Способ стабилизации гидрофильной глины



Способ стабилизации гидрофильной глины
Способ стабилизации гидрофильной глины
Способ стабилизации гидрофильной глины
Способ стабилизации гидрофильной глины

 


Владельцы патента RU 2564825:

ХАЛЛИБЕРТОН ЭНЕРДЖИ СЕРВИСЕЗ ИНК. (US)

Изобретение относится к стабилизации подземной формации, содержащей гидрофильные минералы, посредством способов, включающих введение жидкости переднего фронта, содержащей первую водную базовую жидкость и раствор первого стабилизатора глины, где первый стабилизатор глины присутствует в первой водной базовой жидкости в первой концентрации, затем введение обрабатывающей жидкости, содержащей вторую водную базовую жидкость и раствор второго стабилизатора глины, где второй стабилизатор глины присутствует во второй водной базовой жидкости во второй концентрации, где первая концентрация раствора стабилизатора глины выше, чем вторая концентрация раствора стабилизатора глины. При этом первый стабилизатор глины и второй стабилизатор глины каждый независимо представляет собой по меньшей мере одно из следующих веществ: полимера, растворимого органического стабилизирующего соединения и любой их комбинации. Осуществление способов приводит к стабилизации глин против набухания и миграции тонкодисперсных пород, которая обеспечивается на более глубоком уровне в подземной формации, при уменьшении общей концентрации стабилизирующих компонентов. 2 н. и 14 з.п. ф-лы, 4 ил.

 

Область техники

Настоящее изобретение относится к способам обработки подземной формации для стабилизации гидрофильной глины и мигрирующих тонкодисперсных пород.

Предшествующий уровень техники

Добыча флюидов, таких как нефть и газ, из подземных формаций вызывает трудности в формациях, которые содержат гидрофильные материалы, например набухающие в воде глины, такие как глины смектитовой группы, и тонкодисперсные породы, способные к миграции, когда их потревожат, такие как кремнезем, минералы железа и карбонаты щелочноземельных металлов. Термины "глины" и "гидрофильные глины" используются в данном описании взаимозаменяемо и, в целом, означают гидрофильные глины, которые при контакте с водными жидкостями в неравновесном состоянии с минералами в формации обычно набухают и/или мигрируют. Таким образом, использование в таких формациях водных жидкостей, таких как закачиваемые жидкости, буровые растворы и жидкости для воздействия на пласт, может вызывать проблемы, поскольку происходящие в результате набухание и миграция имеют тенденцию блокировать проходы в стволе скважины, тем самым вызывая потерю проницаемости формации.

Такая потеря проницаемости ослабляет поток флюида через ствол скважины и в некоторых случаях даже может полностью блокировать поток флюида через некоторые участки формации. Потеря проницаемости часто приводит к снижению продуктивности скважины. Более того, мигрирующие глины могут захватываться добываемым флюидом из формации и, следовательно, могут вызывать абразивный износ и другие проблемы с добывающим оборудованием.

Для решения указанных проблем были разработаны различные способы обработки подземных формаций для стабилизации глин против набухания и/или миграции. Например, обычная практика включает добавление солей к водным буровым растворам. В результате ионообменного процесса соли абсорбируются на поверхности глин, что может снизить набухание и/или миграцию глин. Другой способ, используемый для снижения миграции, заключается в покрытии зоны полимером и/или уплотняющей смолой для физической блокировки миграции глин. Термин "раствор стабилизатора глины", используемый в данном описании, относится к любому раствору, используемому для стабилизации глины в подземной формации против набухания и/или миграции. Термин "стабилизирующие компоненты", используемый в данном описании, относится к стабилизирующим компонентам раствора стабилизатора глины, включая, но не ограничиваясь этим, соли, полимеры, смолы, растворимые органические стабилизирующие соединения и их комбинации.

Когда раствор стабилизатора глины подвергают взаимодействию с гидрофильными глинами, стабилизирующие компоненты поглощаются этими глинами посредством известных механизмов, включая адсорбцию, ионный обмен и химические реакции. При снижении концентрации стабилизирующих компонентов в оставшемся растворе необработанные гидрофильные глины подвергаются воздействию водных жидкостей, которые способствуют их набуханию и миграции. В существующем уровне техники осуществление способов с растворами стабилизаторов глины требует введения в подземную формацию одной дозы раствора стабилизатора глины, имеющего относительно высокую концентрацию. Применение таких способов приводит к снижению содержания компонентов, стабилизирующих глину, в первую очередь в переднем фронте раствора стабилизатора глины, когда этот раствор мигрирует через подземную формацию.

Сущность изобретения

Настоящее изобретение относится к способам обработки подземной формации для стабилизации гидрофильной глины и мигрирующих тонкодисперсных пород.

В соответствии с одним аспектом настоящего изобретения предложен способ стабилизации подземной формации, содержащей гидрофильные минералы, включающий: введение жидкости переднего фронта, содержащей первую базовую жидкость и раствор первого стабилизатора глины, где первый стабилизатор глины присутствует в первой базовой жидкости в первой концентрации, и затем введение обрабатывающей жидкости, содержащей вторую базовую жидкость и раствор второго стабилизатора глины, где второй стабилизатор глины присутствует во второй базовой жидкости во второй концентрации. Первая концентрация раствора стабилизатора глины выше, чем вторая концентрация раствора стабилизатора глины.

В соответствии с другим аспектом настоящего изобретения предложен способ стабилизации подземной формации, содержащей гидрофильные минералы, включающий: введение в подземную формацию жидкости переднего фронта под давлением выше давления матрицы, где жидкость переднего фронта содержит первую базовую жидкость и раствор первого стабилизатора глины, где первый стабилизатор глины присутствует в первой базовой жидкости в первой концентрации, и затем введение в подземную формацию обрабатывающей жидкости под давлением выше давления матрицы, где обрабатывающая жидкость содержит вторую базовую жидкость и второй раствор стабилизатора глины, где второй стабилизатор глины присутствует во второй базовой жидкости во второй концентрации. Первая концентрация раствора стабилизатора глины выше, чем вторая концентрация раствора стабилизатора глины.

В соответствии с другим аспектом настоящего изобретения предложен способ стабилизации подземной формации, содержащей гидрофильные минералы, включающий: введение в подземную формацию жидкости переднего фронта, содержащей концентрированный раствор стабилизатора глины, под давлением выше давления матрицы для ингибирования набухания глин в подземной формации, затем введение в подземную формацию жидкости гидроразрыва, содержащей раствор стабилизатора глины, для разрыва подземной формации и ингибирования набухания глин в подземной формации, подвергнутой гидроразрыву. Раствор стабилизатора глины готовят в пресной воде в концентрации от приблизительно 0,1 об.% до приблизительно 15 об.% от объема жидкости переднего фронта, а также раствор стабилизатора глины готовят в пресной воде в концентрации от приблизительно 0,001 об.% до приблизительно 5 об.% от объема жидкости гидроразрыва. Раствор стабилизатора глины может иметь одинаковый химический состав как в жидкости переднего фронта, так и в жидкости гидроразрыва.

Отличительные признаки и преимущества настоящего изобретения будут очевидны специалистам в данной области техники после прочтения следующего описания предпочтительных вариантов осуществления изобретения.

Краткое описание графических материалов

Следующие фигуры включены для иллюстрации некоторых аспектов настоящего изобретения и не должны рассматриваться в качестве исключительных вариантов осуществления. Изобретение включает значительные модификации и изменения, а также эквиваленты в форме и функции, которые будут очевидны специалистам в данной области техники в свете настоящего раскрытия.

На фиг. 1А показан поперечный разрез подземного пласта-коллектора, в который введена порция раствора стабилизатора глины в одной концентрации в соответствии со способами существующего уровня техники.

На фиг. 1В показана концентрация стабилизирующих компонентов в растворе стабилизатора глины после введения в подземный пласт-коллектор в три различных момента времени после введения раствора стабилизатора глины в соответствии с существующим уровнем техники.

На фиг. 2А показан поперечный разрез подземного пласта-коллектора, в который введен раствор в соответствии со способом согласно изобретению.

На фиг. 2В показана концентрация стабилизирующих компонентов в растворе стабилизатора глины после введения в подземный пласт-коллектор в три различных момента времени после введения раствора стабилизатора глины в соответствии со способом согласно изобретению.

Осуществление изобретения

Настоящее изобретение относится к способам обработки подземной формации для стабилизации гидрофильной глины и мигрирующих тонкодисперсных пород. Описанные способы направлены на снижение ущерба, который может быть причинен подземной формации, содержащей гидрофильные глины, обедненным передним фронтом раствора стабилизатора глины.

Одним из многих преимуществ настоящего изобретения является то, что способ согласно изобретению приводит к стабилизации глин против набухания и миграции тонкодисперсных пород, которая обеспечивается на более глубоком уровне в подземной формации, при уменьшении общей концентрации стабилизирующих компонентов. Уменьшение количества используемых стабилизирующих компонентов может привести к значительной экономии средств для оператора и может помочь уменьшить отрицательное воздействие обработки на окружающую среду.

Композиции и способы согласно настоящему изобретению могут быть использованы в подземных формациях, содержащих гидрофильные глины и/или тонкодисперсные породы, которые включают диоксид кремния, минералы железа, карбонаты щелочноземельных металлов, полевые шпаты, биотит, иллит и хлорит; смектитовые глины, такие как монтмориллонит, бейделлит, нонтронит, сапонит гекторит и сауконит; каолиновые глины, такие как каолинит, накрит, диккит, энделлит и галлуазит; иллитовые глины, такие как гидробиотит, глауконит и иллит; хлоритовые глины, такие как хлорит, гриналит и шамозит; другие глинистые минералы, не принадлежащие к вышеуказанным группам, такие как вермикулит, палыгорскит, сепиолит; разновидности смешанных слоев (как регулярные, так и нерегулярные) указанных минералов, а также их комбинации.

Некоторые подходящие способы согласно настоящему изобретению включают введение в подземный коллектор жидкости переднего фронта, содержащей концентрированный раствор стабилизатора глины, под давлением ниже давления матрицы. Затем в подземный коллектор вводят жидкость гидроразрыва, содержащую раствор стабилизатора глины. Жидкость гидроразрыва поддерживает существующую стабилизацию глины и ингибирует набухание глины, которая обнажается в процессе образования трещин.

Некоторые подходящие способы стабилизации формации, содержащей гидрофильные минералы, включают в себя следующие стадии. Во-первых, жидкость переднего фронта, содержащую концентрированный раствор стабилизатора глины, вводят в подземный коллектор под давлением на уровне давления матрицы или ниже. Затем жидкость гидроразрыва, содержащую раствор стабилизатора глины, вводят в подземный коллектор под давлением выше давления матрицы. Жидкость гидроразрыва поддерживает существующую стабилизацию глины, образует трещины в коллекторе и ингибирует набухание глины, которая обнажается в процессе образования трещин. Термин «давление матрицы», используемый в данном описании, относится к давлениям ниже давления гидроразрыва пласта, то есть к давлению, которое недостаточно, чтобы создать или расширить трещины в подземной формации. В этих способах жидкость переднего фронта может содержать более высокую концентрацию раствора стабилизатора глины, чем концентрация раствора стабилизатора глины в жидкости гидроразрыва, так что жидкость переднего фронта выталкивается в пласт перед жидкостью гидроразрыва, и содержит достаточное количество раствора стабилизатора глины, так что даже глины, контактирующие с жидкостью переднего фронта в самом удаленном месте от ствола скважины, подвергаются достаточной обработке.

Другие подходящие способы стабилизации формации, содержащей гидрофильные минералы, могут включать в себя следующие стадии. Во-первых, жидкость переднего фронта, содержащую концентрированный раствор стабилизатора глины, вводят в подземный коллектор под давлением выше давления матрицы. Затем жидкость гидроразрыва, содержащую раствор стабилизатора глины, вводят в подземный коллектор. Жидкость гидроразрыва поддерживает существующую стабилизацию глины и ингибирует набухание глины, которая обнажается в процессе образования трещин. В этих способах жидкость переднего фронта может содержать более высокую концентрацию раствора стабилизатора глины, чем концентрация раствора стабилизатора глины в жидкости гидроразрыва, таким образом, что жидкость переднего фронта нагнетается в пласт под давлением выше давления матрицы и дополнительно выталкивается в пласт жидкостью гидроразрыва, и содержит достаточное количество раствора стабилизатора глины, так что даже глины, контактирующие с жидкостью переднего фронта в самом удаленном месте от ствола скважины, подвергаются достаточной обработке.

Оптимальная концентрация раствора стабилизатора глины, используемая в жидкости переднего фронта, может быть определена специалистом в данной области. Одним из подходящих способов для определения оптимальной концентрации стабилизатора глины, используемой в жидкости переднего фронта, является анализ, включающий четыре стадии. Во-первых, определяют общую концентрацию глины и тип глины известными методами, включая, но не ограничиваясь этим, рентгеновский анализ и сканирующую электронную микроскопию. Во-вторых, определяют катионообменную емкость образца формации, включая, но не ограничиваясь этим, изотермы адсорбции Лэнгмюра, шероховатость поверхности и катионообменную емкость. В-третьих, определяют площадь поверхности, полученную в процессе образования трещин, с использованием известных способов моделирования. И, наконец, определяют требуемую массу стабилизатора, используя данные, определенные на первых трех стадиях.

Приблизительная концентрация раствора стабилизатора глины в жидкости переднего фронта может быть определена специалистом в данной области на основе общих характеристик гидрофильности глин подземной формации, например, сильно гидрофильные, умеренно гидрофильные или слабо гидрофильные. Кроме того, специалист в данной области может оценить гидрофильную природу глин в подземной формации на основе известных характеристик пласта и соседних скважин. Поскольку жидкость переднего фронта вводят в формацию первой, она контактирует с поверхностями формации, в том числе с гидрофильными глинами, до того, как другие жидкости входят в формацию. То есть, наиболее вероятно, что жидкость переднего фронта будет взаимодействовать с нестабилизированными глинами. Снижение концентрации стабилизирующих компонентов в жидкостях переднего фронта при контакте с новой поверхностью может быть сильным. Таким образом, высокая концентрация раствора стабилизатора глины в жидкости переднего фронта может эффективно стабилизировать глины, когда жидкость проникает в подземную формацию, и концентрация раствора стабилизатора глины поддерживается выше необходимой концентрации, для стабилизации глин на большей глубине в подземной формации.

На фиг. 1А показан поперечный разрез подземного пласта-коллектора, в который введена порция раствора стабилизатора глины в одной концентрации в соответствии со способами существующего уровня техники. На фиг. 1В показано то же решение согласно существующему уровню техники в три различных момента времени при прохождении раствора стабилизатора глин в пласт. На фиг. 2А и 2В показано то же прохождение раствора в соответствии со способом согласно изобретению, в котором сначала в подземную формацию вводят жидкость переднего фронта с высокой концентрацией раствора стабилизатора глины. На обеих фигурах 1В и 2В концентрация стабилизирующих компонентов на переднем фронте раствора стабилизатора глин снижается по мере того, как раствор стабилизатора глины мигрирует в пласт-коллектор. Однако, поскольку концентрация стабилизирующих компонентов в жидкости переднего фронта является более высокой, как показано на фиг. 2В, можно видеть, что обработка согласно изобретению позволяет стабилизировать глины на большей глубине в формации.

В предпочтительном способе стабилизации глины концентрация стабилизирующих компонентов в жидкости переднего фронта составляет от более примерно 0,1%, 0,5%, 1%, 2%, 5% или 10% об./об. (нижний предел) до менее примерно 15%, 10% или 5% об./об. (верхний предел), причем концентрация может варьироваться от любого нижнего предела до любого верхнего предела и охватывает любое подмножество между верхним и нижним пределами. Более гидрофильные минералы могут потребовать использование более концентрированного раствора стабилизатора глины в жидкости переднего фронта относительно концентрации раствора стабилизатора глины в жидкости гидроразрыва.

Жидкость, которую вводят после жидкости переднего фронта (например, жидкость гидроразрыва или вяжущее), может иметь более низкую концентрацию раствора стабилизатора глины, чем требуется в традиционных способах. Поскольку жидкость переднего фронта вводят перед последующей обрабатывающей жидкостью, при условии, что зона, подлежащая обработке обрабатывающей жидкостью, уже полностью подверглась взаимодействию с жидкостью переднего фронта, нет необходимости, чтобы обрабатывающая жидкость действовала в качестве первой стабилизирующей жидкости. Наоборот, раствор стабилизатора глины в обрабатывающей жидкости после жидкости переднего фронта используется для стабилизации глин, которые обнажаются в процессе обработки. Таким образом, концентрация стабилизирующих компонентов в жидкости гидроразрыва значительно ниже, чем в жидкости переднего фронта. В предпочтительном способе стабилизации глины концентрация стабилизирующих компонентов в жидкости гидроразрыва составляет от более примерно 0,001%, 0,01%, 0,1% или 1% об./об. (нижний предел) до менее примерно 5%, 2%, 1% или 0,1% об./об. (верхний предел), где концентрация может варьироваться от любого нижнего предела до любого верхнего предела и охватывает любое подмножество между верхним и нижним пределами.

I. Стабилизирующие компоненты

Почти все стабилизирующие компоненты, пригодные для использования в обработке подземных формаций, могут быть использованы в способах согласно настоящему изобретению. Примеры подходящих стабилизирующих компонентов глины и механизмов стабилизации могут быть найдены в патентных документах US 7740071, US 5197544, US 4366073 и US 2004/0235677, каждый из которых включен в данное описание путем ссылки. Стабилизирующие компоненты могут взаимодействовать с поверхностями, прослойками и сердцевиной глин, а также с пластинками глины для снижения гидратации и набухания глины, либо для обращения этих процессов.

Заряды на глине и пластинках глины могут обеспечить взаимодействие с растворенными ионами минералов в водных жидкостях как природных, так и не являющихся естественными для формации. Отрицательный заряд на пластинках может быть, как правило, сбалансирован в основном ионами натрия, хотя другие неорганические катионы могут также присутствовать в незначительных количествах. Катионы или ионы, уравновешивающие заряд, связывающиеся с поверхностью пластинок глины, называют "замещаемыми", поскольку они могут быть легко замещены другими катионами, которые могут контактировать с пластинками глины. Каждая макроскопическая частица глины может состоять из многих тысяч пластинок глины в виде сэндвич-структур, каждая из которых может иметь замещаемые катионы и слой воды между ними. Когда глина и вода смешиваются, вода может проникнуть между пластинками, раздвигая их дальше друг от друга. Катионы, находящиеся на поверхности пластинок, могут начать диффундировать от поверхности пластинок. Кроме того, количество воды, содержащееся внутри пластинок, может зависеть от давления, при котором находится глина, как правило, давления на глубине залегания глин в подземной формации. Механизмы гидратации глины могут включать гидратацию поверхности благодаря связыванию молекул воды с атомами кислорода на поверхности пластинок глины; ионную гидратацию благодаря гидратации межслоевых катионов с окружающими оболочками из молекул воды; осмотическую гидратацию, которая происходит в некоторых глинах после того, как полностью завершились гидратация поверхности и ионная гидратация, обычно при 100% влажности. Подходящие стабилизирующие компоненты включают соли, полимеры, смолы, растворимые органические стабилизирующие соединения и их комбинации.

Стабилизирующие компоненты жидкости переднего фронта и жидкости гидроразрыва могут быть одинаковыми или различными по химическому составу. При использовании более одного стабилизирующего компонента стабилизирующие компоненты в жидкости переднего фронта и жидкости гидроразрыва можно использовать в одинаковых или различных концентрациях. Раствор стабилизатора глины готовят в соответствии с предпочтительным вариантом осуществления для раствора стабилизатора глины, который известен специалистам в данной области техники.

А. Подходящие соли

Почти все соли и комбинации солей, известные в данной области, которые пригодны для использования в обработке подземных формаций, могут быть использованы в способах согласно настоящему изобретению. Термин «неорганическая кислота» относится к любому кислотному соединению, которое не содержит атом углерода. Примеры подходящих солей неорганических кислот включают, но не ограничиваются этим, хлорид натрия, хлорид кальция, хлорид калия, бромид натрия, бромид кальция, бромид калия, сульфат натрия, сульфат кальция, фосфат натрия, фосфат кальция, нитрат натрия, нитрат кальция, хлорид цезия, сульфат цезия, фосфат цезия, нитрат цезия, бромид цезия, сульфат калия, фосфат калия, нитрат калия и тому подобное. Жидкость переднего фронта или жидкость гидроразрыва согласно настоящему изобретению может включать любую комбинацию неорганических кислот и/или их солей. Одна или более неорганических кислот (или их солей) могут присутствовать в жидкости переднего фронта или в жидкости гидроразрыва, используемых в способах согласно настоящему изобретению, в количестве, достаточном для обеспечения желаемого эффекта. Количество органической кислоты (кислот) (или их соли (солей)), включенных в жидкость переднего фронта или в жидкость гидроразрыва, может зависеть от конкретной используемой кислоты и/или соли, а также от других компонентов жидкости переднего фронта или жидкости гидроразрыва, и/или других факторов, которые будут понятны любому специалисту в данной области техники с учетом настоящего раскрытия.

B. Подходящие полимеры и смолы

Почти все полимеры и смолы, известные в данной области, которые пригодны для использования в обработке подземных формаций, могут быть использованы в способах согласно настоящему изобретению, в том числе их соли. Полимеры и смолы могут быть синтетическими или природными, неотверждаемыми или отверждаемыми.

Полимеры и смолы, пригодные для использования в настоящем изобретении, включают все полимеры, смолы и их комбинации, известные в данной области, которые стабилизируют глины. Примеры полимеров и смол, пригодных для использования в настоящем изобретении, включают, но не ограничиваются ими: полимеры акриловой кислоты; полимеры эфиров акриловой кислоты; полимеры производных акриловой кислоты; гомополимеры акриловой кислоты; гомополимеры эфиров акриловой кислоты (такие как поли(метилакрилат), поли(бутилакрилат) и поли(2-этилгексилакрилат)); сополимеры эфиров акриловой кислоты; полимеры производных метакриловой кислоты; гомополимеры метакриловой кислоты; гомополимеры эфиров метакриловой кислоты (такие как поли(метилметакрилат), поли(бутилметакрилат) и поли(2-этилгексилметакрилат)); акриламидо-метилсульфонатные полимеры; полимеры производных акриламидо-метилпропансульфоната, сополимеры акриламидо-метилпропансульфоната; сополимеры акриловой кислоты/акриламидо-метилпропансульфоната; смолы бисфенола А диглицидилового эфира; смолы бутоксиметилбутилглицидилового эфира; смолы бисфенола A-эпихлоргидрина; смолы бисфенола F; полиэпоксидные смолы; новолачные смолы; полиэфирные смолы; фенолальдегидные смолы; мочевиноальдегидные смолы; фурановые смолы; уретановые смолы; глицидилэфирные смолы, другие эпоксидные смолы; полиакриламид; частично гидролизованный полиакриламид, сополимеры акриламида и акрилата; карбоксилат-содержащие терполимеры; акрилатные тетраполимеры; галактозу; маннозу; глюкозид; глюкозу; ксилозу; арабинозу; фруктозу; глюкуроновую кислоту; пиранозилсульфат; гуаровую камедь; камедь рожкового дерева; камедь тары; конжак; тамаринду, крахмал, целлюлозу; камедь карайи; ксантан; трагакант; каррагинан; поликарбоксилаты, такие как полиакрилаты и полиметакрилаты; полиакриламиды; полимеры метилвинилового эфира; поливиниловые спирты; поливинилпирролидон; CLA-STA (R) ХР - водорастворимый катионный олигомер (доступный от Halliburton Energy Services in Duncan, Oklahoma); CLA-STA (R) FS - полимер (доступный от Halliburton Energy Services in Duncan, Oklahoma) и CLA- WEB (R) - стабилизирующая добавка (доступна от компании Halliburton Energy Services in Duncan, Oklahoma), их производные, соли и их комбинации.

Один или более полимеров или смол (или их солей) могут присутствовать в жидкости переднего фронта или в жидкости гидроразрыва в способах согласно настоящему изобретению в количестве, достаточном для обеспечения желаемого эффекта. Количество полимера или смолы (или их солей), включенных в жидкость переднего фронта или в жидкость гидроразрыва, может зависеть от конкретных используемых полимеров, смол и/или солей, а также от других компонентов жидкости переднего фронта или жидкости гидроразрыва, и/или от других факторов, которые будут понятны любому специалисту в данной области техники с учетом данного раскрытия.

C. Подходящие органические стабилизирующие соединения

Почти все органические стабилизирующие вещества и их комбинации, известные в данной области, которые являются подходящими для использования в обработке подземных формаций, могут быть использованы в способах согласно настоящему изобретению.

Примеры подходящих органических кислот включают, но не ограничиваются этим, муравьиную кислоту, уксусную кислоту, лимонную кислоту, гликолевую кислоту, молочную кислоту, 3-гидроксипропионовую кислоту, C1-C12 карбоновые кислоты, аминополикарбоновую кислоту, такую как гидроксиэтилэтилендиаминтриуксусная кислота, и их комбинации. В качестве альтернативы или в сочетании с одной или несколькими органическими кислотами, жидкость переднего фронта или жидкость гидроразрыва согласно настоящему изобретению может содержать соль органической кислоты. Понятие «соль кислоты», используемое в данном описании, относится к любому соединению, которое имеет ту же основную формулу, как и соответствующая кислота, в которой один из катионов водорода заменен другим катионом (например, катионом сурьмы, висмута, калия, натрия, кальция, магния, цезия или цинка). Примеры подходящих солей органических кислот включают, но не ограничиваются этим, ацетат натрия, формиат натрия, ацетат кальция, формиат кальция, ацетат цезия, формиат цезия, ацетат калия, формиат калия, ацетат магния, формиат магния, ацетат цинка, формиат цинка, ацетат сурьмы, формиат сурьмы, ацетат висмута и формиат висмута. Одна или более органических кислот (или их солей) могут присутствовать в жидкости переднего фронта или в жидкости гидроразрыва в способах согласно настоящему изобретению в количестве, достаточном для обеспечения желаемого эффекта. Количество органической кислоты (кислот) (или их солей), включенных в жидкость переднего фронта или в жидкость гидроразрыва, может зависеть от конкретной используемой кислоты и/или соли, а также от других компонентов жидкости переднего фронта или жидкости гидроразрыва, и/или от других факторов, которые будут понятны любому специалисту в данной области техники с учетом данного раскрытия.

Различные мономеры (или их соли) являются подходящими для использования в качестве органического соединения в настоящем изобретении. Примеры подходящих мономеров включают, но не ограничиваются этим, акриловую кислоту, метакриловую кислоту, акриламид, метакриламид, 2-метакриламидо-2-метилпропансульфокислоту, диметилакриламид, винилсульфокислоту, [Nu],[Nu]-диметиламиноэтилметакрилат, хлорид 2-триэтиламмонийметилметакрилата, N,N-диметиламинопропилметакриламид, хлорид метакриламидпропилтриэтиламмония, N-винилпирролидон, винилфосфоновую кислоту, сульфат метакрилоилоксиэтилтриметиламмония и их комбинации. Один или более мономеров (или их солей) могут присутствовать в жидкости переднего фронта или в жидкости гидроразрыва в способах согласно настоящему изобретению в количестве, достаточном для обеспечения желаемого эффекта. Количество мономеров (или их солей), включенных в жидкость переднего фронта или в жидкость гидроразрыва, может зависеть от конкретного используемого мономера и/или соли, а также от других компонентов жидкости переднего фронта или жидкости гидроразрыва, и/или от других факторов, которые будут понятны любому специалисту в данной области техники с учетом данного раскрытия.

III. Базовые жидкости для приготовления жидкости переднего фронта

Жидкость переднего фронта и жидкость гидроразрыва могут быть получены на основе водной базовой жидкости в соответствии с предпочтительным методом приготовления используемых стабилизирующих компонентов. Водные базовые жидкости, пригодные для использования в жидкости переднего фронта или в жидкости гидроразрыва согласно изобретению, могут включать пресную воду, соленую воду (например, воду, содержащую одну или более растворенных в ней солей), насыщенный раствор соли (например, насыщенную соленую воду), морскую воду, пластовую воду или их комбинации. Как правило, вода может быть из любого источника, при условии, что он не содержит компонентов, которые могут отрицательно влиять на стабильность и/или эффективность жидкости переднего фронта или жидкости гидроразрыва согласно настоящему изобретению. В некоторых вариантах осуществления плотность водной базовой жидкости можно регулировать, кроме других целей, чтобы обеспечить дополнительный транспорт частиц и суспензию в жидкости переднего фронта или в жидкости гидроразрыва, используемых в способах согласно настоящему изобретению. В некоторых вариантах осуществления значение pH водной базовой жидкости можно регулировать (например, с помощью буфера или другого pH-регулирующего агента), кроме других целей, чтобы уменьшить вязкость жидкости переднего фронта или жидкости гидроразрыва. В этих вариантах осуществления pH можно довести до определенного уровня, который может зависеть, среди прочих факторов, от типа гелеобразующих агентов, кислот и других добавок, включенных в жидкость переднего фронта или в жидкость гидроразрыва. Специалисту в данной области техники с учетом настоящего описания будет понятно, когда такое регулирование плотности и/или рН можно применять.

Жидкость переднего фронта и обрабатывающая жидкость, вводимая после нее (например, жидкость гидроразрыва), могут дополнительно содержать добавки, включающие, но не ограниченные этим, агенты модификации поверхности, агенты, модифицирующие дзета-потенциал, агенты, снижающие трение, проплаты, утяжеляющие присадки, загустители, саморазлагающиеся полимерные частицы, частицы гидратируемых гелей, уплотняющие агенты, агенты, повышающие клейкость, кислоты и их комбинации.

Таким образом, настоящее изобретение хорошо приспособлено для достижения результатов и преимуществ, описанных выше, а также тех, которые ему присущи имманентно. Конкретные варианты осуществления, раскрытые выше, являются только иллюстративными, поскольку настоящее изобретение может быть модифицировано и осуществлено различными, но эквивалентными способами, очевидными для специалистов в данной области техники с учетом изложенных здесь принципов. Кроме того, не предполагается, что описанные детали способов или конструкций имеют ограничения, кроме тех, которые описаны в приведенной ниже формуле изобретения. Поэтому очевидно, что конкретные иллюстративные варианты осуществления, раскрытые выше, могут быть изменены, объединены или модифицированы, и все такие изменения находятся в пределах объема настоящего изобретения. Хотя при описании композиций и способов используются термины "содержащий" или "включающий" различные компоненты или стадии, композиции и способы могут также «состоять по существу из» или состоять из различных компонентов и стадий. Все численные значения и диапазоны, описанные выше, могут варьироваться в некоторой степени. Всякий раз, когда описан численный диапазон, имеющий нижний предел и верхний предел, любое число и любой диапазон, попадающий в указанный диапазон, является специально раскрытым. В частности, каждый диапазон значений (в виде «от примерно a до примерно b» или, что эквивалентно, «приблизительно от a до b», или, что эквивалентно, «приблизительно a-b»), описанный в настоящем документе, следует понимать как включающий каждое число и диапазон, входящий в широкий диапазон значений. Кроме того, термины в формуле изобретения имеют свой понятный, обычный смысл, если иное явно и четко не определено заявителем. Кроме того, неопределенные артикли "a" или "an", используемые в формуле изобретения, обозначают один или более одного элемента, перед которыми он стоит. Если возникает какой-либо конфликт при использовании слова или термина в данном описании и в одном или нескольких патентах или других документах, которые могут быть включены в данное описание посредством ссылки, следует принять определения, которые согласуются с данным описанием.

1. Способ стабилизации подземной формации, содержащей гидрофильные минералы, включающий:
введение жидкости переднего фронта, содержащей первую водную базовую жидкость и первый стабилизатор глины, где первый стабилизатор глины присутствует в первой водной базовой жидкости в первой концентрации;
затем, сразу после жидкости переднего фронта, введение обрабатывающей жидкости, содержащей вторую водную базовую жидкость и второй стабилизатор глины, где второй стабилизатор глины присутствует во второй водной базовой жидкости во второй концентрации;
где первая концентрация первого стабилизатора глины выше, чем вторая концентрация второго стабилизатора глины и,
где первый стабилизатор глины и второй стабилизатор глины каждый независимо представляет собой по меньшей мере одно из следующих веществ: полимера, растворимого органического стабилизирующего соединения и любой их комбинации.

2. Способ по п.1, в котором жидкость переднего фронта дополнительно содержит добавку, выбранную из группы, состоящей из агента, снижающего трение, проппанта, утяжеляющей присадки, загустителя, саморазлагающихся полимерных частиц, частиц гидратируемых гелей, кислоты и любой их комбинации.

3. Способ по п.1 или 2, в котором первая концентрация первого стабилизатора глины составляет от 0,1 до 15 об.% от объема жидкости переднего фронта.

4. Способ по п.1, в котором первая водная базовая жидкость выбрана из группы, состоящей из пресной воды, соленой воды, морской воды, пластовой воды и любой их комбинации.

5. Способ по п.1, в котором обрабатывающая жидкость дополнительно содержит добавку, выбранную из группы, состоящей из агента модификации поверхности, агента, модифицирующего дзета-потенциал, агента, снижающего трение, проппанта, утяжеляющей присадки, загустителя, саморазлагающихся полимерных частиц, частиц гидратируемых гелей, уплотняющего агента, агента, повышающего клейкость, кислоты и любой их комбинации.

6. Способ по п.1, в котором вторая концентрация второго стабилизатора глины составляет от 0,001 до 5 об.% от объема обрабатывающей жидкости.

7. Способ по п.1, в котором вторая водная базовая жидкость выбрана из группы, состоящей из пресной воды, соленой воды, морской воды, пластовой воды и любой их комбинации.

8. Способ по п.1, в котором первый стабилизатор глины и второй стабилизатор глины имеют одинаковый состав.

9. Способ по п.1, в котором первый стабилизатор глины и второй стабилизатор глины имеют разные составы.

10. Способ по п.1, в котором первый стабилизатор глины и второй стабилизатор глины имеют одинаковый состав; где первая концентрация первого стабилизатора глины составляет от 0,1 до 15 об.% от объема жидкости переднего фронта и где вторая концентрация второго стабилизатора глины составляет от 0,001 до 5 об.% от объема обрабатывающей жидкости.

11. Способ по п.1, в котором
жидкость переднего фронта вводят в подземную формацию под давлением выше давления матрицы, и
обрабатывающую жидкость вводят в подземную формацию под давлением выше давления матрицы, где
давление матрицы относится к давлениям ниже давления гидроразрыва пласта, то есть к давлению, которого недостаточно, чтобы создать или расширить трещины в подземной формации.

12. Способ по п.11, в котором первая концентрация первого стабилизатора глины составляет от 0,1 до 15 об.% от объема жидкости переднего фронта.

13. Способ по п. 11 или 12, в котором вторая концентрация второго стабилизатора глины составляет от 0,001 до 5 об.% от объема обрабатывающей жидкости.

14. Способ по п.11, в котором первый стабилизатор глины и второй стабилизатор глины имеют одинаковый состав.

15. Способ по п.11, в котором первый стабилизатор глины и второй стабилизатор глины имеют разные составы.

16. Способ стабилизации подземной формации, содержащей гидрофильные минералы, включающий:
введение в подземную формацию жидкости переднего фронта, содержащей первый концентрированный стабилизатор глины, под давлением выше давления матрицы, для ингибирования набухания глины в подземной формации,
где первый стабилизатор глины готовят в пресной воде в концентрации от 0,1 до 15 об.% от объема жидкости переднего фронта;
затем, сразу после жидкости переднего фронта, введение в подземную формацию жидкости гидроразрыва, содержащей второй стабилизатор глины, для разрыва подземной формации и ингибирования набухания глины в подземной формации, подвергнутой гидроразрыву,
где второй стабилизатор глины готовят в пресной воде в концентрации от 0,001 до 5 об.% от объема жидкости гидроразрыва; и
где первый и второй стабилизаторы глины в жидкости переднего фронта и в жидкости гидроразрыва имеют одинаковый химический состав и выбраны из группы, состоящей из полимера, растворимого органического стабилизирующего соединения и их комбинации,
где давление матрицы относится к давлениям ниже давления гидроразрыва пласта, то есть к давлению, которого недостаточно, чтобы создать или расширить трещины в подземной формации.



 

Похожие патенты:

Группа изобретений относится к герметизирующим композициям, включающим биутан, и к способам применения таких композиций в подземных операциях. Способ герметизирования подземной формации включает получение герметизирующей композиции, содержащей водную текучую среду, диутановый состав по меньшей мере одну гелевую систему.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к составам для глушения скважин. Состав полисахаридного геля для глушения скважин, содержащий минерализованную воду, полученную растворением в пресной воде минеральных солей, и полисахаридный загуститель, содержит в качестве минеральной соли хлорид кальция и/или нитрат кальция, в качестве полисахаридного загустителя - биополимер «Биомикс Плюс» и дополнительно биоцид «Биолан» при следующем соотношении компонентов, масс.

Изобретение относится к использованию биоцидов при эксплуатации нефтяных и газовых скважин. Способ подавления бактериального заражения в жидкости для гидроразрыва пласта, включающий добавление определенного количества перуксусной кислоты, достаточного для подавления роста бактерий, в жидкость для гидроразрыва пласта, включающую воду, по крайней мере, один полимерный загуститель, по крайней мере, один расклинивающий агент, включает также добавление по крайней мере одного поглотителя кислорода, вводимого до перуксусной кислоты.

Изобретение относится к составам для предотвращения неорганических отложений и может быть использовано в нефтяной и теплоэнергетической промышленности для предотвращения солеотложений в водных системах.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к составам для изоляции и ограничения водопритока в скважины, и может быть использовано при изоляции заколонного и межколонного пространства, герметизации обсадных колонн, герметизации резьбовых соединений и изоляции обводнившихся пропластков в нефтяных и газовых скважинах.

Изобретение относится к бурению нефтяных и газовых скважин, а именно к способам предупреждения и ликвидации поглощений бурового раствора в процессе строительства скважины.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к технологии изготовления керамических проппантов, предназначенных для использования в качестве расклинивающих агентов при добыче нефти или газа методом гидравлического разрыва пласта - ГРП.

Изобретение относится к способу добычи нефти путем заводнения микроэмульсией Винзор типа III, в котором через не менее чем одну нагнетательную скважину в нефтяное месторождение закачивают предназначенный для снижения поверхностного натяжения между нефтью и водой до значений менее 0,1 мН/м водный состав, поверхностно-активных веществ, содержащий, по крайней мере, одно ионное поверхностно-активное вещество, а из месторождения через не менее чем одну эксплуатационную скважину добывают сырую нефть, отличающийся тем, что используют водный состав поверхностно-активных веществ, содержащий, по крайней мере, одно поверхностно-активное вещество общей формулы R1-O-(D)n-(B)m-(A)l-XY-M+, где R1 означает линейный или разветвленный насыщенный или ненасыщенный алифатический и/или ароматический углеводородный остаток с числом атомов углерода от восьми до тридцати, A означает этиленоксидную группу, B означает пропиленоксидную группу и D означает бутиленоксидную группу, l означает число от 0 до 99, m означает число от 0 до 99 и n означает число от 1 до 99, X означает алкильную или алкиленовую группу с числом атомов углерода от 0 до 10, M+ означает катион и Y- выбирают из группы: сульфатные группы, сульфонатные группы, карбоксилатные группы и фосфатные группы, при этом группы A, B и D могут иметь статистическое или чередующееся распределение или же они могут присутствовать в виде двух, трех, четырех или нескольких блоков в любой последовательности, сумма l+m+n лежит в пределах от 3 до 99 и содержание 1,2-бутиленоксидных групп из расчета на все количество бутиленоксидных групп составляет не менее 80%.

Изобретение касается способа регулирования свойств линейного теплового расширения цементного раствора при размещении в подземной скважине, имеющей по крайней мере одну обсадную трубу, путем введения в состав цементного раствора углеродистого материала для того, чтобы коэффициент линейного расширения раствора был выше, чем у схватившегося цемента, не содержащего углеродистый материал.

Изобретение относится к ремонтно-изоляционному тампонажному составу на основе магнезиальных вяжущих веществ и может быть использовано в нефтяной и газовой промышленности, в процессах бурения и ремонта нефтяных, газовых и водяных скважин.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам установки временных мостов в горизонтальных скважинах. Способ установки легкоразрушаемого цементного моста в горизонтальной скважине включает спуск в горизонтальную скважину колонны насосно-компрессорных труб - НКТ до интервала установки моста, закачку по колонне НКТ в интервал установки моста цементного раствора и мела, а также буферной жидкости, разрушение моста после проведения ремонтных работ раствором соляной кислоты. В качестве цементного раствора используют облегченный тампонажный раствор плотностью 1270-1410 кг/м3 на основе седиментационно-устойчивого тампонажного материала - СУТМ при следующем соотношении ингредиентов, мас.ч.: СУТМ 29,2-49,3, мел 9,8-23,4, вода остальное. В качестве буферной жидкости используют глинистый раствор на основе бентонитового глинопорошка плотностью 1130 кг/м, который закачивают до и после закачки облегченного тампонажного раствора в объеме не более 25% от объема облегченного тампонажного раствора, причем для разрушения моста из облегченного тампонажного раствора используют 12%-ную ингибированную соляную кислоту, которую закачивают в горизонтальную скважину в объеме колонны НКТ, производят технологическую выдержку для разрушения моста в течение 8 ч, после чего промывкой удаляют продукты реакции из горизонтальной скважины. Технический результат - повышение герметичности при установке моста в горизонтальной скважине, повышение прочности устанавливаемого моста. 3 табл.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам установки временных мостов в горизонтальных скважинах. Способ установки легкоразрушаемого цементного моста в горизонтальной скважине включает спуск в горизонтальную скважину колонны насосно-компрессорных труб - НКТ - до интервала установки моста, закачку по колонне НКТ в интервал установки моста цементного раствора и мела, а также буферной жидкости, разрушение моста после проведения ремонтных работ раствором соляной кислоты. В качестве цементного раствора используют облегченный тампонажный раствор плотностью 1270-1410 кг/м3 на основе седиментационно-устойчивого тампонажного материала - СУТМ - при следующем соотношении ингредиентов, мас.ч.: СУТМ 29,2-49,3, мел 9,8-23,4, вода - остальное, причем в качестве буферной жидкости используют технологический раствор на основе ксантанового полимера плотностью 1010-1600 кг/м3, который закачивают до и после закачки облегченного тампонажного раствора в объеме не более 30% от объема облегченного тампонажного раствора, причем для разрушения моста из облегченного тампонажного раствора в горизонтальную скважину спускают колонну НКТ с гидромониторной насадкой и осуществляют гидромониторное воздействие на мост 12%-ной ингибированной соляной кислотой с вращением и осевым перемещением колонны НКТ с устья скважины, после чего промывкой удаляют продукты реакции из горизонтальной скважины. Технический результат - осуществление герметичной установки моста в горизонтальной скважине, повышение прочности устанавливаемого моста. 3 табл.
Изобретение относится к проппантам для гидравлического разрыва пласта - ГРП. Проппант для жидкости обработки скважин включает дискретные частицы подложки, такой как песок, покрытый смолой, содержащей продукт реакции Майяра между углеводами и соединением амина и/или аммония. Жидкость для ГРП, содержащая суспензию жидкости-носителя и проппанта, указанного выше. Способ стимулирования добычи сырой нефти из подземного пласта, включающий введение указанной выше жидкости в пласт. Изобретение развито в зависимых пунктах. Технический результат - повышение эффективности обработки пласта. 3 н. и 34 з.п. ф-лы, 5 пр.

Изобретение относится к области добычи углеводородов и может быть применено для интенсификации притока флюида к скважине за счет образования трещин в продуктивном пласте. Способ гидравлического разрыва пласта (ГРП) включает перфорацию стенок скважины в интервале пласта каналами глубиной не менее протяженности зоны концентрации напряжений в породах от ствола скважины, спуск колонны труб с пакером, посадку пакера над кровлей перфорированного продуктивного пласта, закачку по колонне труб в подпакерную зону гелированной жидкости разрыва с крепителем трещин и их продавку в трещину пласта. В качестве крепителя трещин применяют проппант. Концентрацию проппанта в жидкости разрыва постепенно увеличивают от 200 до 1000 кг/м3. По окончании закачки в колонну труб гелированной жидкости разрыва с проппантом в колонну труб закачивают химический реагент, представляющий смесь раствора карбамида CO(NH2)2 с добавлением раствора энзима уреазы и раствора нитрата кальция Ca(NO3)2 в пропорции 0,7:0,1:0,2, причем объем закачиваемого реагента определяют по математической формуле с учетом объема закачиваемого реагента, мощности пласта, вскрытого перфорацией, пористости пласта и радиуса крепления проппанта в трещине призабойной зоны пласта, а также учитывают приемистость пласта, подлежащего ГРП. После чего производят продавку реагента в пласт технологической жидкостью в полуторакратном объеме колонны труб, осуществляют технологическую выдержку в течение 24 ч, распакеровывают пакер, извлекают его и колонну труб на поверхность. Предлагаемый способ позволяет повысить эффективность ГРП за счет исключения выноса проппанта из призабойной зоны пласта в ствол скважины, повысить качество крепления призабойной зоны пласта, а также повысить проводимости трещины за счет равномерного распределения проппанта в трещине в призабойной зоне пласта. 1 ил.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к составам для предотвращения отложения асфальтенов, смол и парафинов, и может быть использовано в процессах добычи, транспорта и хранения нефти. Состав содержит в мас.%: неионогенное поверхностно-активное вещество - 1,0-20,0, моноэтаноламин - 0,5-7,0, производное сульфоновой кислоты - 1,0-20,0, метанол - 0,5-95,0, ароматический растворитель - остальное. Состав обладает высокой растворяющей, диспергирующей и моющей активностью по отношению к асфальтено-смоло-парафиновым отложениям различного типа и деэмульгирующим эффектом. 4 табл., 19 пр.
Настоящее изобретение относится к способу цементирования в подземном пласте, включающему обеспечение способной к схватыванию композиции с увеличенным временем сохранения прокачиваемости, содержащей гидравлический цемент, цементную пыль, воду и добавку, замедляющую схватывание, при этом способная к схватыванию композиция с увеличенным временем сохранения прокачиваемости может сохранять удобное для перекачивания насосом текучее состояние в течение, по меньшей мере, около одного дня; добавление в способную к схватыванию композицию с увеличенным временем сохранения прокачиваемости ускорителя схватывания цемента в количестве 0,1-4 мас.%, причем ускоритель содержит по меньшей мере две добавки из группы: хлористый кальций, формиат цинка, ацетат кальция; введение способной к схватыванию композиции с увеличенным временем сохранения прокачиваемости в ствол скважины; предоставление способной к схватыванию композиции с увеличенным временем сохранения прокачиваемости возможности схватиться. Изобретение развито в зависимых пунктах формулы изобретения. 10 з.п. ф-лы, 27 пр., 27 табл.

Изобретение относится к буровым растворам на водной основе и может найти применение при бурении нефтяных и газовых скважин, преимущественно при бурении неустойчивых глинистых пород. Технический результат - улучшение структурно-реологических показателей раствора: повышение динамического напряжения сдвига и статического напряжения сдвига, снижение пластической вязкости. Буровой раствор включает, мас.%: глинопорошок 2-5,46; полимер хлорида диаллилдиметиламмония Полидадмах 3-5; сульфат алюминия Al2(SO4)3·18H2O 0,5-6; каустическую соду 0,18-2,16; воду остальное. 1 з.п. ф-лы, 2 табл.

Изобретение относится к буровым растворам на водной основе и может найти применение при бурении нефтяных и газовых скважин, преимущественно при бурении неустойчивых глинистых пород. Технический результат - улучшение структурно-реологических показателей раствора - пластической вязкости и динамического напряжения сдвига, управление показателем фильтрации. Буровой раствор включает, мас.%: глинопорошок 2-5,46; Полидадмах 7-15; сульфат алюминия 0,2-0,5; воду остальное. 1 з.п. ф-лы, 1 табл.

Изобретение относится к бурению нефтяных и газовых скважин. Технический результат - повышение эффективности регулирования основных показателей бурового раствора, отсутствие отрицательного воздействия на окружающую среду. В способе приготовления реагента для химической обработки бурового раствора таниносодержащее вещество измельчают до размеров в пределах 1-2 мм и перемешивают в течение 2 часов в закрытой печи при температуре 90±5°С с бикарбонатом натрия и водой при следующем соотношении компонентов, мас.%: таниносодержащее вещество 64-73, бикарбонат натрия 20-30, вода остальное, после чего при температуре 100±5°С высушивают в печи до влажности в пределах 5-10%, и полученный реагент измельчают до размеров 0,25-0,30 мм. 2 табл., 13 пр.

Изобретение относится к буровым растворам на водной основе и может найти применение при бурении нефтяных и газовых скважин, преимущественно при бурении неустойчивых набухающих пластичных глин и аргиллитов. Технический результат - улучшение структурно-реологических и фильтрационных свойств раствора c одновременным снижением расхода понизителя фильтрации. Буровой раствор включает, мас.%: глинопорошок 2-5,46; Полидадмах 3-5; гидроксиэтилцеллюлозу 0,2-0,5; воду остальное. 1 з.п. ф-лы, 2 табл.
Наверх