Способ ограничения водопритока в скважины на месторождениях сверхвязкой нефти



Способ ограничения водопритока в скважины на месторождениях сверхвязкой нефти
Способ ограничения водопритока в скважины на месторождениях сверхвязкой нефти

 


Владельцы патента RU 2632799:

Государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Альметьевский государственный нефтяной институт" (RU)

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и применяется для ограничения водопритока в скважины на месторождениях сверхвязкой нефти. Способ ограничения водопритока в скважины на месторождениях сверхвязкой нефти включает закачку в пласт водоизоляционного гелеобразующего состава, содержащего следующие компоненты, мас. %: силикат натрия 0,4-8,9%, силикат калия 0,1-4,5%, ацетат хрома 0,4-1,5%, вода - остальное. После закачки водоизоляционной композиции спустя 1,5-3 часа осуществляют прокачку раствора щелочи для восстановления проницаемости нефтенасыщенных интервалов, прокачивают оторочку 10-20% водного раствора гидроксида натрия объемом, не превышающим 0,1-0,2 объема пор призабойной зоны пласта. Индукционный период гелеобразующего состава при пластовой температуре устанавливают равным 3-6 часам. Технологическую паузу выбирают продолжительностью 15-25 часов, за указанный промежуток времени состав полностью переходит из жидкого в гелеобразное состояние. Техническим результатом является повышение эффективности вытеснения нефти из пласта гелеобразующими составами за счет повышения прочности указанных составов к высоким пластовым температурам, повышение коэффициента нефтеотдачи, подключение нефтенасыщенных низкопроницаемых пропластков. 2 ил., 1 пр.

 

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение для ограничения водопритоков в скважины на месторождениях сверхвязкой нефти.

Известен способ ограничения водопритоков в нефтяные скважины суспензией на основе силиката натрия (патент РФ №2235855, кл. Е21В 33/138, опубл. 10.09.2004 г.). Данный способ включает в себя нагнетание в пласт силиката натрия, при этом в пласт с температурой от 100 до 250°С нагнетают измельченный кристаллический силикат натрия высокой дисперсности с размером частиц 10 мкм и кремнеземистым модулем ниже двух в виде водной суспензии в технической воде, причем указанная суспензия в качестве водоизолирующего материала проникает в нескоагулированном виде глубоко в пласт трещиноватого коллектора.

Недостатком данного способа является отсутствие возможности регулирования времени структурообразования и прочности системы в пласте из-за отсутствия в ней сшивателя. Кроме того, применение в составе суспензии только силиката натрия при высоких температурах приведет к разрушению водоизоляционного экрана в краткосрочном временном интервале.

Известен способ разработки залежи сверхвязкой нефти в послойно-неоднородном коллекторе с частичной вертикальной сообщаемостью (патент РФ №2473796, кл. Е21В 43/24, опубл. 27.01.2013 г.), включающий бурение пары горизонтальных нагнетательной и добывающей скважин, горизонтальные участки которых размещены параллельно один над другим в вертикальной плоскости, прогрев послойно-неоднородного коллектора закачкой теплоносителя (пара) в обе скважины с образованием паровой камеры, разогрев межскважинной зоны послойно-неоднородного коллектора с хорошей вертикальной сообщаемостью, снижение вязкости сверхвязкой нефти, закачку пара в верхнюю горизонтальную нагнетательную скважину и отбор продукции из нижней горизонтальной добывающей скважины, а горизонтальные участки горизонтальных нагнетательной и добывающей скважин пробурены в интервале послойно-неоднородного коллектора с хорошей вертикальной сообщаемостью, и как минимум две вертикальные скважины пробурены в послойно-неоднородном коллекторе в зонах начала и конца горизонтальных участков и вскрыты в интервалах послойно-неоднородного коллектора с ухудшенным вертикальным сообщением, причем сначала закачкой пара в обе вертикальные скважины производят разогрев послойно-неоднородного коллектора в зонах с ухудшенным вертикальным сообщением до образования гидродинамической связи между вертикальными скважинами, после чего в одну из вертикальных скважин закачивают пар, а из другой вертикальной скважины отбирают продукцию, причем при прорыве пара в ствол вертикальной добывающей скважины снижают отбор продукции на 50% до прекращения поступления газа в ствол вертикальной добывающей скважины, после чего отбор продукции из вертикальной скважины возобновляют в прежнем объеме, а при снижении приемистости вертикальной нагнетательной скважины на 70% переходят на закачку горячей воды.

Недостатком данного способа является низкая эффективность борьбы с прорывами пара только регулированием технологических режимов отбора продукции из вертикальной скважины, а также заменой прогревающего и вытесняющего агента для нагнетательной скважины без водоизоляционных мероприятий, повторение данных осложнений в процессе разработки месторождения в более сложном виде, а также рост обводненности добываемой продукции и снижение объемов извлекаемой сверхвязкой нефти.

Известен способ разработки послойно-неоднородных нефтяных месторождений (патент РФ №2508446, кл. Е21В 43/22, опубл. 27.12.2014 г.), включающий закачку рабочего агента через нагнетательные скважины, отбор нефти через добывающие скважины, закачку в нагнетательные или добывающие скважины при обводнении добывающих скважин изолирующего агента на основе силиката натрия и кислоты, выдержку скважин в течение суток и запуск их в работу. При этом перед закачкой изолирующего агента в пласт, закачивают оторочку пресной воды в объеме, обеспечивающем несмешение пластовой воды с изолирующим агентом до времени его загелевания, но не менее одного объема насосно-компрессорных труб, выдержку осуществляют после продавливания агента в пласт, а в качестве изолирующего агента используют гелеобразующую композицию, состоящую из силиката натрия, сульфаминовой кислоты, ацетата хрома, моноэтаноламина и воды.

Недостатком данного способа является сложность прокачки и продавливания в пласт данной композиции из-за значительной вязкости исходной композиции и высокой пластовой температуры на месторождениях сверхвязкой нефти в связи с закачкой пара, низкий технологический эффект от мероприятия из-за слабой устойчивости водоизоляционных экранов на основе силиката натрия при высоких пластовых температурах 120-250°С. Кроме того, сульфаминовая кислота является токсичным веществом и требует особых мер безопасности при обращении с данным веществом.

Известен способ разработки залежи сверхвязкой нефти (патент РФ №2531412, кл. Е21В 43/24, опубл. 20.10.2014 г.), включающий бурение пары горизонтальных верхней нагнетательной и нижней добывающей скважин, горизонтальные участки которых размещены параллельно один над другим в вертикальной плоскости, прогрев пласта закачкой пара в обе скважины с образованием паровой камеры, разогрев межскважинной зоны пласта, снижение вязкости сверхвязкой нефти, закачку пара в верхнюю горизонтальную нагнетательную скважину и отбор продукции из нижней горизонтальной добывающей скважины, причем прогревают пласт закачкой пара в обе скважины до стабилизации величины паронефтяного отношения, после чего поочередно используют три режима разработки залежи сверхвязкой нефти.

Первый режим включает закачку пара в нагнетательную скважину и выдержку его в пласте в течение 48-72 часов, второй режим включает закачку в добывающую скважину пропиленгликоля из расчета 5 м3 на 100 м горизонтального участка добывающей скважины с содержанием основного вещества не менее 98% с выдержкой в пласте в течение 12-24 часов и одновременной циркуляцией водяного пара в нагнетательной скважине, третий режим включает добычу высоковязкой нефти из добывающей скважины до возрастания величины паронефтяного отношения в 1,5 раза.

Недостатком данного способа является необходимость повторения трех режимов разработки залежи, особенно второго режима с закачкой пропиленгликоля для снижения содержания конденсата и связанной воды, что ведет к снижению объемов отбора нефти из-за необходимости остановки эксплуатации скважин для технологических мероприятий, а также повышению себестоимости добываемого углеводородного сырья из-за затрат на периодическое использование пропиленгликоля.

Известен способ выравнивания профиля приемистости нагнетательных скважин и ограничения водопритока в добывающие скважины (патент РФ №2456439, кл. Е21В 43/22, опубл. 20.07.2012 г.), принятый за прототип. Данный способ включает в себя закачку в добывающие или нагнетательные нефтяные скважины водоизоляционного состава на основе силиката натрия и ацетата хрома, продавливание указанного состава в пласт и выдержку технологической паузы. При этом перед закачкой готового состава в скважины закачивают оторочку пресной воды, индукционный период гелеобразующего состава при пластовой температуре устанавливают равным 6-10 часам, а технологическую паузу выбирают продолжительностью от 24 до 36 часов.

Недостатком данного способа является низкий технологический эффект от мероприятия из-за слабой устойчивости водоизоляционных экранов на основе силиката натрия при высоких пластовых температурах 120-250°С, что приведет к снижению эффективности ремонтно-изоляционных работ.

Технической задачей изобретения является повышение устойчивости водоизоляционных экранов при высоких пластовых температурах 120-250°С, повышение коэффициента нефтеотдачи за счет роста коэффициента охвата пласта закачкой пара и подключение нефтенасыщенных низкопроницаемых пропластков, повышение технологического эффекта от проведенного мероприятия и снижение энергетических затрат путем сокращения индукционного периода гелеобразования.

Поставленная техническая задача решается способом ограничения водопритока в скважины на месторождениях сверхвязкой нефти, включающим закачку в пласт гелеобразующего состава - водной композиции силиката натрия и ацетата хрома, продавливание указанного состава в пласт и технологическую паузу.

Новым является то, что указанная композиция дополнительно содержит силикат калия при следующем соотношении компонентов, мас. %:

Силикат натрия 0,4-8,9%
Силикат калия 0,1-4,5%
Ацетат хрома 0,4-1,5%
Вода остальное

при этом после закачки водоизоляционной композиции спустя 1,5-3 часа осуществляют прокачку раствора щелочи для восстановления проницаемости нефтенасыщенных интервалов, индукционный период гелеобразующего состава при пластовой температуре устанавливают равным 3-6 часам, а технологическую паузу выбирают продолжительностью 15-25 часов. Затем скважину запускают в эксплуатацию и начинают закачку пара.

При использовании силиката натрия (гелеобразующее вещество) в концентрации менее 0,4% мас. и добавки силиката калия (гелеобразующее вещество) в концентрации менее 0,1% мас. образования геля добиться не удается. Использование суммарной концентрации силиката натрия и калия, превышающей 9%, приводит к образованию чрезвычайно прочных гелей и одновременно требует значительного увеличения концентрации ацетата хрома, что приводит к значительному удорожанию состава для ограничения водопритока. Получено экспериментально.

При концентрациях ацетата хрома (отвердитель) менее 0,4 мас. % не удается добиться образования геля даже при применении добавки силиката калия. При концентрациях выше 1,5% и добавке силиката калия образование геля происходит чрезвычайно быстро, что не позволяет удовлетворительно закачать его в продуктивный интервал при высоких значениях пластовой температуры. Получено экспериментально.

Применение силиката калия связано с устойчивостью получаемого водоизоляционного экрана к высоким температурам более 120°С в сравнении с силикатом натрия в длительном временном интервале. Однако, согласно результатам экспериментальных исследований и в связи с более высокой стоимостью силиката калия в сравнении с силикатом натрия, предлагается совместное применение данных композиций при высоких пластовых температурах. Изменением концентрации ацетата хрома регулируется время гелеобразования состава в широких пределах.

Описываемый способ поясняется графическими материалами, где

- на фиг. 1 представлен график содержания силиката калия в составе композиции от общего количества силикатов, определяемого в зависимости от пластовой температуры;

- на фиг. 2 - таблица рекомендуемых характеристик водоизоляционного состава в зависимости от приемистости скважины.

Способ осуществляют следующим образом.

Останавливают закачку пара на участке залежи, в области которой планируется обработка призабойной зоны скважины водоизоляционным составом. Специализированными промыслово-геофизическими методами осуществляют определение интервалов водопритока в добывающих скважинах, а также исследование профилей приемистости и термометрии в нагнетательных скважинах для последующих работ по водоизоляции.

До интервала обработки устанавливают башмак насосно-компрессорных труб. Производят опрессовку скважины на давление, превышающее на 20% предполагаемое давление закачки водоизоляционного состава. Определяют приемистость скважины по воде на установившемся режиме. Проводят промывку призабойной зоны обрабатываемого интервала пресной водой в количестве 3-5 объемов продуктивной части ствола для охлаждения области дренирования скважины ниже 100°С для хорошей прокачки водоизоляционного состава.

Рассчитывают необходимый объем водоизоляционного состава из расчета 1-3 поровых объемов призабойной зоны пласта. Перед закачкой состава в призабойную зону пласта закачивают оторочку пресной воды в объеме 1,0-1,5 поровых объема для предотвращения преждевременного образования осадков за счет реагирования силиката натрия с минерализованными пластовыми водами.

Приготовление состава в промысловых условиях осуществляют в следующей последовательности: к требуемому объему пресной воды добавляют раствор ацетата хрома (в виде 50-55% раствора), к полученному раствору вводят небольшими порциями силикат натрия и калия. В промысловых условиях приготовление состава может быть осуществлено в специальной емкости с круговой циркуляцией жидкости или непосредственно в емкости цементировочного аппарата.

Далее осуществляют закачку водоизоляционного состава. При закачке состав, в связи с гидродинамической селективностью, в первую очередь поступает в более проницаемые промытые паром пропластки. Затем состав продавливают в пласт в объеме насосно-компрессорных труб +0,5-1 м3. Для предотвращения образования техногенных трещин водоизоляционный состав продавливают в пласт пресной водой с расходом, не превышающим 80-90% от нормальной приемистости скважины. Невысокая вязкость композиции (2-15 мПа⋅с) до момента окончания индукционного периода гелеобразования способствует легкой прокачке в пласт и созданию обширного водоизоляционного экрана.

После продавливания водоизоляционного состава в пласт осуществляют промывку ствола скважины раствором пресной воды и выдерживают технологическую паузу в течение 1,5-3 часов. По истечении указанного промежутка времени в скважину прокачивают оторочку 10-20% водного раствора гидроксида натрия объемом, не превышающим 0,1-0,2 объема пор призабойной зоны пласта для восстановления проницаемости нефтенасыщенных интервалов, затем осуществляют повторную промывку пресной водой ствола скважины. Индукционный период гелеобразующего состава при пластовой температуре устанавливают равным 3-6 часам, а технологическую паузу выбирают продолжительностью 15-25 часов. За указанный промежуток времени состав полностью переходит из жидкого в гелеобразное состояние и создает водонепроницаемый экран в промытых паром интервалах продуктивного пласта, что снижает его неоднородность и тем самым выравнивает профиль приемистости нагнетательной скважины или сокращает объем поступающей в скважину воды, пара и конденсата.

Данные положения подтверждаются результатами фильтрационных экспериментов, проведенных при термобарических условиях, которые показывают уменьшение проницаемости водонасыщенного и сохранения фильтрационных характеристик нефтенасыщенного образца керна. Исследования проводились в соответствии с ОСТ 39-235-89 «Нефть. Метод определения фазовых проницаемостей в лабораторных условиях при совместной фильтрации».

Способ иллюстрируется следующим примером.

Пример. Производят операцию по выравниванию приемистости нагнетательной скважины с приемистостью 200 м3/сут. Максимальный расход при закачке водоизоляционного состава составляет 160-180 м3/сут. Для выравнивания профиля приемистости закачивают водоизоляционный состав в объеме, равном одному объему призабойной зоны пласта (145 м3 по данным гидродинамических исследований). Необходимо подобрать состав для водоизоляции пласта, пластовая температура которого равна 170°С. Для данных условий выбирают гелеобразующий состав, содержащий 1,6% силиката натрия, 0,4%, силиката калия и 0,6% ацетата хрома. При этом индукционный период составляет около 296 минут при пластической прочности образуемого геля, равной 2230 Па, что является достаточным для эффективной водоизоляции обводненного интервала. С учетом невысокого значения индукционного периода можем принять достаточной технологическую паузу, равную 18 часам.

Предлагаемые для реализации композиции гелеобразующих составов характеризуются низкой коррозионной активностью. При необходимости данные модификации гелеобразующего состава могут быть эффективно разрушены в пластовых условиях с помощью 10-20% растворов гидроксида натрия.

Техническим результатом является повышение эффективности вытеснения сверхвязкой нефти из пласта за счет водоизоляции (отключения) высокообводненных интервалов пласта, участков скважины ниже уровня водонефтяного контакта (ВНК), обеспечения прогрева нефтенасыщенной части залежи в добывающих скважинах, повышении коэффициента нефтеотдачи за счет роста коэффициента охвата пласта закачкой пара либо за счет выравнивания интервалов приемистости нагнетательных скважин путем частичного или полного блокирования высокопромытых каналов (или пропластков) движения закачиваемого пара, подключение нефтенасыщенных низкопроницаемых пропластков благодаря перераспределению потоков нагнетаемого пара при обработке нагнетательных скважин.

Способ ограничения водопритока в скважины на месторождениях сверхвязкой нефти, включающий закачку в пласт гелеобразующего состава, содержащего воду, силикат натрия и ацетат хрома, продавливание указанного состава в пласт и технологическую паузу, отличающийся тем, что в указанный состав добавляют силикат калия при следующем соотношении компонентов, мас. %:

Силикат натрия 0,4-8,9%
Силикат калия 0,1-4,5%
Ацетат хрома 0,4-1,5%
Вода остальное

при этом после закачки водоизоляционной композиции спустя 1,5-3 часа осуществляют прокачку раствора щелочи для восстановления проницаемости нефтенасыщенных интервалов, прокачивают оторочку 10-20% водного раствора гидроксида натрия объемом, не превышающим 0,1-0,2 объема пор призабойной зоны пласта, индукционный период гелеобразующего состава при пластовой температуре устанавливают равным 3-6 часам, а технологическую паузу выбирают продолжительностью 15-25 часов.



 

Похожие патенты:

Настоящее изобретение относится к композициям полиуретановых тампонажных растворов, применяемых для быстрой остановки утечки фильтрационной воды и борьбы с фильтрационными потерями в процессе проведения разведки колонковым бурением, ведения горных работ и добычи сланцевого газа, рытья котлована под фундамент и соединения подземных тоннелей.

Изобретение относится к ремонтно-изоляционным тампонажным составам на основе магнезиальных вяжущих веществ и может быть использовано в нефтяной и газовой отраслях промышленности при бурении и ремонте нефтяных, газовых и водных скважин.

Изобретение относится к способу обработки скважин, способу цементирования (варианты), текучей среде для обработки скважин. Способ обработки скважины включает изготовление текучей среды для обработки, содержащей основную текучую среду и смешанный цементирующий компонент, причем смешанный цементирующий компонент включает печную пыль из двух или более различных источников, где печная пыль выбрана из группы, которую составляют известковая печная пыль, цементная печная пыль и их сочетание, где индекс реакционной способности печной пыли различается для двух или более различных источников; и введение текучей среды для обработки в ствол скважины.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к составам и способам для изоляции притока пластовых вод в скважине и крепления призабойной зоны пласта нефтеводонасыщенных пластов, а также к составам и способам для регулирования профиля приемистости нагнетательных скважин.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для предотвращения выноса песка при эксплуатации нефтедобывающих скважин. Способ предотвращения выноса песка при эксплуатации нефтедобывающих скважин заключается в том, что в нефтяную добывающую скважину закачивают два реагента.

Настоящее изобретение относится к способу цементирования трубы или оболочки в газовой скважине, который включает в себя: (а) ввод в ствол скважины цементирующего раствора, включающего в себя воду, цемент и метилгидроксиэтилцеллюлозу (МНЕС) и в котором количество МНЕС находится в интервале от 0,05 до 1,50 процентов по массе цемента, при этом плотность цементирующего раствора находится в интервале от 0,72 г/см3 (6,0 ppg) до 1,74 г/см3 (14,5 ppg), и (b) предоставление возможности раствору затвердеть в твердую массу.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к вязкоупругим составам для снижения приемистости интервалов негерметичности эксплуатационных колонн при ремонте нефтяных и газовых скважин.

Изобретение относится к способу стабилизации полости скважины. Способ включает обеспечение фильтрующего элемента в подлежащей стабилизации полости скважины.

Настоящее изобретение относится к синтетическому цементу, который содержит монофункциональный мономер с низкой вязкостью, дициклопентадиениловый фрагмент, который имеет боковые группы, подверженные свободнорадикальному взаимодействию, 1,3-бутиленгликольдиметакрилат, ненасыщенный стироловый блок-сополимер и пероксидный отвердитель.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к строительству нефтяных и газовых скважин, и может быть использовано при цементировании эксплуатационных колонн верхних надпродуктивных интервалов труб облегченным тампонажным материалом с добавлением пеностекла.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и направлено на повышение экономической эффективности добычи углеводородов и вовлечение в разработку новых категорий запасов путем стимуляции скважин.

Группа изобретений относится к покрытию стоматологических керамических материалов. Технический результат – окрашивание без ущерба для яркости, имитация внешнего вида индивидуального природного зуба, легкая наносимость раствора для покрытия.

Изобретение относится к способу цементирования, включающему: обеспечение пуццолановой суспензии, содержащей пуццолан и воду в количестве от 33 мас. % до 200 мас.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, а именно к технологии интенсификации добычи нефти. Технический результат - повышение стабильности эмульсионных растворов для комплексной технологии интенсификации добычи нефти, получение дополнительной добычи нефти, повышение эффективности на скважинах с высоким дебитом.

Настоящее изобретение относится к композициям полиуретановых тампонажных растворов, применяемых для быстрой остановки утечки фильтрационной воды и борьбы с фильтрационными потерями в процессе проведения разведки колонковым бурением, ведения горных работ и добычи сланцевого газа, рытья котлована под фундамент и соединения подземных тоннелей.

Изобретение относится к скважинному инструменту для герметизации ствола скважины. Описан скважинный герметизирующий материал с регулируемой скоростью разбухания, включающий композицию, содержащую: полимер, содержащий полимер на нитрильной основе или этилен-пропилен -диеновый сополимерный каучук; абсорбент, причем данный абсорбент содержит акриловый сополимер; первичную сшитую сетчатую структуру, включающую первичные связи между цепями полимера; и вторичную сшитую сетчатую структуру, включающую вторичные связи между молекулами абсорбента, где вторичные связи образуются посредством сшивающего реагента, содержащего титанат, цирконат, аминокарбоновую кислоту, металлохелат, борат, кеталь или их комбинацию, и где вторичные связи разрушаются под действием изменения величины рН, температуры, давления, солености, или их комбинации, тогда как первичные связи остаются незатронутыми под действием тех же условий; и где герметизирующий материал разбухает и герметизирует скважину в результате разрушения вторичной сшитой сетчатой структуры.

Изобретение относится к ремонтно-изоляционным тампонажным составам на основе магнезиальных вяжущих веществ и может быть использовано в нефтяной и газовой отраслях промышленности при бурении и ремонте нефтяных, газовых и водных скважин.

Изобретение относится к стабильным и неустойчивым сшитым способным разбухать в воде полимерным микрочастицам, которые можно далее превращать в гель, способам их изготовления и их разнообразным применениям.

Изобретение относится к добыче нефти из подземной формации. Способ добычи нефти из подземной формации, включающий стадию нагнетания в указанную формацию водной композиции, содержащей от 0,05% до 5 мас.% на основе общего количества водной композиции поверхностно-активного вещества - карбоксилата алкил- или алкенилолигогликозида (простого эфира) согласно приведенной структурной формуле по меньшей мере через один нагнетательный ствол скважины и извлечения сырой нефти из подземной формации по меньшей мере через один добывающий ствол скважины.
Группа изобретений относится к бурению нефтяных и газовых скважин. Технический результат - улучшение реологических и фильтрационных свойств буровых растворов и снижение фильтрации в 1,5-3 раза при сохранении или увеличении значений статического напряжения сдвига и условной вязкости пресных и слабоминерализированных растворов, возможность бурения в жестком терригенно-карбонатном разрезе, где трудно удержать структуру глинистого раствора.
Изобретение относится к резинотехнической промышленности и может быть использовано в нефтедобывающей отрасли. Нефтепромысловый элемент получают из композиции, включающей компоненты при следующем соотношении, мас.ч.: бутадиен-нитрильный каучук – БНК или комбинация БНК с гидрированным бутадиен-нитрильным каучуком – ГБНК (100,0), эфир целлюлозы (1,0-30,0), сополимер акриловой кислоты с амидом акриловой кислоты или акрилатом калия (60,0-120,0), технический углерод (50,0-90,0), высокодисперсный оксид кремния (15,0-50,0), оксид цинка (3,0-7,0), магнезия жженая (3,0-10,0), стеариновая кислота (1,5-3,0), антиоксиданты (2,0-3,0), вулканизующая система: сера (0,5-3,0) и ускорители вулканизации (1,3-3,5) или органический пероксид (4,5-10,0) и соагент вулканизации (100% активного вещества) (3,6-5,0), технологические добавки (1,0-3,0). Компоненты перемешивают в две стадии. Сначала в течение 30-40 минут перемешивают компоненты без добавления вулканизующей системы. Температура смеси в конце перемешивания составляет не более 140°C. После охлаждения смеси до 40-60°С вводят вулканизующую систему и перемешивают 10-13 мин. Температура смеси в конце перемешивания составляет не более 110°C. Формуют элемент под давлением 12-20 МПа при температуре 150-170°С в течение 30-60 мин. Обеспечивается повышение степени набухания в воде и увеличение срока эксплуатации. 2 пр.
Наверх