МИНИСТЕРСТВО НЕФТЯНОЙ ПРОМЫШЛЕННОСТИ

Всесоюзный научно-исследовательский институт по креплению скважин и буровым растворам (ВНИИКРнефть)

ТЕХНОЛОГИЯ ОСВОЕНИЯ СКВАЖИН С ПРИМЕНЕНИЕМ САМОГЕНЕРИРУЮЩИХСЯ ПЕННЫХ СИСТЕМ (СГПС)

РД 39-0147009-506-85

Краснодар

1985

10

5.1.1.6. Нагнетают последовательно в НКТ раствор ПАВ (I-я порция - для размещения в затру бном пространстве), раствор CHIC,раствор ПАВ (2-е порция) и продалочную жидкость в соответствии с условиями по п п.5.1.1.2 и 5-1.1.3.

5.1.1.7. Проводят перфорационные работы в соответствии с инструкцией £lj .

5.1.1.8. Ери проведении дальнейшее работ по освоению скважины (ШЗ и вызов притока) с использованием ОШС проектируют их в соответствии с рекомендациями по п.5.2 настоящего РД.

5.1.2.При вскрытии продуктивного пласта перфорацией при репрессии на пласт нспольеуют все типы корпусных и бес корпусных кумулятивных перфораторов (спускаемых на кабеле) в соответствии с действующей инструкцией [х] .

5.1.2.1.Количество и составы раствора 0П1С, раствора ПАВ и про-д&вочноЙ жидкости выбирают из условия по п п£.Х.Х.2 -5.1.1.3.

5.1*2.2.Прнготавлнвают растворы и закачивают юс в скважину в соответствии с работами по п п. 5.I.X.4 - 5.1.1.6.

5*1.2.3.Обязательным условием проведения работ по данному способу (при репрессии на пласт) является обеспечение необходимой репрессии на пласт в соответствии с "Едиными техническими правилами ведения работ при строительстве скважин на нефтяных, газовых и газоконденсатных месторождениях" [2]

5.1.2.4. Контролируют наличие СГПС в заданном интервале в скважине с помощью резистивиметра.

5.1.2.5. Проводят перфорационные работы в соответствии с инструкцией [i] .

5.1.2.6. При проведении дальнейших работ по освоению скважины (ОПЗ и вызов притока) с использованием ОГПС проектируют их в соответствии с рекомендациями по п„ 5*2.

II

5-2.Обработку призабойной зовы с целью восстановления коллекторских свойств пласта и вызов притока производят при пластовых температурах от 70 до 120°С и от 20 до 70°С.

5.2.1.При обработке скважин с температурами от 70 до 120°0.

5.2.1.I.Определяют количество раствора ОШС из расчета заполнения скважины в интервале от забоя до глубины на 10 ♦ 15м вине верхней части интервала перфорации, заполнения НК® до глубины не более 1000м от устья скважины (величина давления жидкости «заполняющей ГОСТ над раствором ОШС, не должна превышать 10,0 ЯПа, а величина температуры в верхней части 0Ш0 - с вине 70°0) и нагнетания в пласт раствора в количестве 0,1 + 0,2 м³ на Хм вскрытой (перфорацией) толщины пласта.

5.2.1.2.Количество раствора ПАВ (содержание ПАВ - 0,5-1,096) выбирают из расчета наполнения в ГОСТ и эатрубном пространстве интервалов длиною 40 ♦ 50 м между раствором СШО к жидкостью «заполняющей скважину»

5.2.1.5.Приготавливают раствор ОШС и раствор ПАВ в соответствии с работами потх»5>1*1*4 и 5*1-1.5»

5.2.1.4. Нагнетают последовательно в ГОСТ: раствор ПАВ (I-я порция), раствор СШС, раствор ПАВ и продавочную жидкость в соответствии с условием по п* 5.2.I.I , с учетом задавлнвания в пласт части раствора СШО ( 0,1 ♦ 0,2 м^а на I п.м.) при закрытом затрубном пространстве.

5.2.1.5. Выдерживают скважину (при закрытом затрубном пространстве) ЗОе 40 минут для осуществления процессов генерации азота и образования пены. Контролируются эти процессы по росту давления на устье скважины - в НК® и затрубном пространстве, а завершаются работы после стабилизации давления»

12

5.2. Х.6.При проведении работ по п п. 5.2.1.4- и 5*2.1.5 давление а затрубяом пространстве не должно превышать величину допустимого давления иа эксплуатационную колонну.

5.2.1. ?.Пускают скважину на самокэлкв для очистки призабойной зоны пласта.

5.2. Х.8.Вели планируется эксплуатация фонтанным способом и при с&моиэливе обеспечивается создание необходимой депрессии на пласт (в соответствии с приложенмем/,3)* то после проведения ОПЗ исследуют скважину на приток ж вводят ее в эксплуатацию*

5.2. Х.9.При выполнении работ по п-п. 5-2.I.X - 5*2.1.8 с целью создания повыиенвнх депрессий ва пласт допускаются использование дополнительного количества раствора ОГПС и повышение количества газо- и пенообразователей в соответствии с рекомендациями по приложению 3* При этом дополнительное количество раствора 0П1С размещают в затрубном пространстве скважины.

5.2.1. ХО.При проведении работ по п. 5*2.1.9 допускается -(по согласованию с геологотехническими службаии по п. 1.5)» осуществление самоизлива (после ОПЗ) одновременно по НКТ и затрубнбму пространству скважин.

5.2.1.IX.ЗБсли планируется эксплуатация скважины механизированным способом (например, с использованием ЭЦН), то после ОПЗ осуществляют промывку скважины до забоя рабочим раствором (например, водным раствором ПАВ^ не загрязняющим коллектор,прокачав 1,5 + 2,0 объема НК2 до поступления чистой жидкости; в случае необходимости заполняют скважину задавочной жидкостью, (например, солевым раствором), поднимают НКТ, опускают глубинный насос и вводят скважину в эксплуатацию с исследованием на приток*

5.2.1.12.После ОПЗ нагнетательных скважин пускают скважину на самоизлив для очистки призабойной зоны пласта или осуществляют

13

промывку скважины раствором ПАВ до забоя до поступления чистой жидкости и вводят скважину под нагнетание.

5.2.2.При обработке призабойной зоны скважин с температурами от 20 до 70°С проводят работы аналогично работам по п»5*2.Х, дополнительно используя инициатор реакции газообразования.

5.2.2.1. Количество инициатора выбирают по приложению X табл.1.3.

5.2.2.2. Приготавливают раствор инициатора в виде 3# раствора на водной основе в емкости по п. 3.1*3*

5.2.2.3. Вводят инициатор в раствор СГОС в процессе нагнетания его в скважину.

5-3-Для контроля качества проводимых работ рекомендуется использовать глубинные регистрирующие манометры и термометры в соответствии с п п* 3*3.1 - 3*3*5» которые устанавливают в процессе ШЗ. и вызова притока в НКТ на глубине на 10 ♦ 15 м выше башмака НКТ.

6. ОЦЕНКА РЕЗУЛЬТАТОВ ПРОВЕДЕННЫХ РАБОТ

6.1. Для оценки результатов работ по сохранению и восстановлению

коллекторских свойств пластов проводят комплекс гидродинамических исследований (в соответствии с действующей инструкцией [^з}    )•

6.1.1. Исследование методом установившихся отборов (не менее чем на 3 режимах) с получением индикаторных диаграмм и коэффициентов продуктивности.

6.1.2. Исследование методом восстановления давления с определением состояния призабойной зоны и качества (степени совершенства) сообщения скважины с пластом-коллектором.

6.1.3«Исследование профиля притока флюида к скважине - для дифференцированной оценки качества работ.

7.УКАЗАНИЯ МЕР БЕЗОПАСНОСТИ И ОХРАНА ОКРУЖАЩЕЙ СРЕДЫ

7.1.При. освоении скважин с применением СП7С должны соблюдаться требования следующих документов: правил безопасности в нефтегазодобывающей промышленности\ отраслевой инструкции по безопасности

14

труда при освоении нефтяных и газовых скважин; отраслевой инструкция по безопасному ведению работ при применении пенных систем в добыче нефти и газа; ИМЕВ I-I03-69i отраслевом инструкция по безопасности труда при бурении с использованием газообразных агентов - ИМ® Г-062-79.

7.2.Материалы, используемые для освоения скважин с СГПС^ являются серийно выпускаемцми отечественной промышленностью«При применении материалов должны соблюдаться меры безопасности,изложенные в стандартах и технических условиях на эти материалы.

7-3-Предельно допустимые концентрации вредных веществ,содержавшихся в составе СЗЛС^н их характеристики приведены в таблице.

Таблица

Предельно допустимые концентрации компонентов состава

Вещество ! .................1 Предельно допустимая концентрация , мг/м3 1 ,0_.„ I ... .... . Нитрит натрия 5 По степени воздействия на организм относится к 3-му классу опасности, недопустимо попадание внутрь организма Хлористый аммоний - fife токсичен Косульфат - З-Юн - Продукт не выделяет паров,поэтому не характеризуется ПДК. Сульфонол нп-з - fife токсичен Превоцел - Не токсичен Бензолсульфокислота - По степени токсичности относится к 3 классу опасности Амидосульфоновая (сульфаминовая)кислота - По степени токсичности относится к 4-му классу опасности Соляная кислота 5 По степени токсичности относится к 3 классу опасности

15

7.4- .Процесс приготовления и применения состава СШО механизирован, осуществляется на открытом воздухе, носит кратковременный характер. Тем не менее долины быть предусмотрены следующие меры

безопасности.

74-. I. Проведение с обслуживающим персоналом перед началом работ дополнительного инструктажа по технике безопасности и промсави» тарии.

7*4-.2.Обеспечение обслуживающего персонала спецодеждой* резиновым сапогами (РОСТ 12265-78), резиновыми перчатками (ПЮТ 20010-74-), защитными очками (ГОСТ I2.4-.0I3-75).

7.4- .3.Для оказания первой помощи пострадавшим необходимо иметь аптечку с двууглекислой содой, вазелином или персиковым маслом*

7.4- .4*.При попадании состава ОПТО или его компонентов на коа^г обслуживающего персонала пораженное место обмывают струей холодной воды.

7.4- .5.Прием пищи разрешается только в специально отведенном месте. При этом предварительно снимают спецодежду и моют руки и лицо холодной водой с мылом.

7.4- .6.По окончании работ спецодежду обмывают водой, а руки и лицо - водой с мылом.

7.4.7«Оборудованне промывают водой, загрязненную воду сливают в шламовый амбар или в специальную емкость.

7.4- .8.Для предотвращения попадания 0П10 или его компонентов в окружающую среду перед началом проведения работ нагнетательные линии необходимо опрессовать при давлении 20,0 Ша.

7.4- .9«В зимнее время замерзшие компоненты состава ОГПО разрешается разогревать паром при температурах до 40°0. Применйть для этой цели огонь запрещается.

16

7.5.Пере возить жидкие комп#и»Мтн состава СШС разрешается в бочках иди автоцистернах. Автоцистерна должна быть оборудована исправной запорной ж предохранительной арматурой и насосом, обеспечивающим откачивание реагентов.

7.6-Сухие компоненты СШС следует хранить в закрытых складских помещениях и должны соблюдаться условия хранения^ указанные в КТДна эти материалы.

7.7.Хранение хлористого аммония должно осуществляться в сухих неотапливаемых помещениях- В помещениях, где хранятся хлористый аммоний и бензолсульфокислота, запрещается курить, применять отбытый огонь, эксплуатировать неисправные осветительные и другие электроприборы.

17

ДИТ1РАТУРА

1.    Техническая инстрткщкя по прострвлочно-взрквним работам в скважинах. в., Недра, 1976, е*64.

2.    Ддкнне технические правила ведения работ при строительстве скважин на нефтяных, газовых я газоконденсатных месторождениях* м., 1963.

3* Инструкджя но гидродинамическим меОтодам исследовали! пластов

н скважин . РД 39-593-61.

IB

Приложение I

Плотность раствора нитрида натрия при различных концентрациях реагента

Таблица X.I

Плотность раствора, г/см3 { Концентрация нитрита j натрия, г/л 1,615 364 1*193 332 1*176 309 1,170 299 1,157 280 1,146 264 1,137 249 1,123 256 1,ПЗ 224 1,100 204 1,095 195 1,090 187 1,086 180 1,082 173

АННОТАЦИЯ

Руководящий документ предназначен для проектирования техно* логических процессов освоения скважин с применением СШО после окончания их бурением или проведения ремонтных работ в период эксплуатации скважин,

В РД изложены методические указания по приготовлению растворов СП1С в промысловых условиях и их применению при реализации различных технологических процессов с использованием СГПС.

В приложениях приведены материалы справочного характера.

РД предназначен для нефтедобывающих и буровых предприятий Миннефтепрома.

В составлении РД принимали участие Л.П.Шанович (Миннефтепром), А.В.Кардиалик, Б.И.Краснов (Главтю„;иннефтегаз).

Составители: Э.М.Фооуков, Р.Р.Алишанян, Б.В.Горбачев,

С.Ю.Съестное, В.Г.Чирцов.

3

РУКОВОДЯЩИЙ ДОКУМЕНТ

ТЕХНОЛОГИЯ ОСВОЕНИЯ СКВАЖИН С ПРИМЕНЕНИЮ! ОШС РД 39-0147009-506-85

Вводится впервне

Срок введения тетиновлей

01.01.»

Срок действия до 31*Х2. в8 .

I. Общие положения

1.1. Настоящий РД является методическим руководством при проектировании технологического процесса освоения скважии с иепояьвова-нием самогенерируюцдхся пенных систем (СГПС), включавшего вскрн-тие пластов перфорацией, обработку призабойной зоны (с целью ее очистки) и вызов притока из пластов в скважинах, выходящих из бурения или после проведения ремонтных работ в период их эксплуатации.

1.2. Технологический процесс освоения скважин с применением

СИ1С направлен на сохранение и восстановление коллекторских свойств продуктивных пластов с целью повышения продуктивности добивающих скважин и приемистости нагнетательных скважин, сокращение затрат на их освоение и обеспечение безопасности работ, выполняемых при этом.

1.3. Технологический процесс основан на газировании жидкости азотом, образующимся в результате химических реакций, и образовании пенных систем в скважине или призабойной зоне пласта.

1.3.1.    Степень газонасыщения раствором может изменяться при нормальных условиях от ХО до Х20.

1.3.2. Побочным продуктом процесса образования азота является водный раствор хлористого натрия.

4

1*4.Планы на проведейие работ с СП1С составляют в соответствии с проектом освоения скважин,геолого-физическими характеристиками месторождения и согласовывают с геологической и технологической службами и утверждаются руководством УБР,НГДУ или УПНП и КРС.

2.ТШЯЧЖЖШ1 ТРЕБОВАНИЯ К ТЕХНОЛОГИЧЕСКОМУ ПРОЦЕССУ

2*1*Технологический процесс с использованием СШС предназначен для проведения работ в следующих условиях.

2.1.1. Максимальная глубина скважины, м    -    3000

2.Х.2.Тип коллектора - поровый или порово-трещинный проницае-2

мостью* мкм - от 0,03 до 0,40

2.1*3«Пластовое давление, МПа:

2.1.3.1. При перфорации при депрессии на пласт , ОПЗ и вызове притока - от 0,8 до Х,2.

2.1.3.2. При перфорации _?при репрессии на пласт- от 0,8 до Х,Х.

2*1.4.Пластовая температура, °Сг

2.Х.4.1.При перфорации,при депрессии на пласт, ОПЗ и вызове притока - от 20 до 120%

2.1.4.2:При перфорации,при репрессии на пласт - 45-70.

3.ТЕХНИЧЕСКИ! СРЕДСТВА И ШТЕРИАЛЫ

3*1*Для приготовления исходных растворов СП1С и закачивания их в скважину используют:

3.1*1.Цементировочный агрегат типа ЦА-320М < ТУ 26-02-30-75) •

3.1.2. Автоцистерну типа АЦН.

5

3.1*3.Емкость для приготовления раствора инициатора, Оманом до 200л.

3.2.Материалы для приготовления раствора 0TB0S

3.2.1. Нитрит натрия технический в растворе, ТУ 38-10274-79» допускается использование нитрита натрия крхетадличеекого ГООТ 19906-76.

3*2.2.Аммоний хлористый технический, ГООТ 2210-73.

3.2.3.    Косуль фат З-Юн, ТУ 36-407281-84, допускается хспользоваиие сульфонола Ш—3» ТУ-84-509-74 или превоиела^ продукт Гд РЛ

3.2.4. Бенэолеульфокислота, ТУ 6-14—25-79»допускается использование амидосульфоновой (сульфамкновоЙ) кислоты, ТУ 6-03-381-80,срляиой кислоты ингибкрованной_#Г00Т^857-78, или абгаэовой соляной иислотн, ТУ-6-0Х-714-77.

3.3.Для замера и регистрации давления и температуры на забое я устье скважины используют:

3.3.1. Манометр глубинный типа МГН-2, ТУ 23-0203-1985-78 (или другие типы).

3.3.2. Манометр образцовый, ГОСТ 2405-72, пределы измерения,

МПа,...    25,0; 40,0.

3*3.3.Манометр технический,ГОСТ 8625-77, пределы измерения,

МПа, ...    25,0; 40,0.

3.3.4. Термометр глубинный, типа ТЭГ-36, пределы измерения,°С ..... от 10 до 150, ТУ 39-01-244-76 (или другие типы).

3-3.5.Термометр глубинный типа СТЛ-28,    °С, пределы измерения

от 5 ДО 120, ТУ 39-01-09-364-80.

4.свидания О КОМПОНЕНТАХ СОСТАВА.

Исходные растворы СГПС готовят на водной основе,используя следующие химпродукты:

4.1.Аммоний хлористый технический (нашатырь),газообразователь,

представляет собой порошок или гранулы белого 'цвета, растворимость

в годе - 29,4%, плотность 1,527 г/см³.

5

6

Составляется в четырехсложных бумажных бктумированных мешках (ГОСФ 2226-75) 1 в полиэтиленовых мешках (ГОСТ 17611-72) или ламинированных мешках массой не более 50 кг.

При перевозке мелкими отправками в сборных вагонах или автомашинами меики с хлористым аммонием должны быть дополнительно упакованы в фанерные барабаны^ (ГОСТ 9536-80) или в деревянные сухотаряке бочки (ГОСТ 6777-80). При этом должны быть предусмотрены меры предохранения продукта от попадания влаги.

Гарантийный срок хранения - & месяцев со дня изготовления. По истечении гарантийного срока хранения перед использованием продукта необходимо проверить его на соответствие требованиям ГОСТ 2210-73.

Контроль качества - по ГОСТ 2210-73.

4.2. Нитрит натрия в растворе, газообразователь - бесцветная, светложелтая или светложелтая с зеленоватым оттенком прозрачная жидкость.

Упаковка, маркировка, хранение и транспортирование производится по ГОСТ 15X0-84*

Каждая партия должна сопровождаться паспортом, удостоверяющим соответствие качества продукта требованиям ТУ 58-10274-79.

Не^взры во опасное я неи-пожар о опасное ве^ество^

Контроль качества »- по ТУ 38-10279-79- Перед приготовлением раствора СШС контролируют содержание основного вещества по плотности раствора (приложение X).

4.3. При необходимости получения растворов с повышенной степенью газонасыщения - от 80 до 120 (в нормальных условиях)-вместо нитрита натрия в растворе используют кристаллический нитрит натрия (ГОСТ 19906-74^ который представляет собой кристаллы, бесцветные или желтоватого цвета,плотность 2,17г/см³,растворимость в воде при 20°0 - 88 г/ТООг воды.

7

Поставляется в бумажных непропитанных мешках, вложенные в бумажные битумированные мешки или бумажные мешки^ламинхрованные полиэтиленом • Масса нетто - не более 50 кг.

Нитрит натрия кристаллический транспортируют в закрытых железнодорожных вагонах или другими видами закрытого транспорта»

Продукт хранят в неотапливаемых помещениях в упаковке изготовителя» Взрывобезопасен» Способствует самовозгоранию горючих материалов»

4.4. Косульфат-3 - Юн, пенообразователь - представляет собой смесь натриевых солей алкилсульфата и сульфата моноэтаноламида» Пастообразная ыасса от белого до светлокоричневого цвета» Затаривают в герметически закрываемые железные бочки емкостью 100-200дм⁸ или полиэтиленовые банки емкостью до 10ды^э»

Каждое тарное место сопровождается биркой или этикеткой,на которой несмываемой краской должно быть указано наименование продукта, предприятие-изготовитель,масса нетто, номер партии, дата изготовления. Продукт трудногорючий, не^вэрывоопасный, температура самовоспламенения 445°С.

4.5. Сульфонол НП-3, пенообразователь, выпускается в виде вязкой пасты, хорошо растворяется в воде.

Гарантийный срок хранения - 5 месяца. Контроль качества осуществляют по ТУ 84-509-74.

4.6. Преводел - пенообразователь -импортный продукт (ГДР) представляет собой смесь жирного спирта и окиси этилена с блоксополиме-ром окиси этилена (окиси пропилена), растворимость в воде хорошая, плотность при 20°С - 1,20 г/см³ . Поставляется в металлических бочках или цистернах.

4.7. В качестве инициатора реакции газообразования при температурах от 20 до 70°С используют бензолсульфокислоту,допускается приме-

6

некие сульфаммновой кислоты или соляной кислоты.

4.7.1. Бенэолсульфокжслота представляет собой кристаллическую

массу темаесерого нвета, растворимость в воде при t «50°С    -60%.

Температура самовоспламенения Х95°0.

Поставляется в стальных барабанах. Упаковка производится в соответствии с ГОСТ 6732-76.

Хранится в упаковке хзготовктеля в закрытых складских помещениях. Гарантийный срок хранения 6 месяцев. По истечении гарантийного срока перед использованием бенеолсульфокислоту проверяют на соответствие его требованиям ТУ 6-03-361-60.

Транспортируют любим видом транспорта в соответствия с правилами перевозки грузов на данном виде транспорта.

4.7.2. Амидосульфоновая (сульфамляовая) кислота представляет собой негигроскопические кристаллы без запаха, плотность - 2,126 г/си³, растворимость в воде при *t *20°С - 21,3 г на 100 г воды.

Амидосульфоновая кислота в обращении менее опасна, чем жидкие минеральные кислоты, малотоксична, при попадании внутрь организма человека не вызывает ожогов, как серная или азотная кислоты.Устойчива при хранении* Поставляется в полиэтиленовых мешках, обернутых кр афт-бу м аго й.

Кальциевые и магниевые соли, образующиеся в продуктах реакции сульфаминовой кислот*^ хорошо растворимы в воде.

Контроль качества осуществляют в соответствии с ТУ 6-03-384-75*

4.7.3«Соляная кислота, ингибированная техническая прозрачная, бесиветная жидкость.

Поставляется в цистернах и контейнерах. Туман соляной кислоты раздражает верхивдыхательные пути и слизистые оболочки глаз. При попадании на кожу виамвает ожог.

9

5. ТЕХНОЛОГИЯ ПРОВЕДЕНИЯ РАБОТ

5-1.Вскрытие продуктивного пласта перфорацией с использованием 0П10 в качестве перфорационной среды осуществляют при депрессии или при репрессии на пласт,

5.1.1.При вскрытии пластов перфорацией при депрессии ва пласт ие-пользуют перфораторы, с пускаемые на насосно-компрессорных трубах _чЛНКТ-?3,ПНКТ-89) или через НКТ( ПР-*3, ПР-54, ПР-Б9, КЕР7-65) в соответствии с действующей инструкцией Cl].

5-1.1.1.Устье скважины герметизируют фонтанной арматурой, а при вскрытии пласта перфоратором типа ПР - дополнительно оборудуют лубрикатором,

5.Х.1.2.Количество раствора СПТС выбирают из расчета заполнения скважины в интервале от искусственного забоя до глубины на 15 + 20 м выше верхней части интервала перфорации.

5.1.1.3. Количество водного раствора ПАБ (содержание ПАВ - 1,0-Х,5% разделительный (буферный) раствор выбирают из расчета заполнения в скважине (затрубном пространстве) интервала длиною 40*50м, между раствором СГПС и жидкостью, заполняющей скважину.

5.1.1.4. Приготавливают раствор СИ1С на растворном узле или на скважине (кусте скважин) с помощью насосного агрегата (например, ЦА-320). При этом исходный раствор нитрита натрия разбавляют водой до заданной концентрации (приложение I,табл.1.2), а затем вводят

в него хлористый аммоний и пенообразователь в соответствии с приложением I, табл. 1.3. После ввода каждого реагента раствор перемешивают в течение 15-20 минут (насос работает "на себя") до полного растворения реагентов. При всех операциях приготовленный раствор СЛ1С перевозят и хранят в закрытых емкостях.

5-1.1.5-Приготавливают раствор ПАВ на скважине, используя емкости насосных агрегатов. После ввода пенообразователя раствор перемешивают в течение 10-15 минут.