избирательная закачка воды в малопроницаемые пропластки и пласты, зоны и участки;
– ограничение или прекращение закачки в высокопроницаемые пропластки;
– методы обработки призабойной зоны, которые изменяют режим работы и восстанавливают потенциал скважин (гидроимпульсное, волновое воздействие и др.);
– механические методы изменения режимов работы нагнетательных скважин (гидроразрыв пласта, поинтервальные обработки, интенсивная перфорация, забуривание вторых стволов и др.); в добывающих скважинах:
– изменение отборов жидкости в целом по объекту разработки, по отдельному пласту, блоку, зоне, участку или группе добывающих скважин;
– форсированный отбор жидкости из групп скважин или из отдельных скважин данного участка, зоны, блока;
– периодические временные остановки и пуски групп скважин или отдельных скважин;
– одновременно-раздельная эксплуатация скважин в многопластовых объектах;
– оптимизация перепадов давления между пластовым и забойным давлениями;
– многообъемное внутрипластовое воздействие по ограничению водопритоков
(изоляционные работы);
– системные обработки призабойной зоны, гидроразрыв пласта, поинтервальное повышение продуктивности скважин (дострелы, перестрелы и др.);
– буривание вторых и горизонтальных стволов.
СПБГУАП группа 4736 Контакты https://new.guap.ru/i03/contacts

---

Влияние температуры. При температуре пласта

80°С происходит разрушение молекул многих полимеров и снижение эффективности их применения для увеличения нефтеотдачи. При определенной температуре начинают происходить реакции осаждения между гидролизованным
ПАА и двухвалентными ионами (Ca
2+
, Mg
2+
), что приводит к потере вязкости. Сополимеры акриламида и акриловой кислоты теряют стабильность при температуре выше 80°C. При некоторых значениях pH раствора даже при низкой температуре (50°C) может происходить гидролиз полимера.
Механическая деструкция ПАА. При приложении сдвиговых напряжений происходит расщепление ПАА на отдельные части с образованием свободных радикалов, которые производят дальнейшее разрушение молекулы полимера в ходе цепной реакции. Чем больше молекулярная масса, тем выше степень деструкции при том же значении напряжения сдвига. Скорость потока растворов ПАА в оборудовании не должна превышать 5 м/с.
Влияние полимеров на подготовку нефти. Химические реагенты, поступая вместе с закачиваемой водой в продукцию добывающих скважин, могут отрицательно влиять на процесс добычи и подготовки нефти. Например, ПАА способствует выделению парафинов из нефти, ПАА и полисахариды стабилизируют нефтяные эмульсии и затрудняют отделение нефти от воды.
СПБГУАП группа 4736 Контакты https://new.guap.ru/i03/contacts

---

Лекция 7. Тепловые (термические) методы увеличения нефтеотдачи.
Тепловые МУН основаны на введении в пласт тепловой энергии (закачка в пласт горячей воды или пара) или производстве ее в пластовых условиях (внутрипластовое горение). Тепловые
МУН используют, преимущественно, для разработки месторождений с залежами вязких нефтей и битумов. Технологиям тепловых МУН посвящено наибольшее количество работ в мире. Первые опыты по тепловому воздействию на пласт в СССР начаты были А.Б. Шейнманом и К.К.
Дуброваем в 30-е годы ХХ века.
В основе тепловых МУН лежит существенное увеличение скорости фильтрации жидкостей в пористой при среде при нагреве. Увеличение скорости фильтрации происходит благодаря снижению вязкостей жидкостей, изменению их структурно-механических свойств и сил поверхностного натяжения на границе раздела фаз.
При закачке горячей воды и пара в пласт эффект от воздействия проявляется не сразу, до тех пор, пока не будет прогрет значительный объем пласта, заметного эффекта от воздействия не будет. Поэтому эти технологии часто применяют в виде тепловых обработок призабойных зон добывающих скважин, причем на первом этапе проводят тепловые обработки призабойных зон добывающих и нагнетательных скважин до создания между ними гидродинамической связи.
Тепловые методы по объему воздействия на пласт делятся на две группы:
– обработка призабойных зон скважин паром, горячей водой, паром с различными химическими добавками;
– площадное воздействие на пласт паром, горячей водой, внутрипластовым горением и применение комбинированных технологий.
Закачка горячей воды. Основной механизм увеличения нефтеотдачи пластов при закачке горячей воды основан на снижении вязкости нефти и ее тепловом расширении.
В начале процесса закачки горячей воды в пласт она быстро отдает тепло породе, и остывает до пластовой температуры. Между вытесняемой нефтью и последующими порциями горячей воды образуется зона остывшей воды, и нефть вначале вытесняется водой пластовой температуры, что существенно не влияет на увеличение нефтеотдачи. Со временем пласт прогревается, в разработку включаются малопроницаемые участки, которые были обойдены или слабо промыты водой пластовой температуры.

---

В некоторых случаях при закачке горячей воды может наблюдаться процесс дистилляции
(испарение и последующая конденсация легких фракций углеводорода) и инициирование смешивающегося вытеснения нефти на границе вода – нефть, что приводит к росту добычи.
Смешивающееся вытеснение – вытеснение смешивающимися с нефтью веществами, дающее высокий коэффициент вытеснения (0,90 – 0,97), так как при полном смешивании извлекают капиллярно удержанную и пленочную нефть.
Вытеснение нефти из пласта перегретым паром эффективнее, чем горячей водой, так как пар содержит больше тепла, поэтому наибольшее распространение в мировой практике получили технологии, основанные на закачке в пласт пара: циклические обработки паром призабойных зон добывающих скважин и площадная закачка пара через нагнетательные скважины.
Циклическая обработка паром призабойных зон добывающих скважин.
Один цикл включает три стадии: нагнетание пара, выдержка скважины «на пропитку», добыча нефти. Продолжительность закачки пара составляет 10 – 20 суток и зависит от толщины обрабатываемого пласта и приемистости скважины по пару. Считается, что на 1 метр эффективной толщины нефтенасыщенного пласта необходимо закачать 100 т пара. Например, при толщине пласта 15 м и приемистости скважины 150 т в сутки продолжительность стадии закачки пара составит 10 суток. После закачки расчетного количества пара скважину закрывают на пропитку на
5 – 10 суток до полной конденсации пара в стволе скважины. Затем, в случае использования для закачки перегретого пара специального внутрискважинного оборудования, его извлекают и
СПБГУАП группа 4736 Контакты https://new.guap.ru/i03/contacts

---