Способ приготовления блокирующей жидкости для глушения скважин
Владельцы патента RU 2781988:
Акционерное общество "Северо-Кавказский научно-исследовательский проектный институт природных газов", (АО "СевКавНИПИгаз") (RU)
Изобретение относится к газовой промышленности, в частности к жидкостям на водной основе для временного блокирования продуктивного пласта, и может быть использовано при капитальном ремонте газовых и газоконденсатных скважин в условиях аномально низких пластовых давлений (АНПД) при пластовых температурах 60-80°С. Технический результат - получение блокирующей жидкости для глушения скважин на основе доступных реагентов, без использования специального оборудования, обеспечивающей сохранение фильтрационно-емкостных свойств призабойной зоны продуктивного пласта, обладающей улучшенными структурно-реологическими характеристиками, способствующими плавному структурированию в процессе закачки и препятствующими глубокому проникновению в пласт жидкой фазы, а также возможностью деблокирования из пласта при незначительных перепадах давлений, обладающей низкой адгезией к НКТ. Способ приготовления блокирующей жидкости для глушения скважин заключается в том, что для приготовления 1000 г блокирующей жидкости отмеряют 839,8 г - 859,85 г пресной воды и делят ее на две равные порции, одну из которых нагревают до температуры 50°С и разводят в ней крахмал, в количестве 5-6 мас.% от массы блокирующей жидкости. Затем полученный водный раствор крахмала оставляют на 12 часов отстоя, после чего отделяют жидкую фазу от полученного осадка, а к осадку добавляют пресную воду температурой 20°С, в объеме отделенной жидкой фазы и перемешивают раствор до получения гомогенной суспензии. Во вторую порцию пресной воды температурой 20°С при непрерывном перемешивании, последовательно вводят гидрокарбонат натрия и сульфацелл, причем гидрокарбонат натрия вводят в количестве 1 мас.% от массы сульфацелла, а сульфацелл 1,5-2 мас.% от массы блокирующей жидкости. Смешивают полученную порцию раствора с порцией гомогенной суспензии и осуществляют перемешивание, после чего в полученный раствор вводят полицелл, в количестве 7,5-8 мас.% от массы блокирующей жидкости и перемешивают до получения однородного раствора. 5 пр.
Изобретение относится к газовой промышленности, в частности к жидкостям на водной основе для временного блокирования продуктивного пласта и может быть использовано при капитальном ремонте газовых и газоконденсатных скважин в условиях аномально низких пластовых давлений (АНПД) при пластовых температурах 60-80°C.
Анализ существующего уровня техники показал следующее:
- известен пенообразующий состав для глушения скважин, рецептура которого имеет следующее соотношение компонентов, мас.%:
| Пенообразователь | 0,8-1,8 |
| Крахмал модифицированный | 5,0-7,0 |
| Сульфацелл | 0,18-0,3 |
| Мел технический | 3,0-4,0 |
| Алюмохлорид | 1,1-1,4 |
| Сода кальцинированная | 0,6-0,8 |
| Пресная вода | Остальное |
(см. патент РФ №2187533 от 21.12.2000 г. по кл. С09K 7/08, опубл. в БИ №23, 20.08.2002 г.).
Недостатком указанного пенообразующего состава является низкая эффективность глушения скважин. Это обусловлено следующими причинами: несмотря на высокие значения показателя кратности, пенообразующий состав характеризуется низкими блокирующими свойствами, обусловленными тем, что твердая фаза состава представлена мелкодисперсным продуктом, получаемым в результате взаимодействия исходных компонентов, а также достаточно большим количеством, не прореагировавшим техническим мелом (исходя из соотношения компонентов в составе). Твердая фаза данного состава в виде непрореагировавшего мела кольматирует поровое пространство продуктивного пласта, и, как следствие, снижается естественная проницаемость пласта, что приводит к повышению обратного давления (деблокирования) при освоении скважин после ремонта и увеличивает сроки их освоения. Для восстановления первоначальной проницаемости пласта в таких случаях с целью растворения кольматантов обычно проводят кислотную обработку пласта, что осложняет проведение в скважине ремонтных работ и увеличивает их сроки и стоимость.
Добавка кальцинированной соды в заявленных соотношениях не обеспечивает снижение ионной силы среды и не приводит к полному связыванию ионов кальция в составе. Конденсированные коллоиды гидрозоля алюминия в составе фильтрационной корки при указанных диапазонах рН 4,35-10,5 не будут растворяться, а будут находиться в виде твердой фазы (Газизов А.А. Увеличение нефтеотдачи неоднородных пластов на поздней стадии разработки / М.: Недра, 2002 г.).
Несмотря на то, что образующаяся при перемешивании пена имеет высокую устойчивость, она не обладает достаточной блокирующей способностью для применения при глушении скважин с высокопроницаемыми трещиноватыми коллекторами из-за отсутствия крупных волокнистых частиц твердой фазы, образующих основу блокирующего экрана.
Известен состав для блокирования и глушения нефтяных, газовых и газоконденсатных скважин, включающий, мас.%:
| Хлорид натрия | 15,0 |
| Полианионная целлюлоза ПАЦ-В | 3,0 |
| ХАПВ | 2,0 |
| Вода | 80,0 |
(см. патент РФ №2353641 от 02.05.2007 г. по кл. С09K 8/42, опубл. в БИ №12, 27.04.2009 г.).
Недостатком указанного состава является низкая эффективность глушения скважин вследствие низких блокирующих свойств состава. Твердая фаза состава представлена химически активированным порошком вулканизата с фракционными размерами от 0,125 до 2,0 мм, такие частицы не обладают достаточной блокирующей способностью для применения при глушении скважин с высокопроницаемыми трещиноватыми коллекторами из-за отсутствия крупных волокнистых частиц твердой фазы, образующих основу блокирующего экрана. Кроме того, высока вероятность кольматации порового пространства, приводящая к снижению естественной проницаемости пласта. Это приводит к увеличению сроков освоения скважин и необходимости проведения дополнительных операций (кислотная обработка), что увеличивает стоимость работ.
Наличие в составе линейного полимера (ПАЦ-В) приводит к увеличению вязкости и вызывает адгезионное прилипание к НКТ в результате повышенного гидрофильного взаимодействия.
Известен блокирующий состав для изоляции зон поглощений при бурении и капитальном ремонте скважин, включающий, мас.%:
| Кальцинированная сода | 0,1 |
| Каустическая сода | 0,07 |
| Бентонит | 1,0-2,0 |
| Биополимер | 0,2 |
| Полианионная целлюлоза | 0,5 |
| Крахмал модифицированный | 2,0 |
| Хлорид калия | 5,0 |
| Додецил сульфат натрия - лаурил сульфат натрия | 0,4 |
| Карбонат кальция фракционированный | 6,0-8,0 |
| Вода | Остальное |
(см. патент РФ №2487909 от 12.04.2012 г. по кл. С09K 8/20, С09K 8/42, опубл. в БИ №20, 20.07.2013 г.).
Недостатком указанного состава является его многокомпонентность, требующаяся длительность приготовления. Использование некоторых компонентов в данном составе не улучшает реологические свойства состава и приводит к его нестабильности. Использование в составе биополимера ксантанового ряда с модифицированным крахмалом приводит к потере вязкости при температурах выше 55°C и ухудшает седиментационную устойчивость при сроке более 48 часов, необходимом для проведения подземного ремонта скважины с контролем поглощения. Кроме того, применение биополимера (структурообразователя) при длительном использовании приводит к его ферментации, что ухудшает реологические свойства состава.
Состав обладает недостаточными значениями плотности (560-800 кг/м) для использования его в качестве блокирующего состава. Кроме того, наличие значительного количества твердой фазы увеличивает силы адгезии состава к поверхности эксплутационной колонны и насосно-компрессорных труб.
Состав ухудшает фильтрационно-емкостные свойства призабойной зоны пласта за счет наличия бентонита и фракционированного карбоната кальция, что значительно удлиняет срок вывода скважин на предостановочный дебит и требует проведения дополнительных операций по кислотной обработке пласта.
Техническая задача - повышение эффективности временного блокирования продуктивного пласта при глушении газовых и газоконденсатных скважин в условиях АНПД при пластовой температуре 60-80°C.
Технический результат, который может быть получен при реализации предлагаемого изобретения:
- получение блокирующей жидкости для глушения скважин, обеспечивающей сохранение фильтрационно-емкостных свойств призабойной зоны продуктивного пласта;
- получение блокирующей жидкости на основе доступных реагентов, без использования специального оборудования, с улучшенными структурно-реологическими характеристиками, соответствующими требованиям экологической и промышленной безопасности;
- сокращение сроков освоения скважин, за счет того что блокирующая жидкость деблокируется из пласта при незначительных перепадах давлений и без применения кислотных обработок;
- получение устойчивой, термостабильной блокирующей жидкости с улучшенными свойствами, способствующими плавному структурированию в процессе закачки, препятствующими глубокому проникновению в пласт жидкой фазы блокирующей жидкости и низкой адгезии к НКТ.
Технический результат достигается с помощью предлагаемого способа приготовления блокирующей жидкости для глушения скважин, заключающегося в том, что для приготовления 1000 г блокирующей жидкости отмеряют 839,8 г - 859,85 г пресной воды и делят ее на две равные порции, одну из которых нагревают до температуры 50°C и разводят в ней крахмал, в количестве 5-6 мас.% от массы блокирующей жидкости. Затем полученный водный раствор крахмала оставляют на 12 часов отстоя, после чего отделяют жидкую фазу от полученного осадка, а к осадку добавляют пресную воду температурой 20°C, в объеме отделенной жидкой фазы и перемешивают раствор до получения гомогенной суспензии. Во вторую порцию пресной воды температурой 20°C при непрерывном перемешивании, последовательно вводят гидрокарбонат натрия и сульфацелл, причем гидрокарбонат натрия вводят в количестве 1 мас.% от массы сульфацелла, а сульфацелл 1,5-2 мас.% от массы блокирующей жидкости. Смешивают полученную порцию раствора с порцией гомогенной суспензии и осуществляют перемешивание, после чего в соотношение колеблется в широком диапазоне. Каждый из этих полисахаридов при нагреве в воде образует дисперсии различной вязкости и структуры.
В процессе клейстеризации амилозопектинового комплекса в зависимости от соотношения амилозы и амилопектина, существенно меняются и реологические свойства дисперсий. Амилоза составляет небольшую часть крахмала, около 20-30%. Молекулярная масса амилозы составляет порядка 0,2-3,9×106 дальтон. Молекулярная масса амилозы картофельного крахмала больше по сравнению с молекулярной массой амилозы крахмала зерновых культур. Амилоза картофельного крахмала содержит большое количество длинных цепей.
Амилопектин является главным компонентом крахмала и его содержание в картофельном крахмале составляет 70-80% независимо от размера гранул крахмала. Приблизительно 4-6% цепи составляет а-D-(1,6)-связи, которые делают молекулу амилопектина разветвленной. Среднемассовый молекулярный размер амилопектина 107 дальтон, при этом макромолекула амилопектина содержит большое количество относительно коротких цепей. Молекулярная масса амилопектина картофельного крахмала составляет 60,9×106 дальтон.
Положение амилозы в гранулах крахмала - это индивидуальные, радиально-ориентированные цепи, беспорядочно распределенные среди радиальных цепей амилопектина. Молекулы амилозы, будучи линейными, легче выстраиваются в ряд, образуя больше водородных связей. Амилоза вносит основной вклад в прочность гелей крахмала, тогда как от содержания амилопектина зависит вязкость крахмала. Вязкость крахмала исключительно функция молекулярной массы молекул. Амилопектин с разветвленной структурой имеет больший размер молекул, чем амилоза. Следовательно, амилопектин вносит больший вклад в увеличение вязкости крахмала, чем амилоза. Разветвленные молекулы амилопектина образуют пространственные затруднения, препятствующие ретроградации крахмала. А линейные молекулы амилозы склонны к образованию упорядоченных структур (рекристаллизация или ретроградация) при этом происходит уплотнение и расслоение первоначально однородного геля крахмала. Этим объясняется разжижение системы при длительном хранении и нагревании. Поэтому для повышения вязкостных характеристик состава целесообразно использовать крахмал с пониженным содержанием амилозы. Известно, что гранулы крахмала набухают в воде и при набухании растягиваются так, что часть амилозы диффундирует наружу через рыхлый микрогель, образующийся при этом и состоящий преимущественно из амилопектина. В предлагаемом способе приготовления блокирующей жидкости для глушения скважин эта проблема решается растворением крахмального реагента в горячей воде с последующим отстаиванием и сливанием отстоявшейся воды с растворенной в ней амилозой.
Вязкость крахмалосодержащих составов и их стабильность зависят не только от соотношения амилозы и амилопектина, но и от наличия веществ, дающих синергетический эффект с крахмалом.
Совместное применение крахмала и сульфацелла вызывает образование связей между отдельными молекулами крахмала, приводящее к усилению стабильности и устойчивости системы, что позволяет сохранить вязкостные свойства крахмала при длительном термогидравлическом воздействии. Основное взаимодействие сульфацелла в крахмальной суспензии происходит с разветвленными цепями амилопектина. Совместное использование крахмала с пониженным содержанием амилозы с сульфацеллом способствует плавному структурированию состава в процессе закачки, препятствующему глубокому проникновению в пласт жидкой фазы блокирующего состава.
Совместное использование крахмала с пониженным содержанием амилозы с сульфацеллом позволяет обеспечить низкие значения фильтрации и повысить структурные показатели блокирующего состава за счет того, что сульфацелл, внедряясь между разветвленными цепями амилопектина, взаимодействует с ними, образуя поперечные связи амилопектин - сульфацелл, что обеспечивает повышение вязкости и устойчивости системы.
Высокая вязкость и плотность блокирующей жидкости могут способствовать налипанию раствора на трубы и приводить к ряду осложнений и аварий в процессе ремонта скважин, что может ухудшать условия проведения ремонтных работ и приводить к загрязнению окружающей среды при поднятии НКТ. Адгезия между блокирующей жидкостью и НКТ обусловлена межмолекулярными, водородными и электрическими взаимодействиями. Наличие низкомолекулярных линейных полимеров в составе крахмала способствует адгезионному прилипанию в результате повышения гидрофильного взаимодействия блокирующей жидкости с твердой поверхностью. Следовательно, частичное удаление амилозы (линейного полимера) должно решить задачу по снижению интенсивности адгезионного взаимодействия компонентов блокирующей жидкости с металлическими поверхностями.
Снижение проницаемости зоны поглощения достигается путем использования в блокирующей жидкости шунтирующих частиц - полицелла. Полицелл ЦФ - полимерногуматный лигноцеллюлозный комплекс выпускается в виде сыпучей смеси коричневого цвета. В состав полицелла входят крупные волокнистые частицы твердой фазы, образующие каркас блокирующего экрана в порах продуктивного пласта. Попадая в интервал перфорации, крупные частицы состава образуют первичный слой-сетку, налипающий на перфорационные отверстия. Главным преимуществом полицелла перед другими кольматирующими агентами является то, что он не образует необратимых корок в самом коллекторе и легко диссоциирует в раствор при снятии напряжений.
Процесс набухания самого сульфацелла зависит от рН и температуры раствора. Высокая температура и рН могут привести к образованию комков, во избежание чего в пресной воде температурой 20°C, при непрерывном перемешивании растворяют гидрокарбонат натрия с последующим вводом в раствор сульфацелла. Кроме того, использование гидрокарбоната натрия препятствует гидролизу крахмала при высоких температурах.
Не выявлены по имеющимся источникам известности технические решения, имеющие признаки, совпадающие с отличительными признаками предлагаемого изобретения по заявляемому техническому результату. Заявляемый способ приготовления блокирующей жидкости для глушения скважин соответствует условию «изобретательский уровень».
Более подробно сущность заявляемого изобретения описывается следующими примерами.
Испытания по предлагаемому способу проводят в лабораторных условиях по методике, описанной в учебно-методическом пособии «Технология буровых растворов» / Н.М. Уляшева, М.А. Михеев, В.В. Дуркин. - Ухта: УГТУ, 2019. - 112 с».
Исследования проводились с использованием прибора на основе СНС-2 с гладким стальным цилиндром. Блокирующую жидкость заливают в стакан, затем в стакан опускают гладкий стальной цилиндр, и прибор в течение 10 мин оставляют в состоянии покоя. Затем включают питание, и наружный стакан начинает вращаться с частотой 0,2 об/мин. Адгезия (напряжение сдвига, определяемое физико-химическим взаимодействием) определяется по формуле:
А=kϕ,
где k - константа нити;
ϕ - максимальный угол поворота цилиндра, град.
В проведенных опытах k=0,3376 Па/град.
Оценивается изменение адгезии во времени покоя 10 мин и 20 мин.
Определение блокирующих свойств проводилось на искусственных кернах, проницаемостью 2,5-3,0 мкм2. Коэффициент восстановления проницаемости (К) определялся как отношение проницаемости керна после деблокирования (К1) к его проницаемости до нагнетания (К0) блокирующей жидкости.
Пластическая вязкость измерялась на вискозиметре «Fann» модель 35SA фирмы Baroid.
Пример 1
Для приготовления 1000 г блокирующей жидкости пресную воду в количестве 862,86 г (86,286 мас.%) делят на 2 равные порции. Первую порцию воды в количестве 431,43 г нагревают до температуры 50°С, разводят в ней крахмал в количестве 49,0 г (4,9 мас.%) и далее полученный водный раствор крахмала оставляют на 12 часов отстоя. Через 12 часов сливают жидкую фазу в количестве 375 г от полученного осадка, а к осадку добавляют 375 г пресной воды температурой 20°C и хорошо перемешивают до получения гомогенной суспензии. Во вторую порцию пресной воды, в количестве 431,43 г температурой 20°C и непрерывном перемешивании вводят гидрокарбонат натрия в количестве 0,14 г (0,014 мас.% от массы сульфацелла) и сульфацелл в количестве 14,0 г (1,4 мас.% от массы блокирующей жидкости), после чего смешивают полученную порцию с гомогенной суспензией и осуществляют перемешивание, затем в полученный раствор вводят полицелл в количестве 74,0 г (7,4 мас.% от массы блокирующей жидкости) и продолжают перемешивание до однородного состояния раствора. Определяют свойства блокирующей жидкости.
Свойства блокирующей жидкости: При температуре 20°C - пластическая вязкость η=18 мПа⋅с, плотность ρ=0,99 г/см3, статическое напряжение сдвига СНС - через 10 мин равное 7,43 Па/град, статическое напряжение сдвига СНС - через 20 мин равное 11,82 Па/град. При температуре 80°C - плотность ρ=1,01 г/см3, показатель фильтрации ϕ через 30 минут равняется 3,0, термостабильность - на 10-е сутки расслоился, коэффициент восстановления проницаемости К=99,4%.
Пример 2
Готовят 1000 г блокирующей жидкости, г/мас.%:
| Вода | 859,85/85,985 |
| Крахмал | 50,0/5,0 |
| Гидрокарбонат натрия | 0,15/0,015 |
| Сульфацелл | 15,0/1,5 |
| Полицелл | 75,0/7,5 |
Проводят все операции, как указано в примере 1.
Свойства блокирующей жидкости: При температуре 20°C - пластическая вязкость η=20 мПа⋅с, плотность ρ=0,97 г/см3, статическое напряжение сдвига СНС - через 10 мин равное 8,10 Па/град, статическое напряжение сдвига СНС - через 20 мин равное 11,14 Па/град. При температуре 80°C - плотность ρ=0,99 г/см3, показатель фильтрации ϕ через 30 минут равняется нулю, термостабильность - на 10-е сутки стабильный, коэффициент восстановления проницаемости К=99,1%.
Пример 3
Готовят 1000 г блокирующей жидкости, г/мас.%:
Вода 852,84/85,284
Крахмал 55,0/5,5
Гидрокарбонат натрия 0,16/0,016
Сульфацелл 16,0/1,6
Полицелл 76,0/7,6
Проводят все операции, как указано в примере 1.
Свойства блокирующей жидкости: При температуре 20°C - пластическая вязкость η=40 мПа⋅с, плотность ρ=0,95 г/см3 статическое напряжение сдвига СНС - через 10 мин равное 11,14 Па/град, статическое напряжение сдвига СНС - через 20 мин равное 16,88 Па/град. При температуре 80°C - плотность ρ=1,03 г/см3, показатель фильтрации ϕ через 30 минут равняется нулю, термостабильность - на 10-е сутки стабильный, коэффициент восстановления проницаемости К=98,8%.
Пример 4
Готовят 1000 г блокирующей жидкости, г/мас.%:
| Вода | 839,8/83,98 |
| Крахмал | 60,0/6,0 |
| Гидрокарбонат натрия | 0,2/0,02 |
| Сульфацелл | 20,0/2,0 |
| Полицелл | 80,0/8,0 |
Проводят все операции, как указано в примере 1.
Свойства блокирующей жидкости: При температуре 20°C - пластическая вязкость η=80 мПа⋅с, плотность ρ=0,98 г/см3 статическое напряжение сдвига СНС - через 10 мин равное 25,99 Па/град, статическое напряжение сдвига СНС - через 20 мин равное 39,16 Па/град. При температуре 80°C - плотность ρ=0,99 г/см3, показатель фильтрации ϕ через 30 минут равняется нулю, термостабильность - на 10-е сутки стабильный, коэффициент восстановления проницаемости К=98,2%.
Пример 5
Готовят 1000 г блокирующей жидкости, г/мас.%:
| Вода | 836,79/83,679 |
| Крахмал | 61,0/6,1 |
| Гидрокарбонат натрия | 0,21/0,021 |
| Сульфацелл | 21,0/2,1 |
| Полицелл | 81,0/8,1 |
Проводят все операции, как указано в примере 1.
Свойства блокирующей жидкости: При температуре 20°C - пластическая вязкость η=90 мПа⋅с, плотность ρ=0,97 г/см3, статическое напряжение сдвига СНС - через 10 мин равное 27,0 Па/град, статическое напряжение сдвига СНС - через 20 мин равное 40,51 Па/град. При температуре 80°C - плотность ρ=1,0 г/см3, показатель фильтрации ϕ через 30 минут равняется нулю, термостабильность - на 10-е сутки стабильный, коэффициент восстановления проницаемости К=97,9%.
Блокирующую жидкость закачивают в скважину без выдержки.
Процесс приготовления блокирующей жидкости на основе доступных реагентов является достаточно простым и не требует использования специального оборудования. Блокирующая жидкость для глушения скважин в условиях АНПД, при пластовых температурах 60-80°C, обеспечивает сохранение фильтрационно-емкостных свойств призабойной зоны продуктивного пласта, обладает улучшенными структурно-реологическими характеристиками, способствующими плавному структурированию в процессе закачки и препятствующими глубокому проникновению в пласт жидкой фазы, а также деблокируется из пласта при незначительных перепадах давлений, обладает низкой адгезией к НКТ.
Содержание в блокирующей жидкости ингредиентов в количестве менее:
| Вода | 83,98 мас.% |
| Крахмал | 5,0 мас.% |
| Гидрокарбонат натрия | 0,015 мас.% |
| Сульфацелл | 1,5 мас.% |
| Полицелл | 7,5 мас.% |
технологически нецелесообразно, так как блокирующая жидкость не устойчива, и с течением времени расслаивается на жидкую и твердую фазы.
Содержание в блокирующей жидкости ингредиентов в количестве более:
| Вода | 85,985 мас. % |
| Крахмал | 6,0 мас.% |
| Гидрокарбонат натрия | 0,02 мас.% |
| Сульфацелл | 2,0 мас.% |
| Полицелл | 8,0 мас.% |
технологически нецелесообразно, так как технологическая жидкость имеет высокую вязкость и адгезию, вследствие чего ее невозможно применить, используя стандартное технологическое оборудование.
Таким образом, согласно вышесказанному предлагаемая совокупность существенных признаков обеспечивает достижение заявляемого технического результата.
Заявляемое техническое решение соответствует условиям «новизны, изобретательский уровень, промышленная применимость», то есть является патентоспособным.
Способ приготовления блокирующей жидкости для глушения скважин, заключающийся в том, что для приготовления 1000 г блокирующей жидкости отмеряют 839,8 г - 859,85 г пресной воды и делят ее на две равные порции, одну из которых нагревают до температуры 50°C и разводят в ней крахмал, в количестве 5-6 мас.% от массы блокирующей жидкости, затем полученный водный раствор крахмала оставляют на 12 часов отстоя, после чего отделяют жидкую фазу от полученного осадка, а к осадку добавляют пресную воду температурой 20°C, в объеме отделенной жидкой фазы и перемешивают раствор до получения гомогенной суспензии, а во вторую порцию пресной воды температурой 20°C при непрерывном перемешивании, последовательно вводят гидрокарбонат натрия и сульфацелл, причем гидрокарбонат натрия вводят в количестве 1 мас.% от массы сульфацелла, а сульфацелл 1,5-2 мас.% от массы блокирующей жидкости, затем смешивают полученную порцию раствора с порцией гомогенной суспензии и осуществляют перемешивание, после чего в полученный раствор вводят полицелл, в количестве 7,5-8 мас.% от массы блокирующей жидкости и перемешивают до получения однородного раствора.
