Амины гликолевых эфиров для использования в качестве агентов предотвращения диспергирования сланцевых и глинистых пород для буровой промышленности



Амины гликолевых эфиров для использования в качестве агентов предотвращения диспергирования сланцевых и глинистых пород для буровой промышленности
Амины гликолевых эфиров для использования в качестве агентов предотвращения диспергирования сланцевых и глинистых пород для буровой промышленности
Амины гликолевых эфиров для использования в качестве агентов предотвращения диспергирования сланцевых и глинистых пород для буровой промышленности

 


Владельцы патента RU 2601636:

ДАУ ГЛОБАЛ ТЕКНОЛОДЖИЗ ЭлЭлСи (US)

Группа изобретений относится к буровой промышленности. Технический результат - эффективное ингибирование нестабильного состояния глины. В способе снижения реакционной способности глин и сланцевой породы при проведении буровых работ используют буровой раствор на водной основе, содержащий агент ингибирования гидратации сланцевой породы, выбранный из группы, состоящей из: 2-этокси-1-аминоэтана, 2-пропокси-1-аминоэтана, 2-бутокси-1-аминоэтана, 1-этокси-2-аминопропана, 1-пропокси-2-аминопропана или 1-бутокси-2-аминопропана, причем агент ингибирования гидратации сланцевой породы присутствует в концентрации, достаточной для снижения реакционной способности глины или сланцевой породы, от 2,85 кг/м3. 2 н. и 4 з.п. ф-лы, 2 табл.

 

ОБЛАСТЬ ТЕХНИКИ, К КОТОРОЙ ОТНОСИТСЯ ИЗОБРЕТЕНИЕ

Настоящее изобретение относится к агентам ингибирования гидратации глинистых пород для буровой промышленности, в частности, аминные соединения гликолевых эфиров, которые являются эффективными при снижении реакционной способности, например при ингибировании набухания глин и сланцевых пород, которые вступают в контакт с жидкими текучими средами, используемыми при бурении и строительстве нефтяных и газовых скважин для нефтяной промышленности.

УРОВЕНЬ ТЕХНИКИ

При вращательном бурении скважин буровой раствор циркулирует внутри всей подземной скважины для уноса срезов породы от бурового долота и перемещения данных срезов породы на поверхность.

Одновременно с этим, буровой раствор охлаждает и очищает буровое долото, а также снижает трение между колонной бурильных труб и пробуриваемым отверстием, а также стабилизирует не обсаженные участки скважины. Обычно буровые растворы образуют характеризующуюся низкой проницаемостью фильтрационную корку с целью герметизации какой-либо проницаемости, связанной с окружающими геологическими формациями.

Буровые растворы могут быть классифицированы в соответствии с их жидкотекучей основой: текучие среды на основе масел с твердыми частицами, взвешенными в масляной непрерывной фазе, а также, по возможности, вода или солевой раствор могут быть эмульгированными в масле. В качестве альтернативы, текучие среды на водной основе содержат в своем составе твердые частицы, взвешенные в воде или солевом растворе. Могут быть добавлены различные твердые вещества, преднамеренно или нет, в буровые растворы на водной основе: а) органические полимеры или глины, используемые для придания вязкости и фильтрационных свойств; b) нерастворимые неорганические минералы для увеличения плотности текучей среды, а также с целью способствовать снижению фильтрационных потерь текучей среды; c) растворимые соли, используемые для повышения плотности бурового раствора; и d) в процессе проведения бурильных работ твердые частицы формаций могут быть диспергированы в среде бурового раствора.

Твердые частицы формаций, которые переходят в диспергированное состояние в среде бурового раствора, включают в себя срезы породы от буровых работ, частицы почвы и твердые частицы из окружающих нестабильных формаций. В случае, когда внутри формаций образуются твердые вещества, которые являются глинистыми минералами, которые являются реакционноспособными, например, набухают, подвергаются диспергированию, способны к миграции или подвержены обусловленной действием набухания миграции, это может приводить к нарушениям, связанным с продолжительностью бурения и к росту издержек.

Глины, как правило, состоят из листов или слоев алюмосиликатных минералов, характеризующихся наличием на поверхности открытых гидроксильных групп. Базисная плоскость поверхности глины является отрицательно заряженной, и катионы легко адсорбируются на поверхности. Данные катионы могут являться взаимозаменяемыми. Замещение в структуре глины и наличие взаимозаменяемых катионов оказывает влияние на склонность глины к набуханию в воде. Например, поверхностная гидратация придает способность к набуханию, когда молекулы воды адсорбируются на поверхностях глины. Многочисленные типы глин способны набухать подобным образом.

Другой тип набухания носит название осмотического набухания, в случае, когда концентрация ионов в прослойке обуславливает выщелачивание воды между единичными слоями глины, приводя к набуханию глины. Лишь некоторые глины способны претерпевать осмотическое набухание. Все виды нестабильности глин и сланцевых пород, такие как утолщение, могут становиться причинами ряда проблем. Например, вероятность проскальзывания между колонной бурильных труб и стенками ствола скважины может быть увеличена. Это может приводить к приостановке циркуляции текучей среды и прихватыванию колонны бурильных труб и бурового долота.

Это является причиной того, почему разработка эффективных ингибиторов нестабильного состояния глины представляется важной задачей для нефтегазодобывающей промышленности. Настоящее изобретение способствует разрешению данных затруднений.

Известны многочисленные типы ингибиторов диспергирования глины, в том числе использование неорганических солей, таких как хлорид калия. Были поданы многочисленные патентные заявки, в которых описываются методы или продукты, которые могут быть использованы для ингибирования процесса набухания глин. Без полного обобщения патентной литературы, и в качестве примера, могут быть приведены ингибиторные композиции на основе: а) неорганических фосфатов, описываемых в патентной заявке с номером с номером USP 4605068; б) полиалкоксидиаминов и их солей, в патентной заявке с номером с номером USP 6484821; в патентной заявке с номером с номером USP 6609578; в патентной заявке с номером с номером USP 6247543; и патентном документе с номером US 2003/0106718; с) производных холина, описываемых в патентной заявке с номером USP 5908814; d) олигометилендиаминов и их солей, в патентной заявке с номером USP 5771971 и патентном документе с номером US Publication No. 2002/0155956; е) продукта присоединения карбоксиметилцеллюлозы и органического амина, в патентном документе с номером WO 2006/013595; f) 1,2-циклогександиамина и/или их солей, в патентном документе с номером WO 2006/013597; g) солей сложных эфиров фосфорной кислоты и оксиалкилированных полиолов, в патентном документе с номером WO 2006/013596; h) комбинации частично гидролизованного акрилового сополимера, хлорида калия и полианионной целлюлозы, в патентной заявке с номером USP 4664818 (Halliday William S., и соавторами); i) соединений четвертичного аммония, в патентной заявке с номером USP 5197544; j) полимеров на основе диалкиламиноалкилметакрилата, в патентной заявке с номером USP 7091159; k) водных растворов, содержащих полимер с гидрофильными и гидрофобными функциональными группами, в патентной заявке с номером USP 5728653; и l) продуктов реакции полигидроксиалканов и алкиленоксида, в патентной заявке с номером USP 6544933.

СУЩНОСТЬ ИЗОБРЕТЕНИЯ

Настоящее изобретение представляет собой композицию бурового раствора на водной основе и способ использования указываемой композиции бурового раствора на водной основе для снижения реакционной способности, такой как набухания глин и сланцевых пород, в процессе проведения буровых работ, в котором буровой раствор на водной основе включает в свой состав непрерывную фазу на водной основе, реакционноспособный глиняный или сланцевый материал и соединение амина гликолевого эфира, описываемого следующей формулой:

где,

R представляет собой водород или алкильную группу, содержащую в интервале 1-12 атомов углерода, предпочтительно являющуюся метилом,

R1 представляет собой алкиленовую группу, содержащую в интервале 1-12 атомов углерода,

и

R2 представляет собой алкильную группу, содержащую в интервале 1-12 атомов углерода,

предпочтительно, R1 представляет собой алкиленовую группу, содержащую в интервале 1-3 атома углерода, более предпочтительно R1 представляет собой метилен или этилен, и предпочтительно, R2 представляет собой алкильную группу, содержащую в интервале 1-6 атомов углерода, более предпочтительно R2 представляет собой алкильную группу, содержащую в интервале 1-4 атома углерода, и, более предпочтительно, R2 представляет собой метил, этил, н-пропил, изопропил или н-бутил. Предпочтительно, соединением для ингибирования гидратации сланцевых пород согласно настоящему изобретению является 2-метокси-1-аминоэтан, 2-этокси-1-аминоэтан, 2-пропокси-1-аминоэтан, 2-бутокси-1-аминоэтан, 1-метокси-2-аминопропан, 1-этокси-2-аминопропан, 1-пропокси-2-аминопропан или 1-бутокси-2-аминопропан.

Буровой раствор на водной основе, описываемый выше в контексте данного изобретения, может необязательно дополнительно содержать один или более агентов понижения водоотдачи, утяжеляющий материал, агент повышения вязкости, диспергатор, смазывающие вещества, ингибитор коррозии, пеногаситель, соли, или поверхностно-активные вещества.

Водная фаза бурового раствора на водной основе, описываемого выше в контексте данного изобретения, предпочтительно представляет собой пресную воду, морскую воду, солевой раствор, смеси воды и водорастворимых органических соединений, или их смеси.

ПОДРОБНОЕ ОПИСАНИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯ

Настоящее изобретение относится к буровому раствору на водной основе для использования в буровых скважинах, прокладываемых через формации, содержащие глину или сланцевые породы, которые являются нестабильными (которые иногда называют реакционноспособным глиняным или сланцевым материалом) и, например, способны набухать в присутствии воды. Обычно буровой раствор согласно настоящему изобретению включает в свой состав агент ингибирования гидратации сланцевой породы и непрерывную фазу на водной основе. Как раскрывается в приводимом ниже описании, буровые растворы согласно настоящему изобретению могут также включать в свой состав дополнительные компоненты, такие как утяжеляющий материал, агент понижения водоотдачи, кальматант, смазывающие вещества, агенты препятствующие образованию сальников на долоте, агенты ингибирования коррозии, соли, поверхностно-активные вещества и суспендирующие агенты и т.п., которые могут быть добавлены в состав бурового раствора на водной основе.

При бурении скважин, буровой раствор циркулирует вниз по бурильной колонне, через буровую колонну и обратно на поверхность для восстановления и повторного использования. Буровой раствор суспендирует вырубки от буровых работ, которые появляются в результате процесса бурения, и уносят вырубки на поверхность. В то же время, буровой раствор охлаждает и очищает буровое долото, снижая трение между бурильной колонной и стенками скважины, и стабилизирует секции скважины, которые предрасположены к обрушению.

Как правило, буровые растворы образуют фильтрационную корку, характеризующуюся низкой проницаемостью, которая препятствует возникновению утечки в окружающие геологические формации и позволяет избегать чрезмерных потерь жидкой фазы самого бурового раствора. Буровые растворы могут быть классифицированы в соответствии с характером их непрерывной жидкой фазы. Существуют буровые растворы на масляной основе, которые иногда называют буровыми растворами на масляной основе (БРМО), в которых твердые частицы взвешены в непрерывной масляной фазе и, необязательно, в водной фазе или фазе солевого раствора, эмульгированных в масляной фазе. Альтернативным образом, буровые растворы на водной основе, которые иногда называют БРВО, содержат твердые частицы, взвешенные в воде или солевом растворе или в растворах силикатов.

Различные химические вещества могут быть добавлены, преднамеренно либо нет, в состав буровых растворов на водной основе: А) органические полимеры или глины, используемые для придания вязкости и снижение потерь текучей среды; B) нерастворимые неорганические минералы для увеличения плотности жидкотекучей среды; и/или C) твердые вещества, которые образуются в процессе бурения. Твердые вещества, которые могут быть диспергированы в текучей среде, включают в себя вырубки от буровых работ и возникающие из-за нестабильности окружающих геологических формаций.

В случае, когда буровые работы затрагивают набухающие или реакционноспособные глиноподобные материалы, они могут негативным образом сказываться на продолжительности бурения и приводить к увеличению издержек. Существуют различные виды глин и сланцевых пород, которые набухают, могут быть диспергированы и/или уносятся, и они могут вызывать многочисленные трудности в работе. Для целей данной заявки термин «глина» определяется как разновидность слоистых полисиликатных минералов, богатых кремнием и оксидами и гидроксидами алюминия, которые включают в свой состав различные количества структурированной воды, в качестве иллюстрации, включая в себя каолинит, бентонит, диккит, галлуазит, хризотил, лизардит, амезит, тальк, монтмориллонит, бейделлит, сапонит, гекторит, сауконит, вермикулит, мусковит, парагонит, флогопит, биотит, лепидолит, маргарит, клинтонит, анандит, донбассит, кукеит, судоит, клиноклилор, шамозит, нимит, гидроталькит, мейкснерит, стевенсит, нонтронит, накрит, гидробиотит, глауконит, иллит, брамаллит; хлорит, аттапульгит и сепиолит. Основное содержание глин в формациях может состоять, главным образом, из одного вида глинистого минерала, или из нескольких видов, в том числе глин со смешанным типом слоев.

Также, для целей данной заявки термин «сланцевая порода» определяется для обозначения мелкозернистых осадочных пород, образуемых консолидацией глины, ила или почв. Они характеризуются тонкой слоистой структурой, которая обуславливает появление трещин, располагающихся параллельно наслоениям, вдоль которых порода может легко разрушаться. В контексте данного описания, термин «сланцевая порода» также определяется, как обозначающий материалы, которые способны «набухать» или увеличиваться в объеме, или подвергаться диспергированию, или мигрируют в случае, когда подвергаются воздействию воды. Реакционноспособные сланцевые породы могут становиться проблемой в процессе проведения бурильных работ, по причине, среди прочего, их склонности к разложению, в случае воздействия водных сред, таких как бурильные растворы на водной основе. Данное разложение, одним из примеров которого является набухание, может в результате приводить к нежелательным последствиям для бурения и к нежелательным взаимодействиям с буровым раствором. Например, разложение сланцевых пород может препятствовать попыткам сохранения целостности вырубков от буровых работ, перемещающихся до ствола скважины до момента, пока вырубки от буровых работ не могут быть удалены оборудованием контроля твердой фазы, находящимся на поверхности.

Также, для целей данной заявки термин «агент предотвращения диспергирования сланцевых пород» относится к агенту, который положительным образом влияет (например, снижает) реакционную способность реакционноспособной глины или сланцевой породы путем снижения степени чего-то одного или более из степени набухания, диспергирования, миграции, индуцируемой набуханием миграции, и тому подобного в присутствии воды.

Набухание увеличивает трение между бурильной колонной и стенками скважины, обуславливает фильтрационные потери бурильного раствора и возникновение слипания между бурильной колонной и стенками скважины. Прочие формы нестабильности сланцевой породы, такие как диспергирование, миграция, индуцируемая набуханием миграция и т.п., в дальнейшем отрицательно воздействуют на проведение бурильных работ. По данной причине, разработка ингибиторов набухания глин и сланцевой породы имеет важное значение для нефтяной и газовой промышленности. Изобретение работает в данном направлении с целью решения данных технических проблем.

На настоящий момент обнаружено, что агент ингибирования гидратации сланцевой породы согласно настоящему изобретению оказывает положительное воздействие на реакционную способность глины и/или сланцевой породы. Буровые растворы на водной основе, содержащие в своем составе агент ингибирования гидратации сланцевой породы согласно настоящему изобретению, как было выявлено, являются превосходными ингибиторами гидратации сланцевой породы для нефтяной промышленности, будучи в состоянии эффективным образом ингибировать набухание глины и сланцевой породы в процессе бурения и внутри подземных формаций.

Агенты ингибирования гидратации сланцевой породы согласно настоящему изобретению представляют собой соединения типа амина гликолевого эфира, описываемые структурной формулой:

в которой

R представляет собой водород или алкильную группу, содержащую в интервале 1-12 атомов углерода, предпочтительно метил,

R1 представляет собой алкиленовую группу, содержащую в интервале 1-12 атомов углерода,

и

R2 представляет собой алкильную группу, содержащую в интервале 1-12 атомов углерода,

предпочтительно, R1 представляет собой алкиленовую группу, содержащую в интервале 1-3 атомов углерода, более предпочтительно, R1 представляет собой метилен или этилен, и предпочтительно, R2 представляет собой алкильную группу, содержащую в интервале 1-6 атомов углерода, более предпочтительно, R2 представляет собой алкильную группу, содержащую в интервале 1-4 атомов углерода, и более предпочтительно, R2 представляет собой метил, этил, н-пропил, изопропил или н-бутил.

Предпочтительно, соединение ингибирования гидратации сланцевой породы согласно настоящему изобретению представляет собой 2-метокси-1-аминоэтан, 2-этокси-1-аминоэтан, 2-пропокси-1-аминоэтан, 2-бутокси-1-аминоэтан, 1-метокси-2-аминопропан, 1-этокси-2-аминопропан, 1-пропокси-2-аминопропан или 1-бутокси-2-аминопропан.

Агент ингибирования гидратации сланцевой породы должен присутствовать в концентрации, достаточной для снижения чего-либо одного, или как набухания, вызываемого поверхностной гидратацией, так и/или набухания, вызываемого проявлением осмотических эффектов, глины или сланцевой породы. Точное количество агента ингибирования гидратации сланцевой породы, присутствующего в составе конкретной композиции бурового раствора, может быть определено путем проведения испытаний методом проб и ошибок над комбинациями бурового раствора и испытуемой сланцевой формации. В общем случае, однако, агент ингибирования гидратации сланцевой породы согласно настоящему изобретению может быть использован в составе буровых растворов в концентрационном диапазоне приблизительно 119,8 - приблизительно 2156,9 грамм на литр (г/л) (1-18 фунтов на барель (Ibs/bbl или ppb)) и, более предпочтительно, в концентрационном диапазоне приблизительно 239,7 - приблизительно 1437,9 грамм на литр бурового раствора (2-12 фунтов на барель).

Буровой раствор на водной основе содержит непрерывную фазу на водной основе и может содержать одну или более из обычно используемых добавок, хорошо известных специалистам в данной области техники, таких как агенты понижения водоотдачи, утяжеляющие материалы, загустители, диспергаторы, смазывающие вещества, ингибиторы коррозии, пеногасители и поверхностно-активные вещества; последовательность, в которой добавки и ингибиторы диспергирования глины согласно изобретению вводятся в почву, не имеет критического значения. Агенты понижения водоотдачи, которые могут быть использованы, представляют собой органические полимеры, крахмалы и их смеси. Утяжеляющие материалы, которые могут быть использованы, могут быть выбраны из: барита, гематита, оксида железа, карбоната кальция, карбоната магния, магнийорганических и неорганических солей, хлорида кальция, бромида кальция, хлорида магния, галогенидов цинка, формиатов щелочных металлов, нитратов щелочных металлов и их комбинаций.

Непрерывная фаза на водной основе, в общем случае, может представлять собой любую жидкотекучую фазу на водной основе, которая является совместимой с рецептурой бурового раствора и совместимой с агентами ингибирования гидратации сланцевой породы, описание которых приводится в данном документе. В одном предпочтительном варианте осуществления, непрерывную фазу на водной основе выбирают из: пресной воды, морской воды, насыщенного солевого раствора, смеси воды и водорастворимых органических соединений и их смесей. Количество непрерывной фазы на водной основе должно быть достаточным для образования бурового раствора на водной основе. Это количество может составлять в диапазоне приблизительно 100 процентов от бурового раствора - менее чем 30 процентов от количества бурового раствора по объему. Предпочтительным образом, непрерывная фаза на водной основе составляет в интервале приблизительно 95 процентов - приблизительно 30 процентов от объема и, предпочтительно, в интервале приблизительно 90 процентов - приблизительно 40 процентов от объема бурового раствора.

ПРИМЕРЫ

ИЗГОТОВЛЕНИЕ АМИНОВ ГЛИКОЛЕВОГО ЭФИРА

Катализатор восстановительного аминирования

Раствор, содержащий 236 г Ni Ni(NO3)2 6 Η20, 69 г Co(NO3)2 6H2О, 51 г Cu(NO3)2 2,5 H2О, 20,4 г NH4ReO4, и 59 г H33, готовят в 700 мл кипящей деионизированной воды. Данный кипящий раствор выливают в 1 л химический стакан, содержащий 150 г носителя катализатора (сферообразный носитель диметром 1,59 мм (1/16′′), выполненный из оксида алюминия, коммерчески доступный от компании UOP под торговым названием SAB-17). Данную смесь тщательным образом перемешивают для обеспечения полного и равномерного смачивания носителя. Импрегнированный носитель высушивают в тигле при температуре 120°С в течение 3 часов при частом помешивании, и затем прокаливают при 300°С в воздушной печи в течение 3 часов, прежде чем оставить на хранение при 120°C в печи до его активации.

NiCoCuReB-катализатор, изготавливаемый подобным образом, восстанавливается в камере активации. Температура в камере медленно повышается до 350°С в течение двух часов, при этом поток чистого газообразного водорода протекает через камеру при температуре приблизительно 30 мл/мин. Процесс активации продолжают в течение 4 часов после того как температура достигает 350°С. Затем нагрев отключают, но поток водорода поддерживается до тех пор, пока камера не остывает до комнатной температуры. Активированный (пирофорный) катализатор осторожно переносят в бутылку в заполненном азотом сухом боксе и хранят в ней до момента использования. Получаемый катализатор характеризуется величиной общей загрузки по металлу, составляющей 40 процентов по весу. Он характеризуется весовым соотношением металлов Ni/Co/Cu/Re/B, составляющим 48/14/14/14/10, и как весовое соотношение Ni/Co, так и весовое соотношение Ni/Cu составляют 3,4.

Катализатор загружают в реактор внутри заполненного азотом сухого бокса (содержание кислорода составляет <10 ч/млн) для предотвращения дезактивации. Понизитель теплопроводности на основе керамических сфер (диаметром 318 мм (1/8′′) закладывается уровнем выше и ниже катализатора, таким образом, чтобы слой катализатора был размещен в зоне реактора с постоянной температурой.

Восстановительное аминирование гликолевого эфира

Система непрерывного реактора идеального вытеснения используется для проведения всех восстановительных реакций аминирования. Система непрерывной подачи шприцевым инфузионным насосом модели 500D производства компании ISCO (максимальное давление = 28,86 Мпа (3750 psi)) с уплотнениями марки TEFLON используется для подачи гликольэфирного растворителя. Вторая система со шприцевым инфузионным насосом модели 500D используется для подачи аммиака при постоянной скорости потока. Регулятор массового расхода модели 5850TR производства компании Brooks (максимальное давление = 31,03 Мпа (4500 psi)) в сочетании с устройством цифровой индикации модели 5896 используется для регулирования потока водорода, исходящего из баллона на 41,37 Мпа (6000 psig). Регулятор перепада давления (ΔΡ=0,345 Мпа (50 psig) от компании Veriflo используется для регулирования перепада давления на вход/на выходе из воспринимающего давления расходомера. Три потока поступающего материала объединяют и подают через предварительный спиралевидный нагреватель (3,2 мм внешний диаметр (1/8′′ O.D.), насосно-компрессорные трубы из нержавеющей 316 стали, 4,57 метров совокупной длины (15 feet) в трубчатый реактор с уплотненным слоем. Данный выполненный из нержавеющей 316 стали реактор по типу проточного реактора Кюнцля (318 мм (1,25′′ I.D.) внутренний диаметр, вместимостью 250 мл), выполненный компанией Autoclave Engineers, рассчитан на 65,5 Мпа (9500 psi)/260°С (500°F), и несет 200 мл катализатора. Термопара диаметром 1,6 мм (1/6′′), проведенная через верхнюю часть реактора к центральной точке слоя катализатора, используется для мониторинга температуры катализатора. Не заполненный катализатором объем реактора заполнен стекловатой. Давление в реакторе поддерживается с помощью клапана регулирования противодавления (КРПД, максимальное давление = 41,37 Мпа (6000 psi)), изготовленного в компании TESCOM Corporation. Выходящий из КРПД, раствор продукта собирают в приемной бутыли для образца.

Система непрерывного реактора идеального вытеснения оснащена несколькими функциями автоматического отключения для обеспечения круглосуточного функционирования в автоматическом режиме. Регулирующее устройство реактора снабжено чувствительным элементом для отключения при высоких температурах и оба инфузионных питательных насоса производства компании ISCO снабжены функцией регулирования по пороговому высокому давлению. Линия подачи водорода блокируется исполняющим устройством, приводимым в действие двумя электрическими электромагнитными клапанами в случае, когда чувствительный элемент высокого давления или высокотемпературный чувствительный элемент детектирует какое-либо превышающее критический предел значение давления или температуры в реакторе, соответственно.

Аминированные гликолевые эфиры изолируют как сырые реакционные смеси, содержащие остаточный аммиак, воду и некоторое количество исходного материала гликолевого эфира. Аммиак удаляют либо барботированием азота через сырые реакционные смеси или с помощью использования испарителя при низком давлении (т.е. ротационного выпаривающего аппарата Бюхи). Дальнейшая очистка продуктов достигается путем перегонки.

Характерные условия проведения реакции.

Условиями функционирования реактора, используемого для проведения восстановительного аминирования гликолевых эфиров, являются:

Температура в реакторе = 170-215°С

Давление в реакторе = 1200 psig (8,274 кПа).

Скорость подачи растворителя на основе гликолевого эфира = 0,5-1,5 мл/мин.

Часовая объемная скорость подачи жидкотекучей среды (LHSV) = 0,15-0,45.

Мольное отношение NH3/OH = 20-25.

Уровень содержания водорода = 3-5 мольных процентов.

Очистка

Для очистки, 1-метокси-2-аминопропан обрабатывают, сперва, гранулами NaOH для создания отдельного слоя воды, который декантируют перед перегонкой с целью улучшения восстановления. Анализ степени чистоты проводят кислотным титрованием, водным титрованием по Карлу-Фишеру, методом газовой хроматографии и спектроскопии ядерного магнитного резонанса.

Основная часть воды в составе 1-метокси-2-аминопропана удаляется путем добавления гранул NaOH, которые индуцируют образование водного каустического слоя. В рамках типичного эксперимента, 2000 г 1-метокси-2-аминопропана добавляют в 3 л трехгорлую колбу в форме с удлиненной нижней частью и снабженную верхнеприводной мешалкой и нижним запорным краном. Включается мешалка и 273 г гранул NaOH по одной ложке в колбу в количестве, которое приводит приблизительно к 12 весовой процентной концентрации NaOH в составе объединенной 1-метокси-2-аминопропановой/NaOH смеси. Смесь перемешивают на протяжении ночи в течение, минимум, 12 часов. Перемешивание прекращают и позволяют фазам разделиться. Нижний «слой воды», содержащий приблизительно 31 весовых процентов NaOH, отделяют от верхнего «органического слоя», содержащего 1-метокси-2-аминопропан. Получаемый 1-метокси-2-аминопропан содержит приблизительно 5 весовых процентов воды.

2-бутокси-1-аминоэтан и 1-бутокси-2-аминопропан не осушают с помощью упоминаемого выше метода.

Амины гликолевых эфиров перегоняют либо в 1,83-метровой стеклянной колонне с внутренним диаметром 38 миллиметров, или 0,61-метровой стеклянной колонне с внутренним диаметром 25 миллиметров, приводимыми в Таблице 1. Обе колонны оснащаются верхними разделителями для дистиллята и заполняются 6-миллиметровыми керамическими седельными элементами и, за исключением разницы в габаритах, являются идентичными по своей форме и функциональности. Амин гликолевого эфира загружают в колбы соответствующего объема для количества доступного материала и которые прикрепляются к нижней части ректификационной колонны. Для случая 2-бутокси-1-аминоэтана и 1-бутокси-2-аминопропана, колонны продувают азотом, помещают в вакуум, а затем нагревают, 1-метокси-2-аминопропан продувают азотом, но перегоняют при атмосферном давлении. Легколетящие фракции уносятся вверх по установке в первую очередь, за которыми следует желаемый амин гликолевого эфира. Образцы перегоняют до достижения такого уровня образца в кубовом остатке колбы, который более является недостаточным для обеспечения адекватным образом должного охвата встраиваемой термопары. Фракции регулярно отбираются, анализируются и объединяются на основании степени их чистоты. Информация о параметрах процесса дистилляции приводится в Таблице 1.

Тройной анализ 0,15 г аликвот (очищенного) амина гликолевого эфира, разбавленного 60 мл деионизованной воды, проводится с использованием титратора модели DL67 производства компании Mettler Toledo, оснащенного чувствительным элементом DG115-SC и стандартизированного 0,1 М титранта HCl. Стандартизация титранта HCl выполняется путем титрования известного количества гидрофталата калия раствором NaOH, а затем с помощью стандартизированного раствора NaOH для титрования HCl.

Степень чистоты аминированного гликолевого эфира определяется с использованием следующей формулы и приводится в Таблице 1.

Таблица 1
Амин гликолевого эфира Колонна, М (fl) Давление, кПа(mmHg) Коэффициент дефлегмации Орошающая фракция/фракция продукта Степень чистоты, %
2-бутокси-1-аминоэтан 1,83(6) 6,13(46) 10/1 98,8
1-метокси-2-аминопропан 1,83(6) 98,95(742) 10/1 97,4
1-бутокси-2-аминопропан 0,61(2) 4,66(35) 10/2 99,8
1-пропокси-2-аминопропан 96,1

Испытания на ингибирования сланцевых пород

Примеры в интервале 1-4 представляют собой ингибиторы диспергирования сланцевой породы на основе амина гликолевого эфира согласно настоящему изобретению, испытываемые на образце материала для приготовления бурового раствора, состоящего из свежей воды (348 мл), ксантанового полимера (0,0012 ч/млн (1,2 ppb)), полианионной целлюлозы (ПАЦ, 0,0015 ч/млн (1,5 parts per barrel)), некоторого количества гидроксида натрия для обеспечения уровня рН 10, 50 г вырубков Лондонской глиняной породы размером в интервале 2-4 мм (из обнаженных участков породы в Великобритании) и 350 мл воды для обеспечения одного эквивалент-барреля (т.е., 1 г на 350 мл = 1 фунт на баррель) от изначального количества почвы. 4 процента данного ингибитора диспергирования сланцевой породы на основе амина гликолевого эфира добавляют в приемную бутыль, содержащую образец материала для приготовления бурового раствора. Значения процентного содержания основаны на весе от общего количества композиции.

Испытание на остаточную массу вырубков породы

Приемные бутыли запечатывают и прокатывают при 85°С в течение 16 часов. После прокатывания, бутыли охлаждают до температуры окружающей среды (в интервале 20°С-25°С (68-77°F)), и вырубки породы осторожно опрокидывают на 2 мм сито и аккуратно промывают свежей водой. Вырубки породы промокают насухо и помещают в тарированные лодочки и измеряют массу во влажном состоянии («массовое содержание воды»). Вырубки породы затем сушат в течение ночи, и измеряют массу сухого остатка («остаточная масса»):

остаточная масса/массовое содержание воды × 100% = остаточное процентное содержание

Испытание на твердость вырубков породы

С использованием того же самого порядка действий, описываемого выше, но с использованием идентичного набора приемных бутылей, вырубки породы, изолированные непосредственно перед высушиванием в печи, переносят в прибор для измерения твердости, и величину крутящего момента (килограмм силы - сантиметр (кгс - см)), необходимую для выдавливания вырубков породы через небольшие отверстия, располагающиеся в нижней части испытательной камеры, записывают для каждого полного поворота. Использующийся прибор для измерения твердости является изготовленным по специальным техническим условиям, но подобные устройства являются хорошо известными, например, см.: авторы Aston, M.S.; Elliot, G.P. доклад Water-Based Glycol Drilling Muds: Shale Inhibition Mechanisms, Paper 28818; Представленный на конференции SPE European Petroleum Conference, Лондон, Октябрь 25-27, 1994, а также автор Patel, A.D. доклад Design and Development of Quaternary Amine Compounds: Shale Inhibition with Improved Environmental Profile, Paper 121737; Представленные на конференции SPE International Symposium on Oilfield Chemistry, Вудландс, Апрель 20-22, 2009. Максимальным показанием датчика прибора для измерения твердости является твердость 53,57 кгс - см. Значения твердости, приводимые в Таблице 2, представлены как максимальная достигаемая величина крутящего момента, и число оборотов, необходимое для достижения максимальной величины крутящего момента.

Ингибитор диспергирования сланцевой породы на основе амина гликолевого эфира, остаточная масса вырубков породы, эксплуатационные характеристики твердости и содержание воды приводятся в Таблице 2. Добавки, которые способны обеспечивать твердость сланцевой породы, и, таким образом, обеспечивать большую устойчивость к действию экструзии, являются предпочтительными. Большая величина остаточной массы означает, что ранее представленная сланцевая порода является в меньшей мере реакционноспособной (например, склонной к диспергированию) и в большей мере стабильной. Большая сопротивляемость, или величина остаточной массы, означает, что целостность или прочность сланцевой породы лучше сохраняются при контакте с буровым раствором. Содержание воды определяют путем сравнения веса влаги и веса сухого остатка.

Таблица 2
Пример Амин Гликолевого эфира % остаточной массы % воды Твердость, максимальный крутящий момент (кгс - см) × число оборотов (lbf-in)
1 2-бутокси-1-аминоэтан 75,4 39,6 33,93×5 (190×5)
2 1-метокси-2-аминопропан 52,2 40,2 19,64×4 (110×4)
3 1-бутокси-2-аминопропан 97,65 34,4 51,79*×3 (290*×3)
4 1-пропокси-2-аминопропан 98,2 32,8 53,57*×3 (300*×3)
*Максимальная достигаемая величина крутящего момента превышает верхний предел (в 53,57 кгс - см) прибора для измерения твердости.

1. Композиция бурового раствора на водной основе, содержащая:
i) непрерывную фазу на водной основе;
ii) реакционноспособный глинистый или сланцевый материал;
и
iii) агент ингибирования гидратации сланцевой породы, выбранный из группы, состоящей из: 2-этокси-1-аминоэтана, 2-пропокси-1-аминоэтана, 2-бутокси-1-аминоэтана, 1-этокси-2-аминопропана, 1-пропокси-2-аминопропана или 1-бутокси-2-аминопропана,
причем агент ингибирования гидратации сланцевой породы присутствует в концентрации, достаточной для снижения реакционной способности глины или сланцевой породы, в концентрации от 2,85 кг/м3 (от 1 до 18 фунтов на баррель или от 119,8 до 2156,9 г/л).

2. Композиция по п. 1, дополнительно содержащая один или более из: агента понижения водоотдачи, утяжеляющего материала, агента повышения вязкости, диспергатора, смазывающего вещества, ингибитора коррозии, пеногасителя или поверхностно-активного вещества.

3. Композиция по п. 1, в которой непрерывная фаза на водной основе представляет собой пресную воду, морскую воду, солевой раствор, смеси воды и водорастворимых органических соединений, или их смеси.

4. Способ снижения реакционной способности глин и сланцевой породы при проведении буровых работ, содержащий этапы использования бурового раствора на водной основе, содержащего агент ингибирования гидратации сланцевой породы, выбранный из группы, состоящей из: 2-этокси-1-аминоэтана, 2-пропокси-1-аминоэтана, 2-бутокси-1-аминоэтана, 1-этокси-2-аминопропана, 1-пропокси-2-аминопропана или 1-бутокси-2-аминопропана,
причем агент ингибирования гидратации сланцевой породы присутствует в концентрации, достаточной для снижения реакционной способности глины или сланцевой породы, в концентрации от 2,85 кг/м3 (от 1 до 18 фунтов на баррель или от 119,8 до 2156,9 г/л).

5. Способ по п. 4, дополнительно состоящий из одного или более из: агента понижения водоотдачи, утяжеляющего материала, агента повышения вязкости, диспергатора, смазывающего вещества, ингибитора коррозии, соли, пеногасителя или поверхностно-активного вещества.

6. Способ по п. 4, в котором непрерывная фаза на водной основе представляет собой пресную воду, морскую воду, насыщенный солевой раствор, смеси воды и водорастворимых органических соединений, или их смеси.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к бурению нефтяных и газовых скважин, а именно к безглинистым биополимерным буровым растворам, применяемым для вскрытия продуктивных пластов горизонтальных скважин и скважин с большим углом отклонения, представленных карбонатными и терригенными (песчаниками) коллекторами, а также для восстановления скважин бурением вторых стволов в различных гидрогеологических условиях.

Настоящее изобретение относится к получению расклинивающего агента, используемого при добыче углеводородов. Способ создания расклинивающего агента с частицами требуемых размеров, получаемого из шлама, извлеченного из скважины для добычи углеводородов, подвергнутой гидроразрыву, содержащий стадии: отделение воды от шлама с образованием потока мокрых твердых частиц и потока жидкости, смешивание потока мокрых твердых частиц с твердыми частицами с образованием загружаемого материала, расплавление загружаемого материала с получением материала расплавленного расклинивающего агента, резкое охлаждение расплавленного материала, измельчение охлажденного материала расклинивающего агента, сортировка частиц измельченного материала по размерам и смешивание частиц измельченного материала, не соответствующих установленным размерам, с загружаемым материалом.
Изобретение относится к составам для ингибирования образования газовых гидратов в различных углеводородсодержащих жидкостях и газах, содержащих гидратообразующие агенты и воду, и может быть использовано в процессах добычи, переработки и транспортировки углеводородного сырья для предотвращения образования газовых гидратов.

Настоящее изобретение относится к способам снижения потерь буровой жидкости и других жидкостей для подземного ремонта скважин в подземной формации во время бурения или сооружения буровых скважин в указанной формации.
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано для проведения ремонтно-изоляционных работ в нефтяных и газовых скважинах. Техническим результатом изобретения является повышения долговечности и надежности слоя тампонажного материала, образовавшегося после отверждения на поверхности стенок обрабатываемой скважины.

Изобретение относится к операциям обработки скважин с использованием реагентов. Композит для обработки скважин, содержащий реагент для обработки скважин и обожженный пористый оксид металла, где пористость и проницаемость обожженного пористого оксида металла является такой, что реагент для обработки скважин адсорбируется во внутрипоровых пространствах пористого оксида металла, и кроме того: площадь поверхности обожженного пористого оксида металла составляет от приблизительно 1 м2/г до приблизительно 10 м2/г, диаметр частиц 0,1 3 мм и объем пор указанного оксида металла от 0,01 до 0,10 см3/г.
Изобретение относится к способу цементирования, включающему: введение в ствол скважины способной к схватыванию композиции, содержащей размолотый невспученный перлит, портландцемент, перемолотый с пумицитом, и воду; и предоставление возможности способной к схватыванию композиции схватиться.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к составам, используемым в качестве технологических жидкостей для заканчивания и ремонта нефтяных и газовых скважин, и может быть использовано в условиях аномально высоких пластовых давлений для глушения и консервации скважин, для ликвидации межколонных давлений путем гидрозатвора при цементировании с недоподнятием цемента до устья для создания противодавления.

Изобретение относится к бурению нефтяных и газовых скважин, преимущественно к бурению в условиях высоких температур, неустойчивых глинистых пород и при вскрытии продуктивных пластов.

Предложение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности, к ремонтно-изоляционным работ в скважинах с применением тампонажных составов. Технический результат предложенного изобретения заключается в повышение эффективности ремонтно-изоляционных работ в скважине за счет использования тампонажного состава с более высокой герметизирующей способностью.

Использование: изобретение относится к способам ингибирования образования газовых гидратов в различных углеводородсодержащих жидкостях и газах, содержащих воду и гидратообразующие агенты, и может быть использовано в процессах добычи, переработки и транспортировки углеводородного сырья для предотвращения образования газовых гидратов. Сущность: углеводородсодержащее сырье, включающее воду и гидратообразующие компоненты, обрабатывают ингибитором, в качестве которого используют композицию, содержащую кинетический ингибитор, термодинамический ингибитор и синергетическую добавку, выбранную из группы, включающей четвертичные аммониевые соли, эфиры этиленгликоля общей формулы R1OCH2CH2OR2, где R1 - атом водорода или алкильный радикал, R2 - алкильный радикал, оксиэтилированные жирные спирты, оксипропилированные жирные спирты, полиэтиленоксид, полипропиленоксид, сополимеры этиленоксида и пропиленоксида или смесь указанных веществ при следующем соотношении компонентов, мас. %: кинетический ингибитор гидратообразования 2,0-8,0; термодинамический ингибитор гидратообразования 84,0-96,0; синергетическая добавка - остальное, до 100. Достигаемый технический результат заключается в более высокой, по сравнению с известным способом, ингибирующей способности описываемого способа. 4 пр.

Изобретение относится к добыче нефти и газа. Технический результат - нетоксичность, биоразлагаемость ингибитора глинистых сланцев. Гиперразветвленный полилизин применяют в развитии, эксплуатации и завершении подземных залежей минерального масла и природного газа и в глубоких скважинах, особенно в качестве ингибитора глинистых сланцев в основанных на воде буровых глинистых растворах, растворах, используемых при завершении скважины, или жидкостях для воздействия на пласт, степень разветвления полилизина составляет от 10 до 99.9%, предпочтительно от 20 до 99%, более предпочтительно от 20 до 95%, молекулярная масса полилизина находится в диапазоне 500-10000 г/моль, предпочтительно в диапазоне 750-7500 г/моль, более предпочтительно в диапазоне 750-5000 г/моль, и особенно в диапазоне 750-1500 г/моль. 4 з.п. ф-лы, 1 ил., 4 табл., 6 пр.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности при глушении нефтяных и газовых скважин. Технический результат изобретения заключается в разработке вязкоупругого состава для глушения нефтяных и газовых скважин, обеспечивающего сохранение фильтрационно-емкостных свойств пород-коллекторов, который способствует повышению эффективности глушения нефтяных и газовых скважин. Вязкоупругий состав для глушения нефтяных и газовых скважин содержит торф, щелочной модификатор, ингибитор, пеногаситель, полимер, утяжелитель и воду. Дополнительно содержит утяжелитель - барит, а в качестве понизителя водоотдачи и флоккулянта - карбоксиметилцеллюлозу (КМЦ) при следующем соотношении компонентов, %: торф 5-7, калийносодержащий щелочной модификатор 0,5-1,5, хлористый калий 1-3, полимер КМЦ 0,8-1,5, пеногаситель МАС-200М 1-3, утяжелитель 10-50, вода - остальное. 4 табл.

Изобретение относится к нефтегазовой промышленности, в частности к области в условиях соленосных отложений с присутствием сероводорода, а именно к сероводородостойким тампонажным растворам, используемым для крепления обсадных колонн, установки отсекающих мостов и создании флюидоупорных изоляционных покрышек. Технический результат - расширение технологических возможностей тампонажного раствора и области его применения путем повышения флюидоупорности и долговечности тампонажного камня при контакте с водой, нефтью, углекислым газом в условиях проявлений сероводорода. Тампонажный раствор включает хлористый кальций, хлористый барий, рассол хлористого магния, воду, микродур, суперпластификатор С-3, нитрилтриметиленфосфоновую кислоту (НТФ), силикат натрия, этилсиликат-40, поверхностно-активное вещество (ПАВ) - сульфанол, при следующем соотношении компонентов, масс.%.: хлористый кальций - 5,57-3,97, хлористый барий - 10,49-7,46, рассол хлористого магния (плотностью 1,32 г/см3) - 12,11-8,62, вода - 52,10-37,07, микродур - 10,14-36,06, суперпластификатор С-3 - 0,51-0,36, НТФ - 0,26-0,19, силикат натрия - 5,78-4,11, этилсиликат-40 - 2,53-1,80, ПАВ - сульфанол - 0,51-0,36. 1 табл.

Изобретение относится к нефтяной промышленности. Технический результат - повышение эффективности воздействия на пласт путем значительного снижения скорости реакции кислотного состава с породой пласта, увеличение охвата пласта обработкой, увеличение текущей нефтеотдачи пласта, исключение загрязнения призабойной зоны пласта. Состав для кислотной обработки призабойной зоны пласта включает, мас.%: ингибированную соляную кислоту 5,0-65,0; полимер ксантан 0,05-0,5; поверхностно-активное вещество - оксиэтилированный алкилфенол 0,05-1,0; стабилизатор железа - уксуснокислый аммоний 1,0-6,0; сульфаминовую кислоту 1,0-10,0; воду - остальное. 1 табл., 2 пр.

Изобретение относится к области нефтедобывающей промышленности, в частности к способам ограничения водопритока в скважину с использованием жидкого стекла, и может быть использовано для изоляции краевой или нагнетаемой системой поддержания пластового давления воды, а также ликвидации конуса обводнения. Технический результат изобретения заключается в повышении эффективности и увеличении продолжительности эффекта от ремонтно-изоляционных работ путем блокирования путей водопритока протяженным гидроизоляционным экраном, стойким к перепадам давления. Способ ремонтно-изоляционных работ в скважине включает закачивание в изолируемый интервал жидкого стекла и регулятора гелеобразования. Закачку осуществляют последовательно циклами, количество которых зависит от приемистости изолируемого интервала. В качестве жидкого стекла используют водный раствор жидкого стекла, разбавленного пресной водой в соотношении 1:2, в качестве регулятора гелеобразования используют водный раствор хлористого кальция концентрацией 30-35% и плотностью 1282-1337 кг/м3 или пластовую воду хлор-кальциевого типа, доведенную до плотности 1282-1337 кг/м3 добавлением порошка хлористого кальция, при следующем соотношении компонентов, об.ч.: водный раствор жидкого стекла 5,7-6,0, водный раствор хлористого кальция концентрацией 30-35% и плотностью 1282-1337 кг/м3 или пластовая вода хлор-кальциевого типа, доведенная до плотности 1282-1337 кг/м3 добавлением порошка хлористого кальция, 0,9-1,3. 2 табл.
Настоящее изобретение относится к схватываемой композиции с увеличенным временем сохранения прокачиваемости, содержащей гидравлический цемент, цементную пыль, воду, добавку, замедляющую схватывание, и ускоритель схватывания цемента; при этом схватываемая композиция свободна от микросфер и сохраняет удобное для перекачивания насосом текучее состояние в течение, по меньшей мере, около одного дня; при этом ускоритель схватывания цемента присутствует в составе схватываемой композиции с увеличенным временем сохранения прокачиваемости в количестве от примерно 0,1 до примерно 4 вес.%, причем ускоритель схватывания цемента содержит по меньшей мере две добавки, выбранные из группы, в которую входят хлорид кальция, формиат цинка и ацетат кальция. 9 з.п. ф-лы, 27 табл.

В настоящем изобретении предложены модифицированные проппанты и способы их получения. Модифицированный проппант, содержащий субстрат частицы проппанта и гидрогелевое покрытие, где указанное покрытие содержит образующий гидрогель полимер, имеет толщину от 0,01% до 20% среднего диаметра указанного субстрата, образующий гидрогель полимер набухает при контакте с жидкостью на водной основе с образованием гидрогелевого покрытия вокруг субстрата частицы проппанта, после гидратации и набухания указанное покрытие имеет толщину от 10% до 1000% среднего диаметра частиц субстрата проппанта, указанный образующий гидрогель полимер поперечно сшит с обеспечением при этом повышения свойств полимера к водопоглощению и набуханию. Жидкость на водной основе, содержащая жидкость-носитель на водной основе и указанный выше проппант. Способ разрыва геологического пласта, включающий закачивание в указанный пласт указанной выше жидкости на водной основе. Технический результат - совершенствование расклинивающих систем. 3 н. и 14 з.п. ф-лы, 10 ил., 24 табл., 36 пр.

Группа изобретений относится к кондиционированию грунта при работе туннелепроходческих механизированных комплексов ТПМК в забое, консолидации и стабилизации плывунных водонасыщенных грунтов. Композиция для кондиционирования грунта включает по сухому веществу раствор структурообразователя в количестве 40-80 мас.%, представляющего собой коллоидный кремнезем, раствор активатора в количестве 20-60 мас.%, представляющего собой смесь гидроксида кальция, гидроксида натрия и кремнефтористого натрия или сульфата натрия в соотношении 40-60, 10-30 и 10-30 мас.% соответственно. При этом представлены альтернативные варианты указанной выше композиции с приведением различных видов структурообразователей и активаторов. В способе кондиционирования грунта компоненты указанной выше композиции вносят в грунт путем инъекционной пропитки, или нагнетанием при высоком давлении методом гидроразрыва, или нагнетанием при сверхвысоких давлениях и интенсификацией перемешивания слоев грунта под действием давления. Способ развит в зависимых пунктах формулы изобретения. Технический результат - обеспечение бурения в обводненных грунтах (плывунах) высокой степени текучести с захватом выбуренного грунта шнеками ТПМК, консолидации и стабилизации плывунных грунтов. 2 н. и 3 з.п. ф-лы, 28 табл., 12 пр.

Изобретение относится к буровым растворам на водной основе и может найти применение при бурении нефтяных и газовых скважин, преимущественно при бурении неустойчивых глинистых пород в терригенных и солевых отложениях в условиях воздействия высоких температур до 200°С. Технический результат изобретения - повышение крепящих свойств раствора и сохранение устойчивости (целостности) стенок ствола скважины при одновременном увеличении ингибирующих свойств раствора. Катионный буровой раствор включает мас.%: глинопорошок 3-5; полидадмах 1,75-3,50; катионный полимер Росфлок КФ 0,5-2; поливинилпирролидон 0,3-3,0; воду остальное. 1 ил., 3 табл.
Наверх