СПОСОБ ВОССТАНОВЛЕНИЯ И ПОДДЕРЖАНИЯ ПРОДУКТИВНОСТИ СКВАЖИНЫ Российский патент 2003 года по МПК E21B43/00 

Изобретение преимущественно относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано для восстановления и поддержания продуктивности скважины.

Известен способ воздействия на призабойную зону скважины (патент RU 2109134, Е 21 В 43/25), включающий погружение в скважину акустического устройства, являющегося конструктивным элементом технологического подземного оборудования.

Известен способ воздействия для интенсификации добычи нефти (патент RU 2133332, Е 21 В 43/00, Е 21 В 43/25), включающий спуск в скважину насосного оборудования и генератора звуковых колебаний.

Недостатками способов является отсутствие прямого (непосредственного) воздействия на призабойную зону пласта, снижение проницаемости которой является основополагающей причиной снижения дебита; режим акустического воздействия (давление, частота, время) зависит только от работы насоса и не подлежит намеренной корректировке после установки излучателя. Кроме того, воздействие осуществляется только на жидкость, находящуюся в скважине, причем эффект заключается в дегазации нефти и направлен на снижение ее вязкости. Тем самым наличие эффекта обусловлено высокой начальной вязкостью и напрямую зависит от ее начального значения.

Известен также принятый заявителем за прототип способ, обеспечивающий восстановление продуктивности скважины путем акустического воздействия на скважину и пласт (патент RU 2143554, Е 21 В 43/25), включающий спуск в скважину генератора звуковых колебаний, осуществляющего акустическое воздействие на перфорированные зоны скважины.

Недостатком данного способа является то, что воздействие на призабойную (околоскважинную) зону пласта осуществляется для восстановления продуктивности скважины с частичной очисткой коллектора.

Если в снижении продуктивности скважины основную роль играет кольматация за счет образования коллоидно-дисперсных систем КДС, то для прокачки такой структуры через поровое пространство требуются градиенты давления, не достижимые в практике нефтедобычи. Акустическое воздействие без наличия градиента давления между скважиной и пластом, когда нет расхода жидкости в околоскважинной зоне, не может в полной мере, особенно в породах с низкими фильтрационно-емкостными свойствами, очистить околоскважинную зону от КДС. Таким образом, в процессе акустического воздействия создаются только условия для очистки коллектора, т.е. непосредственно во время акустического воздействия снижается (полностью или частично) прочность структуры КДС, выраженная наличием предельного напряжения сдвига, ослабляются связи между КДС и породой за счет наличия знакопеременных инерционных сил, возникающих на контакте жидкости и породы, а реализовываются эти условия, т.е. очищается околоскважинная зона, за счет наличия градиента давления между скважиной и пластом.

Критическим объектом для эффективной работы скважины является ближняя призабойная зона пласта (ПЗП), глубиной от десятков сантиметров до метра от стенки скважины - так называемая область гидродинамического стока. Она характеризуется максимальными скоростями фильтрации флюида. Здесь перепад между пластовым и забойным давлением, создаваемый насосом в скважине, часто оказывается недостаточным для поддержания фильтрации на стабильном уровне в течение длительного времени. Стандартные проблемы, препятствующие фильтрации в области гидродинамического стока в добывающих скважинах на нефтенасыщенных пластах, связаны с возникновением структурированных коллоидно-дисперсных структур в нефти. Микроскопические частицы глин, парафинасфальтенсмолистых веществ, минералов породы коллектора с размером, много меньшим сечения пор (фиг. 1), скапливаются в области сужения поровых каналов 1 и за счет высоких скоростей фильтрации, сближаются между собой на расстояния, при которых возникает электростатическое притяжение благодаря действию сил Ван Дер Ваальса. Такая жидкость представляет собой рыхлосвязанную структуру коллоидного типа, в узлах которой находятся твердые частицы 2. Пространство между узлами заполнено также частицами, которые свободно плавают во флюиде 3. Типичное критическое сечение поры составляет в среднем 25 мкм. Размеры единичных твердых частиц имеют порядок 1 мкм. При формировании коллоидной решетки, расстояние между узлами оценивается как 5 мкм (по данным экспериментальных исследований). По мере образования коллоидной структуры, жидкость приобретает неньютоновские свойства. Такая жидкость имеет предельное напряжение сдвига и фильтруется только при наличии минимально необходимого градиента давления (фиг. 2, поз. 5), определяющего условия фильтрации, в то время как жидкость без коллоидных структур фильтруется без этого ограничения (фиг. 2, поз. 7). Это означает, что существует некий критический градиент давления, ниже которого фильтрация структурированной жидкости невозможна. Величина критического градиента давления зависит от состава флюида и размера пор (ж-л "Каротажник" 60, ст. "Акустическое воздействие и повышение рентабельности разработки нефтяного месторождения", стр. 56-66).

Снижение продуктивности нагнетательных скважин связано в основном с кольматацией ПЗП, механическими частицами, содержащимися в закачиваемой жидкости, а также при определенных условиях с уменьшением эффективного сечения поровых каналов за счет образования на их поверхности неподвижных слоев жидкости. В процессе фильтрации, особенно при больших скоростях тока жидкости, время образования неподвижных слоев, имеющих электростатическую природу, составляет от 1 месяца и более.

Процесс фильтрации в призабойной зоне всегда замедлен по сравнению с теми значениями, которые возможны были бы в отсутствии структурированных систем, что приводит к снижению продуктивности скважины и росту обводненности продукции. И, напротив, при разрушении структуры скорость фильтрации восстанавливается до значений, соответствующих закону Дарси. Постоянный градиент давления, создаваемый насосом в скважине, далеко недостаточен (на порядок и более) для "прокачки" кольматационного слоя или коллоидноподобного флюида. Требуемые для этого перепады давления создать технически сложно, поэтому оптимальным способом восстановления свойств призабойной зоны является разрушение коллоида.

Технической задачей предлагаемого изобретения является создание условий, при которых возможна наиболее полная очистка прискважинной (призабойной) зоны, восстановление (увеличение) продуктивности скважины (дебита нефти, приемистости, снижения обводненности, увеличение работающей мощности пласта) и поддержание продуктивности длительное время в том числе, когда штатное подземное оборудование (НКТ, ШГН, ЭЦН и др.) спущено в скважину и скважина находится в работе, увеличение межремонтного цикла подземного оборудования за счет уменьшения образования отложений на нем. При этом нет потерь от простоя скважины во время воздействия, нет необходимости глушить нефтяную скважину перед очередным воздействием, а значит, возможно полностью избежать снижения добычи нефти вследствие этого, полностью исключаются дополнительные спуско-подъемные операции. Все это в целом позволяет полностью восстановить продуктивность скважины и длительно поддерживать продуктивность на достигнутом уровне, при этом нет никаких дополнительных материальных и временных затрат, связанных с проведением своевременного воздействия для поддержания продуктивности скважины.

Предложенный способ восстановления и поддержания продуктивности скважины, включающий акустическое воздействие на скважину и пласт, осуществляют при наличии градиента давления между скважиной и пластом циклически, с началом цикла по максимальному перепаду давления между скважиной и пластом в период снижения дебита или приемистости скважины и окончанием цикла при достижении стабилизации роста дебита/приемистости или прекращением расхода между скважиной и пластом.

Градиент давления создают путем использования насоса повышенной производительности, установленного на максимально возможную глубину и работающего в режиме создания переменных депрессий, то, максимально отбирая жидкость из скважины, создавая максимальную депрессию, то, останавливаясь для накопления, при этом пласт нагружается значительными и переменными депрессиями с одновременным акустическим воздействием или при наличии фонтанирующего эффекта используют естественный градиент давления между скважиной и пластом.

Воздействие осуществляют акустическим излучателем, погруженным в скважину одновременно с подземным оборудованием при освоении или ремонте скважины до запуска скважины в работу, акустический излучатель устанавливают в зоне перфорированного пласта или выбранного пропластка с возможностью воздействия на продуктивную (перфорированную) зону пласта, путем, например, выбора соответствующей длины излучателя или количества последовательно соединенных излучателей.

Характеристики акустического воздействия (частота, мощность, характеристика направленности, характер излучения) подбирают и изменяют в процессе обработки скважины в зависимости от реакции скважины на воздействие либо в зависимости от геолого-физических свойств коллектора и флюида, например, частоты воздействия акустического устройства для возбуждения резонансных колебаний в перфорированной прискважинной зоне пласта при плотности породы коллектора 2500 кг/м², плотности флюида 850 кг/м², пористости 0,20-0,24, вязкости 2,4 мПа•с, проницаемости 1-11 мД, сжимаемости породы 0,9•10^-10, сжимаемости флюида 4,2•10^-10 l/Пa, модуле Юнга 2•10¹⁰, коэффициенте Пуассона 0,29, скорости звука во флюиде 1100 м/с, радиусе канала 0,005 м, длине канала 0,15 м выбирают 2,5-3 кГц, 6,3-6,9 кГц; 10,3-11,9 кГц 14,2-16,9 кГц, 19,4-21,6 кГц.

Наиболее эффективное разрушение коллоидных систем осуществляется воздействием высокочастотного акустического поля. Высокочастотное излучение позволяет увеличить температуру коллоидной структуры в призабойной зоне на 10^oС и выше в нефтенасыщенных пропластках, при этом температура в водяных пропластках изменяется значительно меньше (не более 1^oС). Этот эффект обусловлен повышенным поглощением акустической энергии в нефти за счет периодических (с частотой акустического поля) пульсаций газовых пузырьков, зародыши которых постоянно присутствуют в нефти, даже при давлениях, намного превышающих давление насыщения (в то время как традиционные нагревательные приборы осуществляют локальный нагрев жидкости и не позволяют прогреть пласт в объеме). Повышение температуры в сочетании со знакопеременными вибрационными нагрузками, прикладываемыми к коллоидной структуре во время воздействия, либо полностью ее разрушает, либо существенно (в 1,5-2 раза) снижает предельное напряжение сдвига коллоидной структуры с одновременным ослаблением ее связи с породой (ослаблением капиллярных сил), что влечет за собой значительное снижение необходимого минимального градиента давления для начала фильтрации.

Также экспериментально было установлено, что во время акустического воздействия (фиг. 3) происходит значительное снижение вязкости нефти. Однако вязкость восстанавливается очень быстро до исходных значений после отключения акустического поля. Снижение вязкости в процессе действия акустического поля, а также ослабление коллоидных структур при нагреве в сочетании с вибрационными нагрузками позволяют механически разрушить коллоидную систему и очистить пропластки (восстановить фильтрацию) за счет градиента давления, обусловленного, во-первых, депрессией, создаваемой потенциалом пласта, работающим насосом или другими средствами, во-вторых, наличием переменного акустического поля.

Эффект заключается в том, что в процессе обработки акустическим полем коллоидная структура нефтенасыщенного флюида частично разрушается и приобретает свойства, близкие к ньютоновским, ослабляется ее связь с породой (фиг. 4). При этом снижается вязкость всего флюида, находящегося в зоне воздействия (фиг. 3). Таким образом, если в скважине в процессе и после акустического воздействия создается депрессия, вызванная потенциалом пласта, штатным подземным оборудованием или другими средствами, то создаваемый даже небольшой градиент давления позволяет вынести кольматант, который образовывал коллоидную структуру. Это приводит к восстановлению дебита скважины по нефти, который существовал до возникновения коллоидной пробки в призабойной зоне (фиг. 2, поз. 7). Если воздействие проводить без дополнительного постоянного градиента давления, т. е. без депрессий, или создавать депрессию только после акустического воздействия через какое-то время, например после спуска в скважину подземного оборудования и запуска ее в работу, то восстановление коллекторских свойств будет не полным (только в особо проницаемых пропластках с легкой нефтью), т. к. не будет необходимого одновременного сочетания таких факторов как снижение вязкости, знакопеременных вибрационных нагрузок и постоянного градиента давления (фиг. 2, поз. 6).

Поскольку образование коллоидной структуры происходит в течение длительного времени, то периодически проводя воздействие при первых признаках снижения продуктивности скважины, связанной со снижением коллекторских свойств прискважинной зоны, акустическое поле разрушит мицеллы коллоида, препятствующие движению флюида еще в процессе их образования, и коллоидные структуры вообще не будут формироваться, что позволит поддерживать достигнутую высокую продуктивность.

Если акустический излучатель спускать в скважину совместно со штатным подземным оборудованием, то становится возможным поддерживать улучшенные свойства призабойной зоны нефтенасыщенных пропластков неограниченно длительное время без дополнительных материальных и временных затрат, связанных с проведением своевременного воздействия для поддержания продуктивности скважины. При этом работа акустического излучателя (включение и выключение) может быть полностью переведена на автоматический режим в зависимости от результатов автоматических замеров параметров работы скважины (динамического уровня, дебита или приемистости).

Характерно, что указанные эффекты разрушения коллоидных образований, связанные с акустическим воздействием при работе со штатным подземным оборудованием, возникают в основном на нефтенасыщенных пропластках, практически не проявляясь на сильнообводненных пропластках. Это позволит предотвратить рост обводненности продукции скважины.

Степень эффективности акустического воздействия зависит от того, насколько параметры воздействия (частота, режим излучения, характеристика направленности) удовлетворяют геолого-физическим параметрам пласта. Это необходимо учитывать, особенно когда излучатель спускается в скважину совместно со штатным подземным оборудованием и рассчитан на длительную работу, т.к. межремонтный период, например, электро-центробежного насоса составляет 300-400 суток. Таким образом, для достижения высокой эффективности воздействия параметры излучателя необходимо рассчитывать в соответствии с геолого-физическими параметрами пласта.

Пример расчета параметров
Частоту воздействия необходимо устанавливать, исходя из возможности достичь резонансных колебаний в перфорированной прискважинной зоне пласта (фиг. 5). При плотности породы коллектора 2500 кг/м², плотности флюида 850 кг/м², пористости 0,20-0,24, вязкости 2,4 мПа•с, проницаемости 1-11 мД, сжимаемости породы 0,9•10^-10, сжимаемости флюида 4,2•10^-10 l/Пa, модуле Юнга 2•10¹⁰, коэффициенте Пуассона 0,29, скорости звука во флюиде 1100 м/с, радиусе канала 0,005 м, длине канала 0,15 м резонансные частоты будут 2,5-3 кГц, 6,3-6,9 кГц; 10,3-11,9 кГц, 14,2-16,9 кГц, 19,4-21,6 кГц.

Например, если продуктивный пласт представлен сильно глинистыми песчаниками (содержание глин более 15%) или алевролитами, режим излучения устанавливают импульсным (импульсная модуляция), с характеристиками: частота следования 500 Гц, длительность импульса 1•10^-3 с.

При мощности продуктивной части пласта, которую необходимо обрабатывать, менее 1,5 метров или при наличии водонасыщенных или обводненных интервалов, не отделенных от продуктивной нефтенасыщенной части пласта, или если глинистый пропласток менее 1,5 метров, характер излучения должен быть узконаправленным с углом раскрытия 20-30^o.

Поскольку не всегда имеются данные по необходимым геолого-физическим характеристикам пласта и флюида, а особенно в месте расположения конкретной скважины, не всегда имеется возможность их предварительного и точного определения. Поэтому в этом случае параметры излучения необходимо выполнять с возможностью их изменения в процессе обработки скважины в зависимости от ее реакции на воздействие, например устанавливать излучающие элементы с несколькими резонансными частотами или с возможностью работы в широком диапазоне частот.

Конструкция генератора должна включать в себя блок модуляции для изменения характера излучения (импульсный/гармонический) с возможностью плавной регулировки уровня выходного напряжения в диапазоне 50-650 В.

В случае, если пласт обладает слабыми фильтрационно-емкостными свойствами или скважина имеет значительный потенциал по увеличению дебита, то при одновременном спуске излучателя с подземным оборудованием, например с электро-центробежным насосом, подземное оборудование необходимо спускать повышенной производительности на максимальную технологически допустимую глубину, при этом режим работы излучателя и подземного оборудования устанавливают периодическим и несинфазным. То есть в момент, когда динамический уровень достиг максимально допустимого значения (по разгазированию жидкости или по защите насоса), насос останавливается и включается излучатель. Перед включением насоса после того, как динамический уровень в скважине вырос, излучатель выключают. Таким образом, насос то максимально отбирает жидкость из скважины, создавая максимальную депрессию, то останавливается на период накопления, при этом пласт нагружается значительными и переменными депрессиям. Это позволяет проводить обработку на максимально возможных депрессиях более длительное время, т.е. значительно увеличить результирующую нагрузку на кольматант, а соответственно более эффективно и полно очищать и вовлекать в процесс фильтрации слабопроницаемые пласты. При этом процесс воздействия, т. е. поддержания продуктивности скважины, не разрывает процесса добычи нефти, а дополняет его. При этом эффективность воздействия можно оценивать по скорости роста динамического уровня в момент накопления и скорости его снижения в момент работы насоса или по нагрузке на насос. Процессы включения/выключения излучателя и насоса можно автоматизировать.

В нагнетательных скважинах акустическое воздействие способно увеличить продуктивность скважины (коэффициент приемистости и коэффициент охвата) за счет разрушения "пробковой" кольматации пор, вызванной механическими примесями, содержащимися в закачиваемой жидкости, а также удалением с поверхности пор неподвижных двойных электростатических слоев жидкости, сужающих эффективное сечение порового канала. Проведение воздействия в работающей скважине, когда излучатель устанавливается совместно с подземным оборудованием, позволит более эффективно очищать околоскважинную (призабойную) зону т.к. в дополнение к вибрационным нагрузкам на кольматант будет действовать и градиент давления, вызванный давлением закачки. Таким образом, в процессе акустического воздействия на кольматант будут действовать переменные по значению вибрационные нагрузки, что позволит ослабить связи или полностью разрушить (диспергировать) кольматирующую пробку, а репрессия, созданная давлением закачки, за счет дополнительного давления, направленного от скважины, вынесет отдельные частички пробки в пласт. При этой дальнейшей кольматации эти частички вызывать не будут, т.к. при удалении от скважины пласт имеет более высокие коллекторские свойства нежели призабойная зона пласта, к тому же при удалении от скважины площадь фильтрации значительно увеличивается, что значительно сокращает их концентрацию. Вместо репрессии в нагнетательной скважине во время обработки можно создать и депрессию, что позволит вынести кольматант в скважину и далее на поверхность.

В дальнейшем по аналогии с добывающей скважиной акустическое воздействие переводится на периодический режим.

На фиг. 1 представлено сечение поры с коллоидной решеткой;
на фиг. 2 представлена зависимость расхода флюида от градиента давления;
на фиг. 3 - график зависимости вязкости нефти от времени акустического воздействия;
на фиг. 4 - зависимость предельного напряжения сдвига от времени при акустическом воздействии;
на фиг. 5 - график зависимости резонансных свойств системы перфорирования скважина - призабойная зона пласта от частоты акустического поля и от геолого-физических свойств коллектора и флюида, где поз. 1 - критическое сечение поры, поз. 2 - узлы коллоидной решетки с твердыми частицами, 3 - свободно плавающие частицы, 4 - стенки порового канала, 5 - график расхода флюида с коллоидной структурой до акустического воздействия, 6 - графики расхода флюида (по возможным пропласткам) после акустического воздействия, которое проводилось без депрессии (репрессии), после чего в скважину спускалось подземное оборудование и она запускалась в работу, 7 - график расхода после акустического воздействия, которое проводилось при депрессии (репрессии) или в скважине, работающей со штатным подземным оборудованием, 8 - минимально необходимый градиент давления для начала фильтрации в условиях закольматированной прискважинной зоны, 9 - градиент давления, создаваемый потенциалом пласта или подземным оборудованием, 10 - момент начала акустического воздействия, 11 - момент окончания акустического воздействия, 12 - момент возвращения вязкости нефти в исходное значение, 13 - момент возвращения предельного напряжения сдвига в исходное значение.

Для осуществления способа создание градиента давления между скважиной и пластом осуществляют с помощью снижения уровня жидкости в скважине путем компрессирования или свабирования.

Для создания градиента давления могут применяться специальные скважинные устройства (УГИС, УОС и др.), конструкция которых имеет проходное отверстие для спуска излучателя на геофизическом кабеле в зону перфорации, или перед спуском штатного подземного оборудования в скважину к нему крепится на подвесе, например, НКТ или геофизическом кабеле скважинный акустический излучатель.

Излучатель состоит из блока питания, управления и контроля и из непосредственно излучающих акустическую энергию модулей (блоков). Излучатель может быть выполнен на базе пьезокерамических преобразователей, как, например, "Скважинный акустический излучатель" патент RU 2000123061.

Затем вся конструкция опускается в скважину с таким расчетом, чтобы излучатель после спуска подземного оборудования оказался на уровне интервала перфорации или выбранного интервала.

Питание и управление излучателем осуществляется по кабелю питания насоса или по геофизическому кабелю. Причем кабель может быть как одножильным, так и многожильным.

Непосредственно вблизи блока управления насосом на поверхности земли расположен блок управления и контроля излучателя.

Затем в скважине создают перепад давления (депрессию, репрессию), при этом излучатель работает в непрерывном режиме до восстановления коллекторских свойств прискважинной зоны.

После восстановления коллекторских свойств в скважину спускают подземное оборудование и запускают в работу.

Если акустический излучатель устанавливают в скважине напротив середины пласта или выбранного пропластка совместно со штатным подземным оборудованием, то сначала скважину выводят на рабочий режим, затем проводят воздействие в непрерывном режиме до восстановления коллекторских свойств прискважинной зоны пласта и соответственно продуктивности скважины. Далее режим работы излучателя устанавливают периодическим для поддержания восстановленной продуктивности в течение длительного времени. Параметры излучения (частота, мощность, время, характеристика направленности) устанавливают оптимальными для данной скважины, исходя из характеристик коллектора, флюида и текущей продуктивности, которые по необходимости корректируют в зависимости от работы скважины. При этом обработку призабойной зоны пласта акустическим излучателем осуществляют независимо от режимов работы подземного оборудования, работа акустического излучателя может быть полностью переведена на автоматический режим.

Изобретение преимущественно относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано для восстановления и поддержания продуктивности скважины. Обеспечивает полную очистку прискважинной зоны и поддержание продуктивности без остановки работы скважины. Сущность изобретения: способ включает акустическое воздействие на скважину и пласт. Его осуществляют при наличии градиента давления между скважиной и пластом. Осуществляют циклически с началом цикла по максимальному перепаду давления между скважиной и пластом в период снижения дебита или приемистости скважины и окончанием цикла при достижении стабилизации роста дебита или приемистости или прекращением расхода между скважиной и пластом. 3 з.п. ф-лы, 5 ил.

1. Способ восстановления продуктивности скважины, включающий акустическое воздействие на скважину и пласт, отличающийся тем, что для восстановления и поддержания продуктивности скважины акустическое воздействие осуществляют при наличии градиента давления между скважиной и пластом циклически, с началом цикла по максимальному перепаду давления между скважиной и пластом в период снижения дебита или приемистости скважины и окончанием цикла при достижении стабилизации роста дебита или приемистости или прекращением расхода между скважиной и пластом. 2. Способ по п. 1, отличающийся тем, что воздействие осуществляют акустическим излучателем, погруженным в скважину одновременно с подземным оборудованием при освоении или ремонте скважины до запуска скважины в работу, акустический излучатель устанавливают в зоне перфорированного пласта или выбранного пропластка, с возможностью воздействия на продуктивную перфорированную зону пласта, путем, например, выбора соответствующей длины излучателя или количества последовательно соединенных излучателей. 3. Способ по п. 1, отличающийся тем, что характеристики акустического воздействия - частоту, мощность, характеристику направленности, характер излучения подбирают и изменяют в процессе обработки скважины в зависимости от реакции скважины на воздействие либо в зависимости от геолого-физических свойств коллектора и флюида, например, частоты воздействия акустического устройства для возбуждения резонансных колебаний в перфорированной прискважинной зоне пласта при плотности породы коллектора 2500 кг/м², плотности флюида 850 кг/м², пористости 0,20 - 0,24, вязкости 2,4 мПа•с, проницаемости 1 - 11 мД, сжимаемости породы 0,9 • 10^-10, сжимаемости флюида 4,2 • 10^-10 1/Па, модуле Юнга 2 • 10¹⁰, коэффициенте Пуассона 0,29, скорости звука во флюиде 1100 м/с, радиусе канала 0,005 м, длине канала 0,15 м выбирают 2,5 - 3 кГц, 6,3 - 6,9 кГц; 10,3 - 11,9 кГц, 14,2 - 16,9 кГц, 19,4 - 21,6 кГц. 4. Способ по п. 1, отличающийся тем, что создают градиент давления путем использования насоса повышенной производительности, установленным на максимально возможную глубину и работающим в режиме создания переменных депрессий, то максимально отбирая жидкость из скважины, создавая максимальную депрессию, то останавливаясь для накопления, при этом пласт нагружают значительными и переменными депрессиями с одновременным акустическим воздействием или, при наличии фонтанирующего эффекта, используют естественный градиент давления между скважиной и пластом.