Способ разработки неоднородного нефтяного пласта

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам разработки неоднородного нефтяного пласта микробиологическим воздействием. Технический результат - увеличение охвата пласта за счет блокирования высокопроницаемых зон пласта и вовлечения в разработку низкопроницаемых, ранее неохваченных пропластков, увеличение нефтеотдачи пласта и снижение обводненности добывающих скважин, а также расширение технологических возможностей способа. В способе разработки неоднородного нефтяного пласта, включающем закачку в нагнетательную скважину углеводородокисляющих бактерий - УОБ в растворе питательного вещества, продавливание в пласт водой, остановку скважины на технологическую выдержку, в качестве питательного вещества используют диаммонийфосфат, до указанной закачки УОБ осуществляют закачку смеси водорастворимого природного полимера - ВПП и бродильных бактерий, где используют в качестве ВПП оксиэтилцеллюлозу, или натрий-карбоксиметилцеллюлозу, или ксантан, или гуар, в качестве бродильных бактерий - природный источник, содержащий сообщество микроорганизмов, представленных семействами: Enterobacteriaceae, Clostridiaceae, Enterococcaceae, а закачку указанной смеси осуществляют до снижения удельной приемистости скважины на 10-30% при следующем соотношении компонентов смеси, мас. %: ВПП 0,05-2,0, бродильные бактерии 0,005-2,0, вода - остальное. 1 пр., 3 табл.

 

Предложение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам разработки неоднородного нефтяного пласта микробиологическим воздействием.

Известен способ разработки нефтяного месторождения (пат. RU №2060373, МПК Е21В 43/22, опубл. 20.05.1996 г., Бюл. №14), включающий закачку в пласт водного раствора полиакриламида и поверхностно-активного вещества, в качестве которого используют биологическое поверхностно-активное вещество КШАС (биоПАВ КШАС) - продукт жизнедеятельности бактерий рода Pseuodomonas acruginosa S-7 при массовом соотношении полиакриламида и биоПАВ КШАС 1:2,5 соответственно.

Данный способ недостаточно эффективен в неоднородных по проницаемости пластах, так как используемый состав недостаточно способствует отмыву нефти при последующем ее вытеснении.

Известен способ разработки нефтяного пласта (пат. RU №2078916, МПК Е21В 43/22, опубл. 10.05.1997 г., Бюл. №13), включающий закачку в пласт состава, содержащего углеводородокисляющие бактерии, питательную среду, минеральную добавку и воду. В качестве питательной среды он содержит органическое удобрение, а в качестве минеральной добавки - диаммонийфосфат.

Недостатком известного способа является его низкая эффективность в промытых высокопроницаемых зонах пласта из-за недостаточного увеличения фильтрационного сопротивления, что в конечном итоге приводит к низкому охвату пласта воздействием. В результате нефтеотдача пластов остается невысокой.

Наиболее близким по технической сущности является способ разработки нефтяного пласта (пат. RU №1774691, МПК Е21В 43/22, опубл. 20.09.1995 г., Бюл. №26), включающий закачку в пласт углеводородокисляющих бактерий - микроорганизмов в растворе питательного вещества.

Недостатками известного способа являются высокая потеря углеводородокисляющих бактерий в растворе питательного вещества в промытых высокопроницаемых зонах пласта, недостаточное подключение в разработку ранее неохваченных низкопроницаемых нефтенасыщенных пропластков и вследствие этого незначительный охват пласта воздействием. Использование данного способа в неоднородных нефтяных пластах незначительно увеличивает нефтеотдачу.

Задачами изобретения являются увеличение охвата пласта за счет блокирования высокопроницаемых зон пласта и вовлечения в разработку низкопроницаемых ранее неохваченных пропластков, увеличение нефтеотдачи пласта и снижение обводненности добывающих скважин, а также расширение технологических возможностей способа.

Решение указанных задач обеспечивается тем, что в способе разработки неоднородного нефтяного пласта, включающем закачку в нагнетательную скважину углеводородокисляющих бактерий - УОБ в растворе питательного вещества, продавливание в пласт водой, остановку скважины на технологическую выдержку, в качестве питательного вещества используют диаммонийфосфат, до закачки УОБ в растворе питательного вещества осуществляют закачку смеси водорастворимого природного полимера - ВПП и бродильных бактерий, где используют в качестве ВПП оксиэтилцеллюлозу или натрий-карбоксиметилцеллюлозу, или ксантан, или гуар, в качестве бродильных бактерий - природный источник, содержащий сообщество микроорганизмов, представленных семействами: Enterobacteriaceae, Clostridiaceae, Enterococcaceae, а закачку указанной смеси осуществляют до снижения удельной приемистости скважины на 10-30% при следующем соотношении компонентов смеси, мас. %:

ВПП 0,05-2,0
бродильные бактерии 0,005-2,0
вода остальное

В качестве УОБ используют биопрепараты, представляющие собой сообщество углеводородокисляющих микроорганизмов родов Rhodococcus, Pseudomonas и Yarrovia, способных эффективно окислять широкий спектр углеводородов нефти, в том числе и ароматические углеводороды, в широком диапазоне кислотности среды рН 4,5-9,5, температур от 5 до 45°С и минерализации воды 0,15-150 г/л.

В качестве питательного вещества используют диаммонийфосфат пищевой (ДАФ), выпускаемый по ГОСТ 8515-75, представляющий собой неорганическое соединение - кислую аммонийную соль ортофосфорной кислоты.

Для приготовления смеси, состоящей из ВПП и бродильных бактерий, используют следующие реагенты:

- оксиэтилцеллюлозу (ОЭЦ) отечественного или импортного производства, представляющую собой неионногенное производное целлюлозы, по внешнему виду белый или слегка кремовый сыпучий порошок, не имеющий вкуса и запаха;

- натрий-карбоксиметилцеллюлозу (КМЦ) со степенью замещения по карбоксиметильным группам не менее 70 и степенью полимеризации более 800;

- ксантан отечественного или импортного производства, представляющий собой экзополисахарид, полученный путем ферментации с использованием бактерии Xanthomonas campestris;

- гуар отечественного или импортного производства, представляющий собой нейтральный водорастворимый полисахарид, который содержит остатки галактозы и имеет общую структуру галактоманнанов и получаемый экстракцией из семян растения Cyanaposis tetragonolobus - зернобобовой культуры;

- в качестве бродильных бактерий используют природный источник, содержащий сообщество микроорганизмов, представленных семействами: Enterobacteriaceae, Clostridiaceae, Enterococcaceae, способное к продукции растворителей (кетонов, спиртов), газов (углекислого газа, молекулярного водорода), летучих жирных кислот при использовании углеводных субстратов - сахара, крахмала, в широком диапазоне кислотности среды рН 4,5-9,5, температур от 5 до 45°С и минерализации воды 0,15-150 г/л). В качестве природного источника используют сапропель, представляющий собой отложения пресноводных водоемов, состоящие из органического вещества и минеральных примесей, формирующиеся в результате биохимических, микробиологических и физико-механических процессов из остатков растительных и животных организмов, населяющих водоем;

- воду пресную или техническую с минерализацией 0,15-150 г/л.

В процессе закачки в пласт смеси ВПП и бродильных бактерий происходит снижение проницаемости высокопроницаемых зон пласта за счет их блокирования вязким раствором, содержащим ВПП и, как следствие, увеличение охвата пласта воздействием.

Затем осуществляют закачку УОБ в растворе ДАФ, который за счет своей низкой вязкости поступает в менее проницаемые нефтенасыщенные пропластки.

После закачки УОБ в растворе ДАФ и продавливания в пласт воды скважину останавливают на технологическую выдержку.

Во время технологической выдержки в более проницаемых пропластках происходит постепенное микробиологическое расщепление полисахаридов бродильными бактериями, что приводит к образованию комплекса нефтевытесняющих агентов, включающих растворители и спирты, способствующих улучшению извлечения остаточной нефти, характеризующейся повышенной вязкостью, а в менее проницаемых пропластках происходит преобразование УОБ углеводородов нефти в нефтевытесняющие агенты (биоПАВ, летучие жирные кислоты), улучшающие смачиваемость породы, снижающие межфазное натяжение в системе вода-нефть-порода и повышающих проницаемость пропластка, что приводит к увеличению нефтеотдачи.

Способ в промысловых условиях осуществляют следующим образом.

Предварительно проводят подготовительные работы. Выбирают участок нагнетательной скважины и гидродинамически связанные с ней добывающие скважины. Определяют текущее состояние скважин, профиль приемистости скважины, степень выработанности пластов, объемы закачки смеси ВПП и бродильных бактерий и УОБ в растворе ДАФ. Закачку указанных смеси и УОБ в растворе ДАФ производят с помощью стандартного оборудования, предназначенного для приготовления, дозирования и закачки технологических растворов в скважину.

В обводненный нефтяной пласт с помощью насосного агрегата закачивают смесь, состоящую из ВПП и бродильных бактерий, приготовленную в воде до снижения удельной приемистости скважины на 10-30%.

Объем закачиваемой указанной смеси для каждой скважины индивидуален и зависит от приемистости нагнетательной скважины при давлении закачки и работающей толщины пласта.

Смесь ВПП и бродильных бактерий готовят следующим образом.

В мерную емкость насосного агрегата объемом 5 м3, заполненную водой с минерализацией от 0,15 до 150 г/л, вносят бродильные бактерии с концентрацией 0,005-2,0 мас. % в заранее приготовленный раствор ВПП с концентрацией от 0,05 до 2,0 мас. % и перемешивают в течение 30 мин.

Из смесительной емкости приготовленную смесь насосным агрегатом закачивают в пласт через нагнетательную скважину. Затем закачивают в пласт УОБ в растворе ДАФ.

Объем закачки УОБ в растворе ДАФ рассчитывают с учетом толщины и пористости продуктивного пласта. Расчет объема закачки УОБ в растворе ДАФ производят по формуле (1):

где V3 - объем закачки, м3;

R - радиус обработки пласта (4-8 м), м;

h - толщина продуктивного пласта, м;

m - коэффициент пористости, д. ед.

Для приготовления УОБ в растворе ДАФ используют воду с минерализацией от 0,15 до 150 г/л.

Приготовление УОБ в растворе ДАФ осуществляют в следующей последовательности.

В мерную емкость насосного агрегата объемом 5 м3, заполненную водой, вносят УОБ с концентрацией 0,01-0,3 мас. % в приготовленный заранее раствор ДАФ с концентрацией 0,05-0,2 мас. % и перемешивают в течение 10 мин.

Приготовленный раствор закачивают в пласт.

По окончании процесса закачки указанных смеси ВПП и бродильных бактерий и УОБ в растворе ДАФ продавливают их в пласт водой с минерализацией от 0,15 до 150 г/л с водовода в объеме 15-20 м3 и останавливают скважину на технологическую выдержку в течение 7-15 сут. Затем возобновляют работу скважины.

До и после закачки указанных смеси и УОБ в растворе ДАФ проводят комплекс геолого-физических, гидродинамических и геофизических исследований.

Предлагаемый способ обеспечивает снижение проницаемости высокопроницаемых зон пласта за счет увеличения фильтрационного сопротивления, вовлечения в разработку низкопроницаемых, ранее неохваченных нефтенасыщенных пропластков, что приводит к повышению эффективности охвата пласта воздействием, увеличению нефтеотдачи пластов, снижению обводненности добывающих скважин.

Эффективность предлагаемого способа и прототипа оценивалась по двум показателям: остаточному фактору сопротивления (ОФС) и приросту коэффициента вытеснения нефти. Эксперименты проводили на моделях пласта, представляющих собой две одинаковые трубки длиной 0,5 м, площадью поперечного сечения 6,4 см2, заполненных кварцевым песком. Подбором величины зерен кварцевого песка создавали необходимую проницаемость каналов модели пласта. Через модель пропускали воду с минерализацией от 0,15 до 150 г/л, которую затем замещали нефтью плотностью 0,810-0,890 г/см3. Далее производили первичное вытеснение нефти водой с замером на выходе объемов нефти и воды и определяли коэффициент вытеснения нефти. Затем закачивали смесь, состоящую из ВПП и бродильных бактерий в воде с минерализацией от 0,15 до 150 г/л и УОБ в растворе ДАФ. Останавливали модель пласта на технологическую выдержку на 7-15 сут. Далее проводили довытеснение нефти водой с замером на выходе объемов нефти и воды. Определяли ОФС. По вытесненной нефти определяли прирост коэффициента вытеснения нефти.

В табл. 1 приведены результаты по определению ОФС и прироста коэффициента вытеснения нефти при закачке смеси ВПП и бродильных бактерий и УОБ в растворе ДАФ.

Пример 1. В модель пласта закачивают смесь ВПП и бродильных бактерий, например, ОЭЦ с концентрацией 2,0 мас. %, сапропеля с концентрацией 2,0 мас. % и воды с минерализацией 60 г/л (96,0 мас. %). Затем закачивают УОБ с концентрацией 0,15 мас. % в растворе ДАФ с концентрацией 0,2 мас. %. Останавливают модель пласта на технологическую выдержку в течение 7 сут. Проводят довытеснение нефти водой с минерализацией 60 г/л путем закачки воды с замером на выходе объемов нефти и воды. Прирост коэффициента вытеснения нефти составляет 5,0%, а ОФС - 50,5 (см. табл. 1, опыт 1).

Как видно из табл. 1, ОФС по предлагаемому способу разработки нефтяного пласта возрастает в 2,4-28,1 раза по сравнению с прототипом. Прирост коэффициента вытеснения нефти увеличивается в 2,2-8,1 раза.

Пример конкретного выполнения.При разработке нефтяного пласта, представленного терригенным коллектором, выполняют геофизические и гидродинамические исследования, выделяют участок нагнетательной скважины и гидродинамически связанные с ней добывающие скважины. Определяют приемистость нагнетательной скважины на трех режимах работы насосного агрегата закачкой воды в насосно-компрессорные трубы. Определяют объем закачки смеси ВПП и бродильных бактерий в зависимости от приемистости нагнетательной скважины и объема закачки УОБ в растворе ДАФ расчетным путем с учетом пористости и толщины продуктивного пласта по (1). Приемистость нагнетательной скважины составляет 260 м3/сут при давлении на водоводе 10,0 МПа (удельная приемистость скважины составляет 26 м3/сут/МПа). Объем закачки смеси ВПП и бродильных бактерий составляет 200 м3. Пористость пласта составляет 0,21 д. ед., толщина продуктивного пласта - 6,0 м, радиус обработки пласта - 4,5 м.

Объем закачки УОБ в растворе ДАФ рассчитывают по (1):

V3=3,14⋅R2⋅h⋅m=3,14⋅4,52⋅6,0⋅0,21=80 м3.

В обводненный нефтяной пласт с помощью насосного агрегата закачивают смесь, состоящую из ВПП и бродильных бактерий, приготовленную в воде с минерализацией 150 г/л в объеме 200 м3 до снижения удельной приемистости скважины на 27%.

Смесь ВПП, например, ОЭЦ и сапропеля готовят следующим образом.

В мерную емкость насосного агрегата объемом 5 м3, заполненную водой с минерализацией 150 г/л, вносят сапропель с концентрацией 0,05 мас. % в заранее приготовленный раствор ОЭЦ с концентрацией 1,0 мас. % и перемешивают в течение 30 мин.

Из смесительной емкости приготовленную смесь насосным агрегатом закачивают в пласт через нагнетательную скважину.

Затем закачивают в пласт УОБ в растворе ДАФ в объеме 80 м3.

Приготовление УОБ в растворе ДАФ осуществляют в следующей последовательности.

В мерную емкость насосного агрегата объемом 5 м3, заполненную водой с минерализацией 150 г/л, вносят УОБ с концентрацией в растворе 0,15 мас. % в приготовленный заранее раствор ДАФ (с концентрацией в растворе 0,3 мас. %) и перемешивают в течение 10 мин.

Приготовленный раствор закачивают в пласт.

По окончании процесса закачки указанных смеси ОЭЦ и сапропеля УОБ в растворе ДАФ продавливают их в пласт водой с минерализацией 150 г/л с водовода в объеме 15 м3 и останавливают скважину на технологическую выдержку в течение 7 сут. Затем возобновляют работу скважины.

До и после закачки указанных смеси ОЭЦ и сапропеля УОБ в растворе ДАФ проводят комплекс геолого-физических, гидродинамических и геофизических исследований.

Результаты приведены в табл. 2 и 3 (пример 1). Средняя дополнительная добыча нефти составила 1960 т на одну скважино-обработку при продолжающемся технологическом эффекте, обводненность добывающих скважин снизилась в среднем на 3,3%.

Остальные примеры осуществления способа разработки нефтяного пласта выполняют аналогично, их результаты приведены в табл. 2, 3. Дополнительная добыча нефти в среднем составила более 1700 т, обводненность снизилась в среднем на 5,3%.

Таким образом, предлагаемый способ разработки неоднородного нефтяного пласта позволяет увеличить нефтеотдачу и снизить обводненность добывающих скважин изменением фильтрационных потоков в неоднородных пластах за счет снижения проницаемости высокопроницаемых зон пласта, вовлечения в разработку нефтенасыщенных, ранее неохваченных низкопроницаемых пропластков и увеличить охват пласта воздействием. Предложение также позволяет расширить технологические возможности осуществления способа.

Продолжение таблицы 1

Продолжение таблицы 2

Способ разработки неоднородного нефтяного пласта, включающий закачку в нагнетательную скважину углеводородокисляющих бактерий - УОБ в растворе питательного вещества, продавливание в пласт водой, остановку скважины на технологическую выдержку, отличающийся тем, что в качестве питательного вещества используют диаммонийфосфат, до закачки УОБ в растворе питательного вещества осуществляют закачку смеси водорастворимого природного полимера - ВПП и бродильных бактерий, где используют в качестве ВПП оксиэтилцеллюлозу, или натрий-карбоксиметилцеллюлозу, или ксантан, или гуар, в качестве бродильных бактерий - природный источник, содержащий сообщество микроорганизмов, представленных семействами: Enterobacteriaceae, Clostridiaceae, Enterococcaceae, а закачку указанной смеси осуществляют до снижения удельной приемистости скважины на 10-30% при следующем соотношении компонентов смеси, мас. %:

ВПП 0,05-2,0
бродильные бактерии 0,005-2,0
вода остальное



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к технологии эксплуатации нефтяных и газовых месторождений. Технический результат - эффективный подъем скважинной жидкости из газовых и газоконденсатных скважин.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и, в частности, к технике добычи нефти механизированным способом. Технический результат – повышение эффективности работы малодебитной скважины в условиях снижающейся продуктивности пласта за счет оптимизации параметров работы насосной установки, увеличения ее дебита и снижения риска срывов подачи при снижении притока.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - увеличение производительности нагнетательных скважин, уменьшение времени осуществления способа, его упрощение и удешевление.

Изобретение относится к области разработки месторождений. Технический результат - повышение эффективности разработки неоднородных по проницаемости коллекторов с водонапорным режимом за счет дополнительной добычи нефти, снижения и/или стабилизации темпов роста обводненности.

Изобретение относится к частице сшитого препятствующего образованию отложений вещества для операций добычи нефти, для источника воды охлаждающей колонны, способу изготовления частицы и ее использованию.

Изобретение относится к флюидам, применяемым при обработке нефтегазоносной формации. Флюид для обработки подземной формации, содержащий водную двухфазную систему, включающую первую водную фазу и вторую водную фазу, где первая фаза содержит нанокристаллическую целлюлозу - NCC, включающую стержнеобразные частицы NCC, имеющие кристаллическую структуру, концентрация частиц NCC в первой фазе выше, чем их концентрация во второй фазе, и флюид способен становиться более вязким, чем либо первая фаза, либо вторая фаза, при переходе водной двухфазной системы в однофазную систему.

Изобретение относится к композициям для извлечения нефти. Композиция для извлечения нефти содержит: димерное неионогенное поверхностно-активное вещество приведенной структурной формулы I или его региоизомер и/или тримерное неионогенное поверхностно-активное вещество приведенной формулы II и диоксид углерода.

Группа изобретений относится к повышению сортности тяжелых углеводородов во время извлечения из пласта. Технический результат – увеличение извлечения углеводородов с одновременным повышением их сортности, снижение воздействия на окружающую среду, уменьшение энергозатрат.

В настоящем изобретении приводится композиция поверхностно-активного вещества для использования в обработке и извлечении жидкого ископаемого топлива из подземной формации.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, а именно к технологии интенсификации добычи нефти. Технический результат - повышение стабильности эмульсионных растворов для комплексной технологии интенсификации добычи нефти, получение дополнительной добычи нефти, повышение эффективности на скважинах с высоким дебитом.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и, в частности, к технике добычи нефти механизированным способом. Технический результат – повышение эффективности работы малодебитной скважины в условиях снижающейся продуктивности пласта за счет оптимизации параметров работы насосной установки, увеличения ее дебита и снижения риска срывов подачи при снижении притока.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности. Способ включает установку в скважину высокопрочных НКТ, отклонителя с проходящим в нем внутренним каналом, привязкой и возможной ориентацией его в пространстве в интервале нижнего уровня проводки боковых стволов, герметизацию устья скважины, установку внутрискважинного оборудования, состоящего из гидромониторной насадки, узла управления траекторией ствола, навигационной системы, рабочих гибких НКТ, устройства перераспределения потока, обратного клапана, подающих гибких НКТ, подачу жидкости в межколонное пространство НКТ/гибкие НКТ, перемещение гидромониторной насадки через герметизирующее устройство.

Группа изобретений относится к области нефтегазодобывающей промышленности, в частности к технологии очистки призабойной зоны горизонтальной скважины и для интенсификации добычи скважины.

Изобретение относится к области добычи углеводородов и, в частности, к добыче углеводородов в пластах с относительно низкой проницаемостью. Технический результат - повышение проницаемости пластов.

Изобретение относится к области разработки месторождений. Технический результат - повышение эффективности разработки неоднородных по проницаемости коллекторов с водонапорным режимом за счет дополнительной добычи нефти, снижения и/или стабилизации темпов роста обводненности.

Изобретение относится к области добычи и переработки газового конденсата шельфового месторождения и может быть использовано в газодобывающей и газоперерабатывающей отраслях промышленности.

Изобретение относится к нефтегазовой отрасли, в частности к способам автоматического управления системой поддержания пластового давления при водогазовом воздействии на пласт, и может быть использовано для автоматического распределения суммарного потока газа между нагнетательными скважинами.

Изобретение относится к способам для промывки нефтегазоконденсатных скважин с использованием жидкостей и газов. Техническим результатом является повышение продуктивности скважин и коэффициента извлечения углеводородов.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано для освоения скважин после проведения гидроразрыва пласта. Способ освоения скважины включает спуск колонны насосно-компрессорных труб (НКТ) в скважину, обвязку азотного компрессора нагнетательной линией с верхним концом колонны НКТ на устье скважины, закачку азота по колонне НКТ в скважину, циркуляцию аэрированной жидкости в желобную емкость.

Изобретение относится к стабильным и неустойчивым сшитым способным разбухать в воде полимерным микрочастицам, которые можно далее превращать в гель, способам их изготовления и их разнообразным применениям.

Изобретение относится к нефтяной промышленности, в частности к составам для ограничения водопритока в добывающей скважине, и может найти применение для выравнивания профиля приемистости нагнетательной скважины.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам разработки неоднородного нефтяного пласта микробиологическим воздействием. Технический результат - увеличение охвата пласта за счет блокирования высокопроницаемых зон пласта и вовлечения в разработку низкопроницаемых, ранее неохваченных пропластков, увеличение нефтеотдачи пласта и снижение обводненности добывающих скважин, а также расширение технологических возможностей способа. В способе разработки неоднородного нефтяного пласта, включающем закачку в нагнетательную скважину углеводородокисляющих бактерий - УОБ в растворе питательного вещества, продавливание в пласт водой, остановку скважины на технологическую выдержку, в качестве питательного вещества используют диаммонийфосфат, до указанной закачки УОБ осуществляют закачку смеси водорастворимого природного полимера - ВПП и бродильных бактерий, где используют в качестве ВПП оксиэтилцеллюлозу, или натрий-карбоксиметилцеллюлозу, или ксантан, или гуар, в качестве бродильных бактерий - природный источник, содержащий сообщество микроорганизмов, представленных семействами: Enterobacteriaceae, Clostridiaceae, Enterococcaceae, а закачку указанной смеси осуществляют до снижения удельной приемистости скважины на 10-30 при следующем соотношении компонентов смеси, мас. : ВПП 0,05-2,0, бродильные бактерии 0,005-2,0, вода - остальное. 1 пр., 3 табл.

Наверх