Содержание к диссертации
Введение
1. Технологии освоения залежей высоковязких нефтей. Классификация залежей высоковязких нефтей 9
1.1. Тепловые методы 9
1.2. Комбинированные методы 30
1.3. Классификация залежей высоковязких нефтей месторождений СНГ 43
2. Методика расчета и оптимизации парогазоцикличсско го воздействия на залежах высоковязких нефтей 52
2.1. Расчет максимальной зоны теплового воздействия на призабойную зону скважин 52
2.2. Расчет периода паротепловой пропитки и времени остановки скважины при циклическом воздействии 56
2.3 Определение времени отбора нефти при циклическом парогазотепловом воздействии на скважину 59
3. Теоретический анализ тепловых потерь из скважин и влияние различных типов их теплоизоляции 68
3.1. Постановка и решение поставленной задачи 68
3.2. Анализ тепловых потерь из скважин при различных типах теплоизоляции 72
4. Моделирование парогазоциклического воздействия на Степноозерском нефтяном месторождении 76
4.1. Перспективные технологии теплового воздействия..
4.1.1. Импульсно-дозированное тепловое воздействие 77
4.1.2. Циклическое внутрипластовое полимерно термическое воздействие 78
4.1.3. Парогазоциклическое воздействие 81
4.2 Методика прогнозирования результатов импульсно дозированного теплового и циклического полимерно-теплового воздействий. Анализ тепловых потерь из скважин и расчет за бойной температуры 82
4.3. Анализ и оптимизация параметров парогазоцикличе ского воздействия применительно к объектам Степноозерского
месторождия 99
4.4. Новые реагенты и технологии для интенсификации добычи нефти и регулирования парогазоциклического воздей ствия на залежах высоковязких нефтей 110
Заключение 115
Список использованной литературы
- Комбинированные методы
- Расчет периода паротепловой пропитки и времени остановки скважины при циклическом воздействии
- Анализ тепловых потерь из скважин при различных типах теплоизоляции
- Методика прогнозирования результатов импульсно дозированного теплового и циклического полимерно-теплового воздействий. Анализ тепловых потерь из скважин и расчет за бойной температуры
Комбинированные методы
Для осуществления ПТВ на месторождениях (объектах) с высоковязкой нефтью предложен следующий метод. Объект разбуривается рядами скважин, и-начинается его эксплуатация на истощение. В скважинах нагнетательного ряда при снижении дебита до нижней границы, рентабельности осуществляется ПТОС. Число циклов определяется по экономическому критерию. Затем в скважины нагнетательного ряда после создания оторочки пара нагнетается не нагретая вода, и процесс разработки переходит в обычное ПТВ. В отдельных случаях нагнетание может не производиться, если объект подпирается активной контурной водой. ПТОС осуществляется не только в скважинах нагнетательного ряда, но и в добывающих скважинах, особенно в тех случаях, когда объект насыщен высоковязкой нефтью.
При осуществлении ПТОС и создании паровой оторочки предлагается использовать в комбинации с паром топочные газы, образующиеся при нагреве воды (парогаз). Наличие инертного газа в паре в соответствии с известным; в термодинамике положением позволяет повысить температуру конденсации и, следовательно, увеличить при одинаковых энергозатратах по сравнению с чистым паром глубину проникновения парогаза в пласт и тем самым увеличить зону охвата. Если количество инертного газа в паре с каждым циклом увеличивается при осуществлении ПТОС, то можно охватывать парогазовым воздействием зону с большим радиусом, чем на предыдущем цикле.
Как показывает практика, интенсификация добычи высоковязких неф-тей связана с необходимостью усовершенствования и создания новых технологий и технических средств на базе большого комплекса лабораторных и промысловых исследований.
После войны в США и Венесуэле начались промышленные эксперименты по паротепловому воздействию на пласт на отдельных элементах пятиточечной системы. В основе такого подхода лежит то обстоятельство, что при ПТВ трудно обеспечить равномерное движение нефти к добывающим скважинам из-за высокой вязкости. Не помогает и плотная сетка скважин -пяти- или семиточечная, которую обычно применяют при ПТВ. Дело в том, что вытеснение вязкой нефти водой сопровождается образованием вязкостных языков. Вблизи нагнетательной скважины они более или менее равномерно распределены во все стороны. Однако на удалении от скважины они имеют тенденцию вытягиваться в сторону добывающих скважин, образуя "кинжальные" прорывы.
Использование пара также не избавляет от таких прорывов, способствуя только более полному отмыву микроцеликов нефти за счет капиллярной пропитки.
Для устранения этого недостатка А.Р. Гарушев и В.Г. Ишханов предложили вместо приостановки нагнетания пара форсировать отбор из скважины, в которую прорвался конденсат, а после отбора из нее 80 % закачанного ранее пара (или его конденсата) вновь возобновить нагнетание пара. Идея здесь состоит в том, что зона "кинжального" прорыва по мере отбора из нее конденсата будет заполняться нефтью из прилегающих участков, которая при возобновлении закачки пара вновь будет выдавливаться из нее, но уже прогретой и потому с большей скоростью. В этом способе основанием для прерывистой циклической закачки пара в сочетании с переменой фильтрационных потоков действительно следует считать увеличение коэффициента нефтеотдачи по сравнению с ранее изложенным.
Радикальным способом увеличения охвата был бы переход к линейным однорядным системам с расстояниями между рядами добывающих и нагнетательных скважин большими, чем между скважинами в рядах. Однорядные системы собственно для того и предложены. Однако при этом нужно снизить фильтрационные сопротивления. Переход к площадным системам, которые используют именно для этих целей, в случае вязких нефтей, как было видно, мало пригоден. Однако фильтрационные сопротивления;можно снизить.регулярным проведением ПТОС в добывающих скважинах. При этом снижаются внутрискважинные фильтрационные сопротивления, которые примерно равны внешним, т.е. между рядами:
Другое предложение по объединению ПТВ;и ПТОС в одну систему состоит в том; чтобы нагнетательные ряды формировать не заранее; а по мере прорыва языка в соседнюю добываюнгую скважину. Так,,скважину, в которую прорвался, теплоноситель,-переводят. под нагнетание, после прорыва в другую скважину и ее переводят в нагнетательную и т.д. В;итоге будут образованы! полилокальные блоки, по вершинам, которых производится нагнетание пара, который через стороны многоугольников будет равномерно вытеснять нефть, обеспечивая энергией внутренние скважины, в которых регулярно проводятся ПТОС.
Справедливости ради укажем, что описанный здесь способ ранее предлагался для обычного заводнения:
Практика разработки нефтяных месторождений показывает, что пароциклическая обработка - (ПЦО)применяется, в; основном;. как вспомогательный метод интенсификации работы добывающих скважин на месторождениях, разрабатываемых с применением; метода внутрипластового; горения или вытеснения нефти теплоносителями; Вместе; с тем; до сих- пор-ведется: дискуссия о том, можно ли считать метод ПЦО скважин в качестве вспомогательного по отношению к тепловым методам разработки месторождений ї тяжелых нефтей; или его можно использовать в;качестве самостоятельного метода разработки таких месторождений.
Расчет периода паротепловой пропитки и времени остановки скважины при циклическом воздействии
Для определения основных технологических параметров и эффективности парогазоциклического воздействия на призабойную зону скважин необходимо решить следующие задачи. Во-первых, рассчитать период закачки теплоносителя (парогаза) в пласт, определить распределение температуры в призабойной зоне и эффективные размеры зоны, охваченной тепловым воздействием. Во-вторых, решить задачу о паротепловой пропитке, т.е. прогнозировать скорость конденсации пара и всасывания нефти из «холодной» области пласта в прогретую зону. И, наконец, рассчитать степень повышения продуктивности скважины за счет разогрева нефти в призабойной зоне и закон падения дебита по мере охлаждения призабойной зоны потоком нефти из пласта [30].
Моделирование и решение указанных задач является сложной научной проблемой. Известные решения и подходы являются в основном инженерными оценками, точность которых не велика [30, 31].
В работе предлагается методика расчета парогазового воздействия на основе интегрального подхода, т.е. основанного на суммарном тепловом балансе потоков теплоносителя через скважину, из пласта в окружающие породы, с учетом скрытой теплоты конденсации пара. При этом основные положения о распределении температуры в призабойной зоне взяты из результатов научных исследований процесса вытеснения нефти паром [32,33,34].
Рассмотрим первую поставленную выше задачу о закачке парогаза в нефтенасыщенный пласт. Процесс вытеснения нефти иарогазом происходит в три этапа [32,33]. На первом этапе формируется зона «парового плато», т.е. области фильтрации насыщенного пара и воды при температуре кипения. Температура этой области равна температуре насыщения при пластовом давлении. Пар при фильтрации отдает тепло пласту и частично конденсируется. Основная часть выделяющейся воды приобретает начальную температуру пласта и фильтруется перед фронтом конденсации. Когда сконденсированной воды в области парового плато становится достаточно большое, количество происходит, остановка фронта конденсации и развитие зоны вытеснения нефти горячей водой и газом за стационарным фронтом конденсации. Температура сформированного таким образом фронта горячей водыбыстро падает по мере продвижения вглубь пласта. Развитие и затухание процесса вытеснения нефти горячей водой составляет второй этап процесса. На третьем- заключительном этапе формируется стационарное тепловой поле в пласте, структура которого состоит из области парового плато, зоны вытеснения нефти горячей водой и газом и невозмущенной (при начальной температуре пласта) зоны в глубине пласта. Физический смысл формирования стационарного температурного поля в пласте заключается в следующем: по мере продвижения тепловых фронтов в глубь пласта растет площадь, с которой происходят тепло-потери. На заключительном этапе темп закачки тепла с теплоносителем равен суммарным тепловым потерям их пласта в окружающие породы, т.е. па-рогаз, закачиваемый в пласт, фильтруется в пласте, конденсируется, сконденсированная вода охлаждается до пластовой за счет тепловых потерь в окружающие породы. Дальнейшая закачка теплоносителя в пласт неэффективна, так как не приводит к росту зоны прогрева.
Зная структуру теплового поля можно рассчитать в первом приближении мощность суммарных тепловых потерь из прогретой области и Здесь а - коэффициент теплопередачи для окружающих пласт пород, Т(г) -средняя по сечению пласта температура в точке г, Т() - начальная температура пласта и окружающих его пород, rw- радиус скважины, rf- радиус зоны прогрева. Известно, что в зоне парового плато температура пласта постоянна и равна температуре насыщения T(r)=Ts , в области фильтрации горячей воды падает по экспоненциальному закону [32]. С учетом этого (1) решается аналитически.
С другой стороны, при постоянной скорости закачки пара в пласт темп ввода теплоносителя рассчитывается по формуле где Q - скорость закачки пара, pg - плотность теплоносителя, подаваемого в пласт, lg- скрытая теплота парообразования, cg - теплоемкость теплоносителя. Максимальная зона прогрева пласта определяется равенством потоков, выражаемых формулами (2.1) и (2.2). Приравнивая эти выражения, находим радиус максимальной зоны прогрева пласта rf.
Из теории неизотермической фильтрации известно [31], что скорость тепловых фронтов в линейном случае постоянна, а в радиальном падает обратно пропорционально радиусу. С учетом этого можно определить время закачки теплоносителя до момента формирования стационарного температурного распределения, т.е. время цикла закачки теплоносителя в скважину: где D - безразмерная скорость теплового фронта, h - толщина пласта, m -пористость пласта, ti - время закачки теплоносителя. Расчет периода паротепловой пропитки и времени остановки остановки скважины при циклическом воздействии.
На этапе паротепловой пропитки тепловые потери из зоны парового плато также описываются формулой (2.1), но конденсация пара приводит к всасыванию нефти из «холодной» части пласта, т.е. радиус; парового плато уменьшается; Будем; считать, что процессы теплопередачи, конденсации, и всасывания нефти являются равновесными процессами; В І этом случае давление и температура в области парового плато не меняется, т.е. конденсация пара приводит к мгновенному всасыванию? нефти, при котором давление и температура в зоне мгновенно выравнивается и компенсируется притоком нефти.
Анализ тепловых потерь из скважин при различных типах теплоизоляции
Таким образом, повышенная эффективность данного процесса достигается за счет того, что раствор полимера проходит не только по прогретой зоне, но и проникает в непрогретые зоны пласта. В непрогретой зоне раствор полимера охлаждается, проникая при этом лишь в наиболее проницаемые зоны, и блокирует их. При этом происходит вытеснение нефти из этих зон, а вследствие повышения вязкости раствора полимера по мере его охлаждения в этих участках происходит как бы «запирание» потока рабочего агента, ав прогретой зоне — проникновение его в менее проницаемые области.
Цикличность закачки;в пласт предусматривает цикличность нагрева и охлаждения полимерного раствора и, следовательно, цикличность изменения его вязкости, т. е. проникающей и закупоривающей способности в пласте. Таким образом, происходит благоприятное саморегулирование воздействий рабочих агентов по всему объему пласта, за счет чего обеспечиваются интенсификация добычи нефти, увеличение нефтеотдачи пласта и снижение расхода полиакриламида на одну тонну добытой нефти.
Для получения наиболее результативных показателей необходимо строго выдерживать заданные (расчетные) технологические параметры процесса ЦВПТВ: температуру, темп нагнетания и продолжительность закачки теплоносителя и раствора полимера в каждом цикле. Температура прогретой зоны пласта не должна превышать температуру начала термодеструкции полимера (100С) и в то же время должна соответствовать эффективной температуре вытеснения нефти.
Проведение мероприятий по ИДТВ и ЦВПТВ кроме стандартного оборудования необходимы парогенераторы УПГ 50/6 (производительность 50 т/час с температурой 270 ПС, давлением -6 МПа, расход газа-60м3/т в час), установка типа УДПП-1,5 для приготовления водных растворов полимеров. Принципиальным физическим механизмом получения теплового агента в парогазогенераторе является впрыскивание воды в продукты сгорания топлива : с последующим нагнетанием І полученной см еси парогаза в пласт. Процесс горения происходит при давлении, превышающем пластовое, т.е. не используется дополнительных устройств по дожиму получаемой смеси до необходимых давлений закачки. При этом непроизводительные потери тепла минимальны, а полезное тепло может превышать 90% [43]. Производительность современных парогазогенераторных установок по тепловому агенту невелика и составляет до 2 т/час.
Невысокая производительность парогазогенераторов ставит под сомнение реализацию масштабных процессов прямого вытеснения нефти из пластов данным реагентом, поэтому большинство опытно-промышленных испытаний метода производилось по технологии циклического воздействия [41].
Для оценки параметров воздействия по данной технологии приведем небольшой обзор промышленной апробации метода. Испытание парогазоге-нератора фирмой COR Со [44] проводилось на месторождении Bakersfield в Калифорнии. В одиночную скважину было закачано 160 м3 парогаза при давлении 1.6 МПа с расходом 24 м /сут. После трехдневной выдержки скважина была пущена в эксплуатацию с дебитом 6.4 м3/сут, что в три раза превысило дебит до обработки. При втором испытании была удвоена скорость закачки парогаза, а время закачки составило 5 суток. После восьмисуточной выдержки скважина была пущена с дебитом 4.8 м3/сут в режиме фонтанирования.
Промысловые испытания парогазоциклического воздействия на месторождении вязкой нефти штата Канзас (США) были проведены фирмой Camel Energy [45]. Продолжительность цикла (закачка-выдержка-отбор) составляла в этих исследованиях 90 суток. Прирост дебита получен в размере 300%, па-ро-нефтяной фактор находился в пределах 0.4-0.6 м /м , а отношение затраченного горючего к добытой нефти было около 0.1 м3/м3.
Методика прогнозирования результатов импульсно дозированного теплового и циклического полимерно-теплового воздействий. Анализ тепловых потерь из скважины и расчет забойной температуры
Постановка задачи о тепловых потерях из скважины базируется на гидравлическом подходе к описанию потока теплоносителя и упрощенном описании тепловых потерь по закону Ньютона- Рихтмаера, т.е. интенсивность тепловых потерь принимается пропорциональной разности средней температуры потока в скважине и исходной температуры окружающих пород. Эта теория связывает температуру теплоносителя на забое скважины или входе в пласт с глубиной скважины, расходом теплоносителя, его температурой на устье и теплофизическими параметрами скважины и окружающих пород. Для глубины скважины 1100 м результаты, заимствованные из [23], представлены в табл. 4.2. В этой таблице приведены данные для обычных скважин, оборудованных НКТ диаметром 0,17м, и теплоизолированных по технологии, предложенной в ОАО «Удмуртнефть» на основе базальтового волокна. Далее в качестве базового варианта рассматриваются нетеплоизолированные НКТ.
Авторы технологии циклического теплового воздействия рекомендуют определять соотношение объемов, закачиваемого в пласт теплоносителя (горячей воды) и холодной воды, исходя из значения эффективной температуры (Тэф), до которой необходимо нагреть пласт. Это соотношение выводится из условия интегрального баланса тепла, поступающего в пласт. Это условие имеет вид где V(T)bF(X)- объемы горячей и холодной воды соответственно; Рт Рх плотности этих реагентов; ijz i% —теплосодержание реагентов; Q\ Ql —количество тепла, содержащегося в пласте, и теряемого в окружающую породу. Принимая, что теплосодержание пласта определяется только его температурой и теплоемкостью, а тепловые потери подчиняются закону Ньютона- Рихтмаера, соотношение (4.1) приводит к следующей формуле для определения соотношения объемов V(T) uV(X)\ теплоемкость и теплопроводность окружающих пород; V — поровый объем; а -суммарное количество жидкости, закачиваемое в пласт;g — темп закачки жидкости; /и, Н - пористость и мощность пласта. Согласно рекомендуемой технологии суммарный объем закачки в пласт горячей и холодной воды составляет около 2-х поровых объемов, т.е. а = 2. Для теплофизических параметров карбонатных пластов, скорости закачки 7 5т/сут горячей жидкости с температурой 90С и пластовой температуры 26 С, расчетные данные по формуле (4.2) приведены на рис.4.1.
Из этих данных следует, что при равенстве объемов закачиваемой в пласт горячей и холодной воды эффективный прогрев пласта составит около 45 С. Типовой режим применения технологии предусматривает закачку 2-3% порового объема участка горячей воды и 4-5% холодной воды за один цикл, т.е. соотношение V(T)/V(X) выдерживается примерно равным 0,8.
Методика прогнозирования результатов импульсно дозированного теплового и циклического полимерно-теплового воздействий. Анализ тепловых потерь из скважин и расчет за бойной температуры
Для интенсификации добычи нефти и регулирования фронта вытеснения при парогазоциклическом воздействии разработаны (на уровне патентов РФ) и прошли промышленные испытания новые реагенты и технологии (реагент КС-6, мицеллярные растворы на основе неионогенных ПАВ, композиционные составы гидрофобизаторов, эмульсионные составы, составы для растворения АСПО, технология ограничения водопритоков на основе алюмосиликатов - цеолитов и др.).
В настоящее время применение загустителей для повышения нефтеотдачи ограничивается резким снижением вязкости в минерализованных водах. Поэтому актуальной является разработка нового реагента для увеличения до Ill» бычи нефти, обладающего загущающими свойствами и устойчивого в минерализованных средах при фильтрации в пористой среде. При движении водного раствора реагента в пласте неизбежно происходит уменьшение вязкости, обусловленное разрушением структурного каркаса; Для анализа процессов разрушения-восстановления структуры; использовались экспериментальные данные двух типов: кривые течения;и кривые релаксации раствора по мере снятия нагрузки. Для всех реологических кривых наблюдаются общие тенденции: - снижение вязкости при увеличении скорости сдвига; - длявод-ных растворов КС-6 характерна тиксотропия; - увеличение значений динамической вязкости растворах ростом времени настаивания; При взаимодействии раствора КС-6 с карбонатами и сульфатами происходит некоторое снижение вязкости. А при контакте с хлоридом натрия шхлоридом кальция вязкость растворов возрастает. Этот результат имеет важное-практическое значение поскольку пластовые воды месторождений Татарстана относятся: к хлоркальциевому типу. Моделирование процесса нефтевытеснения показало, что нефтевытесняющая эффективность при контакте раствора КС-6 с солями сохраняется. Таким образом; реагент КС-6 является перспективным загустителем для повышения нефтеотдачи пласта; устойчивым в минерализованных водах.
Мицеллярные растворы, используемые в технологиях увеличения нефтеотдачи пластов, должны обладать высокой устойчивостью и хорошей; моющей способностью. Исследованы коллоидно-химические свойства; про-мышленно выпускаемых поверхностно-активных веществ: оксиэтилирован-ных алкилфенолов, оксиэтилированных высших спиртов, оксиэтилирован-ных жирных кислот. Определены изотермы межфазного натяжения на границе водный раствор ПАВI воздух, водный г раствор ПАВ нефть. Выявлена область критической концентрации мицеллообразования растворов (ККМ), характеризующая і эмульгирующую способность, ПАВ: Подобраны ПАВ: макси-мально снижающие межфазное натяжение. Учитывая тот факт, что добываемые нефти подразделяются по типу основания на парафинистые и смолистоасфальтеновыс, была исследована смачивающая способность растворов ПАВ асфальто-смолистой и парафиновой поверхности; Исследовано изменение (разовой проницаемости модели пласта при закачке мицеллярного раствора. Растворы показали хорошую смачивающую способность, обусловленную высокой адсорбционной способностью ПАВ. Применение мицеллярных растворов на основе неионогенных поверхностно-активных веществ, обладающих высокой смачивающей и моющей-способностью, позволит эффективно извлекать капиллярно-удерживаемую и пленочную нефть, что было доказано при исследовании нефтевытеснятощей способности мицеллярных растворов на моделях пласта. Их закачка в лабораторных условиях позволяет достичь 95%-ной нефтеотдачи.
Ограничение водопротоков и снижение обводненности продукции добывающих скважин является одной из наиболее актуальных проблем нефтедобычи, особенно на месторождениях, находящихся на поздней стадии: разработки. Одним из путей ее решения является применение гидрофобизаторов в различных технологиях на всех стадиях разработки и эксплуатации нефтяных месторождений. Несмотря!на большое многообразие водоограничиваю-щих и гидрофобных материалов, настоящая: проблема требует дальнейшей разработки и применения новых материалов. С этой целью были разработаны высокоэффективные гидрофобизирующие композиционные составы на основе недорогих: отечественных реагентов. Применение гидрофобизаторов в различных технологиях объясняется общим принципом действия гидрофобизаторов, а именно его адсорбцией на поверхности раздела фаз с образованием гидрофобной: молекулярной пленки, что обусловлено его поверхностно-активными свойствами; поэтому проведено исследование смачивающей способности породы обработанной разработанными гидрофобными материалами. Полученные результаты свидетельствуют о высоких гидрофобных и поверхностно-активных свойствах разработанных композиций, которая приводит к повышение фазовой проницаемости нефти и ее понижения по воде, что доказывает проведение исследования фильтрационных характеристик моде 113 лей пласта с различной водо--и нефтенасыщенностью, до и после обработки разработанными композиционными составами гидрофобизаторов. Таким образом, разработанные композиционные составы гидрофобизаторов на основе недорогих отечественных реагентов, эффективно увеличивают фазовую проницаемость по нефти и понижают ее по воде. В настоящее время разработан и внедряется на промыслах новый гидрофобизатор «ТАТНО-2002» на базе недорогого отечественного сырья. Реагент «ТАТНО-2002» прошел испытания на промыслах ОАО «Татнефтеотдача» (Степноозерское месторождение) в результате которых произошло снижение обводненности добываемой продукции с 80 до 10% при дальнейшей стабилизации эффекта до 30-40%.
Разработан и; апробирован способ обработки призабойной зоны скважин, закольматированной- парафинистыми, асфальтено-смолистыми и шламовыми отложениями; В способе обработки призабойной зоны скважины, включающем выбор скважины.для обработки, заполнение ее закачкой состава для растворения асфальтено-смоло-парафиновых отложений — раствора смеси тяжелой пиролизной смолы ТПС и дипроксамина-157 в углеводородном растворителе, продавку этого состава; в призабоиную зону скважиньц проведение технологической выдержки и запуск скважины в эксплуатацию. Осуществлятся выбор скважины., с пластовым давлением ниже давления насыщения? нефти газом, закачка- со скоростью 3-4л/с, используется раствор 0,5-9,0%-ный при соотношении указанного дипроксамина:и ТПС (0,1-15,0): 1. Причем продавку осуществляют технической водой, дополнительно до закачки состава или после проведения.технологической выдержкшзакачивают кислотный раствора осуществляют продавку кислотного раствора технической водой; Техническим5 результатомs является- повышение: эффективности обработки призабойной зоны скважины путем; увеличения дебита добывающей и восстановления приемистости нагнетательной скважин.
Разработан и апробирован гелеобразующий.состав для регулирования проницаемости пластов, включающий алюмосиликат, неорганическую кислоту и воду. В качестве алюмосиликата содержится отбракованные при производстве цеолитные катализаторы, а в качестве кислоты - соляная или отработанная серная кислота. Технический результат - повышение эффективности состава путем регулирования времени гелеобразования, вязкости, повышения прочности структуры; решение экологической проблемы - утилизация отходов нефтехимических производств, переход от органических составов к экологически чистым неорганическим.
