Способ обработки призабойной зоны скважины

Способ обработки призабойной зоны скважины

Реферат

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано для повышения фильтрационно-емкостных свойств призабойной зоны пласта, преимущественно в скважинах с горизонтальным окончанием в продуктивном пласте, который не перекрыт обсадной колонной.

Известен способ обработки призабойной зоны (ОПЗ) пласта путем закачки растворителя, содержащего галогенуглеводород, где в качестве галогена используют фтор или фтор и хлор, например фтордихлорэтан (патент РФ №2103477, кл. Е 21 В 37/00, 1999).

Недостатком известного способа является использование растворителей, разрушающих озоновый слой атмосферы, в связи с чем их применение запрещено Монреальским протоколом 1987 года и его последующими поправками, начиная с 2001 года. Технология их применения должна предусматривать использование специальных защитных средств для операторов, что приводит к низкой производительности их труда и возможному травматизму.

Известен также способ ОПЗ пласта путем закачки в пласт растворителей, в том числе дихлорметана, различных ароматических углеводородов или их смеси в сочетании с водой или поверхностно-активным веществом (ПАВ) для образования устойчивой эмульсии (патент США №4475489, кл.123-90.52, 1988).

Он обладает низкой эффективностью при обработке скважин, т.к. призабойная зона скважины довольно быстро кольматируется снова эмульсиями, смолами и асфальтенами.

Известен способ обработки призабойной зоны пласта (ПЗП) путем закачки смеси состава, мас.%: дихлорметан 30-70 и ароматический углеводород 30-70. Указанную смесь закачивают оторочками, а в первую оторочку вводят дополнительно деэмульгатор. В качестве деэмульгатора используют блок-сополимеры на основе окиси этилена и пропилена. В качестве ароматических углеводородов используют толуол, этиленбензольную фракцию, концентраты ароматических углеводородов С₉-С₁₀, ксилол (патент РФ №2182655, кл.7 Е 21 В 43/22, 2001).

Недостатками этого известного способа являются: значительное время растворения парафинов и асфальтосмолистых веществ, низкая гидрофобизация поверхности пор и трещин за счет переосаждения ПАВ из добываемой нефти, требуются значительные объемы данной композиции для ОПЗ горизонтальной скважины. При этих условиях недостаточная лиофобизация поверхности пор или трещин снова приведет к блокаде пласта.

Известен также способ обработки призабойной зоны скважины, включающий закачку композиции поверхностно-активного вещества в смеси алифатических и ароматических растворителей, продавку композиции в призабойную зону пласта, проведение технологической выдержки и запуск скважины в эксплуатацию, в качестве поверхностно-активного вещества используют соли госсиполовой смолы 0,01-0,1%-ной концентрации. Причем предварительно могут проводить обработку скважины растворителем или кислотным раствором (патент РФ №2203409, кл. Е 21 В 43/22, 37/06, 2001).

Недостатками этого известного способа являются: предварительная обработка растворителем зависит от конкретного применения, а кислотным раствором не дает результата из-за плохого его контакта с породой продуктивного пласта вследствие того, что в нем адсорбировались парафин, асфальтосмолистые вещества или полимолекулярный слой нефти, значительное время реагирования композиции.

Наиболее близким к заявляемому (прототипом) является способ обработки призабойной зоны пласта (ПЗП) путем закачки дихлорметана или его смеси с ароматическим углеводородом и водонефтерастворимого катионактивного поверхносто-активного вещества (КПАВ) оторочками при концентрации КПАВ в первой оторочке 0,01-0,05 мас.%, во второй 0,2-0,5 мас.%. В качестве КПАВ используют, по крайней мере, один компонент из группы: диалкилдиметиламмонийхлорид или диалкилбензиламмонийхлорид, или алкилтриметиламмонийхлорид.

Причем смесь содержит, мас.%: дихлорметан 30-70, ароматический углеводород 30-70. В качестве ароматического углеводорода используют толуол, этилбензольную фракцию, концентрат ароматических углеводородов С₉-С₁₀, ксилол (Патент РФ №2200232, кл. Е 21 В 43/22, 2001).

Однако при использовании известного способа затрачивается длительное время для растворения смол и асфальтенов, недостаточно удаляется вода из ПЗП, необходимы большие объемы смеси особенно для закачки в скважины с горизонтальным окончанием, невозможно достичь проницаемости призабойной зоны 100%, т.к. смесь плохо проникает в интервалы, полностью закольматированные асфальтеносмолопарафиновыми отложениями (АСПО), не удаляются механические кольматанты из поровых каналов и микротрещин, не вовлекаются в фильтрацию низкопроницаемые зоны коллектора.

Целью предлагаемого изобретения является повышение эффективности гидродинамической обработки скважин, преимущественно с горизонтальным окончанием в продуктивном пласте, который не перекрыт обсадной колонной, за счет снижения времени растворения смол и асфальтенов, разрушения эмульсий, обеспечения более интенсивного извлечения воды из ПЗП и механических кольматантов, снижения объемов смеси для закачки в скважины, повышение проницаемости призабойной зоны пласта, а также увеличение времени до повторной кольматации АСПО.

Указанная цель изобретения решается тем, что в способе обработки призабойной зоны скважины, преимущественно горизонтальной, неперекрытой обсадной колонной, путем закачки оторочками обрабатываемой смеси и продавки ее в пласт, при этом в первую оторочку закачивают смесь дихлорметана, ароматического углеводорода и катионноактивного поверхностно-активного вещества (КПАВ), в отличие от прототипа, предварительно на основе геофизических данных определяют продуктивные интервалы пласта, в которые на насосно-компрессорных трубах (НКТ) опускают соединенные между собой, по крайней мере, два гидроперфоратора с насадками, через которые в оторочки закачивают смесь для обработки продуктивных интервалов пласта, при скорости истечения струи из насадок 50-150 м/с, при этом и первую оторочку вводят дихлорметан - 30-50 мас.%, ароматический углеводород в смеси с алифатическим углеводородом - 60-20 мас.% в соотношении (1-1,5):(1,5-1) и дополнительно спирт, преимущественно изопропиловый, или метиловый, или этиловый - 10-30 мас.%, а в качестве КПАВ предпочтительно используют СНПХ-ПКД-515 по ТУ-39-05765-670-ОП-211-95 при концентрации КПАВ 0,1-0,3 мас.%, закачку смеси производят из расчета перекрытия продуктивных интервалов пласта для последующей продавки ее в пласт при закрытом затрубном пространстве при давлении, меньшем, чем давление опрессовки обсадной колонны, после продавки смеси в пласт осуществляют технологическую выдержку, составляющую 0,5-1,0 ч, о декольматации пласта смесью судят о его приемистости, а вторую оторочку резделяют на две части, при этом в обе части закачивают спирто-кислотную смесь состава, мас.% соляная и/или фтористоводородная кислота 0,5-15, спирт изопропиловый или метиловый, или этиловый 10-30, и КПАВ, причем в первую часть второй оторочки закачивают КПАВ 0,8-1,0, во вторую - 0,1-0,3, остальное - вода, закачку указанной смеси производят с циркуляцией ее в скважине через НКТ, гидроперфораторы и затрубное пространство, с созданием избыточного давления.

Известно, что продуктивные пласты скважин, в т.ч. и с горизонтальным окончанием, как правило, содержат продуктивные интервалы как с высокой проницаемостью, так и с низкой или, так называемые, неколлектора. Поэтому с целью снижения времени на обработку сразу нескольких продуктивных интервалов высоконапорными струями технологической жидкости в скважину спускают, по крайней мере, два гидроперфоратора с подбором количества и диаметра насадок в зависимости от установленной гидравлической мощности насосных агрегатов. Перемещение гидроперфораторов осуществляют непрерывно или дискретно-непрерывно через 0,5-1,0 м в процессе закачки обрабатываемой смесью первой оторочки, состоящей из дихлорметана, смеси ароматического и алифатического углеводородов, спирта и КПАВ при скорости истечения ее из насадок 50-150 м/с. Скорость истечения в 50 м/с можно обеспечить насосными агрегатами, например типа ЦА-320, в то время как в 150 м/с потребуются насосные агрегаты большой гидравлической мощности. Прокачка данной смеси через насадки гидроперфораторов со скоростью истечения 50-150 м/с позволяет за счет скоростного напора более эффективно проникать ей в капилляры и трещины продуктивного пласта, а соответственно быстрее разрушать высоковязкие нефтяные эмульсии, растворять парафины и асфальтосмолистые вещества, а катионными ПАВ гидрофобизировать призабойную зону пласта (ПЗП). При соударении струй с продуктивным пластом отраженные их потоки обладают еще высоким скоростным напором, который смывает парафины и асфальтосмолистые вещества с поверхности продуктивного пласта. Предпочтительно смесь содержит, мас.%: дихлорметан 30-40, ароматический углеводород и алифатический углеводород при соотношении (1-1,5):(1,5-1) 60-40, спирты 10-20, катионные КПАВ 0,1-0,3.

Применение дихлорметана позволяет повысить температуру вспышки ароматического растворителя, существенно уменьшается испаряемость его в летний период времени, не разрушается озоновый слой атмосферы, улучшаются условия труда операторов. В качестве растворителя используют, например, смесь ароматических и алифатических углеводородов, например СНПХ-7870 по ТУ 39-05765670-ОП-239-97. В качестве ароматического растворителя используют: этилбензольную фракцию по ТУ 6-01-10-37-78, толуол, концентраты ароматических углеводородов (нефрасы А-120/200, А-150/330), ксилол, широкую фракцию легких углеводородов (ШФЛУ) по ТУ 38.1011026-85 и др. В качестве алифатических растворителей используют: гексановую фракцию по ТУ 3.8.10381-93, бензин БР по ГОСТ 443-76, керосин по ГОСТ 443-76 и другие. В качестве ПАВ предпочтительно применять, например, СНПХ-ПКД-515 по ТУ-39-05765-670-ОП-211-95, гармонично сочетающуюся композицию неиогенного и катионоактивного КПАВ Лакрола и Алкомона Д, обладающего синергетическим эффектом по гидрофобизации породы и кислотной коррозионной защите. Обладает кислотной корризионной защитой и снижает поверхностное натяжение на границе воды с нефтью за счет гидрофобизации породы КПАВ ИВВ-1 по ТУ 2482-006-48482528-99, представляющего собой смесь алкилдимитилбензиламмонийхлорид и четвертичной аммониевой соли третичного амина и др. Такие спирты как изопропиловый (ИПС), метиловый, этиловый и др. увеличивают скорость разрушения высоковязких нефтяных эмульсий, парафинов, асфальтосмолистых веществ и сальватных оболочек водной фазы на породе в капиллярах и трещинах пласта. Концентрация КПАВ обоснована тем, что при концентрации меньше 0,1% поверхностное натяжение на границе воды с нефтью растет существенно, а при концентрации более 0,3% снижается незначительно. Закачка минимума смеси производится из расчета 2,0-3,0 объемов продуктивного интервала скважины в зависимости от его параметров с последующей продавкой ее безводной нефтью с низким содержанием в ней парафинов и асфальтосмолистых веществ в пласт при закрытом затрубном пространстве со временем выдержки 0,5-1,0 ч и при давлении, меньшем, чем давление опрессовки обсадной колонны. Причем продавка нефти в пласт не производится. При применении скоростного напора струй смеси из гидроперфоратора вполне достаточно для глубокого проникновения ее в пласт, а соответственно его декольматации. О декольматации пласта смесью судят по его приемистости. При использовании данной смеси проницаемость ПЗП, как правило, достигает, как показали лабораторные опыты, 90-93%. Скорость осаждения парафинов и асфальтосмолистых веществ в ПЗП существенно уменьшается по сравнению с началом эксплуатации скважины, снижается обводненность добываемой продукции. После обработки такой смесью продуктивных интервалов пласта ее остатки нефтью вымывают на поверхность.

С целью существенного увеличения проницаемости ПЗП и времени работы скважины без кольматации парафинами, эмульсиями и асфальтосмолистыми веществами, для удаления из ПЗП механических колматирующих частиц, для подключения нефтенасыщенных низкопроницаемых зон пласта производят гидродинамическую обработку интервалов пласта через гидроперфораторы со скоростью истечения 50-150 м/с спиртокислотной смесью, содержащей мас.%:

- соляная и/или фтористоводородная кислоты - 0,5-15;

- спирты изопропиловый или метиловый, или этиловый - 10-30;

- катионоактивные КПАВ (СНПХ-ПКД - 515, ИВВ-1 и др.) в первую часть второй оторочки 0,8-1,0, во вторую часть - 0,1-0,3;

- вода - остальное.

Известно, концентрация кислоты в кислотном растворе зависит от типа кислоты, которая используется для обработки ПЗП. Так для фтористоводородной кислоты (HF) оптимальная концентрация составляет 0,5-5%, для “глинокислоты” 8-12% HCl и 1-3% HF, для соляной кислоты 8,0-15% HCl. Добавка спирта в кислотный раствор позволяет увеличить скорость растворения породы, лучше удалять воду, а при применении гидроперфораторов эффект усиливается за счет гидромониторного воздействия. Для спирта оптимальной концентрацией является 10-30%. Для лучшей защиты оборудования от кислотной коррозии концентрацию КПАВ в первой части кислотной оторочки (0,2-0,5 м³) увеличивают до 0,8-1,0%.

Применение КПАВ позволяет защитить насосное и оборудование скважины от кислотной коррозии на 85-96%, более глубоко проникать кислотной композиции в пласт, лучше гидрофобизировать поверхность его капилляров или трещин. С целью определения степени защиты от кислотной коррозии НКТ, добавками ПАВ проведены специальные опыты. В лабораторных условиях исследовалась скорость коррозии образцов стали НКТ в технической кислоте, ингибированной заводским ингибитором коррозии В-2 с концентрацией 12% и смесью соляной и плавиковой кислот (“грязевая кислота”), состоящей из 15,5% HCl и 0,65% HF. В качестве ингибитора коррозии, устойчивого при температуре +80°С, применили СНПХ-ПКД-515. Время выдержки образцов при температуре +80°С составляло 1 ч (табл.1). Близкие результаты были получены и для КПАВ ИВВ-1.

Таблица 1
№№пп	Коррозионная среда	Площадь образца, м2	Потеря веса, г	Скорость коррозии, г/м2ч	Ингибиторный эффект	Степень защиты, %
1	12% HCl-хим. чистая	6,23×10-4	0,7085	1137,78
2	12% HCl+B-2	6,14×10-4	0,41005	667,834	1,704	41,304
3	12% HCl+1% СНПХ-ПКД-515	6,16×10-4	0,0242	39,29	28,96	96,25
4	12% HCl+пленочное покрытие СНПХ-ПКД-515	6,10×10-4	0,05975	97,05	11,62	91,39
5	15,5% HCl+0,65% HF в соотношении с водой 1:1 без ингибитора	6,12×10-4	0,46265	755,964
6	15,5% HCl+0,65% HF +1%СНПХ-ПКД-515	6,168×10-4	0,0681	110,426	6,85	85,39
7	15,5% HCl+0,65% HF + пленочное покрытие СНПХ-ПКД-515	6,21×10-4	0,19945	321,176	2,35	57,514

Как видно из таблицы, при температуре +80° заводском ингибитор В-2 обладает слабыми защитными свойствами, а в то время как СНПХ-ПКД-515 хорошо защищает металл даже при пленочном покрытии. Как показали лабораторные эксперименты, удовлетворительными защитными и гидрофобизирующими свойствами обладают и другие ингибиторы коррозии, например ИВВ-1, диалкилдиметиламмонийхлорид, диалкилбензиламмонийхлорид и алкилтриметиламмонийхлорид.

В качестве примера гидрофобизирующих свойств могут служить результаты лабораторных экспериментов на сталагмометре по влиянию катионного активного КПАВ СНПХ-ПКД-515 на поверхностное натяжение на границе с керосином (табл.2).

Таблица 2
№№пп	Раствор	Поверхностное натяжение, ×10-3, Н/м
1	Вода дистиллированная	65,09
2	HCl хим. чистый 12,04%	55,95
3	HCl хим. чистый 12,04%+1% СНПХ-ПКД-515	1,07
4	HCl хим. чистый 12,04%, нейтрализован карбонатами	44,62
5	HCl хим. чистый 12,04%, нейтрализован карбонатами+1% СНПХ-ПКД-515	8,41

КПАВ СНПХ-ПКД-515 играет роль ингибитора коррозии, не только предохраняет подземное оборудование скважины от коррозии (лучше защищает подземное оборудование концентрация КПАВ 0,8-1,0%), но и самим положительным образом влияет на обработку пласта как за счет уменьшения скорости реакции кислоты с породой из-за гидрофобизации поверхности и уменьшения отложений в порах и трещинах пласта осадков окислов железа (геля), и быстрому извлечению продуктов реакции.

При кислотной обработке технологическая операция проводиться как и при закачке растворителей парафина и асфальтосмолистых веществ, так и дискретно-непрерывно по замкнутому циклу: кислотная емкость - кислотный агрегат - НКТ-гидроперфоратор - затрубное пространство - фонтанная арматура - кислотная емкость. При этом высоконапорные струи кислоты глубоко проникают в капилляры и трещины продуктивного интервала, вымывая оттуда механические кольматирующие частицы, более эффективно растворяют и разрушают как цемент горных пород, так и сами породы. Отраженные струи кислоты выносят на поверхность продукты реакции, а гидродинамический поток, циркулирующий в затрубном пространстве скважины, особенно при создании репрессии, более эффективно проникает в пласты, производя их обработку. При дискретно-непрерывном процессе гидродинамической обработки скважины гидроперфораторы перемещаются при помощи НКТ точечно из расчета воздействия 10-20 мин, т.к. это время достаточно для прохождения закольматированной зоны и получения каверны достаточной глубины. При кислотной обработке карбонатных отложений высоконапорными струями каверны имеют гладкую поверхность, что существенно уменьшает процесс АСПО. Следует учесть также тот момент, что при взаимодействии кислоты с породой ее активность снижается, а за один цикл необходимо обработать значительное количество интервалов горизонтальной скважины. Циркуляцию кислоты продолжают до тех пор, пока активная ее часть не снизится до - 1,0-3,0% за счет ее нейтрализации минералами породы. Гидромониторные насадки при спиртокислотной обработке устанавливают в тех же интервалах, которые обрабатывались смесью растворителей. После таких обработок, как показали проведенные стендовые испытания струями соляной кислоты (12,08% НСl, 1% СНПХ-ПКД-515, остальное вода) песчаника с содержанием карбонатного цемента 4-6%, через который была прокачана нефть, проницаемость возрастает от 100% до 130%, т.е. в реальных скважинах к работе подключаются менее нефтенасыщенные и слабопроницаемые интервалы пласта, время отложения парафина и асфальтосмолистых веществ также дополнительно задерживается. Для повышения проницаемости призабойной зоны особенно карбонатных коллекторов при закачке оторочек возможно применение депрессионно-репрессионной технологии, что позволяет повысить продуктивность скважины за счет создания дополнительных трещин в пласте. В итоге комплексного воздействия по растворению АСПО, получения гладких каверн и дополнительных трещин снижается неоднородность продуктивного пласта, повышается охват воздействием и существенно задерживается время кольматации АСПО.

Пример обработки призабойной зоны добывающей скважины с горизонтальным окончанием.

На нефтяном месторождении в карбонатном коллекторе трещинно-порового типа пробурена горизонтальная часть скважины в интервале 1173-1421 м, с притоком нефти в интервале 1304-1314 м, 1325-1355,5. Анализ продукции скважины показал:

- содержание воды в продукции скважины, % - 5,4;

- содержание серы, % - 2,96;

- смолы силикагелеевые, % - 17,47,

- содержание парафина, % - 3,67;

- содержание асфальтенов, % - 11,15.

Дебит по нефти за 1 год уменьшился с 12,5 т/сут до 1,8 т/сут. На основе геофизических данных определили интервалы притока нефти. Установили, что призабойная зона значительно закольматирована АСПО и эмульсией (вода в нефти). В скважину спустили на НКТ два гидроперфоратора до отметки 1355 м, закачали насосным агрегатом 2,0 м³ смеси растворителя (0,6 м³ дихлорметана, 1,2 м³ СНПХ-7870, 0,2 м³ изопропилового спирта и 6 литров ИВВ-1), продавили безводной нефтью с малым содержанием АСПО, и дискретно-непрерывно перемещая перфоратор, при скорости истечения струи из насадок перфоратора 80-100 м/с, обработали по одному метру вначале интервал 1355-1325 м, а затем, переместив гидроперфораторы; интервал 1314-1304 м. Продавили через затрубное пространство 0,750 м³ нефти, определили приемистость скважины и оставили скважину под давлением на растворение АСПО на 16 ч. Снова определили приемистость скважины, которая возросла в 1,5 раза. Приготовили расчетный объем кислотной смеси - 1 часть в объеме 0,5 м³ (8,5% соляной кислоты + 15% ИПС + 1% ИВВ-1, остальное вода), 2 часть в объеме 22,0 м³ (8,5% соляной кислоты + 10% ИПС + 0,1% ИВВ-1, остальное вода) и закачали в скважину при непрерывной циркуляции по циклу: емкость со смесью - кислотный агрегат - НКТ-гидроперфораторы - затрубное пространство - фонтанная арматура - емкость со сместью. В процессе непрерывно-дискретной циркуляции спиртокислотной смеси вдоль интервалов 1355-1325 м и 1314-1304 м создавали в затрубном пространстве давление 2,0-3,0 МПа. В процессе обработки спиртокислотной смесью контролировали концентрацию активной части кислоты. Через 16 часов концентрация активной части кислоты снизилась с 8,5% до 3,0%. В процессе обработки спиртокислотной смесью эпизодически создавали давление в затрубном пространстве в 4,0-5,6 МПа путем закрытия задвижки на выкиде и быстрого ее открытия для депрессионно-репрессионного воздействия на призабойную зону скважины в импульсном режиме с применением, так называемого, метода переменных давлений.

Скважина была освоена под добычу жидкости. Обводненность снизилась до 3,5%, а дебит по нефти возрос до 14, 3 т/сут, т.е. в 1,15 раза.

Приводим конкретный пример обработки призабойной зоны добывающей горизонтальной скважины, пробуренной в карбонатном нефтяном пласте, только раствором соляной кислоты через два гидроперфоратора. Первоначальный дебит 8,9 т/сут, текущий дебит - 2,4 т/сут. Провели геофизические исследования, определили приемистость скважины. Через НКТ закачали 8,65%-ный водный раствор соляной кислоты в объеме всей скважины. При дискретно-непрерывном перемещении с помощью НКТ через гидроперфораторы обработали в течение 16 ч продуктивный интервал. При применении только технической кислоты ее концентрация снизилась за этот период времени до 1,0%. Дебит скважины по нефти после обработки соляной кислотой восстановился до 6,9 т/сут, т.е. на 77,5%.

Таким образом, применение предлагаемого способа обработки в виде 2-х оторочек - смесью растворителя, а затем спиртокислотной смесью, истекающих через насадки гидроперфораторов, обеспечивает не только восстановление дебита нефти до первоначального, но и вовлекает в разработку ранее закольматированные интервалы продуктивного пласта.

Способ обработки призабойной зоны скважины, преимущественно горизонтальной, не перекрытой обсадной колонной, путем закачки оторочками обрабатываемой смеси и продавки ее в пласт, при этом в первую оторочку закачивают смесь дихлорметана, ароматического углеводорода и катионоактивного поверхностно-активного вещества (КПАВ), отличающийся тем, что предварительно на основе геофизических данных определяют продуктивные интервалы пласта, в которые на насосно-компрессорных трубах (НКТ) опускают соединенные между собой, по крайней мере, два гидроперфоратора с насадками, через которые в оторочки закачивают смесь для обработки продуктивных интервалов пласта при скорости истечения струи из насадок 50-150 м/с, при этом в первую оторочку вводят дихлорметан - 30-50 мас.%, ароматический углеводород в смеси с алифатическим углеводородом - 20-60 мас.% в соотношении (1-1,5):(1,5-1) и дополнительно спирт, преимущественно изопропиловый, или метиловый, или этиловый - 10-30 мас.%, а в качестве КПАВ предпочтительно используют СНПХ-ПКД-515 по ТУ-39-05765-670-ОП-211-95 при концентрации КПАВ 0,1-0,3 мас.%, закачку смеси производят из расчета перекрытия продуктивных интервалов пласта для последующей продавки ее в пласт при закрытом затрубном пространстве при давлении меньшем, чем давление опрессовки обсадной колонны, после продавки смеси в пласт осуществляют технологическую выдержку, составляющую 0,5-1,0 ч, о декольматации пласта смесью судят по его приемистости, а вторую оторочку резделяют на две части, при этом в обе части закачивают спиртокислотную смесь состава, мас.%: соляная и/или фтористоводородная кислота - 0,5-15, спирт изопропиловый, или метиловый, или этиловый - 10-30 и КПАВ, причем в первую часть второй оторочки закачивают КПАВ 0,8-1,0, во вторую - 0,1-0,3, остальное - вода, закачку указанной смеси производят с циркуляцией ее в скважине через НКТ, гидроперфораторы и затрубное пространство с созданием избыточного давления.