Способ изоляции водопритока в скважине


 


Владельцы патента RU 2584193:

Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина (RU)

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам ограничения водопритока в обводненных коллекторах, установке временных барьеров или мостов и выравниванию профиля приемистости нагнетательных скважин с использованием водорастворимых полимеров. Технической задачей предложения является повышение эффективности ограничения водопритока в обводненных коллекторах за счет образования сшитой полимерной системы с одновременным восстановлением притока нефти. Способ изоляции водопритока в скважине включает закачку в пласт первой порции гелеобразующего состава с добавкой гипохлорита натрия при следующем соотношении компонентов, мас.ч.: водорастворимый полимер акриламида с молекулярной массой 5,9·106 и степенью анионности 1,9 0,4-0,6 , калий хлористый 0,01-2,0 , натрия тиосульфат 0,1-0,6, натрия бихромат 0,1-0,12 , вода с рН=3,4-5,6 100, раствор гипохлорита натрия 6-20. После чего закачивают вторую порцию гелеобразующего состава без гипохлорита натрия при следующем соотношении компонентов, мас.ч.: водорастворимый полимер акриламида с молекулярной массой 5,9·106 и степенью анионности 1,9 0,4-0,6 , калий хлористый 0,01-2,0,натрия тиосульфат 0,1-0,6, натрия бихромат 0,1-0,12, вода с рН=3,4-5,6 100, составляющую 70-80% от объема первой порции, и оставляют скважину на технологическую выдержку в течение 24 ч. 1 табл.

 

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам ограничения водопритока в обводненных коллекторах, установке временных барьеров или мостов и выравниванию профиля приемистости нагнетательных скважин с использованием водорастворимых полимеров.

Известен способ ограничения водопритока в скважину с использованием гидролизованного полиакрилонитрила (гипана), который включает закачивание в пласт гипана и водного раствора хлорного железа, в результате их взаимодействия образуется осадок, закупоривающий водопроводящие каналы (АС №595488, МПК E21B 33/138, опубл. 28.02.1978, бюл. №8).

Недостатками известного способа являются то, что использование способа может привести к закупориванию не только водоносных, но и нефтеносных каналов, а также то, что использование в качестве гелеобразователя раствора хлорного железа вызывает коррозию металла обсадной колонны.

Наиболее близким по технической сущности к заявляемому предложению является способ изоляции водопритока в скважину (патент RU №2059057, МПК E21B 33/13, опубл. 27.04.1996, бюл. №12). Способ включает образование временного барьера путем закачки гелеобразующего состава из водоспиртового раствора этилсиликоната натрия ГКЖ-10 или водоспиртового раствора метилсиликоната натрия ГКЖ-11, нейтрализованного соляной кислотой до водородного показателя pH=8-9. После перфорации временный барьер удаляют путем закачки 5-15%-ного раствора едкого натра в количестве, обеспечивающем его растворение, и продавливают в нефтенасыщенный пласт.

Недостатками известного способа являются низкая эффективность изоляции водопритока, необходимость дополнительных операций: перфорации, закачки раствора едкого натра, технологической выдержки на растворение временного барьера и продавливание продуктов растворения в продуктивный пласт.

Технической задачей предложения является повышение эффективности ограничения водопритока в обводненных коллекторах за счет образования сшитой полимерной системы с одновременным восстановлением притока нефти.

Техническая задача решается способом изоляции водопритока в скважине, включающим закачку в пласт гелеобразующего состава.

Новым является то, что первоначально закачивают первую порцию гелеобразующего состава с добавкой гипохлорита натрия при следующем соотношении компонентов, мас.ч.:

водорастворимый полимер акриламида с молекулярной массой 5,9·106 и степенью
анионности 1,9 0,4-0,6
калий хлористый 0,01-2,0
натрия тиосульфат 0,1-0,6
натрия бихромат 0,1-0,12
вода с рН=3,4-5,6 100
раствор гипохлорита натрия 6-20,

после чего закачивают вторую порцию гелеобразующего состава без гипохлорита натрия при следующем соотношении компонентов, мас.ч.:

водорастворимый полимер акриламида с молекулярной массой 5,9·106 и степенью
анионности 1,9 0,4-0,6
калий хлористый 0,01-2,0
натрия тиосульфат 0,1-0,6
натрия бихромат 0,1-0,12
вода с pH=3,4-5,6 100,

составляющую 70-80% от объема первой порции, и оставляют скважину на технологическую выдержку в течение 24 ч, после чего запускают ее в работу.

Реагенты, применяемые в предложении:

- водорастворимый полимер акриламида с молекулярной массой 5,9·106 и степенью анионности 1,9 (далее водорастворимый полимер);

- калий хлористый по ГОСТ 4568-95;

- натрия тиосульфат по ГОСТ 244-76;

- натрия бихромат по ГОСТ 2651-78;

- кислота соляная ингибированная по ТУ 2458-264-05765670-99;

- пресная вода плотностью 1000 кг/м3;

- гипохлорит натрия по ГОСТ 11086-76.

Водорастворимый полимер - порошок белого цвета, который хорошо растворяется в воде с образованием вязкого раствора, получен сополимеризацией акриламида и акрилата щелочного металла без сшивки. Он предназначен для использования в технологических операциях по повышению нефтеотдачи пласта и выравниванию профиля приемистости нагнетательных скважин.

Известно, что в пласте не существует строго нефтенасыщенных и водонасыщенных пропластков (в нефтенасыщенном присутствует вода и наоборот). Из-за того, что в нефтенасыщенном пропластке всегда присутствует вода, гелеобразование происходит частично и в нефтенасыщенной части пласта. Необходимо также отметить, что проницаемость водонасыщенного пласта, как правило, всегда больше, чем у нефтенасыщенного пласта, поэтому изолирующие составы при закачивании фильтруются преимущественно в водонасыщенную часть. Для предотвращения гелеобразования в нефтенасыщенной части пласта в заявляемом способе предусмотрено закачивание гелеобразующего состава совместно с гипохлоритом натрия (разрушающим реагентом). Водный раствор гипохлорита натрия в кислой водной среде гидролизуется с образованием СГ ионов, в результате окисляющего воздействия которых происходит разрушение геля, образованного из гелеобразующего состава. Гелеобразующий состав с гипохлоритом натрия поступает как в водонасыщенную часть пласта, так и в нефтенасыщенную часть пласта и создает дополнительное сопротивление продвижению гелеобразующего состава в нефтенасыщенную часть пласта без гипохлорита натрия, который закачивают после гелеобразующего состава с гипохлоритом натрия. После закачивания гелеобразующего состава с гипохлоритом натрия и гелеобразующего состава без гипохлорита натрия производится технологическая выдержка в течение 24 ч, при этом в водонасыщенной части пласта происходит образование водоизоляционного экрана, а в нефтенасыщенной части пласта происходит разрушение геля, и после освоения скважина работает без потери продуктивности по нефти. Количество добавляемого гипохлорита натрия зависит от времени гелеобразования состава: для короткого времени гелеобразования (5 ч) используют максимальное количество гипохлорита натрия - 20 мас.ч. к 100 мас.ч. гелеобразующего состава, а для длительного времени гелеобразования (20 ч) используют минимальное количество гипохлорита натрия - 6 мас.ч. к 100 мас.ч. гелеобразующего состава.

Гелеобразующий состав содержит в мас.ч.:

водорастворимый полимер акриламида с молекулярной массой 5,9·106 и степенью
анионности 1,9 0,4-0,6
калий хлористый 0,01-2,0
натрия тиосульфат 0,1-0,6
натрия бихромат 0,1-0,12
вода с рН=3,4-5,6 100.

В лабораторных условиях гелеобразующий состав готовят следующим образом. В химический стакан приливают 500 мл пресной воды (100 мас.ч.) и pH воды снижают до pH=5,31, добавляя 0,2 мл 24%-ной ингибированной соляной кислоты.

Далее при непрерывном перемешивании содержимого стакана на лопастной мешалке в воду добавляют 10 г калия хлористого (2 мас.ч.) и продолжают перемешивание до полного его растворения (около 3 мин). При дальнейшем непрерывном перемешивании в содержимое стакана добавляют 3 г натрия тиосульфата (0,6 мас.ч.) и продолжают перемешивание до его полного растворения (около 5 мин). Далее при непрерывном перемешивании содержимого стакана в раствор, не допуская образования комков, медленно всыпают 3 г водорастворимого полимера акриламида (0,6 мас.ч.) и перемешивают смесь до полного растворения (около 20 мин) со скоростью 500 об/мин. Непосредственно перед началом испытаний к приготовленному раствору при перемешивании добавляют 0,6 г натрия бихромата (0,12 мас.ч.) и продолжают непрерывное перемешивание до полного его растворения (около 3 мин). Конец сшивки при таком соотношении гелеобразующего состава происходит через 4 ч. Отливают 100 мл (20%) гелеобразующего состава в отдельный стакан, добавляют 20 мл раствора гипохлорита натрия и перемешивают стеклянной палочкой. Полное разрушение гелеобразующего состава с гипохлоритом натрия происходит через 5 ч. В случае, когда гелеобразование длительное - 20 ч, необходимо, чтобы разрушение геля тоже происходило в пределах этого времени. Экспериментально получено, что для времени разрушения в пределах 4-20 ч необходимо добавление гипохлорита натрия в пределах 6-20 мас.ч. к 100 мас.ч. гелеобразующего состава. Результаты экспериментов отражены в таблице.

С целью подтверждения работоспособности предлагаемого способа провели модельные испытания, для чего приготовили две трубчатые модели пласта длиной 30 см, внутренним диаметром 2,7 см, заполненные кварцевым песком, имитирующим терригенный коллектор. Модели обвязывали капиллярными трубками, имеющими краны и позволяющими закачивать испытуемые жидкости в каждую модель по отдельности или в обе модели одновременно. Обе модели первоначально насыщали пресной водой, затем во вторую модель закачивали нефть таким образом, чтобы в модели нефтяного пласта оставалось 90% нефти. Далее в обе модели закачивали гелеобразующий состав с гипохлоритом натрия в количестве одного порового объема, замеряли объемы вытесненной при этом жидкости и определяли, что из водонасыщенной модели вытеснилась 0,9 части порового объема жидкости, а из нефтенасыщенной - 0,1 части порового объема. Далее в обе модели одновременно закачивали гелеобразующий состав без гипохлорита натрия в количестве двух поровых объемов, после чего из водонасыщенной модели вытеснилась 1,9 части порового объема жидкости, а из нефтенасыщенной - 0,1 части порового объема. Модели оставляли на технологическую выдержку в течение 24 ч. Далее в водонасыщенную модель под давлением 20 атм прокачивали воду, а в нефтенасыщенную модель - нефть, при этом вытеснение воды из водонасыщенной модели не наблюдалось, а из нефтенасыщенной модели вытеснялась безводная нефть с тем же расходом, как и до закачки гелеобразующего состава.

По аналогичной методике проводили модельные испытания без предварительного закачивания гелеобразующего состава без гипохлорита натрия и определили, что объем вытесняемой нефти в этом случае снизился в 1,5 раза, что свидетельствует о снижении продуктивности нефтяной модели пласта.

Таким образом, модельные испытания свидетельствуют о качественной изоляции водопритока в водонасыщенной модели и отсутствии потери продуктивности по нефти в нефтенасыщенной модели, что позволяет сделать вывод о выполнении технической задачи и работоспособности предлагаемого способа изоляции водопритока в скважине.

Способ изоляции водопритока в скважине, включающий закачку в пласт гелеобразующего состава, отличающийся тем, что первоначально закачивают первую порцию гелеобразующего состава с добавкой гипохлорита натрия при следующем соотношении компонентов, мас.ч.:

водорастворимый полимер акриламида с молекулярной массой 5,9·106 и степенью
анионности 1,9 0,4-0,6
калий хлористый 0,01-2,0
натрия тиосульфат 0,1-0,6
натрия бихромат 0,1-0,12
вода с pH=3,4-5,6 100
раствор гипохлорита натрия 6-20,

после чего закачивают вторую порцию гелеобразующего состава без гипохлорита натрия при следующем соотношении компонентов, мас.ч.:
водорастворимый полимер акриламида с молекулярной массой 5,9·106 и степенью
анионности 1,9 0,4-0,6
калий хлористый 0,01-2,0
натрия тиосульфат 0,1-0,6
натрия бихромат 0,1-0,12
вода с pH=3,4-5,6 100,

составляющую 70-80% от объема первой порции, и оставляют скважину на технологическую выдержку в течение 24 ч.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, а именно к технологии интенсификации добычи нефти с целью увеличения конечного коэффициента извлечения нефти.

Изобретение относится к способу герметизации нарушения целостности эксплуатационной колонны и ликвидации заколонного перетока в скважине. Технический результат - повышение эффективности РИР за счет расширения сроков отверждения состава на основе микроцемента и улучшения прочностных характеристик образующегося тампонажного камня.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к способам герметизации нарушений эксплуатационной колонны, ликвидации негерметичности цементного кольца в малопроницаемых пластах и ограничения водопритока в скважине.
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке залежей нефти с преимущественно поровым типом коллектора. Способ снижения водопритока к скважинам включает выбор добывающей скважины.

Изобретение относится к области строительства подземных хранилищ сжатого газа и жидких углеводородов и может быть использовано при цементировании заколонного пространства технологических скважин.
Изобретение относится к составам для обработки буровых скважин во время восстановительных работ и предназначено для использования в нефтяных, газовых и газоконденсатных скважинах при температуре до 160°C.

Изобретение относится к нефтегазодобыче, в частности к составам для обработки призабойной зоны пласта и изоляции водопритока в скважину, а также для регулирования разработки нефтяных месторождений.
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к способам проведения водоизоляционных работ в добывающих вертикальных и горизонтальных скважинах (ГС) и боковых горизонтальных стволах (БГС), эксплуатирующих трещиноватые карбонатные коллекторы.

Изобретение относится к газодобывающей промышленности, в частности к составам для изоляции водопритоков в газовых скважинах и способам их приготовления, и может быть использовано для изоляции водопритоков в газовых скважинах с терригенным коллектором.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - повышение добычи нефти на 30-50% за счет увеличения площади фильтрации.
Изобретение относится к способу ускорения роста прочности цементирующей композиции, включающему: обеспечение отверждаемой композиции, включающей перлит, гидравлический цемент и воду, в которой перлит и гидравлический цемент совместно перемалывают перед соединением с водой с образованием отверждаемой композиции, причем совместно перемолотые перлит и гидравлический цемент имеют бимодальное распределение размеров частиц с первым пиком примерно от 1 микрона до 7 микрон и со вторым пиком примерно от 7 микрон до 15 микрон, альтернативно, с первым пиком примерно от 3 микрон до 5 микрон и со вторым пиком примерно от 9 микрон до 11 микрон и, альтернативно, с первым пиком примерно 4 микрона и вторым пиком примерно 10 микрон; и предоставление отверждаемой композиции возможности схватиться; где перлит присутствует в количестве от примерно 50 мас. % до примерно 70 мас. % в расчете на массу перлита и гидравлического цемента и где гидравлический цемент присутствует в количестве от примерно 30 мас. % до примерно 50 мас. % в расчете на массу перлита и гидравлического цемента. Изобретение также относится к композиции для ускорения роста прочности цементирующей композиции. 3 п. и 22 з.п. ф-лы, 9 табл., 9 пр.

Группа изобретений относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способу и системе проведения водоизоляционных работ в скважине. Для этого применяется способ, содержащий этапы, на которых: подготавливают изолирующий состав в объеме, превышающем внутренний объем скважины от забоя до верхней границы интервала перфорации. Спускают колонну заливочных труб в скважину. Заливают изолирующий состав в скважину по меньшей мере до верхней границы интервала перфорации с продавкой в пласт. Извлекают колонну заливочных труб из скважины. Оставляют изолирующий состав на отверждение. После отверждения изолирующего состава производят разбуривание изолирующего состава и производят вскрытие пласта путем щадящей перфорации скважины в кровельной части пласта. Причем объем изолирующего состава определяют по приведенному математическому выражению. Техническим результатом является повышение эффективности и надежности проведения водоизоляционных работ в скважине. 2 н. и 29 з.п. ф-лы, 3 ил.

Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности, в частности к способам ликвидации негерметичности колонн нефтегазовых скважин, и может быть использовано для восстановления герметичности эксплуатационных колонн нефтегазовых скважин путем ликвидации межколонного и заколонного давления, источниками возникновения которого являются утечки газа по негерметичным резьбам указанных колонн и по микротрещинам цементного камня. Способ включает глушение скважины, установку в ней цементного моста, продувку скважины газообразным агентом до полной просушки труб в скважине и для поддержания в скважине давления газообразного агента, превышающего значение пластового давления не менее чем на 1,0 МПа. При этом газообразный агент выбран из группы газов: азот, выхлопные газы двигателя внутреннего сгорания, углекислый газ. Закачивают в затрубное пространство герметизирующий состав, представляющий собой смесь модифицированной эпоксидной смолы или модифицированной силиконовой смолы с отвердителем, от которого с помощью цементного моста защищают продуктивный пласт-коллектор для сохранения его фильтрационно-емкостных свойств. Осуществляют выдержку скважины в течение времени, необходимого для перемещения герметизирующего состава до забоя с последующей продувкой скважины выбранным ранее газообразным агентом до полного удаления излишков герметизирующего состава из затрубного пространства скважины. В технологическом отстое скважину выдерживают в течение по меньшей мере двух суток с последующим разбуриванием цементного моста, установкой эксплуатационного оборудования и освоением скважины. Техническим результатом является ликвидация негерметичности колонн нефтегазовых скважин, повышение надежности эксплуатации газовых скважин с использованием физико-химических методов воздействия, увеличение продолжительности действия герметизации неплотных соединений колонн и каналов в цементном камне. 7 ил., 4 табл.

Изобретение относится к способу цементирования в подземной формации, включающему: приготовление медленно застывающей цементной композиции, содержащей воду, пемзу, гашеную известь, диспергирующий агент и замедлитель схватывания, где замедлитель схватывания содержит производное фосфоновой кислоты, а диспергирующий агент содержит диспергирующий агент на основе поликарбоксилированного эфира; активацию медленно застывающей цементной композиции; введение медленно застывающей цементной композиции в подземную формацию; и предоставление возможности медленно застывающей цементной композиции схватиться в подземной формации. Изобретение также относится к медленно застывающей композиции, используемой в указанном способе цементирования. Изобретение развито в зависимых пунктах формулы изобретения. Технический результат - замедление сроков схватывания композиции, повышение её жизнеспособности. 3 н. и 18 з.п. ф-лы, 6 табл.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к ограничению водопритоков в добывающих скважинах, и может быть использовано для выравнивания профилей приемистости и изоляции промытых зон нагнетательных скважин. Техническим результатом является увеличение времени гелеобразования состава, что обеспечивает повышение эффективности и качества изоляции водопритока. Тампонажный состав для изоляции водопритоков в скважину, содержащий силикат натрия, этилацетат, воду и поверхностно-активное вещество - ПАВ, дополнительно содержит добавку - моноэтаноламин, а в качестве ПАВ - оксиэтилированный моноалкилфенол на основе тримеров пропилена при следующем соотношении ингредиентов, об. ч.: силикат натрия с рН 9,5-11,5 и силикатным модулем 3,5-5 100, вода 100, этилацетат 5-10, оксиэтилированный моноалкилфенол на основе тримеров пропилена 1, моноэтаноламин 0,8-1,2. 1 табл.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано при проведении ремонтно-восстановительных работ для крепления слабосцементированных пород и призабойной зоны пескопроявляющих скважин. Способ крепления призабойной зоны пласта и изоляции притока пластовых вод включает закачку гомогенного отверждаемого полимерного состава на основе 50,0-70,0 мас.% карбамидной смолы, 0,1,0-7,0 мас.% хлористого аммония, 0,1-5,0 мас.% нитрита натрия и воды в слабосцементированные участки пласта в количестве 0,5 порового объема закрепляемой породы. Продавливают состав одним поровым объемом гидрофобной жидкости. Осуществляют выдержку на реагирование и отверждение в течение суток. При этом отверждаемый полимерный состав дополнительно содержит 10,0-30,0 мас.% ацетонформальдегидной смолы и 5,0-20,0 мас.% изопропанола. Техническим результатом является расширение области применения полимерного состава и улучшение его технологичности. 3 табл.

Изобретение относится к нефтегазовой отрасли, в частности к области бурения нефтяных и газовых скважин, и может быть использовано для крепления нефтяных и газовых скважин и боковых стволов с горизонтальными и наклонными участками в условиях нормальных температур. Технический результат - повышение качества крепления скважин и боковых стволов. Тампонажный состав в качестве алюминатного вяжущего содержит глиноземистый цемент и дополнительно содержит кварцевый песок, негашеную известь, суперпластификатор С-3, реагент-стабилизатор и понизитель водоотдачи - 1%-ный раствор гидроксиэтилцеллюлозы, пеногаситель Пента-465 и воду при следующем соотношении компонентов, мас.ч.: портландцемент - 55-65, глиноземистый цемент - 10-20, известь негашеная - 5-10, песок кварцевый - 15-20, указанный суперпластификатор - 1-1,3, гидроксиэтилцеллюлоза - 0,2-0,3, указанный пеногаситель - 0,05-0,1, вода - остальное. 1 табл., 6 пр.
Изобретение относится к строительству скважин и может найти применение при бурении скважины через зоны поглощения промывочной жидкости. Техническим результатом является изоляция широкого интервала поглощения. При строительстве скважины бурят скважину со вскрытием интервала поглощения. Способ изоляции зоны поглощения включает спуск в скважину колонны бурильных труб с открытым концом, не доходя до забоя, промывку забоя, перекрытие затрубного пространства. В колонну бурильных труб заливают глинистый раствор плотностью 1,12-1,16 г/см3 с наполнителем в виде улюка и кордного волокна 10-30% от объема раствора, буферную жидкость, гельцемента в виде смеси цемента с 7-9% глинопорошка, затворенного на технической воде с добавлением 1,5-2,5% хлорида кальция, и техническую воду. Открывают затрубное пространство. По колонне бурильных труб производят заливку технической воды частично с вращением и частично с расхаживанием колонны бурильных труб. При этом не допускают погружения колонны бурильных труб ниже начально установленной глубины конца. Поднимают колонну бурильных труб на глубину выше уровня залитых объемов и вымывают остатки цементного раствора из колонны бурильных труб. Закрывают затрубное пространство. По колонне бурильных труб продавливают техническую воду. Проводят технологическую выдержку для схватывания и твердения цемента. Спускают открытый конец колонны бурильных труб и нащупывают голову цементного моста. Повторяют операции на новой глубине столько раз, сколько достаточно для создания общего цементного моста не менее интервала зоны поглощения. Поднимают из скважины колонну бурильных труб. Разбуривают цементный мост, добуривают скважину до проектной глубины, обсаживают и цементируют затрубное пространство.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к ликвидации межколонных газопроявлений в нефтегазовых скважинах, расположенных в высокольдистых многолетнемерзлых породах (ММП). Состав для ликвидации межколонных газопроявлений в газовой скважине, расположенной в высокольдистых ММП включает, мас.%: высоковязкую карбоксиметилцеллюлозу (КМЦ) 12,0-17,0, бентонитовую глину - 8,0-15,0; асбестовую крошку - 13,0-20,0, водометанольный раствор, взятый при соотношении 70:30 - остальное. Обеспечивается повышение эффективности ликвидации межколонных газопроявлений. 1 табл.

Изобретение относится к области нефтедобычи, в частности к технологическим составам, используемым при заканчивании, освоении, капитальном и текущем ремонте скважин для временной изоляции продуктивных пластов в процессе глушения скважин с нормальными и аномально низкими пластовыми давлениями. Технический результат - повышение технологичности использования состава за счет оптимизации времени формирования геля, повышения структурно-механических и изолирующих свойств, уменьшения негативного воздействия фильтрата на продуктивный пласт за счет снижения показателя фильтрации, регулируемого времени разрушения состава. Вязкоупругий состав (ВУС) включает в себя водный раствор полимера полисахаридной природы, карбамид и карбонат кальция - в качестве активаторов сшивки полимера, сшивающий агент - для образования межмолекулярной пространственной структуры, деструктор - для саморазрушения геля через заданный промежуток времени, водорастворимую соль одновалентного металла, для увеличения плотности состава, при следующем соотношении компонентов, масс. %: биополимер (ксантановая камедь) - 0,8-1,3; карбамид (мочевина) - 0,4-0,6; карбонат кальция (мраморная крошка) - 1,4-2,3; хром укскуснокислый, водный раствор - 0,4-0,7; аммоний надсернокислый - 0,025-0,125; пресная техническая вода или раствор соли одновалентного металла (натрий, калий) требуемой плотности - остальное. 3 табл. .
Наверх