Способ обработки призабойной зоны пласта

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано при заканчивании скважин для повышения продуктивности пласта, сложенного карбонатными коллекторами с трудноизвлекаемыми запасами нефти. Способ обработки призабойной зоны пласта включает первичное вскрытие скважины, перфорирование призабойной зоны продуктивного пласта. Создают в призабойной зоне продуктивного пласта кислоторазрушаемый защитный экран нагнентанием кислоторазрушаемого раствора под давлением, превышающим на 10-15% расчетное давление цементирования. Осуществляют спуск обсадной колонны, цементирование затрубного пространства, повторную перфорацию призабойной зоны продуктивного пласта через установленную в скважине обсадную колонну и разрушение кислоторазрушаемого защитного экрана кислотной обработкой призабойной зоны продуктивного пласта. При этом первичное вскрытие ведут на активном эмульсионном составе. Перфорирование ведут под слоем активного эмульсионного состава. Причем нижний уровень слоя активного эмульсионного состава должен быть не менее 25 м, а верхний уровень не более 150 м от интервала перфорации. При этом в качестве активного эмульсионного состава используют состав при следующем соотношении компонентов, масс. %: МИА-пром марка К - 5,0-43,0; нитрит натрия - 4,0-26,0; мочевина - 5,0-37,0; вода - остальное. Техническим результатом является повышение эффективности обработки за счет комплексного воздействия на призабойную зону пласта, объединяющего первичное и вторичное вскрытие в один технологический процесс, приводящего к повышению производительности скважины. 2 табл., 1 пр.

 

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано при заканчивании скважин для повышения продуктивности пласта, сложенного карбонатными коллекторами с трудноизвлекаемыми запасами нефти.

Известен способ заканчивания нефтяных и газовых скважин, включающий создание сети трещин и каналов в продуктивном пласте в среде раствора нейтрального к фильтрационным свойствам пласта с помощью перфоратора взрывного действия, формирование кислоторазрушаемого защитного экрана созданием давления, превышающего на 10-15% расчетное давление цементирования, крепление скважины и вторичное вскрытие продуктивного пласта с последующей обработкой его кислотой в гидроимпульсном режиме (см. патент РФ №2225503, МКИ Е21В 43/11, 33/13, опубл. 2004 г.).

Данный способ недостаточно эффективен вследствие повышения удельного веса кислоторазрушаемого раствора из-за содержания в нем цемента, и последующее удаление его кислотной обработкой происходит недостаточно интенсивно.

Известен способ вскрытия продуктивных пластов, включающий первичное вскрытие скважины на полимерном растворе, создание в призабойной зоне продуктивного пласта (ПЗПП) кислоторазрушаемого защитного экрана нагнетанием указанного раствора в гидроимпульсном режиме с созданием давления, выдержкой под давлением в течение 5-10 минут и сбрасыванием давления в призабойной зоне с повтором в 10-15 раз, спуск обсадной колонны, цементирование затрубного пространства, перфорацию ПЗПП через обсадную колонну под слоем указанного раствора и разрушение указанного экрана кислотной обработкой, причем при первичном вскрытии для пластов среднего и нижнего карбона используют полимерный раствор плотностью 1040-1080 кг/м3 состава, масс. %: кальцинированная сода 3-5, карбоксиметилцеллюлоза 3,5-5, полиакриламид 2-3, мраморная пудра 48-55 и вода - остальное, для терригенного пласта девона с повышенной минерализацией пластовой воды - полимерный раствор плотностью 1140-1300 кг/м3 состава, масс. %: кальцинированная сода 3-5, карбоксиметилцеллюлоза 4-5, ксантановая камедь 2-3, мраморная пудра 60-80, остальное - вода (см. патент РФ №2347900, МКИ Е21В 43/27, С09К 8/514, опубл. 2009 г.).

Однако, известный способ недостаточно эффективен из-за повышения удельного веса кислоторазрушаемого экрана и является технологически сложным из-за трудоемкости приготовления полимерного раствора.

Наиболее близким к предлагаемому изобретению по технической сущности и достигаемому результату является способ обработки призабойной зоны пласта, включающий первичное вскрытие скважины на полимер-меловом растворе, перфорирование призабойной зоны продуктивного пласта по слоем полимер-мелового раствора, создание в призабойной зоне продуктивного пласта кислоторазрушаемого защитного экрана нагнетанием кислоторазрушаемого раствора под давлением, превышающим на 10-15% расчетное давление цементирования, спуск обсадной колонны, цементирование затрубного пространства, повторную перфорацию призабойной зоны продуктивного пласта через установленную в скважине обсадную колонну и разрушение кислоторазрушаемого защитного экрана кислотной обработкой призабойной зоны продуктивного пласта, причем в качестве кислоторазрушаемого раствора используют полимер-меловой раствор плотностью 1040-1060 кг/м3 следующего состава, масс. %: кальцинированная сода 1-6, карбоксиметилцеллюлоза 1-6, полиакриламид 2-3, глина 48-52, мел 46-50, вода - остальное (см. патент РФ №2304698, МКИ Е21В 33/138, 43/32, опубл. 2007 г.).

Однако данный способ приводит к частичной кольматации вскрываемой зоны пласта ввиду содержания полимеров и глины, загрязняющих нефтеносный участок.

Целью предлагаемого изобретения является создание способа обработки призабойной зоны пласта, обладающего высокой эффективностью за счет комплексного воздействия на призабойную зону пласта, объединяющего первичное и вторичное вскрытие в один технологический процесс, приводящего к повышению производительности скважины. Технология полностью исключает кольматацию призабойной зоны скважины ввиду отсутствия в используемом составе для обработки перфорированного участка полимеров и других малорастворимых веществ.

Поставленная цель достигается путем создания способа обработки призабойной зоны пласта, включающего первичное вскрытие скважины, перфорирование призабойной зоны продуктивного пласта, создание в призабойной зоне продуктивного пласта кислоторазрушаемого защитного экрана нагнетанием кислоторазрушаемого раствора под давлением, превышающим на 10-15% расчетное давление цементирования, спуск обсадной колонны, цементирование затрубного пространства, повторную перфорацию призабойной зоны продуктивного пласта через установленную в скважине обсадную колонну и разрушение кислоторазрушаемого защитного экрана кислотной обработкой призабойной зоны продуктивного пласта, причем первичное вскрытие ведут на активном эмульсионном составе, перфорирование ведут под слоем активного эмульсионного состава, нижний уровень слоя активного эмульсионного состава должен быть не менее 25 м, а верхний уровень не более 150 м от интервала перфорации, а в качестве активного эмульсионного состава используют состав при следующем соотношении компонентов, масс. %:

МИА-пром марка К 5,0-43,0
Нитрит натрия 4,0-26,0
Мочевина 5,0-37,0
Вода остальное

МИА-пром марка К представляет собой смесь предельных и ароматических углеводородов и активирующей присадки. Предназначен для удаления асфальто-смоло-парафиновых отложений, образующихся на подземном оборудовании нефтедобывающих скважин и призабойной зоне пласта, для приготовления эмульсий, композиций реагентов для обработки призабойной зоны нефтяного пласта и выпускается по ТУ 2458-011-27913102-2001 с изменением №4.

Для приготовления заявляемого активного эмульсионного состава (АЭС) используют нитрит натрия технический по ГОСТ 19906-74, мочевину по ГОСТ 2081-92. В качестве смеси нитрита натрия и мочевины также используют газогенерирующий раствор ИТПС-ГГР по ТУ 2458-030-27913102-2015, представляющий собой концентрированный раствор нитрита натрия и мочевины в воде.

Заявляемый АЭС готовят путем постепенного добавления раствора нитрита натрия и мочевины в воде к МИА-пром марка К при перемешивании с образованием устойчивой эмульсии.

Используемая в предлагаемом изобретении эмульсия может быть приготовлена как в условиях промышленного производства в реакторе, снабженном якорной мешалкой, так и непосредственно перед применением в емкости, снабженной системой циркуляции жидкости. Эмульсия представляет собой жидкость от белого до коричневого цвета, с плотностью от 0,95-1,25 г/см3. Примеры приготовления АЭС приведены в таблице 1.

Оценку эффективности АЭС проверяют в лабораторных условиях по определению вязкости при скоростях сдвига 100 и 511 с-1, стабильности во времени при температуре 45°С, совместимости с нефтью при комнатной температуре, а также способности к полному разрушению на жидкие фазы при воздействии соляной кислоты. Результаты исследований приведены в таблице 1.

Вязкость составов, характеризующая их устойчивость в зоне блокировки, определяют на ротационном вискозиметре Lamy Rheomat RM200. По результатам испытаний вязкость заявляемых составов выше состава по прототипу на 52-1213 сП при скорости сдвига 100 с-1 и на 20-948 сП при скорости сдвига 511 с-1.

Для определения стабильности составов во времени в градуированную пробирку с пробкой наливают 100 мл состава, помещают в термостат при температуре 45°С и визуально отмечают наличие или отсутствие разделения фаз в течение 14 суток. По окончании времени тестирования фиксируют расслоение или его отсутствие. Результаты испытаний показывают образование расслоения в образце прототипа в объеме 3 мл и полное отсутствие расслоений в предлагаемом составе.

Совместимость с нефтью - характеристика составов на их способность к сохранению при смешении с небольшой частью нефти (до 10%, об.), что может происходить в зоне контакта закаченного состава с нефтенасыщенной частью пласта. Методика эксперимента заключается в смешении 90 мл состава с 10 мл нефти в колбе с пробкой на 250 мл путем встряхивания с последующим визуальным оцениванием разделения или не разделения смеси на отдельные фазы. В ходе экспериментов использовалась нефть со скважины 218 Албайского месторождения ЗАО «Алойл».

Испытания показывают устойчивость к разрушению предлагаемых составов при их смешении с нефтью, при этом происходит ''вкручивание'' нефти в состав эмульсий. Состав же по прототипу расслаивается на отдельные исходные фазы - 90 и 10 мл.

По результатам, приведенным в таблице 1, видно, что используемая в заявляемом способе эмульсия обладает повышенной вязкостью, является более стабильной и устойчивой к разрушению при действии нефти относительно состава по прототипу.

Для наиболее полного удаления составов из зоны перфорации после их отработки проводят кислотную обработку, чем полнее проходит реагирование до образования невязких жидких фаз, тем состав после отработки легче и полнее выходит из зоны блокировки, не загрязняя и не кольматируя породу.

Для разрушения составы смешивались с соляной кислотой концентрацией 24% в различных соотношениях. Объемные соотношения составов и кислоты, а также остаточное содержание кислоты указаны в таблице 2.

* - концентрация HCl определялась методом титрования согласно ТУ 2458-025-27913102-2015.

После смешения предлагаемого состава с соляной кислотой происходит бурная экзотермическая реакция по следующему механизму:

NH2-C(O)-NH2+2 NaNO2+2HCl = 2NaCl+2N2↑+CO2↑+3H2O.

При этом происходит выделение большого количества газов, в результате чего состав полностью разрушается на жидкие составляющие.

Состав по прототипу при смешении с соляной кислотой не реагирует так же бурно, сильно не разогревается и не разлагается на жидкие составляющие.

Сущность заявляемого предложения заключается в следующем.

В процессе заканчивания скважины производят геофизические исследования, выделяют перспективные нефтенасыщенные толщины и выбирают интервалы для реализации способа обработки призабойной зоны пласта. Далее в выбранный интервал перфорации закачивают активный - эмульсионный состав. Объем закачиваемого АЭС рассчитывают из условия, что нижняя часть пачки АЭС должна располагаться не ниже 25 м от выбранного интервала перфорации, а верхняя - не выше 150 м. Первичное вскрытие пласта производят в интервале, заполненном АЭС, аппаратом комплексного действия с применением кумулятивных и газогенерирующих зарядов. Такая комбинация зарядов позволяет увеличить глубину пробития в 1,5-2 раза и создать разуплотненные зоны с дополнительной сетью трещин за счет горения газогенерирующих зарядов, что приводит к созданию давления, превышающего прочностные характеристики породы. АЭС при вскрытии проникает под репрессией в созданную систему трещин и создает защитный кислоторазрушаемый экран. Далее производят спуск и крепление эксплуатационной колонны. Ранее закаченный АЭС предохраняет вновь созданные разуплотненные зоны с сетью трещин от цементного камня за счет высокой плотности и адгезии. Затем производят вторичное вскрытие выбранного интервала кумулятивной перфорацией с применением зарядов глубокого пробития плотностью 10-20 отверстий в минуту, после чего производят обработку призабойной зоны пласта раствором соляной кислоты в 2 этапа. На первом этапе - с применением соляной кислоты 24%-ной концентрации объемом 0,25 м3 на обрабатываемый метр, на втором этапе с применением соляной кислоты 12,0-15,0%-ной концентрации объемом 0,75-1,0 м3 на обрабатываемый метр. Соотношение используемых для обработки АЭС и соляной кислоты 24%-ной концентрации составляет 1:(0,75-2,0). При контакте с первым объемом соляной кислоты происходит экзотермическая реакция с повышением температуры до 75°C с образованием пенно-кислотной смеси, при этом происходит полное разрушение АЭС. С увеличением температуры за счет большой скорости реакции создаются крупные проводящие каналы в прискважинной зоне. Продукты реакции извлекают методом свабирования. На втором этапе обработки соляной кислотой 12,0-15,0%-ной концентрации обеспечивается большой охват воздействием за счет создания дополнительных каналов. Также, для проведения второго этапа обработки используют различные кислотные составы с замедленной скоростью реакции соляной кислоты с породой пласта, содержащие поверхностно-активные вещества, стабилизаторы железа. Далее скважину оставляют на реагирование, после чего производят извлечение продуктов реакции.

Приводим конкретные примеры обработки призабойной зоны пласта.

Технология была применена на скважинах №№203, 218 Албайского месторождения ЗАО «Алойл». Был использован активный эмульсионный состав в количестве 3 м3 и проведено вторичное вскрытие аппаратом комплексного воздействия ''Пласт-ПП''.

Средний дебит нефти по скважинам, эксплуатирующим испытываемый объект, составляет 9,1 т/сут. В результате проведенных работ получено:

- скважина №218 - получен приток безводной нефти дебитом 17 м3/сут (15,1 т/сут) при ΔР=67 атм (Кпрод=0,261 м3/(сут⋅атм)), прирост дебита нефти составляет 6 т/сут; - скважина №203 - получен приток безводной нефти дебитом 16 м3/сут (14,2 т/сут) при ΔР=72 атм (Кпрод=0,254 м3/(сут⋅атм)), прирост дебита нефти составляет 5,1 т/сут.

Таким образом, заявляемый способ обработки призабойной зоны пласта обладает следующими преимуществами:

- кумулятивная перфорация в открытом стволе позволяет увеличить глубину проникновения в породу за счет отсутствия дополнительных сопротивлений в виде эксплуатационной колонны и цементного камня;

- совмещение первичного и вторичного вскрытия скважины приводит к повышению призводительности скважины;

- используемый в способе АЭС стабилен в течение длительного времени, обладает повышенной вязкостью и устойчив к воздействию нефти, не кольматирует пласт и полностью выводится из зоны блокировки после проведения обработки.

Способ обработки призабойной зоны пласта, включающий первичное вскрытие скважины, перфорирование призабойной зоны продуктивного пласта, создание в призабойной зоне продуктивного пласта кислоторазрушаемого защитного экрана нагнентанием кислоторазрушаемого раствора под давлением, превышающим на 10-15% расчетное давление цементирования, спуск обсадной колонны, цементирование затрубного пространства, повторную перфорацию призабойной зоны продуктивного пласта через установленную в скважине обсадную колонну и разрушение кислоторазрушаемого защитного экрана кислотной обработкой призабойной зоны продуктивного пласта, отличающийся тем, что первичное вскрытие ведут на активном эмульсионном составе, перфорирование ведут под слоем активного эмульсионного состава, причем нижний уровень слоя активного эмульсионного состава должен быть не менее 25 м, а верхний уровень не более 150 м от интервала перфорации, а в качестве активного эмульсионного состава используют состав при следующем соотношении компонентов, масс. %:

МИА-пром марка К 5,0-43,0
Нитрит натрия 4,0-26,0
Мочевина 5,0-37,0
Вода остальное



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть применено при гидравлическом разрыве карбонатного пласта (ГРП). Способ включает перфорацию стенок скважины в необходимом интервале скважины каналами глубиной не менее протяженности зоны концентрации напряжений в породах от ствола скважины, спуск колонны насосно-компрессорных труб в зону ГРП с герметизацией межтрубного пространства пакером выше интервала перфорации, циклическую закачку и продавку в скважину гелеобразной жидкости разрыва и кислоты.

Изобретение относится к области разработки нефтяных месторождений. Технический результат - увеличение охвата залежи, повышение эффективности паротеплового воздействия на продуктивный пласт, увеличение отбора разогретой высоковязкой нефти после пароциклического воздействия, исключение перегрева верхней части продуктивного пласта, сокращение тепловых потерь по стволу скважины.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - повышение эффективности кислотной обработки карбонатных нефтяных коллекторов.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - увеличение производительности нагнетательных скважин, уменьшение времени осуществления способа, его упрощение и удешевление.
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - расширение области применения технологии за счет реагентов, устойчивых к высоким температурам, с одновременным снижением стоимости обработки за счет снижения количества используемой техники.

Изобретение относится к разработке залежей высоковязкой нефти с пароциклическим воздействием, содержащих непроницаемые пропластки с применением трещин гидроразрыва пласта (ГРП).

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и направлено на повышение экономической эффективности добычи углеводородов и вовлечение в разработку новых категорий запасов путем стимуляции скважин.

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.

Группа изобретений относится к добыче нефти и газа. Технический результат – улучшение проницаемости пластов песчаника, способность к биоразложению и высокая кислотность без образования отложений жидкости обработки.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть применено для разработки мощных плотных карбонатных залежей нефти с применением многостадийного гидравлического разрыва пласта (МГРП) в режиме кислотно-гравитационного дренирования (КГД).

Изобретение относится к интенсификации притока в скважину для увеличения нефтегазодобычи. В способе борьбы с фильтрационными потерями в формации, содержащем закачивание водной жидкости, содержащей эмульсию, стабилизированную поверхностно-активным веществом и имеющую внутреннюю битумную фазу, в формации происходит обращение битумной эмульсии путем прибавления агента-инициатора обращения эмульсии.

Изобретение относится к добыче нефти третичными методами. Способ добычи нефти, в котором водный нагнетаемый агент, содержащий, по меньшей мере, растворимый в воде (со)полимер полиакриламида - ПАА, растворенный в жидкости на водной основе, закачивают через по меньшей мере одну нагнетательную скважину в нефтеносное отложение, а сырую нефть извлекают из отложения через по меньшей мере одну эксплуатационную скважину, причем способ, по меньшей мере, предусматривает следующие стадии: обеспечения жидкой дисперсионной полимерной композиции, по меньшей мере, содержащей, мас.%: 20-59,9 органической гидрофобной жидкости с температурой кипения более 100°С, 40-79,9 частиц по меньшей мере одного растворимого в воде (со)полимера ПАА со средним размером частиц от 0,4 мкм до 5 мкм, диспергированных в органической жидкости, где растворимый в воде (со)полимер ПАА содержит 30-100% по массе акриламидных звеньев относительно общего количества всех мономерных звеньев в (со)полимере и характеризуется среднемассовой молекулярной массой Mw от 5000000 г/моль до 30000000 г/моль, и 0,1-10 по меньшей мере двух поверхностно-активных веществ - ПАВ (С), где ПАВ (С) содержат 0,05-5% по массе по меньшей мере одного ПАВ (С1), способного стабилизировать эмульсии «вода в масле», и 0,05-5% по массе по меньшей мере одного ПАВ (С2), способного стабилизировать дисперсию, содержание воды в жидкой дисперсионной полимерной композиции составляет менее 10% по массе и количества каждого компонента жидкой дисперсионной полимерной композиции представлены на основе общего количества всех ее компонентов, добавления по меньшей мере одного активирующего ПАВ (D) в жидкую дисперсионную полимерную композицию, причем ПАВ (D) отлично от ПАВ (С) и имеет показатель ГЛБ более 9, смешивания жидкой дисперсионной полимерной композиции, содержащей по меньшей мере одно активирующее ПАВ (D), с жидкостью на водной основе, таким образом получая водный нагнетаемый агент, содержащий по меньшей мере один (со)полимер ПАА, растворенный в нем, где концентрация (со)полимера ПАА в нагнетаемом агенте составляет 0,05-0,5% по массе на основе общего количества всех компонентов нагнетаемого агента, и закачивания водного нагнетаемого агента, полученного таким образом, в нефтеносное отложение.

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.

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.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для снижения интенсивности притока воды в скважину. Технический результат - упрощение способа и повышение его экономической эффективности.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано при заканчивании скважин для повышения продуктивности пласта, сложенного карбонатными коллекторами с трудноизвлекаемыми запасами нефти. Способ обработки призабойной зоны пласта включает первичное вскрытие скважины, перфорирование призабойной зоны продуктивного пласта. Создают в призабойной зоне продуктивного пласта кислоторазрушаемый защитный экран нагнентанием кислоторазрушаемого раствора под давлением, превышающим на 10-15 расчетное давление цементирования. Осуществляют спуск обсадной колонны, цементирование затрубного пространства, повторную перфорацию призабойной зоны продуктивного пласта через установленную в скважине обсадную колонну и разрушение кислоторазрушаемого защитного экрана кислотной обработкой призабойной зоны продуктивного пласта. При этом первичное вскрытие ведут на активном эмульсионном составе. Перфорирование ведут под слоем активного эмульсионного состава. Причем нижний уровень слоя активного эмульсионного состава должен быть не менее 25 м, а верхний уровень не более 150 м от интервала перфорации. При этом в качестве активного эмульсионного состава используют состав при следующем соотношении компонентов, масс. : МИА-пром марка К - 5,0-43,0; нитрит натрия - 4,0-26,0; мочевина - 5,0-37,0; вода - остальное. Техническим результатом является повышение эффективности обработки за счет комплексного воздействия на призабойную зону пласта, объединяющего первичное и вторичное вскрытие в один технологический процесс, приводящего к повышению производительности скважины. 2 табл., 1 пр.

Наверх