Проведение капитального ремонта скважин

СПЕЦИАЛЬНАЯ ЧАСТЬ

 

5.1. Введение

Многие  нефтяные месторождения НК «Роснефть» характеризуются значительной текущей  выработкой запасов, высокой степенью обводненности продукции и значительной долей неработающих скважин. Эффективное  проведение капитального ремонта скважин (КРС) в этих условиях позволяет значительно  снизить темпы естественного  падения добычи нефти месторождений  и получить значительную прибыль. Особое место в ряду КРС занимает производство ремонтно-изоляционных работ (РИР).

В ОАО «Новосибирскнефтегаз» основная добыча нефти приходится на месторождения, вступившие в позднюю стадию разработки. Более половины фонда скважин эксплуатируется при обводненности добываемой продукции более 70%. Годовой темп роста обводненности превышает 5%. Большую долю нефти содержат водонефтяные зоны, 1/3 залежей - водоплавающие, что практически исключает безводный период эксплуатации скважин. Ежегодно увеличение числа обводненных скважин превышает число скважин, в которых были проведены ремонтно-изоляционные работы (РИР). В связи с этим задача ограничения и изоляции притока вод в добывающих скважинах является одной из важнейших [  ].

Фактическое применение РИР на месторождениях ОАО  «Новосибирскнефтегаз» до недавнего  времени характеризовалось низкой успешностью, которая была обусловлена:

• недостаточной обоснованностью выбора скважин для проведения РИР из-за отсутствия методик подбора скважин-кандидатов под РИР, надёжных компьютерных моделей процесса разработки залежей;

 

• недостаточным качеством проводимых геолого-геофизических методов исследования скважин (ГИС), в первую очередь, при проведении потокометрии и определении состава притока на нефонтанирующих скважинах;

• применением устаревшего оборудования и технологий, а также тампонажных материалов недостаточно высокого качества.

Для реализации мероприятия необходимо качественно  выполнить комплекс работ по ремонту  скважины, только в этом случае ремонт даст положительный результат. В  данной части проекта предлагается проведение РИР в бездействующей скважине.

Для достижения цели ремонта необходимо решить следующие  задачи:

1. Анализ  проблем и применяемых технологий

2. Выбор  рекомендуемой технологии

3. Расчет  технологии и ее составных  частей

4. Составление  блок-схемы выполнения работ 

5. Составление  табеля оснащенности бригад (приложение   )

6. Разработка  технического чертежа устройства  или узла

7. Составление  схемы размещения оборудования 

8. План-заказ  на проведение работ

9. Заключение  по специальной части

 

5.2.Актуальность  проведения ремонтно-изоляционных  работ

Основные особенности  применения гибких НКТ

 

• Установка  позволяет производить спуск в скважину под давлением сплошной колонны гибких НКТ и осуществлять циркуляцию через эту колонну;
• Жесткость и прочность гибких НКТ позволяют использовать их для спуска и подъема из скважины забойных инструментов;
• Установка представляет собой блочно-модульный агрегат для капитального ремонта скважин, обеспечивающий возможность быстрого проведения полного комплекса ремонтных работ на скважине;
• Гибкие НКТ диаметром 1 1/4" (31,7 мм) использовались при глубине до 18000 футов (5400 м), при расходе 3 баррель/мин (160 л/мин) с использованием смазочных добавок;

Преимущества  применения гибких НКТ

 

Расширение  масштаба применения гибких НКТ при  капитальном ремонте скважин было вызвано следующими преимуществами:

• Возможность проведения работ по капитальному ремонту без глушения скважины, с минимальным ухудшением первоначальных эксплуатационных характеристик продуктивного горизонта и минимальным периодом простоев;

• Возможность быстрой транспортировки и монтажа установки;
• Уменьшения численности бригады: 3 человека для работы с гибкими НКТ + специалисты по обслуживанию насосов;

• Повышение безопасности работ и ускорение СПО в связи с отсутствием соединений в колонне;

• Возможность приведения в действие забойных инструментов благодаря жескости и прочности гибких НКТ (забойные двигатели, гидромониторные устройства, надувные пакера), проведения циркуляционной очистки скважины, извлечения или проталкивания в скважину забойных инструментов в интервалах сужения и искривления ствола скважины;
• Возможность размещения расчетных объемов кислоты на заданных глубинах при интенсификации скважины, в результате чего улучшаются результаты подобных работ по сравнению с прямой закачкой кислоты через колонну НКТ;

• Контакт эксплуатационной колонны НКТ только с отработанной кислотой, что уменьшает их коррозию;

• Наличие  нескольких типоразмеров НКТ дает возможность их применения при различных практических условиях;

В результате экономические предпосылки для  применения гибких НКТ являются более  предпочтительными по сравнению  с другими способами капитального ремонта скважин.

 

Ограничения в применении работ гибких НКТ

 

Однако при  применении гибких НКТ существуют некоторые  ограничения:

• В связи с существующим максимальным проходным диаметром в эксплуатационной колонне НКТ и проблемами усталостного износа диаметр гибких НКТ обычно ограничивается диапазоном 1 1/4" - 1 1/2" (31,7 - 38 мм). Это приводит к ограничению производительности закачки в скважину до 1 - 2,5 баррель/мин (160-400 л/мин) с применением смазывающих добавок;
• При правильной оснастке инжекторной головки максимальное рабочее давление на устье скважины составляет 3500 фунт/кв. дюйм (245 кг/см²). Для более высоких значений этого давления требуется применение более толстостенных труб и направляющего желоба с увеличенным радиусом;
• Для ограничения усталостного износа рекомендуется, чтобы максимальное рабочее давление закачки в скважину не превышало 5000 фунт/кв. дюйм (350 кг/см²);
• Вследствие усталостного износа, приводящего к деформации поперечного сечения и появлению осевой нагрузки, критическая   нагрузка смятия должна быть ограничена в пределах 3000 - 4000 фунт/кв. дюйм (210-280 кг/см²);
• Рекомендуемая максимальная глубина спуска труб скважину составляет не более 18000 футов (5400 м):
• При наличии H₂S и/или СО₂: необходимо принимать меры к ограничению до минимума контакта труб с этой агрессивной средой;
• Особое внимание необходимо уделять применению ингибиторов коррозии от кислотной обработки, в особенности при температурах свыше 200°F (94°C);
• С увеличением диаметра и толщины стенки гибких НКТ максимальная вместимость барабана ограничивается в связи с существующими правилами и нормами транспортировки габаритных грузов (габаритные размеры и вес загруженного барабана, а также допустимая нагрузка на кран морской буровой установки являются ограничительными параметрами).

 

2. Основные виды ремонтных работ, выполняемых при помощи гибких НКТ

 

• Замена рабочей жидкости при заканчивании  или капитальном ремонте скважины (с целью перфорации при депрессии на пласт или при освоении скважины);
• Работы по освоению скважины (начало добычи после заканчивания или капитального ремонта скважины);
• Очистка скважины (удаление механических отложений со стенок НКТ, удаление осадков, расширение ствола, удаление парафина);
• Интенсификация скважины (кислотная обработка, применение специальных растворителей);
• Удаление песчаных пробок (предотвращение их образования);
• Цементирование (ремонтно-восстановительное цементирование под давлением для изоляции газоносных или водоносных горизонтов, установка цементных мостов при ликвидационных работах на скважине);
• Использование гибких НКТ при заканчивании скважины (колонна НКТ с увеличенной производительностью, газлифтовая колонна, эксплуатационная колонна НКТ);
• Глушение скважины;
• Примеры специального применения:
• использование гибких НКТ при каротажных и перфорационных работах;
• использование гибких НКТ при испытании скважины при помощи испытателя пластов на бурильных трубах с опорой на забой (закачка буферной жидкости, освоение и интенсификация скважины и пр.):
• использование гибких НКТ вместо кабеля (жесткая забойная компоновка, каротажные работы, перфорационные работы при помощи перфораторов, спускаемых в скважину на гибких НКТ);
• ловильные работы;
• бурение.

 

Ремонтно-изоляционные (РИР) работы являются одной из актуальнейших  проблем настоящего времени и  в связи с этим на них хотелось бы обратить особое внимание. В последнее  время разработаны десятки составов для проведения РИР как селективного, так и не селективного характера  и поэтому, чтобы в них разобраться  и найти им достойное    применение,    предлагается систематизировать РИР  по видам (технологиям применения) и  целесообразности.

Целесообразность  РИР, в первую очередь, зависит от общего состояния выработанности и  эффективности системы разработки на участке залежи (месторождения).

Избирательность тампонирования водопроводящих каналов  будет определяться не только химическим составом водоизоляционной композиции, но и неравномерностью проникновения  водоизолирующего материала в нефте- и водонасыщенные интервалы за счет вязкости, плотности и проницаемости, а также некоторым технологическим  особенностям обработки и эксплуатации скважин.

Приоритетным  направлением выбора технологии и   тампонирующего материала является характер обводнения скважин. По характеру  обводнения скважин РИР можно  разделить на следующие виды [  ]:

- ликвидация  заколонных перетоков, как с  вышележащих, так и с нижележащих  водоносных пластов;

- ограничение  притока подошвенных вод (залежи  с подстилающими подошвенными  водами);

- ликвидация  прорыва пластовых и нагнетаемых  вод по наиболее проницаемым  пропласткам внутри нефтяной  толщи;

- повышение   нефтеотдачи   продуктивных   пластов  за   счет выравнивания  профиля приемистости в нагнетательных  скважинах;

- водоизоляционные  работы, проводимые в добывающих  и нагнетательных скважинах одновременно;

- отключение  отдельных пластов (необходимость  проведения данного вида  РИР  возникает в скважинах, одновременно  эксплуатирующих несколько пластов;  различие в геологическом строении  пластов (толщина, коллекторские  свойства) обуславливает разновременность  из выработки (обводнения) и, следовательно,  необходимость отключения каждого  выработанного (обводненного) пласта  с целью обеспечения нормальных  условий выработки остальных);

        -ликвидация нарушений обсадных  колонн;

• перевод скважин на другие пласты и горизонты, временная консервация и ликвидация скважины (осуществляется с действующим положением о порядке перевода скважин на другие горизонты, временной консервации и ликвидации скважин).

Следующим  направлением,  влияющим  на  выбор  технологии РИР, и тампонирующего материала  являются такие факторы [  ]:

- особенности  геологического строения месторождения,  пласта, собственно объекта воздействия;

- геологопромысловые  особенности месторождения, пласта, условия разработки и т.д.;

- конструкция   скважины, ее техническое состояние,  имеющиеся подземное и наземное  оборудование и ряд других  факторов, характерных для каждого  месторождения, пласта, скважины.

По этим, вышеперечисленным, приоритетным   направлениям вырабатывается собственно технология проведения РИР и подбирается  наиболее подходящая к ним рецептура  изоляционной композиции.

Основное назначение РИР -  обеспечение оптимальных условий работы продуктивного пласта (или нескольких пластов) для достижения запланированного (максимального) извлечения запасов. В условиях жесткого сырьевого рынка, требующего максимизации добычи,  решение данной проблемы, особенно на месторождениях,  находящихся на последних стадиях разработки и требующих значительных затрат на эксплуатацию, становится наиболее актуальной.

5.3. Анализ проблем и применяемых  технологий при ремонтно-изоляционных  работах

Современное  состояние  работ  по  капитальному  ремонту  скважин  на  предприятиях  объединения  таково:  при  ежегодном  росте  объема  ремонтов  на  30-40%  наблюдается  его  отставание  в  полтора-два  раза  с  требуемым.  Особенно  неблагополучно  положение  при  проведении  ремонтно - изоляционных  работ  в  скважинах.  Так,  доля  РИР  в  общей  структуре  КРС  многие  годы  остается  примерно  на  одном  уровне  и  составляет  в  среднем по  объединению  лишь  37-39%,  а  потребность  в  различных  видах  РИР  превышает  фактически  выполняемое  их  число  в  два  раза. Достаточно  высока  эффективность  работ  по  отключению  нижних   пластов  при  переходе  на  верхние  горизонты (успешность  достигает  97%)  при этом  наблюдается  тенденция  и  снижению  их  продолжительности  и  стоимости.  Такие  работы  выполняются  с  помощью  цементных  заливок  в  стволе  скважины  в  интервале  перфорации  и  несколько  выше  его  кровли.  Достаточно  успешны  работы  по  изоляции  циркуляции  воды  снизу,  выполняемые  в  основном  с  помощью  цементных  растворов.  Однако  с  ростом  успешности  значительно  повысилась  стоимость  таких  работ.На  месторождениях  ООО "РН-Юганскнефтегаз"  очень  распространенно обводнение скважин по отдельно наиболее проницаемым  пропласткам  продуктивного  пласта  из-за  крайне  неравномерной  выработки  послойно-неоднородных  продуктивных  пластов, характерно  для  большинства  месторождений  Западной  Сибири. Прорыв  воды  в  скважины  и  полное  их  обводнение (до  пределов  рентабельной  эксплуатации)  в  подавляющем  большинстве  случаев  происходит  задолго  до  достижения  потенциально  возможного  отбора  нефти  из  скважины. Это  резко  снижает  темпы  текущего  отбора нефти, и  эффективность  действия  системы    поддержания  пластового  давления,  увеличивает  нагрузку  на  системы  сбора  и  подготовки  нефти, усиливает  коррозию  нефтепромыслового  оборудования   и  приводит  к  другим  отрицательным  последствиям.  Борьба  с  данным  типом  обводнения  требует   избирательного (селективного) отключения  обводненных  интервалов  пласта  при  сохранении  продуктивности  нефтенасыщенных  участков [  ].                                                               

        В  последние  пять  лет  76 - 89 %  всех  РИР  в  ООО  "РН-Юганскнефтегаз" 

проводили  с  применением  цементных  растворов. Такое  положение  нельзя  признать  нормальным. Цементные  заливки  целесообразно  применять  при  выполнении  только  некоторых  видов  РИР. В  тех  случаях, когда  применение  цементных  заливок  оказалось  высоко  эффективным  и  успешным  при  отключении  нижних  пластов, изоляции  за  колонной  циркуляции  воды  снизу,  дальнейшее  их  применение  оправдано. В то  же  время  на  сегодняшний  день  увеличены  объемы  использования  синтетических  и  селективных  материалов,  поскольку  только  их  помощью  можно  выполнять  отдельные  виды  РИР,  либо  существенно  улучшить  технико-экономические  показатели  тех  видов  РИР, которые  выполняются с помощью  цементных  растворов (рисунок 5.1.).

 

 

 

 

Рисунок 5.1. Основные виды РИР с применением  цементного раствора

Опыт  применения  различных  методов  ограничения  и  изоляции  пластовых  вод  (притока)  в  нефтяных  скважинах  с  помощью  синтетических  и  полимерных  материалов  в  нашей  стране  и  за  рубежом  свидетельствует  о  том,  что  наиболее  предпочтительно  использование  селективных  водоизолирующих  материалов.

         Метод, основанный на применении  селективного  водоизолирующего  материала,  называется  методом   селективной  изоляции водопритоков.   Отмеченный  механизм  воздействия  селективного водоизолирующего  материала  на  нефте -  и   водонасыщенную  горную  породу  особенно  желателен при  изоляции  отдельных  обводненных  пропластков   и  подошвенной  воды,  а   также  ликвидации  за  колонной  циркуляции  из  пластов-обводнителей.   Несмотря  на  большое  число   работ  посвященных  разработке  селективных  водоизолирующих   материалов  и  технологии  их  применений,  отсутствует   общепризнанная  оценка  областей  и  условий  применения  методов   селективной  изоляции  водопритоков,  основанных  на  закачке  в   пласт  селективных  и   водоизолирующих  материалов.  Это  существенно  затрудняет  выбор  наиболее  перспективных   направлений  развития  изоляционных  работ  для  условий  месторождений   Западной  Сибири.

            При  оценке  перспективности   известных  методов  изоляции  водопритоков  на  месторождениях  объединения  к  ним  предъявляется   ряд  жестких  требований.  Основные  из  них [  ]:

-  возможность   достижения  высоких  технико-экономических   показателей изоляционных  работ   и  существенного  роста   производительности  труда;

-  простота  и  надежность  технологических   схем  при  их  массовом  применении;       

-  низкие  температуры  застывания  водоизолирующих   реагентов;

-  высокая   степень  их  заводской  готовности,  не требующая  осуществления  на устье скважины операций  по дозированию и  смещению  компонента 

состава;

-  высокая   фильтруемость  в терригенные   поровые  коллекторы.

         Крупно - масштабный  характер  проблемы  изоляции  водопритоков  на  нефтяных  месторождениях  Западной  Сибири,  неблагоприятные  географо-климатические   условия,  особенности  геологического  строения  продуктивных горизонтов,  большое  превышение  потребности   в  РИР  над  возможностями   ремонтных  служб  объединения   предъявляют  ряд  жестких   требований к  методам  изоляции  водопритоков,  разрабатываемым   и  рекомендуемым  для   данного  региона.  Водоизолирующие   реагенты  должны  соответствовать   вышеперечисленным  требованиям.  Новые  методы  изоляционных  работ  необходимо  разрабатывать   с  учетом  улучшения  технико-экономических   показателей  РИР,  а  главное  -  кратного  повышения  производительности  труда.    

Обводнение  добывающих скважин на месторождениях происходит по следующим основным причинам [  ]:

- некачественное  разобщение нефтеводоносных пластов  при бурении и перфорации;

- поступление  воды из выше (ниже) залегающих  пластов в процессе эксплуатации  скважин в связи с изменением качества крепления скважины;

- бурение  скважин в водонефтяных (начальных) зонах;

• обводнение скважин закачиваемой водой (рисунок 5.2.);
• геологическая обособленность разреза скважин (сломы колонн в разрезе люлинворских глин);
• коррозия конструкций скважин, особенно на старых месторождениях;
• долгие ремонты на скважинах.

 

 

 

 

а) б)

 

 

 

 

                                                                         

в)          г)

 

 

 

 

 

 

д)  е)

 

 

 

 

 

 

Рисунок 5.2. Классификация источников преждевременного обводнения скважин: а) обводнившийся пропласток без внутрипластовых перетоков; б) трещины или разломы, проходящие через водоносный пласт; в) гравитационное разделение жидкостей в пласте; г) трещины или разломы между нагнетательной и добывающей скважинами; д) конусо- или языкообразование; е) обводнившийся пропласток с внутрипластовыми перетоками.

            Первые две причины обусловлены  в большей степени некачественным проведением буровых работ, третья требует качественного подбора и проведения технологий первичного и вторичного вскрытия, четвертая и пятая обусловлены естественными процессами.

Однако,  если технология подобрана и проведена  достаточно успешно, то в процессе разработки залежи происходит обводнение продукции  в первый период за счет пластовой  воды, в дальнейшем за счет вытесняющего агента, как правило, являющимся водой.

Общеизвестно, что о характере  выработки запасов, заводнения продуктивной, толщи судят по [  ]:

- результатам исследований транзитных скважин;

- промыслово-геофизическим исследованиям действующих скважин (ПГИС, метод ИННК);

- сравнению текущей обводненности скважин и соседних контрольных;                                         

- результатам  испытания после бурения уплотняющих  или возвратных скважин и т.д.

Используя приведенные результаты исследований, можно достаточно точно определить структуру остаточных запасов нефти, их адресность, а, следовательно, и подобрать технологии, позволяющие выработать оставшиеся запасы нефти. Зная стоимость затрат на технологию, успешность проведения и объемы возможно оставшейся нефти в пласте, можно оценить технико-экономическую привлекательность (рентабельность) доразработки участка (залежи, месторождения).

5.4. Выбор рекомендуемой технологии  ремонта

5.4.1. Технология  проведения  селективной  изоляции  тампонажным  материалом  АКОР БН [   ]

Изоляционные материалы  группы АКОР были разработаны в ВНИИТермнефть  и ВНИИКРнефти, а в последние 10 лет работы по их совершенствованию  сосредоточены в НПФ "Нитпо". В настоящее время материалы  АКОР это одноупаковочные, кремнийорганические  изоляционные материалы, предназначенные  для проведения водоизоляционных работ  в нефтяных, газовых и нагнетательных скважинах в сложных климатических  условиях (температура до -50 0С). История  изоляционных материалов группы АКОР начинается с создания двухкомпонентных материалов АКОР - 2, а впоследствии и АКОР - 4. Эти материалы готовились на скважине непосредственно перед  применением. Следующим шагом в  эволюции материалов АКОР стало создание материала АКОР Б, который обладал  высокими технологическими свойствами: высокая степень заводской готовности, более высокая совместимость  с водой и водными растворами солей и полимеров, простота приготовления  изоляционных составов на его основе. В настоящее время наши специалисты  разработали и провели промысловые  испытания новой серии кремнийорганических  материалов АКОР БН, которые сейчас широко применяются в Западной Сибири и других регионах России [  ].

Материалы АКОР БН [   ]:

-предназначены для проведения  ремонтно-изоляционных работ в  нефтяных, газовых и ПХГ скважинах  с пластовыми температурами от 10 до 300 0С;

-селективно воздействуют  на обводненные зоны пласта;

- надежно тампонируют  обводненные интервалы пласта  за счет отверждения по всему  объему, независимо от минерализации  воды;

- обеспечивают длительный  водоизолирующий эффект;

- обеспечивают получение  дополнительной (восстановленной) добычи  продукции;

-  высокотехнологичны (из  одной тонны материала АКОР  БН можно приготовить до 25 тонн  тампонажного состава).

Применение АКОР БН 102 позволяет:

-снизить содержание воды  в добываемой продукции на 20 - 100%;

- повысить производительность  скважин;

- увеличить межремонтный  период работы и коэффициент  эксплуатации.

Преимущества АКОР БН в  сравнении с АКОР Б

- лучшая совместимость  с водой, водными растворами  солей и полимеров;

- практически не образуют  осадок при совмещении с водой;

- водные растворы (составы)  обладают лучшими фильтрационными  характеристиками в пористых  средах;

- обладает более высокими  селективными (избирательными) свойствами  в отношении обводненных интервалов  пласта;

- имеют более высокие  прочностные характеристики и  обладают повышенной гидролитической  стойкостью. Сравнение свойств материала  АКОР Б с АКОР БН представлено  в таблице 5.1.

Таблица 5.1

Сравнительный анализ АКОР Б с АКОР БН

№	Показатель	АКОР Б 100	АКОР БН 102
1	Плотность (200С), кг/м3	980-1100	980-1100
2	Динамическая вязкость, мПа*с	2-8	3-25
3	Температура замерзания,0С	ниже -50	ниже-50
4	Способность образовывать с  водой однородную систему	нерасслаивающаяся жидкость	нерасслаивающаяся жидкость
5	Образование осадка при смешивании с водой в соотношении 1:3,%	Не более 6,8	0,7-2,0
6	Коррозионная активность при 200С,г/м2*ч: -товарный продукт -при смешивании с водой  в соотношении 1:3	1,13                  1,7	0,38   0,58
7	Коэффициент селективности  воздействия на нефтеводоносность (соотношение объемов состава  фильтрующегося через водонефтенасыщенный  керн), ед	3,1	5,5
8	Время гелеобразования состава (соотношение АКОР:вода=1:3), при температуре 70 0С, ч	5	4-7
9	Гарантийный срок хранения, мес	12	12

 

Требования для проведения ремонтно-изоляционных работ составом 

АКОР БН 102 [   ]:

-  обсадная  колонна  должна  быть  герметична;

-  пластовая   температура  в  пределах  5-150С;                   

-  вскрытая  толщина  пласта  до  40м;

-  поровой   и  трещиновато-поровой  терригенный   коллектор  должен  быть  с   проницаемостью  0,02-1,50;

-  отличие   пластового  давления  от  гидростатического  0,8-1,5;

-  депрессия   на  пласт  в  процессе  эксплуатации  скважины  доходит   до  10  МПа;

- обводненность   добываемой  продукции  более  50%;

- минерализация   пластовой  воды  -  любая;

- нефтенасыщенная  толщина вскрытой  части  пласта,  не  менее  30%;

-  пласт   не  подвергался  гидроразрыву;

-  насосно-компрессорные   трубы  должны  быть  герметичны;

-  башмак  НКТ  находится  на  расстоянии,  не  превосходящем  250м  от  интервала  перфорации.

Технология приготовления  водонаполненного состава АКОР БН 102

           Приготовление  тампонажного  материала  типа  АКОР БН 102  осуществляется  механическим  или   гидравлическим  перемешивающим  устройствами  (осреднительная  емкость,  цементировочный  агрегат,  агрегат   ЦА-320,  3ЦА-400).  При  гидравлическом  перемешивании  забор  материала   осуществляется  снизу,  а  подача  сверху. Принципиальная  схема   приготовления  тампонажного   материала  АКОР БН 102  показана  на рисунке 5.3. Базовый состав в соотношении к воде 1:3 готовится в следующем порядке: в левый бункер  ЦА-320  (по  ходу  агрегата)  закачивается 1,5 м³  товарного АКОР БН 102.  При циркуляции  материала АКОР БН 102  через насос агрегата  в бункер  подают  0,3 м³ -0,6 м³ воды  (техническая пластовая),  подачу  производят  с расходом  не  менее 5л/сек. Продолжают  перемешивать АКОР БН 102 с водой до  повышения температуры смеси на  15-50⁰С  от  начальной  в течении 15-30 минут, но  не  надо  путать  с  разогревом  от  подачи  горячей  воды.  Затем в этот же бункер добавляется  вода с доведением общего объема смеси до 3 м³ затем смесь перемешивается 5-15 минут. По готовности однородной массы открывается задвижка, и полученный раствор перекачивается во второй бункер агрегата с добавлением 3 м³  воды и осреднением смеси перешиванием в течение 5-15 минут. После чего   водонаполненный состав АКОР БН 102 в объеме 6 м³   готов к закачке в скважину.              

Возможные  осложнения  при  работе  с  составом  АКОР БН 102