Глушение проявлений при наличии зон поглощения реферат

Определение плотности жидкости глушения

Одноцикличное глушение

Для глушения скважин за один цикл через насосно-компрессорные трубы, спущенные до забоя, с полной заменой скважинной жидкости и продавливанием жидкости глушения в пласт, необходимая ее плотность рассчитывается по формуле:

где П – коэффициент безопасности работ, учитывающий возможность повышения пластового давления в призабойной зоне скважины в период ремонта; Р_пл – пластовое давление, Па; h_из – отметка положения искусственного забоя по вертикали скважины, м; l_из – отметка положения искусственного забоя по стволу скважины, м; α – средний зенитный угол ствола скважины, град.

Многоцикличное глушение

Количество циклов глушения для фонтанных скважин с длиной лифта до интервала перфорации – один, во всех остальных случаях количество циклов определяется отношением глубины искусственного забоя и глубиной спуска подземного оборудования:

• Для скважин с глубиной спуска насоса, хвостовика или НКТ, составляющей более половины длины ствола скважины до интервала перфорации – 2 цикла.
• Для скважины с глубиной спуска насоса, хвостовика или НКТ, составляющей менее половины длины ствола скважины до интервала перфорации – 3 и более циклов.

Для глушения скважин механического фонда в условиях отстоя необходима частичная замена скважинной жидкости в интервале от устья до подвески насоса. В этом случае плотность закачиваемой за один цикл жидкости рассчитывается по формуле:

где                                                         ,

h_тр – отметка глубины спуска НКТ или насоса, м; ρ_н – плотность жидкости под насосом.

При многоцикличном глушении скважин механического фонда при отсутствии необходимой приемистости (в скважинах с низкой проницаемостью менее 0,05 мкм2) или если действующими инструкциями запрещается задавливать скважинную жидкость в пласт, плотность жидкости глушения при втором и последующих циклах глушения определяется по формуле:

Сначала жидкость глушения замещают до глубины спуска насоса, а затем через расчетное время повторяют глушение. Расчетное время Т определяют по формуле Т = H/v, где Н — расстояние от приемной сетки насоса до забоя скважины, м; v — скорость замещения жидкостей, м/с (ориентировочно можно принять 0,04 м/с).

Согласно Правил безопасности в нефтяной и газовой промышленности плотность жидкости глушения должна определяться из расчета создания столбом жидкости глушения гидростатического давления в скважине, превышающего пластовое давление на величину:

• 10-15% для скважин глубиной до 1200 м (интервалов от 0 до 1200 м), но не более 1,5МПа;
• 5-10% для скважины глубиной до 2500 м (интервалов от 1200 до 2500 м), но не более 2,5 МПа;
• 4-7% для скважин глубиной более 2500 м (интервалов от 2500 и до проектной глубины),но не более 3,5 МПа.

Пластовое давление должно быть замерено не ранее, чем за 3 месяца до начала ремонта скважины. При получении удельного веса жидкости γ= 0,86 -1,0, рассчитанного по формуле, ремонтируемая скважина должна быть заглушена дегазированной нефтью, или пресной водой.

Особенности глушения скважины за единичный цикл

Проводить глушение в таких условиях становится возможным при соблюдении ряда аспектов:

• Насосно-компрессионные трубы, которые спущены до уровня перфорации или выше на сто метров, метод заглушки выполняется за один цикл.
• Скважины с УЭЦН, которые устроены не больше чем на сто метров выше перфорационного уровня, имеют высокую степень приемистости и могут способствовать сильному продавливанию нижерасположенных вод.
• Показатель обводненности скважины составляет больше половины, при этом сама скважина была закрыта дольше 48 часов.

Также методы глушения скважин могут производиться при использовании минимального объема раствора с крупным удельным весом. Суть метода расчета в данной ситуации заключается в том, что жидкость в пластах и сама нефть начинают расслаиваться, когда флюид, который расположен в шахте, неподвижен. Изначально считается, что при закрытой скважине происходит распад воды в стволе на различные фракции, а расположенная под насосным оборудованием жидкость считается водой в горных пластах.

Заглушка может проводиться в течение цикла, а раствор, используемый при этом, должен иметь повышенный показатель плотности. Подобные методы глушения скважин могут быть применены при соблюдении следующих правил:

• Скважина была закрыта более 2 суток.
• Степень обводненности составила больше половины.

Потребуется узнать плотность жидкости, используемой для глушения скважины, на объем столба при спуске, при котором давление воды будет иметь нужный показатель.

В процессе будет происходить смешение тяжелого раствора с водой в пластах породы, когда первый будет оседать. Сама вода при этом залегает ниже точки приема насосного оборудования. Долив жидкости при методике глушении нужно проводить посредством удельного веса самого раствора, который имеет средний арифметический показатель по всему стволу. Формула метода расчета для глушения:

pж = (P пл х (1 + П) – Р н ) / Н х 9.8 х 10.6

Расшифровка:

• pж – плотность раствора, используемого для глушения.
• Рн – давление воды в горных пластах при глушении.
• Рпл – показатель давления в пласте.
• Н – расстояние от начала до конца скважины.
• П – степень безопасности.
• g – показатель ускорения при свободном падении.

Определение плотности жидкости глушения.

2.1. Плотности жидкости для глушения скважин рассчитывается в зависимости от величины пластового давления и расстояния до ВНК по вертикали (в практике работ до кровли пласта), указанных в плане на ремонт скважины. Погрешность в расчетах на кровлю пласта незначительна и составляет менее 0.1%.

где: g_жг — плотность жидкости глушения, г/см 3 ;

Р_пл — текущее пластовое давление, атм;

К_з — коэффициент запаса, равный 1.10;

Н — глубина скважина до кровли пласта или ВНК, м.

Коэффициент запаса (величиной 10 от расчетной плотности жидкости глушения) предусматривается для создания противодавления на пласт в целях предотвращения самоизлива скважины — от непредвиденных и неконтролируемых факторов во время ремонта скважины, а также недостаточной точности замера пластового давления.

Для скважин с обводненностью продукции 80% и более и газовым фактором не более 100 м 3 /м 3 допускается уменьшение коэффициента запаса 5%.

Для скважин, в которых вскрыто несколько пластов с разными пластовыми давлениями и расстоянием между ними более 50 м, в расчетах принимается величина расстояния до кровли пласта (ВНК) с более высоким пластовым давлением. При этом для предотвращения поглощения жидкости пластом с меньшим пластовым давлением, первый объем жидкости глушения (3-5 м 3 ) должен быть загущен полиакриламидом или КМЦ.

При отсутствии достоверных данных о текущем пластовом давлении, не позднее, чем за трое суток до ремонта скважины оно должно быть определено.

На скважинах механизированного фонда (не с аномально низким пластовым давлением) — с помощью избыточного давления, которое замеряется после полной замены скважинной жидкости жидкостью глушения или промывочной и отстоя скважины в течение не менее 24 часов. Текущее пластовое давление, при этом, рассчитывается по формуле:

где: Р_изб — избыточное давление на устье скважины, атм.

На фонтанных скважинах текущее пластовое давление замеряется глубинным манометром.

Для глушения, в ОАО «Томскнефть» ВНК, используются следующие жидкости глушения:

Вид жидкости глушения	Плотность, г/см 3
Сеноманская вода Пластовая вода Раствор хлористого натрия Раствор Хлористого кальция	До 1.03 – 1.05 1.05 – 1.18 1.18 – 1.30

Количество реагента (NaCl, CaCl₂), требующегося для приготовления необходимого объема жидкости глушения определенной плотности, рассчитывается по формуле:

где: М_р — количество реагента, кг;

g_р — удельный вес реагента, г/см3

(g_жг — удельный вес жидкости глушения, г/см3

g_в — удельный вес воды, используемой для приготовления

V_р — требуемый объем жидкости глушения, м 3

Удельные веса NaCl — 2,15 г/cм 3 (2 150 кг/м 3 )

CaCl₂ — 2,20 г/см 3 (2 200 кг/м 3 )

При приготовлении жидкости глушения можно пользоваться данными, приведенными в «Приложение-1».

Не допускается отклонение величины плотности жидкости глушения от расчетной более чем на + 0.02 г/см 3 .

Дата добавления: 2016-03-05 ; просмотров: 7921 ; ЗАКАЗАТЬ НАПИСАНИЕ РАБОТЫ

Скорость

Процесс глушения скважины может быть опасным, поэтому важно знать какие параметры влияют на безопасность выполнения операции. Одним из ключевых факторов является скорость подачи жидкости в скважину

Скорость является показателем, определяющим количество жидкости, которое может быть подано в скважину за определенный промежуток времени. Она влияет на общий объем необходимой жидкости для глушения и на механические нагрузки на скважину и оборудование.

Для расчета скорости используется следующая формула:

V = Q / A

где:

• V — скорость подачи жидкости, м/с
• Q — расход жидкости, м3/с
• A — площадь поперечного сечения скважины, м2

Площадь поперечного сечения скважины можно рассчитать по следующей формуле:

A = π * r2

где:

• A — площадь поперечного сечения скважины, м2
• π — число Пи, примерное значение 3.14
• r — радиус скважины, м

Расход жидкости можно определить по формуле:

Q = G / ρ

где:

• Q — расход жидкости, м3/с
• G — объемный расход жидкости, м3/с
• ρ — плотность жидкости, кг/м3

Объемный расход жидкости можно вычислить, зная геометрические характеристики скважины и скорость подачи жидкости:

G = V * A

После расчета скорости подачи жидкости, необходимо убедиться, что она находится в безопасном диапазоне. Рекомендуется использовать специальные таблицы или программы для проверки безопасности скорости подачи жидкости, так как диапазон безопасных значений может зависеть от конкретных условий скважины и оборудования.

Таким образом, скорость является важным параметром при рассчете общего объема жидкости для глушения скважины и безопасности проведения операции. Расчет скорости основан на расходе и площади поперечного сечения скважины, а также на объемном расходе жидкости и ее плотности.

Требование к процессу

Глушить скважины за один цикл можно при наличии условий:

Диаграмма давлений в трубном (1 — 5) и затрубном (а — k) пространствах при глушении скважины с ППБУ методом бурильщика.

1. При НКТ, которые опущены до промежутка перфорации либо содержатся не выше 100 м от него, осуществляют заглушку за 1 цикл.
2. Скважины, интенсивно используемые с УЭЦН, смонтированные выше 100 м от промежутка перфорации, при соблюдении в скважине условия высокого уровня приемистости и способности к продавке воды, которая расположена ниже.
3. При достаточно высоком уровне (больше 50%) обводненности, при условии, что скважина находилась в закрытом состоянии больше 2-ух суток.

Возможно применение метода глушения наименьшим объемом с большим удельным весом жидкости для заглушки. Физический смысл расчетов состоит в том, что при неподвижности находящегося в скважине флюида осуществляется расслоение пластовой жидкости и нефти. По умолчанию принимается, что при закрытом состоянии в столбе скважины вышло расслоение на фракции скважинной воды, а жидкость под насосом представляется в качестве пластовой воды.

Заглушка осуществляется в 1 цикл, а специальная жидкость для этой цели берется при наличии завышенной плотности. Заглушка связана с большим удельным весом, но наименьшим объемом. Метод заглушки допускается, если:

Схема щадящего глушения скважин.

• время простоя скважины в закрытом состоянии превосходит 48 часов;
• обводненность скважинной продукции > 50%.

Необходимо высчитать плотность раствора глушения на объем скважины спуска ЭЦН, при котором будет создаваться необходимое гидростатическое давление столба воды с показателем безопасности.

Раствор, который является тяжелым, в процессе его оседания будет перемешиваться с пластовой водой, находящейся ниже приема насоса до удельного веса, используемого планом работ. При всем этом необходимо понять, что долив скважины в процессе подъема инструмента необходимо создавать удельным весом раствора глушения, усредненного по всей скважине.

pж = (P пл х (1 + П) — Р н ) / Н х 9.8 х 10.6, где:

pж — плотность скважинной жидкости глушения, кг/куб.м;

Рн — показатель давления, относящийся к столбу пластовых вод, которые расположены ниже уровня насоса, МПа;

Рпл — величина давления (пластового), МПа;

Н — размер расстояния от устья столба скважины до отметки ВНК, м;

П — показатель безопасности выполнения работ;

g — убыстрение свободного падения, м/с.

Пример

Имеются следующие данные:

Схема глушения скважин, оборудованных ШГН, с опрессовкой НКТ.

1. Величина давления скважинного пласта — 27,4 МПа.
2. Параметр безопасности — 0,05.
3. Величина глубины при спуске насоса — 2200 м.
4. Размер расстояния, измеряемого от устья до отверстия (верхнего) перфорации — 2500 м.
5. Значение плотности скважинной жидкости pж — 1020 кг/куб.м.

Отсюда вычислим давление, которое создает поднасосная жидкость, оно равно:

Рн = 1020 х 9,8 х (2500 — 2200) = 2998800 Па = 3,00 МПа. Отсюда скважинная жидкость обладает следующим уровнем плотности: рж= (27,4 х (1 + 0,05) — 3,03) / 2500 х 9,8 х 10-6 =1050,61 кг/м .

Рассмотрим пример вычисления плотности жидкости глушения, имея следующие данные. Жидкость, используемая для заглушки скважины, обладает плотностью 1020 кг/м . Выявлено лишнее скважинное давление, равное 2.4 МПа. Сделаем расчет плотности скважинной жидкости для заглушки при расстоянии от устья до ВНК пласта, равном 2350 м. Рзаб= р*g*H = 1020*9.8*2350*10-6 = 23.49 МПа.

рж = (2.4 + 24,73)*1,05 / 2350*9,8*10-6 = 1188 кг/м . Спецтехнологии приготовления жидкости глушения и ее применения должны обеспечивать простоту изготовления и регулирования приемлемыми характеристиками создаваемой жидкости. Это должно исключать возникновение в скважинах различных аварий и осложнений.

Общая информация о глушении

При проведении некоторых работ по ТКРС используется циркулирующая в скважине жидкость. При бурении раствор выносит шлам, охлаждает долото и поддерживает стенки ствола скважины до установки обсадной колонны.

Рис. 1. ЦА 320 на базе КаМАЗ повсеместно используемый для глушения скважин.

При ТКРС циркулирующая жидкость может выносить песок из скважины, предотвращать выбросы, и обеспечивать гидравлическую мощность для скважинных приборов, а также выполнять функцию бурового раствора. Обрушивающиеся частицы закупоривают тонкие каналы, ухудшая проницаемость породы, поэтому нефть и газ уже не могут с легкостью проникать в скважину. Жидкость оказывает давление на боковые стенки ствола скважины, точно так же как и вода в пластиковом бассейне давит на его боковые стенки изнутри.

Бригады ТКРС часто используют пластовую соленую воду, так как она имеется в наличии и не наносит повреждения пласту. В то время как другие жидкости могут привести к обрушению частиц пород со стенок ствола. В качестве добавок могут служить сульфат бария (барит) и глина. Добавление измельченной глины увеличивает вязкость жидкости, т.е. заставляет ее течь медленнее. Частицы глины также обволакивают или «зашпаклевывают» стенки ствола скважины, как шпаклевка для отделочных работ.

Таблица 1. Классификация жидкостей глушения

В идеале, для проведения КРС скважину глушить не нужно. Если бы изначально колонна для освоения позволяла бы изолировать ствол скважины ниже пакера с помощью пробки, спускаемой на кабеле , тогда НКТ выше пакера можно было бы заменить без нарушения пласта. Это называется КРС верхней части ствола. В качестве альтернативного варианта для капремонта скважины под давлением можно использовать гибкие трубы (колтюбинг) или специальные установки для СПО под давлением. В обоих этих случаях продуктивный пласт не будет подвержен потенциальному повреждению глушением скважины.

Однако, часто скважину приходится глушить, и здесь важность пачек глушения выходит на первый план. Чтобы заглушить скважину, необходимо закачать в скважину жидкость с более высоким гидростатическим давлением, чем пластовое давление. Поскольку скважина проектировалась для того, чтобы добывать нефть, перфорации или освоение с открытым стволом должны иметь проницаемость, чтобы таким образом жидкость проникала в пласт. Хорошая жидкость для КРС должна быть чистой, отфильтрованной и не содержать твердой фазы

Поэтому она не может образовывать фильтрационную корку и будет быстро уходить в пласт. Для предотвращения поглощения жидкости в пласт используют пачки глушения. Неэффективная пачка глушения не только создаст потенциальные проблемы с контролем НГВП, но также может повредить перфорации и пласт, закупоривая их нерастворимыми твердыми частицами.

Пачка глушения или любой химический реагент в составе жидкости для ТКРС должен извлекаться обратно после проведения ТКРС, когда скважину переводят обратно в режим эксплуатации; или он должен разрушаться потоком углеводородов или обработкой водой или кислотой. Любые инородные твердые частицы в составе жидкости для ТКРС несут опасность остаться в пласте навсегда. Коллекторы с широким диапазоном проницаемости особенно подвержены неэффективной очистке. По возможности скважина не должна глушиться задавливанием в пласт содержимого НКТ, так как при этом вся грязь и отложения внутрри НКТ проникнут в пласт, нанося непоправимый вред пласту-коллектору.

Скважины с низким коэффициентом продуктивности (Кпрод) более подвержены повреждению, чем скважины с высоким Кпрод. Для глушения этих скважин требуются специальные пачки глушения, чтобы не снижать поглощение до эксплуатационно приемлемого уровня, но предотвращать повреждение. Скважины, на которых проводился гидроразрыв, сильно подвержены повреждению:

• Отмечается снижение Кпрод на 40%;

• Они требуют другого подхода. В некоторых районах закачивают пачку 20/40 карболитового расклинивающего агента в интервал гидроразрыва, а потом сверху закачивают пачку крупнозернистого пластозакупоривающего материала.

Основное предназначение жидкости глушения заключается в обеспечении необходимого противодавления на продуктивный пласт, исключающего ее самопроизвольный выброс и гарантирующего сохранение коллекторских свойств прискважинной зоны.

Примеры реальных расчетов плотности раствора глушения

Для более понятного объяснения формулы расчета плотности раствора глушения, рассмотрим несколько примеров:

1. Пример 1: Дано количество вещества 25 г и объем растворителя 100 мл. Расчитаем плотность раствора глушения.

   Используем формулу:

   Плотность (г/мл) = Масса вещества (г) / Объем растворителя (мл).

   Подставим значения:

   Плотность (г/мл) = 25 г / 100 мл = 0.25 г/мл.

   Плотность раствора глушения равна 0.25 г/мл.

2. Пример 2: Дано масса вещества 50 г и плотность растворителя 0.5 г/мл. Расчитаем объем растворителя для получения раствора глушения.

   Используем формулу:

   Объем растворителя (мл) = Масса вещества (г) / Плотность растворителя (г/мл).

   Подставим значения:

   Объем растворителя (мл) = 50 г / 0.5 г/мл = 100 мл.

   Для получения раствора глушения необходимо использовать 100 мл растворителя.

3. Пример 3: Дан объем вещества 150 мл и масса растворителя 300 г. Расчитаем плотность раствора глушения.

   Используем формулу:

   Плотность (г/мл) = Масса растворителя (г) / Объем вещества (мл).

   Подставим значения:

   Плотность (г/мл) = 300 г / 150 мл = 2 г/мл.

   Плотность раствора глушения равна 2 г/мл.

Это лишь несколько примеров использования формулы расчета плотности раствора глушения

В реальной практике такие расчеты могут быть полезны при подготовке растворов для химических экспериментов, производства или в других областях, где важно контролировать концентрацию раствора

Подготовительные работы

Решить проблему следует при использовании специальных составов, позволяющих осуществлять глушение скважинных залежей пластов. Они дают возможность создать на забое необходимое давление, уровень которого выше, чем у пластового.

Схема расстановки оборудования для глушения скважины.

Причем специально для данной цели используют водные растворы с добавлением загустителей либо минеральной соли.

В целом подготовку забоя скважины следует проводить с целью повторного вскрытия, чтобы обрабатывать призабойную зону либо осуществлять проведение ремонтных работ. При этом производится заполнение каждого ствола специальной жидкостью, которая необходима для глушения пластов.

Процесс выполнения работ в забое, связанный с заменой воды, сводится к осуществлению промывки всего ствола. Вместе с тем учитывается показатель НКТ до уровня забоя, который является допустимым.

Должна учитываться и поочередная подмена воды на участке забоя, отмечаемом как «устье-насос». Используют специально подготовленный раствор, которой наполняется весь ствол. По этой причине необходимо обеспечить нормальные условия для контроля технологических характеристик используемой жидкости с учетом ее плотности.

Технологические особенности

Выделяют главные цели, а также задачи, связанные с осуществлением операций по глушению скважин на основе важных характеристик используемой жидкости:

Состав и максимальные значения плотности чистых рассолов для глушения.

• она должна позволять установить на забое необходимый уровень давления, которое не выше, чем пластовое;
• ее состав является инертным к пластовой породе с точки зрения химического воздействия на породу;
• порода в забое должна быть совместима с раствором глушения, что позволяет исключить процесс кольматации пор пластов скважины частицами с жесткой структурой;
• содержание взвешенных частиц не может превосходить 30 мг/л;
• глинистые частицы должны подвергаться ингибирующему воздействию при наличии фильтрата состава глушения, что позволит предупредить набухание частиц при установке определенного уровня рН воды в пластах скважины;
• специальная жидкость не может являться барьером;
• за счет нее обеспечивается гидрофобизация коллекторов, происходит понижение пластового давления капилляров, снижение межфазного натяжения, характерного для границы раздела фаз, где требуется процесс гидрофобизации;
• характеристики исследуемой жидкости исключают ее поглощение пластами;
• оборудование для бурения не может подвергаться воздействию специальной жидкости;
• процесс коррозии происходит со скоростью ниже 0.12 мм/год.

В условиях высоких температур качественная жидкость глушения характеризуется свойством термостабильности и морозостойкости в холодный сезон. Свойства горючести не являются приемлемыми для состава специального раствора, для нее характерна взрывопожаробезопасность, нетоксичность.

Особенности метода глушения скважин с применением пены

Согласно практическому опыту по методу глушению нефтяных скважин при помощи специальной пены, после окончания ее заливки в ствол начинается перекачка из пространства между трубой и внутри нее. Таким образом, давление в забойной зоне может быть уменьшено наполовину и более по сравнению с изначальным значением при глушении.

Перелив пены из ствола может происходить по следующим причинам:

• Эффект расширения субстанции из-за падения давления на гидропотери при трении.
• Расширение субстанции из-за перепада температур при глушении скважины: показатель увеличивается до температуры пластов.
• Дополнительное расширение вещества, которое происходит из-за дополнительного тепла, которое уравновешивает падение температур при падении давления.

Данные процессы при глушении случаются единовременно, и если вся энергия, которая приводит к расширению пены, равна росту ее объема, а также затратам на трение, перелив заканчивается.

Таким образом, чтобы перелива субстанции из ствола не произошло, глушение должно производиться с учетом закачивания некоторого количества раствора не только между трубой и пластами, но и в саму трубу. Давление раствора в этом случае уравновешивает давление, которое образуется от самой пены, поскольку происходит ее расширение от перепада температур, наличия дополнительного тепла и упругости.

Общая формула зависимости:

Ргр = Ртр п + Ртра + Pv

Расшифровка:

• ргр — давление столба, которое формируется в процессе глушения.
• ртр п — потери давления на трение, которые происходят в процессе перелива.
• а — коэффициент энергозапасов субстанции.
• р, — давление самой пены.

Показатель ргр уточняется по промысловой информации в ходе глушения.

« Технология бурения горизонтальных скважин

Особенности текущего и капитального ремонта нефтяных скважин »

Что это за процесс?

Глушение скважин – это не одно действие, а целый комплекс мероприятий. С его помощью устраняется фонтанирование практически любого пластового флюида, к которым относится и вода. Для этой цели используется повышение давления забоя так, чтобы оно превысило внутрипластовое. Проще говоря, в скважину закачивается технический раствор, обладающий высокой плотностью.

Стоит отметить, что фонтанирование происходит редко, но, если это произошло, его необходимо срочно устранить. Это поможет избежать серьезных последствий и предотвратит возможные рецидивы. После глушения можно проводить ремонт скважины, очистку её от использованного раствора, и использовать дальше, но только если не произошло окончательное заражение водоносных пластов.

Цели расчетов и задачи процесса

При осуществлении работы по расчетам и глушению нефтяной скважины необходимо определить ряд целей и задач, которые актуальны при работе с жидкостями:

• По составу и плотности раствор не может повлиять на состав породы. При этом горный пласт не должен быть несовместимым с жидкостью, в противном случае при глушении произойдет образование осадка.
• Частицы глинистого слоя должны ингибироваться, и состав жидкости должен содержать фильтрат, благодаря чему при повышении уровня воды в стволе не возникнет риска разбухания этих частиц.
• Жидкость для глушения не выполняет функции преграды.
• Растворы не должны влиять на состояние техники для глушения и бурения скважин.
• Раствор не должен впитываться в почву: он служит для гидрофобизации, уменьшения натяжения и других эффектов.
• Коррозийный эффект может протекать с интенсивностью менее 0,15 мм за год.

При повышенном температурном режиме раствор с качественным составом имеет свойства устойчивости к перепадам температур, а также морозостойкости, что актуально в осенне-зимний период. Кроме того, жидкость не должна иметь токсичных элементов в составе, она должна быть огнестойкой и безопасной с точки зрения подверженности взрывам.