Способ получения реагента-ингибитора со стабилизирующими свойствами для обработки пресного бурового раствора

Авторы патента:

C09K8/24 - Материалы для различного использования, не отнесенные к другим подклассам

Владельцы патента RU 2492209:

Республиканское унитарное предприятие "Производственное объединение "Белоруснефть" (BY)

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к способам получения реагентов-ингибиторов, обладающих дополнительными стабилизирующими свойствами, для обработки буровых растворов на водной основе, применяемых при бурении нефтяных и газовых скважин. Способ получения реагента-ингибитора со стабилизирующими свойствами для обработки пресного бурового раствора включает гидролиз полиакрилонитрильного волокна гидроокисью калия при температуре (97-100)°C и периодическом перемешивании в течение 4-5 часов, при этом на завершающей стадии гидролиза в реагент вводят формиат калия при следующем соотношении компонентов, мас.%: полиакрилонитрильное волокно (на сухое вещество) - 8,0-10,0; гидроокись калия - 8,0-10,0; формиат калия - 4,0-4,5; вода - 75,5-80,0. Технический результат - повышение ингибирующих и стабилизирующих свойств. 2 пр., 2 табл., 1 ил.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности, к способам получения реагентов-ингибиторов, обладающих дополнительными стабилизирующими свойствами, для обработки буровых растворов на водной основе, применяемых при бурении нефтяных и газовых скважин.

Известен способ получения ингибитора-флокулянта /1/, который используют в буровых растворах. В качестве ингибитора-флокулянта используют гидрофобизатор и ВВ-1 на основе смеси алкилдиметилбензиламмонийхлорида четвертичными аммониевыми солями диметиламина и третичного амина, полученной путем конденсации алкилдиметаламина и бензилхлорида.

Недостатком данного ингибитора является то, что он не обладает стабилизирующими свойствами и поэтому в буровой раствор необходимо дополнительно вводить реагент-стабилизатор.

Наиболее близким к предлагаемому решению является способ получения калий-полиакрилатного реагента Колпана /2/, заключающийся в гидролизе полиакрилонитрила (ПАН) гидроокисью калия (КОН), причем на завершающей стадии процесса гидролиза в реагент вводят хлористый калий (KCl) в массовых долях 10%. Готовый реагент представляет собой гомогенную вязкую жидкость 10%-ной концентрации полиакрилонитрила. Температура замерзания ниже -5°C.

Недостатком является то, что полученный таким способом реагент обладает недостаточно высокими ингибирующими свойствами, а также повышает условную вязкость и в меньшей степени, чем предлагаемый, понижает фильтрацию пресных буровых растворов на водной основе.

Задачей изобретения является улучшение ингибирующих свойств реагента для обработки пресных буровых растворов на водной основе с приданием ему стабилизирующих свойств.

Поставленная задача достигается тем, что в способе получения реагента-ингибитора со стабилизирующими свойствами для обработки пресного бурового раствора, заключающемся в гидролизе полиакрилонитрильного волокна гидроокисью калия, согласно изобретению, гидролиз проводят при температуре (97-100)°C и периодическом перемешивании в течение 4-5 часов, на завершающей стадии гидролиза в реагент вводят формиат калия, при следующем соотношении компонентов, мас.%:

полиакрилонитрильное волокно (на сухое в-во)	- 8,0-10,0
гидроокись калия	- 8,0-10,0
формиат калия	- 4,0-4,5
вода	- 75,5-80,0

Изобретение иллюстрируется графиком, где приведена зависимость изменения линейного расширения глинистых образцов.

Предлагаемый способ получения реагента-ингибитора со стабилизирующими свойствами отличается от известного введением в реагент нового компонента - формиата калия (HCO₂K).

Буровой раствор должен обладать ингибирующими свойствами для уменьшения объема наработки раствора. Присутствие ионов K⁺ снижает возможность набухания частичек глинистой породы, попадающих в буровой раствор в виде шлама, а также способствует сохранению устойчивости стенки скважины. Формиат калия придает полимерному реагенту гидрофобизирующие свойства, усиливающие эффект ингибирующей способности.

Оптимальное количество ингредиентов, приведенных в формуле, обосновывается следующим образом. Увеличение количества полимера в рецептуре более чем 10 мас.% не целесообразно из-за увеличения стоимости продукции, а уменьшение (менее 8 мас.%) - из-за снижения стабилизирующих свойств реагента (табл.1). Снижение количества вводимой гидроокиси калия приведет к повышению времени проведения гидролиза (а, следовательно, к повышению расхода энергии), увеличение количества - к необоснованному удорожанию продукции и повышению фильтрации раствора.

Приведем примеры осуществления данного способа получения реагента-ингибитора со стабилизирующими свойствами в лабораторных условиях.

Пример 1.

Для расчета количества полиакрилонитрильного волокна необходимо определить его исходную влажность. Зная влажность, рассчитывают количество товарного ПАН в пересчете на сухое вещество.

Для приготовления 1 л реагента в коническую колбу объемом 2 л помещают 100 г (в пересчете на сух. в-во) волокна ПАН, добавляют 100 г гидроокиси калия и до отметки 1 л заливают водопроводной водой. Помещают колбу на электроплитку и проводят гидролиз при температуре (97-100)°C с периодическим перемешиванием в течение 4-5 часов до полного растворения полиакрилонитрильного волокна. В случае испарения воды подливают ее до отметки 1 л. В конце гидролиза добавляют 30 мл (или 45 г) формиата калия.

Для приготовления пресного глинистого бурового раствора в стакан наливают 920 см³ воды питьевой и насыпают (80±0,5) г глинопорошка. Содержимое перемешивают миксером или мешалкой с числом оборотов не менее 7000 в минуту в течение 20-30 мин.

Раствор глинопорошка в воде оставляют для набухания на 24 часа, затем перемешивают миксером или мешалкой с числом оборотов не менее 7000 в минуту в течение 20 минут.

Для определения ингибирующих и стабилизирующих свойств полученного реагента необходимо провести им обработку пресного глинистого раствора. Для этого к 500 мл пресного глинистого раствора при постоянном перемешивании постепенно вводят 10 мл (2 об.% к объему раствора) реагента. Раствор перемешивают в течение 30-40 минут.

Пример 2.

Для приготовления 1 л реагента с другим количеством активного вещества в коническую колбу объемом 2 л помещают 80 г (в пересчете на сух. в-во) волокна ПАН, добавляют 100 г гидроокиси калия и до отметки 1 л заливают водопроводной водой. Помещают колбу на электроплитку и проводят гидролиз при температуре (97-100)°C при периодическом перемешивании в течение 4-5 часов до полного растворения нитронного волокна. При испарении воды подливают ее до отметки 1 л. В конце гидролиза добавляют 25 мл (или 40 г) формиата калия. Приготовление пресного глинистого раствора и обработку реагентом осуществляют аналогично описанию этого процесса в примере 1. По аналогии проводят приготовления реагента по другим вариантам рецептуры.

Технологические параметры пресных глинистых растворов (плотностью 1,04 г/см³), обработанных реагентами-ингибиторами, и приготовленных согласно примерам, приведены в таблице 1.

Как видно из табл.1 увеличение количества волокна ПАН, КОН и HCO₂K в рецептуре реагента (рецептуры №7, 8 и 9) ухудшают стабилизирующие свойства глинистого раствора, т.е. повышаются значения условной вязкости и фильтрации.

Снижение времени проведения гидролиза и содержания гидроксида калия (рецептуры №1 и 4) ведет к неполной степени гидролиза.

Рецептуры №2 и 3, 5 и 6 содержат оптимальное количество ингредиентов для реализации способа получения реагента-ингибитора со стабилизирующими свойствами для обработки пресного бурового раствора.

Таблица 1
Наименова ние параметра	8%-ный палыгорскитовый раствор	Содержание компонентов в рецептуре реагента-ингибитора со стабилизирующими свойствами, мас.%
		№ рецептуры	1	2	3	4	5	6	7	8	9

		ПАН -	10	10	10	10	8	8	8	11	10
		КОН -	10	10	8	7	8	10	11	10	10
		HCO₂K -	4,5	4,5	4,5	4,5	4,5	4	5	4,5	5
		H₂O -	75,5	75,5	77,5	78,5	79,5	78	76	74,5	75
Время гидролиза, ч	3,5	4	5	5	5	4,5	4,5	5	4
Вязкость, с	24	-	-	30	35	-	39	36	45	50	34
Филь трация, см³/30 мин	65	-	-	7	8	-	8	9	12	11	10
Степень гидролиза реагента *	-	-	непол ная	полная	полная	непол ная	полная	полная	полная	полная	полная
*Неполная степень гидролиза - если в реагенте присутствуют не растворившиеся волокна ПАН.

В табл.2 приведены сравнительные значения технологических параметров пресных глинистых растворов, обработанных реагентами, приготовленными согласно известному и предлагаемому способам.

Таблица 2
Наименование параметра	№1	№2	№3
	8%-ный палыгорскитовый раствор (исходный раствор)	№1+2 об.% Колпана (прототип)	№1+2 об.% реагента-ингибитора со стабилизирующими свойствами (время гидролиза - 5 ч)
	-	ПАН - 10%,	ПАН - 10%,
		КОН - 10%,	КОН - 10%,
		KCl - 10%,	HCO₂K - 4,5%,
H₂O - 70%	H₂O - 75,5%
Вязкость, с	24	46	30
Фильтрация, см³/30 мин	65	12	7

Как видно из таблицы 2, значения технологических параметров (условная вязкость и фильтрация) пресного глинистого раствора, обработанного предлагаемым реагентом-ингибитором со стабилизирующими свойствами, ниже, чем у раствора, обработанного Колпаном, что говорит о его лучшей стабилизирующей способности.

Ингибирующее действие реагентов определялось на приборе OFITE LINEAR SWELL METER (тестер линейного расширения глинистого образца) /З/. На графике показано изменение во времени линейного расширения глинистых образцов в контрольном варианте - 8%-ом палыгорскитовом растворе (кривая 1) и исследуемых пресных палыгорскитовых растворах, обработанных реагентом-ингибитором со стабилизирующими свойствами (прототипом и предлагаемым реагентом -кривые 2 и 3 соответственно) при температуре 40°C.

Из графика видно, что в пресном глинистом растворе, обработанном предлагаемым реагентом-ингибитором (кривая 3), процент линейного расширения глинистого образца во времени при температуре 40°C ниже, чем в среде раствора, обработанного Колпаном (прототипом - кривая 2). Увеличение количества формиата калия существенно не повышает ингибирующую способность реагента.

Осуществление способа получения реагента-ингибитора со стабилизирующими свойствами на производстве (технологическая цепочка) производится в несколько этапов:

- измельчение полиакрилонитрильного волокна;

- определение влажности волокна;

- определение количества загружаемых в реактор компонентов из расчета:

полиакрилонитрильное волокно (на сухое вещество) - 8-10 мас.% от объема готовой продукции,

гидроокись калия - 8-10 мас.% от объема готовой продукции,

формиат калия - 4,0-4,5 мас.% (2,5-3,0 об.%),

вода - (до объема готовой продукции);

- загрузка исходных компонентов и воды в реактор;

- проведение гидролиза волокна при температуре 97-100°C при периодическом перемешивании в течение 4-5 часов;

- пережим-фильтрование реагента;

- улавливание выделяющегося аммиака;

- слив и усреднение готовой продукции;

- определение основных параметров реагента согласно техническим условиям.

Реагент считается готовым, когда волокно полностью прореагирует с гидроокисью калия и будет соответствовать техническим нормам.

Таким образом, способ получения реагента-ингибитора со стабилизирующими свойствами, заключающийся в проведении гидролиза полиакрилонитрильного волокна в среде гидроокиси калия в течение 4-5 часов и вводом в конце гидролиза формиата калия, позволил получить реагент, обладающий лучшими ингибирующей и стабилизирующей способностями. Обработка пресного глинистого бурового раствора данным реагентом-ингибитором позволит снизить осложненность бурения надсолевого комплекса пород путем снижения наработки бурового раствора и повышения устойчивости глинистых пород.

Источники информации

1. RU 2006498 C1, МПК C09K 7/02, 30.01.1994

2. RU 2242492 C2, МПК C09K 7/02, 2004.07.20

3. http://www.ofite.com/products/150-80.asp

Способ получения реагента-ингибитора со стабилизирующими свойствами для обработки пресного бурового раствора, заключающийся в гидролизе полиакрилонитрильного волокна гидроокисью калия, отличающийся тем, что гидролиз проводят при температуре 97-100°C и периодическом перемешивании в течение 4-5 ч, на завершающей стадии гидролиза в реагент вводят формиат калия, при следующем соотношении компонентов, мас.%:

полиакрилонитрильное волокно (на сухое в-во)	8,0-10,0
гидроокись калия	8,0-10,0
формиат калия	4,0-4,5
вода	75,5-80,0

Изобретение относится к буровым растворам на водной основе и может найти применение при бурении нефтяных и газовых скважин, преимущественно при бурении неустойчивых глинистых пород и вскрытии продуктивных пластов.

Буровой раствор // 2492207

Изобретение относится к буровым растворам на водной основе и может найти применение при строительстве нефтяных и газовых скважин, преимущественно при бурении неустойчивых глинистых пород и солевых отложений в условиях действия высоких забойных температур до 220°C.

Способ и композиция для определения геометрии трещин подземных пластов // 2491421

Изобретение относится к способам и композициям для определения геометрии трещин в подземных образованиях. .

Способ получения изолирующего гелеобразующего раствора на водной основе // 2491411

Изобретение относится к области получения изолирующего гелеобразующего раствора на водной основе и может быть использовано в строительной индустрии, нефтегазодобывающей отрасли для изоляции водопритоков, при работах по увеличению нефтеотдачи.

Состав для изоляции вод в скважине // 2491315

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности, к составам для изоляции водопритока в добывающих и нагнетательных скважинах. .

Тампонажный раствор избирательного действия // 2491314

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к способам селективной изоляции водопритоков в газовых и нефтяных скважинах, герметизации затрубного пространства, устранению межпластовых перетоков в скважинах с близкорасположенным газонефтеводяным контактом, в том числе в условиях низкопроницаемых коллекторов.

Частицы с пленочным покрытием для разработки нефти и способ разработки нефтяного месторождения при помощи частиц с пленочным покрытием // 2490300

Проппант // 2490299

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано при проведении операции гидравлического разрыва продуктивного пласта (ГРП) для повышения эффективности добычи углеводородного сырья.

Способ приготовления композиций сшивающего агента на основе циркония и их использование на нефтяных месторождениях // 2490298

Изобретение относится к хелатам цирконя и их использованию на нефтяных месторождениях. .

Добавление цвиттерионного поверхностно-активного вещества к водорастворимому полимеру для повышения стабильности полимеров в водных растворах, содержащих соль и/или поверхностно-активные вещества // 2492210

Термоисточник для термогазогидравлического разрыва пласта // 2492319

Изобретение относится к устройствам для обработки призабойной зоны за счет гидроразрыва пласта газообразными продуктами сгорания твердых топлив

Герметизирующий состав для изоляционных работ в скважине // 2493189

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частости к герметизирующим составам для изоляционных работ в скважине, которые могут быть использованы для изоляции межколонного и заколонного пространства при эксплуатации скважин на нефтяных и газовых месторождениях, а также на подземных хранилищах газа. Герметизирующий состав для изоляционных работ в скважине состоит из синтетической смолы и отвердителя. Состав дополнительно содержит ингибитор коррозии «ИНКОРГА3-21Т», в качестве синтетической смолы - Композицию эпоксидную марки ХТ-116 Компонент А, в качестве отвердителя - Отвердитель холодного отверждения марки ХТ-116 компонент Б при следующем соотношении ингредиентов, об.%: Композиция эпоксидная марки ХТ-116 Компонент А - 70-74; Отвердитель холодного отверждения марки ХТ-116 компонент Б - 10-14; Ингибитор коррозии «ИНКОРГА3-21Т» - остальное, причем соотношение мас.ч. Отвердитель холодного отверждения марки ХТ-116 компонент Б и Композиция эпоксидная марки ХТ-116 Компонент А составляет 1:6,5-8,6 соответственно. Изобретение позволяет повысить эффективность изоляционных работ.

Способы использования добавок, содержащих микрогели, для контроля потери текучей среды // 2493190

Изобретение относится к способам использования добавок контроля потери текучих сред. Буровой раствор, содержащий текучую среду на водной основе и добавку для контроля потери текучей среды, содержащую, по меньшей мере, один полимерный микрогель, содержащий продукт реакции, полученный реакцией полимеризации полимера или сополимера и агента для поперечной сшивки, где полимер или сополимер содержит, по меньшей мере, одну единицу на основе, по меньшей мере, одного соединения из группы: полибутиленсукцинат, полибутиленсукцинат-со-адипат, полигидрокси-бутирата-валерат, полигидрокси-бутират-совалерат, амиды сложных полиэфиров, полиэтилентерефталаты, сульфонированный полиэтилен-терефталат, полипропилены, алифатический ароматический сложный сополиэфир, хитины, хитозаны, белки, алифатические сложные полиэфиры, поли(простые эфиры сложных гидроксиэфиров), поли(гидроксибутираты), поли(ангидриды), сложные поли(ортоэфиры), поли-(аминокислоты), поли(фосфазены), их сополимер, их гомополимер, их тетраполимер и любое их производное. Способ включает получение состава для обработки приствольной зоны на водной основе, содержащего указанную выше добавку, введение состава в подземную формацию, предоставление возможности указанной добавке для поступления в фильтрационную корку на поверхности внутри подземной формации, предоставление возможности фильтрационной корке для деградации и добычу углеводородов из формации. Способ включает получение указанного выше бурового раствора, введение его в подземную формацию, предоставление возможности указанной добавке для поступления в фильтрационную корку на поверхности внутри подземной формации, предоставление возможности фильтрационной корке для деградации и добычу углеводородов из формации. Способ включает получение внутрифильтрового загустителя, содержащего указанные выше текучую среду на водной основе и добавку, размещение загустителя в подземной формации между фильтром с гравийным пакерованием и участком подземной формации. Изобретение развито в зависимых пунктах. Технический результат - повышение эффективности контроля потери текучей среды, снижение остаточного повреждении. 4 н. и 18 з.п. ф-лы, 2 ил., 1 табл., 13 пр.

Способ изготовления проппанта с полимерным покрытием // 2493191

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к производству проппантов с полимерным покрытием при добыче нефти и газа методом гидравлического разрыва пласта (ГРП). Способ изготовления проппанта с полимерным покрытием включает нанесение на гранулы полимерного покрытия из фенолформальдегидной смолы с гексаметилентетрамином и жидкой эпоксидной смолой с отвердителем, перед покрытием гранул готовят раствор фенолформальдегидной смолы с гексаметилентетрамином, который смешивают с жидкой эпоксидной смолой с отвердителем, в соотношении, мас.%: жидкая эпоксидная смола с отвердителем 20-80 и раствор фенолформальдегидной смолы с гексаметилентетрамином 20-80, причем содержание растворителя в растворе фенолформальдегидной смолы составляет 5-90%. Изобретение развито в зависимых пунктах формулы. Технический результат - обеспечение монолитного каркаса пачки проппанта при температурах эксплуатации 40-140°C. 2 з.п. ф-лы, 5 пр., 2 табл.

Способ предупреждения межколонных газонефтеводопроявлений в нефтяных и газовых скважинах // 2493354

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к технологии предупреждения газонефтеводопроявлений в межколонном пространстве (МКП) при эксплуатации скважин. Способ заключается в заполнении межтрубного пространства выше цементного раствора глинистым раствором. При этом применяют глинистый нестабилизированный раствор, утяжеленный баритом, который прокачивают во время процесса цементирования перед цементным раствором для создания баритовой пробки. Причем объем утяжеленного раствора не менее объема межтрубного пространства над цементом. Техническим результатом является повышение эффективности предупреждения межколонных газонефтеводопроявлений в нефтяных и газовых скважинах. 1 пр.

Инжекционная композиция для скважин на основе биоцида и способы обработки скважин // 2494135

Изобретение относится к водной композиции для эксплуатационных скважин и к способу ингибирования бактериального загрязнения с использованием водной композиции для эксплуатационных скважин. Водная композиция для эксплуатации скважин, предназначенная для закачивания в эксплуатационную скважину, содержит: воду, полимер, выбранный из группы, состоящей из галактоманнановых полимеров, производных галактоманнановых полимеров, крахмала, ксантановых камедей, гидроксицеллюлоз, гидроксиалкилцеллюлоз, полимеров поливинилового спирта, сополимеров винилового спирта и винилацетата, и полимеров, которые являются продуктом реакции полимеризации одного или нескольких мономеров, выбранных из группы, состоящей из винилпирролидона, 2-акриламидо-2-метилпропансульфоновой кислоты, акриловой кислоты и акриламида, биоцид, состоящий из 3,5-диметил-1,3,5-тиадиазин-2-тиона в количестве, эффективном для ингибирования бактериального роста. Способ ингибирования бактериального загрязнения с использованием водной композиции для эксплуатационных скважин, предназначенной для закачивания в эксплуатационную скважину, включающий добавление эффективного для ингибирования бактериального роста количества биоцида, состоящего из 3,5-диметил-1,3,5-тиадиазин-2-тиона, в водную композицию для эксплуатационных скважин и закачивание вышеуказанной водной композиции в эксплуатационную скважину. Изобретение развито в зависимых пунктах формулы изобретения. Технический результат - повышение эффективности ингибирования бактериального роста. 2 н. и 20 з.п. ф-лы, 6 пр., 9 табл., 6 ил.

Поверхностно-активный кислотный состав для обработки карбонатных коллекторов // 2494136

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано при кислотной обработке призабойной зоны пласта для повышения интенсификации добычи нефти. Технический результат - интенсификация добычи нефти, обеспечение совместимости состава обработки и пластового флюида даже при наличии трехвалентного железа в количестве 2000 ppm и более, устойчивости к замерзанию при одновременном сохранении свойства замедления скорости реакции с карбонатной породой. Поверхностно-активный кислотный состав для обработки карбонатных коллекторов содержит, мас.%: соляную кислоту (в пересчете на НСl) 6,0-24,0; спиртосодержащее соединение 5,0-30,0; поверхностно-активное вещество ПАВ - средство моющее техническое «ЖениЛен» 0,5-2,0; катионное ПАВ - ОксиПАВ или Дон-96 0,2-1,0; стабилизатор железа 0,5-3,0; воду остальное. Изобретение развито в зависимых пунктах. 2 з.п. ф-лы, 2 табл., 1 пр., 1 ил.

Способ изоляции зоны осложнения в скважине с карбонатными коллекторами // 2494224

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и предназначено для изоляционных работ в скважине с карбонатными коллекторами с целью увеличения нефтеотдачи пластов и изменения профиля приемистости нагнетательных скважин. Способ заключается в последовательном закачивании в скважину порций водного раствора структурообразующего реагента и структурообразователя, разделенных оторочкой пресной воды. Продавливают водный раствор структурообразующего реагента и структурообразователя в изолируемый интервал закачиванием продавочной жидкости. В пласт предварительно закачивают и оставляют на время реагирования с карбонатным коллектором водный раствор гидроксохлористого алюминия. Закачку и продавливания водного раствора структурообразующего реагента и структурообразователя производят в импульсном режиме. После закачивания каждых 0,5-1,5 м3 продавочной жидкости в изолируемый интервал, производят периодическое стравливание избыточного давления пласта путем открытия скважины с изливом продавочной жидкости по насосно-компрессорным трубам через штуцер в наземную емкость. Далее возобновляют закачивание продавочной жидкости после окончания ее излива. Причем при каждом последующем стравливании величину давления, на которое производят стравливание, увеличивают на 0,4-0,6 МПа. Техническим результатом является повышение эффективности изоляции зон водопритока в скважине с карбонатными коллекторами за счет снижения приемистости зоны осложнения, улучшения перемешивания компонентов водоизоляционной композиции и создания более надежного водоизоляционного экрана. 1 пр.

Способ ограничения водопритока в скважину // 2494225

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам ограничения водопритока в скважине, и может быть использовано для ограничения притока вод по пласту, отключения пластов и ликвидации заколонных перетоков в добывающих скважинах. Способ ограничения водопритока в скважину включает порционную закачку в интервал изоляции состава и регулятора гелеобразования. Состав содержит гипан 100 об.ч., жидкое стекло 20-50 об.ч., полиакриламид DP9-8177 50-100 об.ч. В качестве регулятора гелеобразования применяют оксихлорид алюминия 200-300 об.ч. Техническим результатом является повышение эффективности водоизоляционных работ за счет увеличения охвата воздействия из-за образования полимерной массы непосредственно в интервале изоляции, а также упрощение способа и его работоспособности в пресных водах. 2 табл.