Композиції і способи очищення стовбура свердловини перед цементуванням

 

РІВЕНЬ ТЕХНІКИ

Даний опис у цілому відноситься до композицій і способів обробки свердловини перед операціями цементування або під час них. Більш конкретно, даний опис відноситься до композицій і способів очищення поверхонь обсадної труби і стовбура свердловини за допомогою рідин, що включають микроэмульсию.

Деякі твердження можуть просто повідомляти основну інформацію, пов'язану з цим описом, і можуть не входити в існуючий рівень техніки.

Застосування масляних або синтетичних бурових розчинів (SBM/OBM) широко поширена в багатьох областях з різних причин, включаючи чудове інгібування глин, високі швидкості проникнення і високі змащувальні властивості. Масляні або синтетичні бурові розчини, як правило, включають инвертно-емульсійні розчини, в яких безперервна або зовнішня фаза переважно є органічною (наприклад, мінеральним маслом або синтетичним маслом), а зворотна або внутрішня фаза зазвичай є водної (наприклад, сольовими розчинами). Стійкість зворотних емульсій, як правило, підтримують за допомогою однієї або декількох добавок, присутніх у розчині, таких як эмульгато�ановится гідрофобним. Перед цементуванням, при спуску в свердловину обсадна труба також стає гідрофобної. Цей стан зазвичай призводить до слабкому зв'язуванню між затверділим цементом і поверхнями обсадної труби і стовбура свердловини. Погане зв'язування з цементом може погіршити гідравлічний затвор в затрубном просторі, потенційно приводячи до повідомлення рідини між підземними зонами і потенційного зниження цілісності свердловини. Отже, для забезпечення успішного цементування необхідно дві умови: (1) ефективне витіснення і/або видалення SBM/OBM з бурової свердловини; і (2) поверхні стін стовбура свердловини і обсадної труби повинні бути гідрофільними. Невиконання Умови 1 може викликати забруднення цементного розчину, і може погіршитися якість цементу. Невиконання Умови 2 може призвести до поганого зв'язування між цементом і поверхнями стін свердловини і обсадної труби.

Незважаючи на спроби належним чином підготувати свердловину перед цементуванням, акустичні цементограмми (АЦМ), як правило, виявляють слабке зв'язування або його відсутність, або низька якість цементу за обсадною трубою. Існуючі рішення для досягнення видалення бурового рас�ора. Такий розчин може бути одноступінчатим, в'язкої буферною рідиною на водній основі, яка містить поверхнево-активні речовини, або невязкой (ньютонівської) буферною рідиною, яка містить поверхнево-активні речовини; обидва варіанти мають сильну гидрофилизирующей здатністю. Або може бути закачана двоступенева система буферних рідин, яка включає вуглеводневу основу, розчинники або хімічні низковязкие промивні рідини на водній основі з поверхнево-активними речовинами, в комбінації з в'язкою буферною рідиною на водній основі, яка містить гидрофилизирующие поверхнево-активні речовини.

У даній області техніки були зроблені пропозиції використовувати микроэмульсии для підготовки свердловини перед цементуванням. См., наприклад, патенти або заявки США US 5 904 208; US 7 380 606; US 6 534 449; US 7 392 844; US 7 318 477; US 7 481 273; US 7 544 639; US 2009/0008091; US2009/0221456; US 2008/0274918; і US 2008/0287324. Мають відношення до микроэмульсиям посилання на літературні джерела включають наступні публікації. Smith, G., Kumar, P. and Nguyen, D.: "Formulating Cleaning Products with Microemulsion", paper number 164, Proceedings 6th World Congress CESIO, Berlin, Germany, June 21-23, 2004; Van Zanten, R., Lawrence, B., and Henzler, S.: "Using Surfactant Nanotechnology to Engineer Displacement Packages for Cementing Operations", paper IADC/SPE�а свердловини, а також способи для оптимальної заміни, або видалення або заміни та видалення SBM/OBM, що забезпечує можливість чудового зв'язування цементу в затрубном просторі між обсадною трубою і поверхнею гірської породи.

Композиції і способи включають використання композиції для очищення стовбура свердловини, що включає микроэмульсию, для очищення підземного стовбура свердловини і обсадної труби перед цементуванням. Мікроемульсія утворена змішуванням розчинника, сорастворителя, гидрофилизирующего поверхнево-активної речовини, очищаючого поверхнево-активної речовини, неіоногенної поверхнево-активної речовини, неіоногенної допоміжного поверхнево-активної речовини, емульгуючої поверхнево-активної речовини і води або сольового розчину. Ці добавки можуть бути змішані разом з утворенням однофазної, оптично прозорою термодинамічно стійкої емульсії.

Композиція для очищення стовбура свердловини може бути використана окремо в якості буферної рідини і в якості окремої стадії, попередньої або наступної після стандартної буферної рідини або очисної суспензії. Крім цього, композиція може бути введена в жидкост�арианти реалізації цього винаходу відносяться до композицій для очищення стовбура свердловини, які включають микроэмульсию.

В наступному аспекті, варіанти реалізації ставляться до способів очищення ділянки стовбура свердловини перед операцією цементування.

В наступному аспекті, варіанти реалізації ставляться до способів цементування підземної свердловини, має стовбур свердловини.

КОРОТКИЙ ОПИС КРЕСЛЕНЬ

На малюнку 1 зображена ефективність видалення бурового розчину за результатами випробування визначення адгезії методом гратчастого надрізу.

На малюнку 2 представлені результати випробувань змочуваності.

ДЕТАЛЬНИЙ ОПИС

Спочатку слід відзначити, що при розробці будь-якого такого актуального варіанти реалізації, повинні бути прийняті численні рішення щодо конкретного впровадження для досягнення визначених завдань розробника, таких як відповідність з обмеженнями, пов'язаними з системою і пов'язаними з комерційною діяльністю, які варіюються від впровадження одного до іншого. Більш того, слід розуміти, що спроба такої розробки може бути складною і потребує більших витрат часу, але тим не менш є стандартною роботою для фахівця в даній області, що має перевагу від цього опису. Настоящледует тлумачити як обмеження рамок і застосовності розкритих варіантів реалізації. Хоча композиції цього винаходу описані в цьому документі як включають певні матеріали, слід розуміти, що композиція може необов'язково включати два або більше хімічно різних матеріалів. Крім того, композиція може також включати деякі компоненти, відмінні від тих, які вже згадані.

В сутності та описі винаходу кожне цифрове значення слід читати як модифіковане терміном «близько» (якщо воно вже спеціально не модифіковано таким чином), а потім читати знову як не модифіковане таким чином, якщо в контексті не зазначено інше. Також, в сутності і докладному описі винаходу слід розуміти, що діапазон концентрацій, перерахований або описаний як застосовний, придатний чи тому подібне, передбачає, що зазначеної вважається будь-яка і кожна концентрація в зазначеному діапазоні, включаючи кінцеві точки. Наприклад, «діапазон від 1 до 10» слід читати як вказівку кожного і будь-якого можливого значення в безперервному ряду від близько 1 до близько 10. Так, навіть якщо в зазначеному діапазоні вказані конкретні точки даних, або навіть якщо в зазначеному діапазоні немає конкретних точок даних, прямо вказані або згадані лише деякі визна�итать, що зазначені будь-які і всі точки даних у вказаному діапазоні, і що автори цієї заявки розкрили і допускають весь діапазон і всі точки в зазначеному діапазоні.

Микроэмульсии являють собою макроскопічно гомогенні суміші олії, води і поверхнево-активної речовини. Вони можуть бути утворені простим змішуванням компонентів і не вимагають великих зсувних зусиль, які як правило, необхідні для створення звичайних емульсій. Микроэмульсии термодинамічно, але не кінетично, стабілізовані, і можуть складатися з однієї, двох або трьох фаз. Вони можуть складатися з емульсій масла, диспергованого у воді (о/В), або емульсій води, диспергованої в олії (В/М). Микроэмульсии зазвичай описують як емульсії I, II, III або IV типу за Винзору. Систему або композицію визначають як: Винзор I, якщо вона містить микроэмульсию в рівновазі з надлишком масляної фази; Винзор II, якщо вона містить микроэмульсию в рівновазі з надлишком води; Винзор III, якщо вона містить микроэмульсию середньої фази в рівновазі з надлишком води і надлишком олії; і Винзор IV, якщо вона містить однофазну микроэмульсию без надлишку масла або надлишку води. Більш детальну інформацію про микроэмульсиях і особливо про Винзор IV можна of Microemulsion Science and Technology, Marcel Dekker, Inc., New York, 1999, pp. 185-246.

В одному аспекті, варіанти реалізації відносяться до композиції для очищення стовбура свердловини, що включає микроэмульсию. Композиція може бути введена в стовбур свердловини для витіснення синтетичного та/або масляного бурового розчину і забезпечення чистих і гідрофільних поверхонь обсадної труби свердловини перед цементуванням. Микроэмульсию отримують змішуванням розчинника, сорастворителя, гидрофилизирующего поверхнево-активної речовини, очищаючого поверхнево-активної речовини, неіоногенної поверхнево-активної речовини, неіоногенної допоміжного поверхнево-активної речовини, емульгуючої поверхнево-активної речовини і води або сольового розчину. Зазначена комбінація переважно утворює термодинамічно стійкий, оптично прозору, однофазну микроэмульсию типу Винзор IV.

Розчинник переважно вибирають з групи алкилових складних ефірів з довжиною вуглецевого ланцюга від 6 до 18. Сюди входять, але не обмежуючись цим, метилкаприлат/капрат, метиллаурат, метилмиристат, метилпальмитат, метилолеат, метиловий ефір канолового масла і метиловий ефір соєвої олії. Серед них найбільш предпочтительниедпочтительно з початкової биоразлагаемостью. Концентрація розчинника в микроэмульсии переважно становить приблизно між 10% і 45% по вазі, і більш переважно, приблизно між 40% і 45% за вагою. Концентрація сорастворителя в микроэмульсии переважно становить приблизно між 10% і 40% по вазі, і більш переважно, між приблизно 15% і 25% за вагою.

Гидрофилизирующее поверхнево-активна речовина переважно включає алкілполіглікозід. Найбільш переважні алкилполигликозиди мають алкиловие групи з довжиною вуглецевого ланцюга від близько 8 до 10. Концентрація гидрофилизирующего поверхнево-активної речовини в микроэмульсии переважно становить приблизно між 5% і 10% по вазі, і більш переважно, між приблизно 6% і 8% за вагою.

Очищаючий поверхнево-активна речовина переважно включає алкилсульфат, включаючи, але не обмежуючись цим, натрієві, амонієві, магнієві і амінні солі кокосового сульфату і лаурилсульфату. Серед них найбільш доцільним є лаурилсульфат натрію. Концентрація очищаючого поверхнево-активної речовини в микроэмульсии переважно становить приблизно між 5% і 20% по вазі, і більш переважно, між приблизно 15% і 20% за вагою.

Неионогенн� них є этоксилати алкільних спиртів з довжиною вуглецевого ланцюга від близько 9 до 11. Неионогенное допоміжне поверхнево-активна речовина переважно включає алкоксилат спирту, найвпевненіше, що містить поліетиленові групи, поліпропіленові групи або обидва типи цих груп. Концентрація неіоногенної поверхнево-активної речовини в микроэмульсии переважно становить приблизно між 1% і 10% по вазі, переважно становить між 5% і 8% за вагою. Концентрація неіоногенної допоміжного поверхнево-активної речовини в микроэмульсии переважно становить приблизно між 1% і 5% по вазі, і більш переважно, приблизно між 2,5% і 4,0% за вагою.

Емульгуюче поверхнево-активна речовина переважно включає полісорбат, вибраний з (але не обмежуючись цим) полиоксиэтилен (20) сорбитан монолаурата, полиоксиэтилен (20) сорбитан монопальмитата, полиоксиэтилен (20) сорбитан моноолеата і полиоксиэтилен (20) сорбитан моностеарата. Кращим масло-солюбилизирующим поверхнево-активною речовиною є полиоксиэтилен (20) сорбитан моноолеат. Концентрація емульгуючої поверхнево-активної речовини в микроэмульсии переважно становить приблизно між 1% і 5% по вазі, і більш переважно, приблизно чекаю на 1% і 5% по вазі, переважно приблизно між 2% і 4% за вагою.

Композиція для очищення стовбура свердловини може додатково включати рідина-носій, такий як (але не обмежуючись цим) стандартна буферна рідина або очищаюча суспензія на водній основі. У цьому документі мається на увазі, що стандартні буферні рідини включають також нев'язки (ньютона) промивні рідини і навіть воду. Незважаючи на розбавлене стан, микроэмульсии, як не дивно, зберігають свою цілісність, а їх очищаюча здатність не зменшується. Такі суміші мікроемульсія/рідина-носій є особливо переважними з точки зору логістики.

Фахівцям у даній галузі зрозуміло, що стандартні буферні рідини на водній основі не є микроэмульсиями, і вони представлені, наприклад, буферними рідинами MUDPUSHTMвиробництва Schlumberger. Стандартна буферна рідина на водній основі може бути загущена і утяжелена, або загущена і не утяжелена, або не загущена. Фахівцям у даній галузі зрозуміло також, що очищають суспензії являють собою водні суспензії твердих речовин, таких як (але не обмежуючись цим) портландцемент, і часто містять стандартні цементні до�тдачи і диспергуючі речовини. Якщо композицію для очищення стовбура свердловини вводять в рідині-носії (наприклад, буферної рідини або очисної суспензії на водній основі), то концентрація микроэмульсии в отриманої рідкої суміші переважно становить приблизно між 5 об.% і 20 об.%, більш переважно, приблизно між 10 об.% і 15 об.%, і найбільш переважно, приблизно між 10 об.% і 12 об.%.

Композиція для очищення стовбура свердловини, рідина-носій або ця композиція і ця рідина можуть бути загущене. Не обмежують приклади загусників, придатних для використання в цьому документі, містять алюміній-фосфатний складний ефір, четвертинного алкіламмонія бентоніт, четвертинного алкіламмонія монтмориллонит, ксантанова камедь, желатин, пектин, похідні целюлози, гуміарабік, гуарова камедь, камедь плодів ріжкового дерева, камедь тари, камедь касії, агар, н-октенил-сукцинат крохмаль, пористий крохмал, альгінати, каррагинати, хітозан, склероглюкан, диутановую камедь, велановую камедь і органофильную глину, таку як CLAYTONETM(виробництва Southern Clay Products, Inc.; Gonzalez, штат Техас, США).

Модифікатор реології на основі тримерной кислоти, такий як RHEFLATTM(виробництва M-I SWACO, Хьюстон, штат Техас, Слогического профілю. Не обмежуючись будь-якої теорії, це з'єднання імовірно збільшує нижня межа в'язкості і забезпечує перевагу за рахунок зв'язування з тонкодисперсними твердими речовинами, такими як органофильная глина, і утяжеляющими твердими речовинами, такими як карбонат кальцію, барит і гематит. Модифікатор реології переважно присутній в кількості від близько 1 до близько 5% за вагою микроэмульсии.

Щільність композиції для очищення стовбура свердловини, рідини-носія або їх обох також може бути відрегульована, наприклад, додаванням відповідної утяжеляет добавки або легковажного матеріалу. Відповідні утяжеляющие добавки включають (але не обмежуючись цим) барит, неорганічний цемент, карбонат кальцію, гематит, ільменіт, тетраоксид магнію і діоксид кремнію. Відповідні легковагі матеріали включають (але не обмежуючись цим) керамічні мікросфери, скляні мікросфери, гильсонит, юинтаит, вугілля і азот. Слід зазначити, що в цьому контексті як обтяжують добавок також можуть бути використані утяжеляющие добавки, такі як крупнодісперсной барит, крупнодісперсной карбонат кальцію або крупнодісперсной гематит. Неорганичесмнеземистие суміші, доменний шлак, зола-винесення, цемент Сореля, хімічно пов'язані фосфатні керамічні матеріали і геополимери.

В наступному аспекті, варіанти реалізації цього винаходу відносяться до способу очищення ділянки стовбура свердловини перед операцією цементування, причому в стовбурі свердловини підвішена обсадна труба, а стовбур свердловини містить або оброблений масляним або синтетичним буровим розчином. Зазначений спосіб включає закачування описаних композицій для очищення стовбура свердловини в зазначений стовбур свердловини, забезпечуючи за допомогою цього очищення і гидрофилизацию поверхонь обсадної труби свердловини. Чиста поверхня забезпечує чудову зв'язування цементу з очищеними поверхнями.

Композиції для очищення стовбура свердловини за цим описом можуть бути викладені окремо, перед стандартною буферною рідиною або очисної суспензією на водній основі і після стандартної буферної рідини або очисної суспензії на водній основі. У цьому описі очищаючі суспензії вважаються типом буферної рідини. Крім того, як розглянуто раніше, описані композиції є також ефективними при введенні в рідину-носій, такий як (але не ограничщем документі композицію вводять в рідину-носій, то концентрація микроэмульсии в отриманої рідкої суміші переважно становить приблизно між 5 об.% і 20 об.%, більш переважно, приблизно між 10 об.% і 15 об.%, і найбільш переважно, приблизно між 10 об.% і 12 об.%.

Композиція для очищення стовбура свердловини, рідина-носій або ця композиція і ця рідина можуть бути загущене. Не обмежують приклади загусників, придатних для використання в цьому документі, містять алюміній-фосфатний складний ефір, четвертинного алкіламмонія бентоніт, четвертинного алкіламмонія монтмориллонит, ксантанова камедь, желатин, пектин, похідні целюлози, гуміарабік, гуарова камедь, камедь плодів ріжкового дерева, камедь тари, камедь касії, агар, н-октенил-сукцинат крохмаль, пористий крохмал, альгінати, каррагинати, хітозан, склероглюкан, диутановую камедь, велановую камедь і органофильную глину, таку як CLAYTONETM(виробництва Southern Clay Products, Inc.; Gonzalez, штат Техас, США).

Модифікатор реології на основі тримерной кислоти, такий як RHEFLATTM(виробництва M-I SWACO, Хьюстон, штат Техас, США) також може бути доданий до загущеної композиції для очищення стовбура свердловини для досягнення рівного реологічні профілю. Не ограничивпреимущество за рахунок зв'язування з тонкодисперсними твердими речовинами, такими як органофильная глина, і утяжеляющими твердими речовинами, такими як карбонат кальцію, барит і гематит. Модифікатор реології переважно присутній в кількості від близько 1 до близько 5% за вагою микроэмульсии.

Щільність композиції для очищення стовбура свердловини, рідини-носія або їх обох також може бути відрегульована, наприклад, додаванням відповідної утяжеляет добавки або легковажного матеріалу. Відповідні утяжеляющие добавки включають (але не обмежуючись цим) барит, неорганічний цемент, карбонат кальцію, гематит, ільменіт, тетраоксид магнію і діоксид кремнію. Відповідні легковагі матеріали включають (але не обмежуючись цим) керамічні мікросфери, скляні мікросфери, гильсонит, юинтаит, вугілля і азот. Слід зазначити, що в цьому контексті як обтяжують добавок також можуть бути використані утяжеляющие добавки, такі як крупнодісперсной барит, крупнодісперсной карбонат кальцію або крупнодісперсной гематит. Неорганічні цементи включають, але не обмежуючись цим, портландцемент, кальцієво-алюминатний цемент, вапняно-кремнеземисті суміші, доменний шлак, зола-винесення, цемент Сореля, хімічно пов'язані фосфат�ія ставляться до способів цементування підземної свердловини, має бурове отвір. В стовбурі свердловини підвішена обсадна труба, а стовбур свердловини містить або оброблений масляним або синтетичним буровим розчином. Зазначений спосіб включає (i) забезпечення описаної композиції для очищення стовбура свердловини, яка включає микроэмульсию, (ii) закачування зазначеної композиції в зону між обсадною трубою і стовбуром свердловини, (iii) забезпечення цементного розчину і (iv) закачування цементного розчину в зону між обсадною трубою і стовбуром свердловини. Композиція для очищення стовбура свердловини видаляє буровий розчин з зони між обсадною трубою і стовбуром свердловини, забезпечуючи за допомогою цього чисті і гідрофільні поверхні обсадної труби свердловини.

Композиція для очищення стовбура свердловини по справжньому опису може бути закачана окремо, перед стандартною буферною рідиною або очисної суспензією на водній основі і після стандартної буферної рідини або очисної суспензії на водній основі. У цьому описі очищаючі суспензії вважаються типом буферної рідини. Крім того, як розглянуто раніше, описані композиції є також ефективними при введенні в рідину-носій, такий як (але не обмежуючись цим) з�качана в якості буферної рідини. Такі суміші особливо вигідні з точки зору логістики. Якщо описаний в цьому документі композицію вводять в рідину-носій (наприклад, в буферну рідину або очищувальну суспензію на водній основі), то концентрація микроэмульсии в отриманої рідкої суміші переважно становить приблизно між 5 об.% і 20 об.%, більш переважно, приблизно між 10 об.% і 15 об.%, і найбільш переважно, приблизно між 10 об.% і 12 об.%.

Композиція для очищення стовбура свердловини, рідина-носій або ця композиція і ця рідина можуть бути загущене. Не обмежують приклади загусників, придатних для використання в цьому документі, містять алюміній-фосфатний складний ефір, четвертинного алкіламмонія бентоніт, четвертинного алкіламмонія монтмориллонит, бентоніт, неорганічний цемент, ксантанова камедь, желатин, пектин, похідні целюлози, гуміарабік, гуарова камедь, камедь плодів ріжкового дерева, камедь тари, камедь касії, агар, н-октенил-сукцинат крохмаль, пористий крохмал, альгінати, каррагинати, хітозан, склероглюкан, диутановую камедь, велановую камедь і органофильную глину, таку як CLAYTONETM(виробництва Southern Clay Products, Inc.; Gonzalez, штат Техас, США).

Модифікатор рео� бути доданий до загущеної композиції для очищення стовбура свердловини для досягнення рівного реологічні профілю. Не обмежуючись будь-якої теорії, це з'єднання імовірно збільшує нижня межа в'язкості і забезпечує перевагу за рахунок зв'язування з тонкодисперсними твердими речовинами, такими як органофильная глина, і утяжеляющими твердими речовинами, такими як карбонат кальцію, барит і гематит. Модифікатор реології переважно присутній в кількості від близько 1 до близько 5% за вагою микроэмульсии.

Щільність композиції для очищення стовбура свердловини, рідини-носія або їх обох також може бути відрегульована, наприклад, додаванням відповідної утяжеляет добавки або легковажного матеріалу. Відповідні утяжеляющие добавки включають (але не обмежуючись цим) барит, неорганічний цемент, карбонат кальцію, гематит, ільменіт, тетраоксид магнію і діоксид кремнію. Відповідні легковагі матеріали включають (але не обмежуючись цим) керамічні мікросфери, скляні мікросфери, гильсонит, юинтаит, вугілля і азот. Слід зазначити, що в цьому контексті як обтяжують добавок також можуть бути використані утяжеляющие добавки, такі як крупнодісперсной барит, крупнодісперсной карбонат кальцію або крупнодісперсной гематит. Неорганичесмнеземистие суміші, доменний шлак, зола-винесення, цемент Сореля, хімічно пов'язані фосфатні керамічні матеріали і геополимери.

Переважно, щільність буферної рідини дорівнює або більше щільності SBM/OBM, і дорівнює або менше щільності цементного розчину.

У всіх варіантах реалізації, микроэмульсии по справжньому винаходу також можуть бути використані як «хімічні низковязкие промивні рідини», які, власне кажучи, закачують водний розчин, що містить микроэмульсии, описані в цьому документі. Зазначена операція має бути виконана після закачування бурового розчину, але перед закачуванням стандартної буферної рідини або очисника, або вона може бути виконана після закачування стандартної буферної рідини або очисника.

ПРИКЛАДИ

Наступні приклади служать для ілюстрації варіантів реалізації.

Підготовка буферної рідини

Композицію микроэмульсии склали для оптимального видалення синтетичного масляного бурового розчину перед операціями початкового цементування. Включає суміш розчинників, поверхнево-активних речовин і води, отримана мікроемульсія була напівпрозорою рідиною, з частиною розчинника в якості�"0" cellspacing="0" frame="all">Таблиця 1
Склад микроэмульсииЗ'єднанняКонцентрація (вага.%)6-18метиловий ефір43,24Полиалкиленгликоль21,62Сорбитан моноолеат 201,62Натрію лаурилсульфат16,229-11спирту этоксилат5,41Алкоксилат спирту2,708-10алкіл полигликозид6,49

Деіонізована вода2,70
Разом100,0

Для таких прикладів микроэмульсию додали до стандартної буферної рідини - MUDPUSHTMII виробництва Schlumberger. Щільність буферної рідини склала 1,74 кг/л (14,5 фунтів маси/галон), а склад показаний в Табл�er="1" cellpadding="0" cellspacing="0" frame="all">Таблиця 2
Склад буферної рідиниНазваКонцентраціяПрісна водаДобавка MUDPUSHTMII14,2 г/л (5 фунтів маси/барель H2O)Антипенний агент поліетиленгліколь0,6 мл/л (0,1 гал/барель H2O)Мікроемульсія (з Таблиці 1)26,3 мл/л (4,2 гал/барель H2O)Барит967 г/л (340,1 фунтів маси/барель H2O)

Базову буферну рідину (без микроэмульсии або бариту) приготували в змішувачі WaringTM, використовуючи 1 л змішувальну ємність. Рідина змішували протягом 5 хвилин при 4000 об/хв Базову рідина перенесли в 1 л лабораторний стакан, і опустили в рідину пристрій для перемішування з лопатевою крильчаткою діаметром 5 див. Швидкість змішування змінювали від 500 до 600 об/хв так, щоб вона була достатньою для утворення воронки в рідині. До рідини додали барит і продовжували першою синтетичного бурового розчину

Синтетичним буровим розчином, використаним у прикладах, був RHELIANTTMвиробництва M-I SWACO, Хьюстон, штат Техас, США. Щільність бурового розчину склала 1,52 кг/л (12,7 кг маси/галон).

Методи випробувань

Випробування гидрофилизации обсадної труби (CWWT)

Випробування гидрофилизации обсадної труби використовували для визначення ефективності видалення бурового розчину поверхнево-активною речовиною. Випробування виконали на випробувальних зразках обсадної труби розміром 4 дюйми на 1 дюйм (10,2 см на 2,54 см). Методика представлена нижче.

Буферну рідину попередньо нагрівали до 150°F (65,5°C) протягом 30 хвилин і перенесли в чашку ротаційного віскозиметра Chan 35 (виробництва Chandler Engineering, Broken Arrow, штат Оклахома, США).

Випробувальний зразок обсадної труби статично повантажили на 10 хвилин в синтетичний масляний буровий розчин щільністю 1,52 кг/л (12,7 кг маси/галон), також попередньо нагріту до 150°F (65,5°C).

Випробувальний зразок вийняли з масляного бурового розчину і очистили опуклу поверхню випробувального зразка папером.

Випробувальний зразок перенесли в чашку віскозиметра, що містить буферну рідину. Випробувальний зразок зафіксували в чашці�ужени в буферну рідину.

Ротор віскозиметра, без балансира, помістили в буферну рідину в чашку. Потім ротор експлуатували при 100 об/хв протягом 30 хвилин.

Випробувальний зразок вийняли, і виконали якісну оцінку гидрофилизации. На випробувальний зразок помістили смужку тефлонової стрічки (оскільки вона точно представляє гідрофобну поверхню). На поверхні тефлонової стрічки, не оброблену гідрофобну частину випробувального зразка і на 2/3 випробувального зразка, які були занурені в буферну рідину, завдали 20-микролитровую краплю дистильованої води. Виміряли діаметри крапель.

Розрахували відношення діаметрів між краплею на тефлоні (D1) і краплею на обробленій буферною рідиною поверхні (D2). Потім використовували інструкцію, подану в Таблиці 3, для визначення кута контакту і змочуваності водою.

Таблиця 3
Інструкція для визначення кута контакту і змочуваності водою
Відношення діаметрів, D2/D1Кут контакту (градуси)Змочуваність водою
19090°< Слабка змочуваність >30°
2,130Хороша змочуваність <30°
2,915
6,50

Випробування з гратами

При випробуванні з гратами вимірюють здатність поверхнево-активної речовини видаляти загущений шар бурового розчину при слабкій ерозії. Металеву решітку з 30 отворами помістили на закритий ротор віскозиметра Chan 35. Конструкцію з грат і ротора зважили і записали як W1. Конструкцію з грат і ротора потім закрили на 10 хвилин синтетичним масляним буровим розчином щільністю 1,52 кг/л (12,7 кг маси/галон), попередньо нагрітим до 150°F (65,5°С). Їх вийняли, зважили і записали як W2. Конструкцію з грат і ротора знову приєднали до віскозиметрі і завантажили в буферну рідину, також попередньо нагріту до 150°F (65,5°С), і обертали при 100 об/хв протягом 30 хвилин. Потім їх вийняли, зважили і записали як W3. Відсоток видалення бурового розчину (%) розрахували по наступному рівнянню.

Приклад 1 - Змочування обсадної труби водою

Оцінили змочування водою обсадної труби, а результати представили в Таблиці 4. Ці результати показують, що буферна рідко 15° і 23°), очищення бурового розчину RHELIANTTMз випробувальних зразків обсадної труби.

Таблиця 4
Результати змочування обсадної труби водою
Буферна рідина і буровий розчин RHELIANTTM
Крапля води на тефлоні, D10,6
Крапля на обробленій стороні, D21,7
Відношення діаметрів, D2/D12,83

Результат кута контакту16°
Результат змочування водоюХороше змочування

Приклад 2 - очищення решітки

Результати випробування з гратами представлені на Фігурі 1, і вони показують ефективність видалення бурового розчину, що становить близько 97% бурового розчину RHELIANTTM. Основна частина урового розчину була видалена протягом близько 5 хвилин.

Приклад 4 - Змочуваність (зворотна емульсія)

Для досягнення заданої точки 3 мА з використання� способом, інтервал підібрали так, щоб отримати значення 3 мА для нерозбавленою буферної рідини. Потім це значення використовували для буферної рідини на водній основі, щоб показати, коли суміш буферна рідина/буровий розчин стала змочуватися водою. Однак при використанні буферної рідини з масляною зовнішньою фазою точність цього випробування не була встановлена. При обережному промиванні ємності змішувача слабким потоком води не спостерігали залишку масляної плівки. Результати показані на малюнку 2.

1. Композиція для очищення стовбура свердловини, що включає микроэмульсию, яка містить: розчинник, що включає алкиловий складний ефір; сорастворитель, що включає полиалкиленгликоль; гидрофилизирующее поверхнево-активна речовина, що включає алкілполіглікозід; очищає поверхнево-активна речовина, що включає алкилсульфат; емульгуюче поверхнево-активна речовина, що включає полісорбат; неионогенное поверхнево-активна речовина, що включає этоксилат спирту; неионогенное допоміжне поверхнево-активна речовина, що включає алкоксилат спирту; і водну рідина,
причому зазначені компоненти містяться у зазначеній микроэмульсии в наступних кількостях:
ивного речовини;
5%-20% за вагою очищаючого поверхнево-активної речовини;
1%-10% за вагою неіоногенної поверхнево-активної речовини;
1%-5% за вагою неіоногенної допоміжного поверхнево-активної речовини;
1%-5% за вагою емульгуючої поверхнево-активної речовини;
1%-5% за вагою водної рідини.

2. Композиція з п. 1, додатково включає загусник, який включає один або декілька членів з групи, що включає: алюміній-фосфатний складний ефір, бентоніт, (четвертинний алкиламмоний)-бентоніт, (четвертинний алкиламмоний)-монтмориллонит, неорганічний цемент, ксантанова камедь, желатин, пектин, похідні целюлози, гуміарабік, гуарова камедь, камедь плодів ріжкового дерева, камедь тари, камедь касії, агар, н-октенил-сукцинат крохмаль, пористий крохмал, альгінати, каррагинати, хітозан, склероглюкан, диутановую камедь, велановую камедь і органофильную глину.

3. Композиція з п. 1, додатково включає рідина-носій, причому рідина-носій включає водну рідина та загусник, який включає один або декілька членів з групи, що включає: алюміній-фосфатний складний ефір, бентоніт, (четвертинний алкиламмоний)-бентоніт, (четвертинний алкиламмоний)-монтмор�овую камедь, камедь плодів ріжкового дерева, камедь тари, камедь касії, агар, н-октенил-сукцинат крохмаль, пористий крохмал, альгінати, каррагинати, хітозан, склероглюкан, диутановую камедь, велановую камедь і органофильную глину.

4. Композиція з п. 3, в якій концентрація микроэмульсии в суміші рідина-носій/мікроемульсія становить приблизно від 5 об.% до 20 об.%.

5. Спосіб очищення ділянки стовбура свердловини перед операцією цементування, причому в зазначеному стовбурі свердловини підвішена обсадна труба, і стовбур свердловини містить або був оброблений масляним або синтетичним буровим розчином, де зазначений спосіб включає закачування композиції для очищення стовбура свердловини в стовбур свердловини, при цьому зазначена композиція включає микроэмульсию, де зазначена мікроемульсія містить: розчинник, що включає алкиловий складний ефір; сорастворитель, що включає полиалкиленгликоль; гидрофилизирующее поверхнево-активна речовина, що включає алкілполіглікозід; очищає поверхнево-активна речовина, що включає алкилсульфат; емульгуюче поверхнево-активна речовина, що включає полісорбат; неионогенное поверхнево-активна речовина, що включає этоксилат спирту; неионогенное вспомо�компоненти містяться у зазначеній микроэмульсии в наступних кількостях:
10%-45% за вагою розчинника;
10%-40% за вагою сорастворителя;
5%-10% за вагою гидрофилизирующего поверхнево-активної речовини;
5%-20% за вагою очищаючого поверхнево-активної речовини;
1%-10% за вагою неіоногенної поверхнево-активної речовини;
1%-5% за вагою неіоногенної допоміжного поверхнево-активної речовини;
1%-5% за вагою емульгуючої поверхнево-активної речовини;
1%-5% за вагою водної рідини.

6. Спосіб за п. 5, який відрізняється тим, що зазначена композиція додатково включає загусник, який включає один або декілька членів з групи, що включає: алюміній-фосфатний складний ефір, бентоніт, (четвертинний алкиламмоний)-бентоніт, (четвертинний алкиламмоний)-монтмориллонит, неорганічний цемент, ксантанова камедь, желатин, пектин, похідні целюлози, гуміарабік, гуарова камедь, камедь плодів ріжкового дерева, камедь тари, камедь касії, агар, н-октенил-сукцинат крохмаль, пористий крохмал, альгінати, каррагинати, хітозан, склероглюкан, диутановую камедь, велановую камедь і органофильную глину.

7. Спосіб за п. 5, який відрізняється тим, що зазначену композицію закачують в стовбур свердловини окремо або в розбавленому водою вигляді, перед стандартною буф�е вводять в рідину-носій і закачують у складі отриманої суміші.

8. Спосіб за п. 7, який відрізняється тим, що рідина-носій включає водну рідина та загусник, який включає один або декілька членів з групи, що включає: алюміній-фосфатний складний ефір, бентоніт, (четвертинний алкиламмоний)-бентоніт, (четвертинний алкиламмоний)-монтмориллонит, неорганічний цемент, ксантанова камедь, желатин, пектин, похідні целюлози, гуміарабік, гуарова камедь, камедь плодів ріжкового дерева, камедь тари, камедь касії, агар, н-октенил-сукцинат крохмаль, пористий крохмал, альгінати, каррагинати, хітозан, склероглюкан, диутановую камедь, велановую камедь і органофильную глину.

9. Спосіб за п. 7, який відрізняється тим, що концентрація микроэмульсии в суміші рідина-носій/мікроемульсія становить приблизно від 5 об.% до 20 об.%.

10. Спосіб цементування підземної свердловини, має стовбур свердловини, де в зазначеному стовбурі свердловини підвішена обсадна труба, і стовбур свердловини містить або був оброблений масляним або синтетичним буровим розчином, що включає:
(i) забезпечення композиції для очищення стовбура свердловини, яка включає микроэмульсию, причому зазначена мікроемульсія містить: розчинник, що включає алкиловий складний ефір; сорас�илполигликозид; очищаючий поверхнево-активна речовина, що включає алкилсульфат; емульгуюче поверхнево-активна речовина, що включає полісорбат; неионогенное поверхнево-активна речовина, що включає этоксилат спирту; неионогенное допоміжне поверхнево-активна речовина, що включає алкоксилат спирту; і водну рідина, і при цьому зазначені компоненти містяться у зазначеній микроэмульсии в наступних кількостях:
10%-45% за вагою розчинника;
10%-40% за вагою сорастворителя;
5%-10% за вагою гидрофилизирующего поверхнево-активної речовини;
5%-20% за вагою очищаючого поверхнево-активної речовини;
1%-10% за вагою неіоногенної поверхнево-активної речовини;
1%-5% за вагою неіоногенної допоміжного поверхнево-активної речовини;
1%-5% за вагою емульгуючої поверхнево-активної речовини;
1%-5% за вагою водної рідини;
(ii) закачування зазначеної композиції в зону між обсадною трубою і стовбуром свердловини;
(iii) забезпечення цементного розчину;
(iv) закачування цементного розчину в зону між обсадною трубою і стовбуром свердловини.

11. Спосіб за п. 10, відрізняється тим, що зазначена композиція додатково включає загусник, який включає один або нескоЂонит, (четвертинний алкиламмоний)-монтмориллонит, неорганічний цемент, ксантанова камедь, желатин, пектин, похідні целюлози, гуміарабік, гуарова камедь, камедь плодів ріжкового дерева, камедь тари, камедь касії, агар, н-октенил-сукцинат крохмаль, пористий крохмал, альгінати, каррагинати, хітозан, склероглюкан, диутановую камедь, велановую камедь і органофильную глину.

12. Спосіб за п. 10, відрізняється тим, що зазначену композицію закачують в стовбур свердловини в нерозведеному або розведеному вигляді водою, перед стандартною буферною рідиною або очисної суспензією, після стандартної буферної рідини або очисної суспензії, або її вводять рідину-носій і закачують у складі отриманої суміші.

13. Спосіб за п. 12, відрізняється тим, що рідина-носій включає водну рідина та загусник, який включає один або декілька членів з групи, що включає: алюміній-фосфатний складний ефір, бентоніт, (четвертинний алкиламмоний)-бентоніт, (четвертинний алкиламмоний)-монтмориллонит, неорганічний цемент, ксантанова камедь, желатин, пектин, похідні целюлози, гуміарабік, гуарова камедь, камедь плодів ріжкового дерева, камедь тари, камедь касії, агар, н-октенил-су� камедь і органофильную глину.

14. Спосіб за п. 12, відрізняється тим, що концентрація микроэмульсии в суміші рідина-носій/мікроемульсія становить приблизно від 5 об.% до 20 об.%.



 

Схожі патенти:

Склади для обробки свердловин з уповільненим вивільненням для використання в рідинах для обробки свердловин

Винахід відноситься до складів для обробки свердловин для застосування в нафтовидобувній галузі. Склад для обробки свердловини, що містить реагент для обробки свердловини, адсорбованих на водонерастворимом адсорбенте, де склад одержують осадженням реагенту для обробки свердловини з рідини, при цьому реагент для обробки свердловини адсорбують на водонерастворимом адсорбенте, і де реагент для обробки свердловини осаджують в присутності металевої солі. Рідина для обробки свердловин, містить зазначеного вище складу та рідина-носій. Спосіб обробки пласта підземного або стовбура свердловини, що включає введення в пласт або стовбур свердловини зазначеної вище рідини для обробки свердловини. Спосіб контролювання вивільнення реагенту для обробки свердловини у стовбурі свердловини, що включає введення в стовбур свердловини зазначеного вище складу. Винахід розвинене в залежних пунктах формули. Технічний результат - підвищення ефективності обробки в середовищах з високим значенням рН. 4 н. і 34 з.п. ф-ли, 3 іл., 4 пр.

Тампонажний полегшений матеріал

Винахід відноситься до тампонажним розчинів, використовуваних для цементування обсадних колон нафтових, газових і газоконденсатних свердловин, ускладнених наявністю шарів з низьким тиском гідророзриву. Тампонажний полегшений матеріал містить цемент ПЦТ-І-100, полегшує добавку - спучений вермикуліт, технічну сіль, хімічний реагент Кріплення, при наступному співвідношенні компонентів, мас.%: цемент ПЦТ-І-100 - 84,75; вермикуліт - 9,42; Кріплення - 1,13; NaCl - 4,7. Технічний результат - запобігання гідророзриву в процесі цементування свердловин за рахунок поліпшення параметрів тампонажного цементу, підвищення міцності цементного каменю при низьких і помірних температурах на ранній стадії тверднення при одночасному зниженні щільності тампонажного розчину. При замішуванні тампонажного розчину - спучений вермикуліт, технічна сіль. 1 табл.

Реагент для обробки бурових розчинів

Винахід відноситься до області складів для нафтової і газової промисловості і може бути застосовано у виробництві реагентів для обробки бурових розчинів, що використовуються при бурінні нафтових і газових свердловин. Реагент для обробки бурових розчинів містить феррохромлигносульфонат 94-96 вага.% і поліфосфат амонію 4-6 вагу.%. Винахід забезпечує підвищення розріджують властивостей реагенту до мінералізованих бурових розчинах, підвищення термостабільності та екологічної безпеки реагенту. 3 табл.

Спосіб і композиція для третинного методу видобутку вуглеводнів

Винахід в основному відноситься до способів видобутку вуглеводнів з углеводородсодержащих пластів. Описаний спосіб обробки пласта, який містить сиру нафту, що включає стадії, в яких: (a) подають композицію для вилучення вуглеводнів щонайменше частина пласта, причому композиція включає щонайменше два внутрішніх олефинсульфоната, вибраних з групи, що складається з внутрішніх С15-18-олефинсульфонатов, внутрішніх С19-23-олефинсульфонатов, внутрішніх С20-24-олефинсульфонатов і внутрішніх С24-28-олефинсульфонатов, і щонайменше одне знижує в'язкість з'єднання, яке являє собою ізобутіловий спирт, етоксильовані С2-С12-спирт, 2-бутоксиэтанол, бутиловий простий ефір діетиленгліколю або їх суміш, і (b) забезпечують композиції можливість взаємодіяти з вуглеводнями в пласті. Винахід відноситься до способу зниження в'язкості композиції високоактивного поверхнево-активної речовини та композиції для вилучення вуглеводнів. Результатом є створення більш ефективного способу вилучення вуглеводнів з містить сиру нафту пласта. 3 н. і 11 з.п. ф-ли, 2 іл., 2 табл., 2 пр.

Спосіб кислотної обробки привибійної зони карбонатного колектора

Винахід відноситься до нафтовидобувної промисловості. Технічний результат - вирівнювання профілю припливу видобувних свердловин в неоднорідних по проникності карбонатних пластах, створення нових флюидопроводящих каналів по всій перфорованої товщині пласта, відновлення колекторських властивостей привибійної зони за рахунок її очищення від кольматуючих твердих частинок. Спосіб кислотної обробки привибійної зони карбонатного колектора включає закачування кислотної композиції, що містить, мас. %: неорганічну або органічну кислоту, або їх суміші 9,0-24,0; цвиттерионное поверхнево-активна речовина - олеинамидопропилбетаин 1,0-10,0; гідрофобно-модифікований поліуретановий полімер 0,05-3,0; воду інше, причому закачування кислотної композиції проводять в одну стадію або порціями з проведенням витримки між завантаженнями. Кислотна композиція додатково може містити анионное поверхнево-активну речовину в кількості 0,1-3,0 мас.%. Закачування зазначеної вище кислотної композиції можуть чергувати з закачуванням соляної кислоти 12-24%-ної концентрації. 2 з.п. ф-ли, 1 табл., 16 пр., 4 іл.

Спосіб ізоляції зон притоку води в свердловину

Винахід відноситься до нафтогазовидобувної промисловості, зокрема до способів, що застосовуються для ізоляції водопритоков у свердловину. Спосіб ізоляції зон притоку води в свердловину включає послідовну закачування коагулянту - 25% розчину хлористого кальцію, буферного шару прісної води і гивпана. Додатково в якості наповнювача в гивпан вводять відхід виробництва поліетилентерефталату - ПЕТФ з малої ступенем полімеризації з розрахунку 18-24 мас.%. Технічним результатом є зниження проникності кернів. 1 іл., 7 табл., 3 пр.

Мастильна добавка до буровим промивним рідин

Винахід відноситься до мастильних добавкам до буровим промивним рідин на водній основі. Технічний результат зниження тертя промивної рідини в парах «метал-метал», «метал-фільтраційна кірка», зниження швидкості зношування бурильних і обсадних труб при бурінні свердловин з далекими і наддалеким відходами. Мастильна добавка до буровим промивним рідин, що характеризується тим, що приготована шляхом перемішування полігліколя, флотореагента-оксаля, ізопропілового спирту і талової олії при температурі 50-60°C протягом 2 годин, додавання суміші метилового ефіру жирних кислот і диэтаноламида кокосового масла, потім триетаноламіну, підйому температури до 75-80°C і перемішування протягом 2 годин, введення мідної або мідно-кальцієвого стеарату і оксіетілірованний нонилфенола, перемішування протягом години і додавання нейтралізуючого агента до рН не нижче 6,5 при наступному співвідношенні компонентів, мас. %: полігліколь 27,3, ізопропіловий спирт 9,1, флотореагент-оксаль 24,3, талловое масло 24,3, мідний або мідно-кальцієвий стеарат 3, триетаноламін 4,5-5, метиловий ефір жирних кислот 1-1,5, діетаноламід кокосового масла 1, оксиэтилированний нонилфенол 3-4,5, нейтралізуючий агент 0,5-2. 2

Спосіб ізоляції припливу пластових вод та кріплення привибійної зони пласта

Винахід відноситься до нафтовидобувної промисловості, зокрема до способів ізоляції припливу пластових вод та кріплення привибійної зони пласта, а також до способів для регулювання профілю прийомистості нагнітальних свердловин, до способів для обробки пласта, до способів для регулювання розробки нафтових родовищ, і може використовуватися для ліквідації негерметичності експлуатаційних колон і створення заколонного фільтра, для ліквідації заколонних газопроявів, міжколонних тисків і міжпластових перетоків в заколонном просторі свердловини. Спосіб ізоляції припливу пластових вод та кріплення привибійної зони пласта включає закачування суміші кремнійвміщуваних речовини з високодисперсним гідрофобним матеріалом. Додатково закачують лужної сток виробництва капролактаму ЩСПК. При цьому в якості кремнійвміщуваних речовини використовують кремнійорганічні маслорастворимие і водорозчинні речовини або кремнийнеорганические речовини при наступному співвідношенні компонентів, мас.%: кремнійорганічні маслорастворимие і водорозчинні речовини або кремнийнеорганические речовини 44,9-77,0; високодисперсні гідрофобні матеріали 0,1-3,0; лужної сток пропризабойной зони, збільшення нефтевитесняющей здібності закачуваних композицій, які володіють пластичними властивостями на відміну від прототипу, необхідними для більш ефективної ліквідації проблеми пескопроявления, ліквідації негерметичності експлуатаційних колон і створення заколонного фільтра. 6 з.п. ф-ли, 4 табл., 5 пр.

Кислотна композиція для обробки привибійної зони карбонатного колектора

Винахід відноситься до нафтовидобувної промисловості, зокрема для обробки привибійної зони карбонатних колекторів, а також може бути застосовне в бурових розчинах, в розчинах для закінчування свердловин, в рідинах для ремонту свердловин. Технічний результат - вирівнювання профілю прийомистості нагнітальних або припливу видобувних свердловин в неоднорідних по проникності карбонатних пластах, створення нових флюидопроводящих каналів по всій перфорованої товщині пласта, відновлення колекторських властивостей привибійної зони за рахунок її очищення від кольматуючих твердих часток, підвищення термостабільності закачиваемой кислотної композиції. Кислотна композиція для обробки привибійної зони карбонатного колектора містить, мас.%: неорганічну або органічну кислоту, або їх суміші 9,0-24,0; цвиттерионное поверхнево-активна речовина - алкилбетаин 1,0-10,0; гідрофобно-модифікований уретановий полімер 0,05-3,0, воду інше. Кислотна композиція додатково може містити анионное поверхнево-активну речовину в кількості 0,1-3,0 мас.%. 1 з.п. ф-ли, 1 табл., 16 пр., 4 іл.

Гелеутворюючий склад, суха суміш і способи його приготування

Група винаходів відноситься до нафтогазовидобувної промисловості, зокрема до складів для вирівнювання профілю прийомистості в нагнітальних свердловинах і обмеження притоку води у видобувних свердловинах, а також може бути використана для ліквідації зон поглинань при ремонті видобувних і нагнітальних свердловин. Суха суміш містить співполімери акриламіду та акрилової кислоти - 71,4-83,3 мас.%, параформ - 10,0-17,8 мас.% і резорцин - 6,3-11,4 мас.% або співполімери акриламіду та акрилової кислоти - 69,5-82,5 мас.%, параформ - 9,5-17,7 мас.%, резорцин - 6,1-10,6 мас.% і аеросил - 0,9-3,0 мас.%. Гелеутворюючий склад готують за допомогою розчинення будь-якої із вказаних сумішей у воді. Причому гелеутворюючий складу без аеросилу може бути отриманий також внесенням параформа у воду відразу після сополімеру акриламіду та акрилової кислоти, а резорцину - після повного розчинення сополімеру акриламіду та акрилової кислоти. Одержуваний гелеутворюючий склад містить співполімери акриламіду та акрилової кислоти - 0,17-0,80 мас.%, параформ - 0,03-0,20 мас.%, резорцин - 0,02-0,12 мас.%, вода - решта або співполімери акриламіду та акрилової кислоти - 0,17-0,80 мас.%, параформ - 0,03-0,20 мас.%, резорцин - 0,02-0,12 мас.%, аеросил - 0,01-0,03 мас.%, вода - решта. Технічним результато�ості у воді, що використовується для його приготування сухої суміші, спрощення приготування складу, при високій механічній та термічній стійкості. 3 н. п. ф-ли, 3 табл., 5 іл., 8 пр.
Up!