Способ разработки неоднородного нефтяного пласта

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к изменению фильтрационных характеристик неоднородных пластов, увеличению нефтеотдачи пластов и снижению обводненности добывающих скважин с получением максимального эффекта на поздней стадии разработки нефтяной залежи. Технический результат - повышение эффективности добычи нефти за счет увеличения охвата пласта воздействием и снижения обводненности добывающих скважин, расширение технологических возможностей способа. В способе разработки неоднородного нефтяного пласта, включающем закачку в скважину водной суспензии древесной муки и полимера, предварительно определяют начальную удельную приемистость скважины, в качестве дисперсной фазы используют смесь древесной муки и полимера, в качестве дисперсионной среды используют закачиваемую воду с минерализацией от 0,15 до 300 г/л, в качестве полимера используют высоковязкую оксиэтилцеллюлозу - ОЭЦ, осуществляют закачку указанной водной суспензии древесной муки и ОЭЦ двумя оторочками, первую оторочку указанной водной суспензии закачивают до снижения удельной приемистости скважины на 15-30% от начальной удельной приемистости скважины при следующем содержании компонентов, мас. %: древесная мука 0,3-1,5, ОЭЦ 0,001-0,5, закачиваемая вода с минерализацией от 0,15 до 300 г/л остальное, затем осуществляют закачку второй оторочки указанной водной суспензии до снижения удельной приемистости на 5-10% от начальной удельной приемистости скважины при следующем содержании компонентов, мас. %.: древесная мука 0,001-0,5, ОЭЦ 0,005-1,0, закачиваемая вода с минерализацией от 0,15 до 300 г/л остальное, причем указанные оторочки закачивают в объемном соотношении 1:(1-7). 3 табл., 2 пр.

 

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам добычи нефти из неоднородного нефтяного пласта путем регулирования охвата пласта заводнением и перераспределения фильтрационных потоков.

Известен способ разработки обводненного неоднородного пласта нефтяной залежи, включающий закачку в пласт водной суспензии дисперсных частиц (пат. RU №2043494, МПК E21B 43/32, E21B 33/138, опубл. 10.09.1995 г., бюл. №25). В качестве дисперсных частиц используют древесную муку.

Недостатком известного способа является низкая эффективность, обусловленная недостаточной водоизолирующей способностью из-за быстрого размыва нагнетаемой водой.

Известен способ разработки обводненного неоднородного нефтяного пласта, включающий закачку водных суспензий древесной муки и глины (пат. RU №2116439, МПК E21B 43/22, опубл. 27.07.1998 г., бюл. №21).

Недостатком способа является низкая эффективность вследствие невозможности полного блокирования промытых водой высокопроницаемых зон пласта.

Известен способ разработки неоднородных по проницаемости нефтяных пластов, включающий закачку полисахаридного реагента - целлюлозно-полимерного комплекса - (ЦПК) и суспензии наполнителя (пат. RU №2496978, МПК E21B 43/22, опубл. 27.10.2013 г., бюл. №30). В качестве наполнителя используют древесную муку, или доломитовую муку, или бентонитовый глинопорошок.

Недостатком данного способа является низкая эффективность из-за недостаточно глубокой обработки пласта вследствие низкой проникающей способности состава в поры пласта.

Известен способ регулирования разработки нефтяных месторождений заводнением, включающий закачку в пласт водного раствора полимера и суспензии дисперсных частиц (пат. RU №2090746, МПК E21B 43/22, опубл. 20.09.1997 г., бюл. №26). В качестве полимера используют полиакриламид, или полиоксиэтилен, или карбоксиметилцеллюлозу. В качестве дисперсных частиц используют известковый порошок, кварцевый песок, диамитовую муку, смесь древесной муки с глинопорошком, глинопорошок.

Недостатком этого способа является низкая эффективность из-за низких значений остаточного фактора сопротивления. Также водорастворимые полимеры снижают реологические свойства в минерализованной воде, что снижает эффективность способа.

Наиболее близким по технической сущности и решаемой задаче является способ добычи нефти, включающий закачку в пласт дисперсии твердых частиц в водном растворе полимера или щелочи (пат. RU №2057914, МПК E21B 43/22, опубл. 10.04.1996 г., бюл. №10). В качестве полимера используют полиакриламид, или полиоксиэтилен, или карбоксиметилцеллюлозу при концентрации 0,005-1,0 мас. %. В качестве твердых частиц используют древесную муку.

Недостатками известного способа являются:

- во-первых, низкая эффективность блокирования высокопроницаемых зон пласта набухшими частицами древесной муки, образующимися по мере продвижения по пласту;

- во-вторых, невозможность глубокой обработки пласта. При закачке дисперсных частиц в водном растворе указанных полимеров происходит процесс флокуляции, вследствие которого образуются крупные полимер-дисперсные частицы, характеризующиеся низкой проникающей способностью в поровое пространство;

- в-третьих, низкая эффективность способа из-за недостаточно высоких значений фильтрационного сопротивления;

- в четвертых, низкое качество состава, так как водорастворимые полимеры (полиакриламид, полиоксиэтилен, карбоксиметилцеллюлоза) подвержены солевой деструкции. В результате снижается охват пласта вытеснением, что приводит к снижению коэффициента нефтеизвлечения.

Техническими задачами изобретения являются повышение эффективности добычи нефти за счет увеличения охвата пласта воздействием и снижения обводненности добывающих скважин, улучшения качества закачиваемого состава в пласт, а также расширение технологических возможностей способа.

Поставленные технические задачи решаются способом разработки неоднородного нефтяного пласта, включающим закачку в скважину водной суспензии древесной муки и полимера.

Новым является то, что предварительно определяют начальную удельную приемистость скважины, в качестве дисперсной фазы используют смесь древесной муки и полимера, в качестве дисперсионной среды используют закачиваемую воду с минерализацией от 0,15 до 300 г/л, в качестве полимера используют высоковязкую оксиэтилцеллюлозу - ОЭЦ, осуществляют закачку указанной водной суспензии древесной муки и ОЭЦ двумя оторочками, первую оторочку указанной водной суспензии закачивают до снижения удельной приемистости скважины на 15-30% от начальной удельной приемистости скважины при следующем содержании компонентов, мас. %:

древесная мука 0,3-1,5
ОЭЦ 0,001-0,5
закачиваемая вода с минерализацией от 0,15 до 300 г/л остальное

затем осуществляют закачку второй оторочки указанной водной суспензии до снижения удельной приемистости на 5-10% от начальной удельной приемистости скважины при следующем содержании компонентов, мас. %:

древесная мука 0,001-0,5
ОЭЦ 0,005-1,0
закачиваемая вода с минерализацией от 0,15 до 300 г/л остальное

причем указанные оторочки закачивают в объемном соотношении 1:(1-7).

Для приготовления составов используются следующие реагенты:

- древесная мука (ДМ), выпускаемая по ГОСТ 16361-87;

- высоковязкая оксиэтилцеллюлоза отечественного или импортного производства, представляющая собой неионногенное производное целлюлозы, по внешнему виду - белый или слегка кремовый сыпучий порошок, не имеющий вкуса и запаха, с динамической вязкостью раствора с массовой долей 0,3% в пресной воде не менее 25 мПа⋅с;

- вода с минерализацией от 0,15 до 300 г/л.

Эффективность предлагаемого способа и способа по прототипу в лабораторных условиях оценивалась по двум показателям - остаточному фактору сопротивления (ОФС) и коэффициенту нефтеизвлечения. Эксперименты проводят на моделях пласта, представляющих собой две одинаковые трубки (длиной 0,5 м, площадью поперечного сечения 6,4 см2). Подбором величины зерен кварцевого песка создают необходимую проницаемость каналов модели пласта. Через модель пропускают пресную или минерализованную воду, которую затем замещают нефтью плотностью 0,805-0,887 г/см3. Далее проводят вытеснение нефти водой с минерализацией от 0,15 до 300 г/л с замером на выходе объемов нефти и воды. В табл. 1 приведены результаты по определению остаточного фактора сопротивления и коэффициента нефтеизвлечения при закачке водной суспензии древесной муки и высоковязкой оксиэтилцеллюлозы оторочками через модель пласта.

Пример 1. В модель пласта закачивают водную суспензию смеси древесной муки и высоковязкой оксиэтилцеллюлозы – ОЭЦ, двумя оторочками в объемном соотношении 1:1. Закачивают первую оторочку водной суспензии смеси древесной муки с концентрацией 0,3 мас. %, ОЭЦ с концентрацией 0,001 мас. %, воды с минерализацией 0,15 г/л - 99,699 мас. % в объеме 15 см3, затем закачивают вторую оторочку водной суспензии смеси древесной муки с концентрацией 0,001 мас. %, ОЭЦ с концентрацией 0,005 мас. %, воды с минерализацией 0,15 г/л - 99,994 мас. % в объеме 15 см3. Проводят довытеснение нефти водой с минерализацией 0,15 г/л путем закачки воды с замером на выходе объемов нефти и воды. Коэффициент нефтеизвлечения составляет 79,8, а остаточный фактор сопротивления (ОФС) - 56 (см. табл. 1, опыт 1).

Как видно из таблицы 1, ОФС по предлагаемому способу добычи нефти возрастает по сравнению с прототипом в 8-30 раз. Коэффициент нефтевытеснения увеличивается в 1,5-2,0 раза.

Способ осуществляют в следующей последовательности.

Выбирают участок нагнетательной скважины и проводят анализ его разработки. Проводят комплекс гидродинамических и геофизических исследований. Определяют оставшиеся запасы нефти по участку нагнетательной скважины с корректировкой по горизонтам и пластам. Определяют начальную удельную приемистость нагнетательной скважины, минерализацию закачиваемой воды, допустимое давление на эксплуатационную колонну и продуктивные пласты. Определяют добывающие скважины, гидродинамически связанные с нагнетательной скважиной. На основе анализа геолого-технологических показателей (проницаемости коллектора, толщины нефтенасыщенного продуктивного пласта, пористости, дебита по нефти и жидкости по участку, обводненности добываемой продукции), начальной удельной приемистости нагнетательной скважины определяют объемное соотношение оторочек и рассчитывают объемы закачки оторочек водной суспензии древесной муки и ОЭЦ.

Приготовление и закачку водной суспензии древесной муки и ОЭЦ осуществляют существующими в нефтедобыче стандартными установками типа КУДР, ЦА-320 и т.д.

Водную суспензию древесной муки и ОЭЦ готовят непосредственно перед закачкой в пласт через нагнетательную скважину следующим образом.

В закачиваемую воду, поступающую по водоводу с кустовой насосной станции (КНС) с минерализацией от 0,15 до 300 г/л, через воронку со струйным насосом с помощью шнекового дозатора дозируют смесь древесной муки и ОЭЦ. При смешении с закачиваемой водой образуется водная суспензия, которая подается в смесительную емкость. Полученную водную суспензию древесной муки и ОЭЦ закачивают через нагнетательную скважину.

Водную суспензию древесной муки и ОЭЦ закачивают двумя оторочками в объемном соотношении 1:(1-7). Первую оторочку водной суспензии закачивают в пласт до снижения удельной приемистости скважины на 15-30% от начальной удельной приемистости скважины при следующем содержании компонентов, мас. %: древесная мука - 0,3-1,5, ОЭЦ - 0,001-0,5, закачиваемая вода с минерализацией от 0,15 до 300 г/л - остальное.

Затем закачивают в пласт вторую оторочку водной суспензии древесной муки и ОЭЦ до снижения удельной приемистости скважины на 5-10% от начальной удельной приемистости скважины при следующем содержании компонентов, мас. %: древесная мука - 0,001-0,5, ОЭЦ - 0,005-1,0, закачиваемая вода с минерализацией от 0,15 до 300 г/л - остальное.

После закачки в пласт двух оторочек их продавливают в пласт водой с водовода в объеме насосно-компрессорных труб (НКТ) плюс 1,0-10,0 м3.

Объем закачиваемых оторочек водной суспензии древесной муки и ОЭЦ для каждой скважины индивидуален и зависит от приемистости нагнетательной скважины при давлении на водоводе и работающей толщины пласта.

Пример конкретного выполнения

В качестве объекта опытно-промышленных работ был выбран участок с одной нагнетательной и тремя добывающими скважинами. Пласты представлены терригенными коллекторами проницаемостью 0,5 мкм2, нефтенасыщенностью 86,5%, пористостью 22,1-23,4%, нефтенасыщенная толщина пласта - 11,2 м. Среднесуточный дебит нефти на одну добывающую скважину составляет 4,2 т, средняя обводненность добываемой жидкости - 85% (от 75% до 88%). Определяют объемное соотношение оторочек водной суспензии древесной муки и полимера и рассчитывают их объемы закачки в зависимости от начальной удельной приемистости нагнетательной скважины. Начальная удельная приемистость нагнетательной скважины составляет 40 м3/сут/МПа. Максимальное допустимое давление на эксплуатационную колонну составляет 12,0 МПа (пример 1, табл. 2).

Для нагнетательной скважины согласно анализу разработки участка объемное соотношение первой и второй оторочек водной суспензии древесной муки и ОЭЦ составляет 1:2, объем первой оторочки водной суспензии древесной муки с концентрацией 0,3 мас. % и ОЭЦ с концентрацией 0,001 мас. %, закачиваемой воды с минерализацией 0,15 г/л - 99,699 мас. % составляет 100 м3, объем второй оторочки водной суспензии древесной муки с концентрацией 0,001 мас. % и ОЭЦ с концентрацией 0,005 мас. %, закачиваемой воды с минерализацией 0,15 г/л - 99,994 мас. % составляет 200 м3.

Приготовление и закачку оторочек водных суспензий древесной муки и ОЭЦ проводят с помощью установки КУДР.

Первую оторочку водной суспензии древесной муки и ОЭЦ в объеме 100 м3 готовят следующим образом.

В закачиваемую воду, поступающую по водоводу с КНС с минерализацией 0,15 г/л (99,699 т), через воронку со струйным насосом с помощью шнекового дозатора дозируют смесь древесной муки с концентрацией 0,3 мас. % и ОЭЦ с концентрацией 0,001 мас. % При смешении с закачиваемой водой образуется водная суспензия, которая подается в смесительную емкость. Полученную водную суспензию древесной муки и ОЭЦ закачивают через нагнетательную скважину в пласт. Удельная приемистость скважины снизилась на 15%.

Затем готовят вторую оторочку водной суспензии древесной муки и ОЭЦ в объеме 200 м3.

В закачиваемую воду, поступающую по водоводу с КНС с минерализацией 0,15 г/л (199,994 т), через воронку со струйным насосом с помощью шнекового дозатора дозируют смесь древесной муки с концентрацией 0,001 мас. % и ОЭЦ с концентрацией 0,005 мас. %. При смешении с закачиваемой водой образуется водная суспензия, которая подается в смесительную емкость. Полученную водную суспензию древесной муки и ОЭЦ закачивают через нагнетательную скважину в пласт. Удельная приемистость скважины снизилась на 5%.

После закачки в пласт двух оторочек их продавливают в пласт водой с водовода в объеме 10,0 м3. В результате закачки изменились эксплуатационные показатели добывающих скважин: средняя обводненность добываемой продукции снизилась от 85,0% до 80,4%, дебит нефти по участку увеличился на 1,7 т (пример 1, табл. 3).

Остальные примеры осуществления способа разработки неоднородного нефтяного пласта выполняют аналогично, их результаты приведены в табл. 2, 3. Дополнительная добыча нефти в среднем составила более 1500 т.

Полученные результаты показывают, что в высокопроницаемых зонах пласта происходят блокирование и перераспределение фильтрационных потоков в пласте и, как следствие, подключение в работу неохваченных ранее воздействием нефтенасыщенных зон пласта, которые приводят к увеличению охвата пласта вытеснением в 1,3-1,6 раза.

Таким образом, предлагаемый способ разработки неоднородного нефтяного пласта позволяет увеличить охват пласта воздействием, снизить обводненность добывающих скважин, улучшить качество закачиваемого состава в пласт, что в конечном итоге приводит к повышению эффективности способа разработки неоднородного нефтяного пласта, а также расширению технологических возможностей способа.

Способ разработки неоднородного нефтяного пласта, включающий закачку в скважину водной суспензии древесной муки и полимера, отличающийся тем, что предварительно определяют начальную удельную приемистость скважины, в качестве дисперсной фазы используют смесь древесной муки и полимера, в качестве дисперсионной среды используют закачиваемую воду с минерализацией от 0,15 до 300 г/л, в качестве полимера используют высоковязкую оксиэтилцеллюлозу - ОЭЦ, осуществляют закачку указанной водной суспензии древесной муки и ОЭЦ двумя оторочками, первую оторочку указанной водной суспензии закачивают до снижения удельной приемистости скважины на 15-30% от начальной удельной приемистости скважины при следующем содержании компонентов, мас. %:

древесная мука 0,3-1,5
ОЭЦ 0,001-0,5
закачиваемая вода с минерализацией от 0,15 до 300 г/л остальное

затем осуществляют закачку второй оторочки указанной водной суспензии до снижения удельной приемистости на 5-10% от начальной удельной приемистости скважины при следующем содержании компонентов, мас. %:

древесная мука 0,001-0,5
ОЭЦ 0,005-1,0
закачиваемая вода с минерализацией от 0,15 до 300 г/л остальное

причем указанные оторочки закачивают в объемном соотношении 1:(1-7).



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к газодобывающей промышленности, в частности к способам разработки запасов газа из залежей природных гидратов. Технический результат - увеличение скорости выделения метана из гидратов и степени конверсии гидратного метана в свободный газ.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано при разработке пластов. В способе повышения нефтеотдачи трещиноватых, хорошо проницаемых, среднепроницаемых пористых пластов и пластов с искусственно созданными трещинами после гидравлического разрыва пласта, включающем закачку водного раствора, в котором суспендирована смесь модифицированного бентонитового глинопорошка - МБГП с добавкой и содержащего частично гидролизованный полиакриламид - ЧГПАА, в водном растворе суспендирована смесь, содержащая в качестве добавки кварцевый песок в соотношении МБГП к кварцевому песку от 10:1 до 4:1 при количестве 5-10 мас.

Изобретение относится к химии нефти и касается использования неорганических реагентов для нефтедобывающей промышленности, в частности, для кислотной и солевой обработки нефтесодержащего пласта, представленного неоднородными по проницаемости карбонатными или терригенными коллекторами.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности. Технический результат - повышение нефтеотдачи обводненного нефтяного пласта за счет доотмыва остаточной нефти.

Использование: изобретение относится к способам ингибирования образования газовых гидратов в различных углеводородсодержащих жидкостях и газах, содержащих воду и гидратообразующие агенты, и может быть использовано в процессах добычи, переработки и транспортировки углеводородного сырья для предотвращения образования газовых гидратов.

Изобретение относится к нефтедобыче. Технический результат - увеличение эффективности и успешности проведения обработки призабойной зоны ОПЗ.

Изобретение относится к операциям обработки скважин с использованием реагентов. Композит для обработки скважин, содержащий реагент для обработки скважин и обожженный пористый оксид металла, где пористость и проницаемость обожженного пористого оксида металла является такой, что реагент для обработки скважин адсорбируется во внутрипоровых пространствах пористого оксида металла, и кроме того: площадь поверхности обожженного пористого оксида металла составляет от приблизительно 1 м2/г до приблизительно 10 м2/г, диаметр частиц 0,1 3 мм и объем пор указанного оксида металла от 0,01 до 0,10 см3/г.

Группа изобретений относится к тепловым способам извлечения углеводородов из подземных формаций. Технический результат - увеличение добычи продукции при таком же количестве вводимого пара, повышение тепловой эффективности, снижение поверхностного натяжения нефть-вода.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке неоднородных пластов сверхвязкой нефти. Технический результат - повышение коэффициента нефтеизвлечения неоднородных пластов сверхвязкой нефти.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при эксплуатации скважины, добывающей вязкую нефтяную эмульсию. Способ эксплуатации скважины включает оборудование скважины колонной насосно-компрессорных труб (НКТ) с штанговым глубинным насосом, фильтром, кабелем и капиллярным трубопроводом.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к изоляции газа, поступающего из газовой шапки в нефтяную часть нефтегазовой залежи, в частности в интервал перфорации нефтяной добывающей скважины.

Изобретение относится к производству проппантов - расклинивающих гранул, применяемых при добыче нефти и газа методом гидравлического разрыва пласта. Технический результат - уменьшение плотности проппанта и использование техногенных отходов при производстве проппантов.

Изобретение относится к усовершенствованным композициям поверхностно-активных веществ. Описана композиция поверхностно-активного вещества, содержащая молекулы алкиларилсульфоната, причем более 30 масс.

Изобретение относится к газодобывающей промышленности, в частности к способам разработки запасов газа из залежей природных гидратов. Технический результат - увеличение скорости выделения метана из гидратов и степени конверсии гидратного метана в свободный газ.
Изобретение относится к области интенсификации добычи сланцевого газа и сланцевой нефти методом гидроразрыва пласта - ГРП, в частности к способам получения расклинивающих агентов, используемых в составе рабочей жидкости ГРП.

Группа изобретений относится к установке для обезвреживания высокоминерализованных отходов бурения, содержащих нефтепродукты, тяжелые металлы, синтетические поверхностно-активные вещества и другие загрязнители, основанной на введении отверждающего состава, и способу, осуществляемому с ее использованием.

Группа изобретений относится к добыче нефти и газа. Технический результат - высокая способность к гидролизу при низкой температуре реагента жидкости, применяемой при бурении и обработке пласта.

Изобретение относится к композиции водного понизителя температуры застывания в виде дисперсии для улучшения текучести сырой нефти при низких температурах. Композиция содержит сополимер этилена-винилацетата, диспергатор, воду и необязательно водный понизитель температуры застывания.

Изобретение относится к способу получения композиции водного понизителя температуры застывания в виде дисперсии для улучшения текучести сырой нефти при низких температурах.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано при освоении скважин. Технологическая жидкость содержит водоудерживающий и загущающий компонент - крахмал марки МК-Ф, ингибитор набухания глинистых минералов - калий углекислый, гидрофобизирующий агент ГФ-1 марки К, кальцинированную соду и воду при следующем соотношении ингредиентов, мас.%: кальцинированная сода 0,1-0,2, крахмал марки МК-Ф 1,8-2,5, калий углекислый 5-25, ГФ-1 марки К 0,1-0,25, вода - остальное.
Предлагаемое изобретение относится к области технологических процессов и может быть использовано в горном деле для интенсификации добычи тяжелых высоковязких нефтей, а также в химической, лакокрасочной, текстильной промышленности. Цели достигают тем, что создают растворимый в полярных и неполярных жидкостях катализатор проведением реакции взаимодействия при нагревании лигандообразующего компонента и каталитической основы - оксида металла группы железа, в температурном диапазоне от плюс 50° до +200°C. В качестве лигандообразующего компонента используют алкилбензолсульфокислоту, в качестве оксида металла - оксид железа (III)-Fe2O3, двойной оксид железа FeO⋅Fe2O3, а также иные металлы группы железа, а именно - кобальт Co и никель Ni. Катализатор применяют путем растворения его в рабочей жидкости, которую вводят в пласт, исходя из расчета массового расхода катализатора в рабочей жидкости в диапазоне от 1⋅10-3 до 2⋅10° % от ожидаемого количества добываемой нефти конкретного месторождения с учетом физико-химической природы флюидов и породы пласта. Воздействие заявляемого катализатора на нефть приводит к снижению доли тяжелых фракций и увеличению доли легких фракций, существенному снижению вязкости и повышению текучести этой нефти. 2 н. и 9 з.п. ф-лы.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к изменению фильтрационных характеристик неоднородных пластов, увеличению нефтеотдачи пластов и снижению обводненности добывающих скважин с получением максимального эффекта на поздней стадии разработки нефтяной залежи. Технический результат - повышение эффективности добычи нефти за счет увеличения охвата пласта воздействием и снижения обводненности добывающих скважин, расширение технологических возможностей способа. В способе разработки неоднородного нефтяного пласта, включающем закачку в скважину водной суспензии древесной муки и полимера, предварительно определяют начальную удельную приемистость скважины, в качестве дисперсной фазы используют смесь древесной муки и полимера, в качестве дисперсионной среды используют закачиваемую воду с минерализацией от 0,15 до 300 гл, в качестве полимера используют высоковязкую оксиэтилцеллюлозу - ОЭЦ, осуществляют закачку указанной водной суспензии древесной муки и ОЭЦ двумя оторочками, первую оторочку указанной водной суспензии закачивают до снижения удельной приемистости скважины на 15-30 от начальной удельной приемистости скважины при следующем содержании компонентов, мас. : древесная мука 0,3-1,5, ОЭЦ 0,001-0,5, закачиваемая вода с минерализацией от 0,15 до 300 гл остальное, затем осуществляют закачку второй оторочки указанной водной суспензии до снижения удельной приемистости на 5-10 от начальной удельной приемистости скважины при следующем содержании компонентов, мас. .: древесная мука 0,001-0,5, ОЭЦ 0,005-1,0, закачиваемая вода с минерализацией от 0,15 до 300 гл остальное, причем указанные оторочки закачивают в объемном соотношении 1:. 3 табл., 2 пр.

Наверх