Результат интеллектуальной деятельности: ЖИДКОСТЬ ДЛЯ ГЛУШЕНИЯ СКВАЖИН БЕЗ ТВЕРДОЙ ФАЗЫ

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к жидкостям для глушения скважин без твердой фазы, и может быть использовано при проведении ремонтных работ в скважинах с пластовым давлением, равным или ниже гидростатического.

Анализ существующего уровня техники показал следующее:

- известна жидкость для глушения скважины без твердой фазы, рецептура которой имеет следующее соотношение компонентов, вес.%:

(см. а. с. СССР №796394 от 26.03.1979 г. по кл. Е21В 43/12, опубл. в Бюл. №2, 1981 г.).

Недостатком указанной жидкости является невысокая эффективность глушения скважин, ухудшение естественной проницаемости продуктивного пласта после деблокирования скважин, что увеличивает время освоения скважин. Это обусловлено следующими причинами: данная жидкость из-за высокого содержания в ней полисахаридного полимера КМЦ обладает высокими значениями вязкости. Последнее создает определенные трудности при прокачивании жидкости. При использовании ее не сохраняется естественная проницаемость продуктивного пласта после деблокирования, так как КМЦ оказывает кольматирующее воздействие на продуктивный пласт, что приводит к увеличению сроков освоения скважины, а также не способствует сохранению коллекторских свойств продуктивного пласта. При освоении скважины жидкость извлекается водным раствором ПАВ, фильтрующимся в пласт и кольматирующим его. Использование в зимнее время затрудняется из-за высоких значений вязкости;

- известен безглинистый буровой раствор, который может быть использован при глушении скважин, рецептура которого имеет следующее соотношение ингредиентов, масс.%:

(см. а. с. СССР №1339119 от 05.11.1985 г. по кл. С09К 7/02, опубл. в Бюл. №35, 1987 г.).

Недостатком указанного раствора является недостаточная эффективность глушения скважин, ухудшение естественной проницаемости продуктивного пласта после деблокирования скважин, что увеличивает время освоения скважин. Это обусловлено следующими причинами: данный раствор имеет показатель водоотдачи Ф=2-4 см³ за 30 минут. При взаимодействии указанных ингредиентов происходит незначительное изменение структуры за счет межмолекулярного взаимодействия (сцепления функциональных групп) - происходит «сшивание» ПАА солью алюминия. В итоге образуется «сшитый» ПАА с включением в его молекулу полигликолевых цепей. В пластовых условиях это приведет к образованию кольматационного экрана повышенной прочности. Осложняется процесс деблокирования, так как образовавший полиакриламидный экран не поддается кислотному и биологическому разложению. Невозможность наиболее полного удаления раствора из продуктивного пласта после окончания работ снижает проницаемость последнего, что отрицательно влияет на продуктивность скважины, увеличиваются сроки освоения скважин. Ухудшаются коллекторские свойства продуктивного пласта. Содержание в растворе полигликолей - многотоннажного отхода производства, получаемого при гидратации окиси этилена в количестве 1-20 мас.%, - недостаточно для придания жидкости необходимой морозостойкости;

- известна жидкость для глушения скважины без твердой фазы, рецептура которой имеет следующее соотношение ингредиентов, мас.%:

(см. патент СССР №1790590 от 07.06.1990 г. по кл. С09К 7/00, Е21В 33/13, опубл. в Бюл. №3, 1993 г.).

Недостатком указанной жидкости является недостаточная эффективность глушения скважин, ухудшение естественной проницаемости продуктивного пласта после деблокирования скважин, что увеличивает время освоения скважин. Это обусловлено следующими причинами: данная жидкость имеет плотность 1200 кг/м³ и выше. При использовании ее в скважинах с пластовым давлением, ниже или равным гидростатическому, будет происходить фильтрация в поглощающие пласты, когда пласт сложен различными породами - коллекторами. В связи с этим не сохраняется естественная проницаемость продуктивного пласта после деблокирования, увеличиваются сроки освоения скважины. Указанная жидкость не обладает необходимыми ингибирующими свойствами, из-за небольшого количества содержащихся в ней ингибирующих веществ - хлорида калия и оксиэтилцеллюлозы. Ухудшаются коллекторские свойства продуктивного пласта. Кроме того жидкость не обладает необходимой морозостойкостью, использование ССДБ осложняет условия транспортировки при отрицательных температурах;

- в качестве прототипа выбрана жидкость для глушения скважин без твердой фазы, рецептура которой имеет следующее соотношение компонентов, мас.%:

(см. патент РФ №2168531 от 09.11.1999 г. по кл. С09К 7/00, опубл. в Бюл. №16, 2001 г.).

Недостатком указанной жидкости является недостаточная эффективность глушения скважин, ухудшение естественной проницаемости продуктивного пласта после деблокирования скважин, что увеличивает время освоения скважин. Это обусловлено следующими причинами: при использовании данной жидкости, в промысловых условиях происходит проникновение фильтрата в продуктивный пласт, в результате происходит некоторое набухание глин, так как указанная жидкость имеет невысокие ингибирующие свойства, и перекрывание каналов по которой поступает добываемая продукция. Кроме того, жидкость характеризуется повышенными значениями показателя фильтрации. Все это ухудшает коллекторские свойства продуктивного пласта. На ингибирующие свойства оказывают влияние, находящиеся в жидкости хлорид калия и биополимер ксантанового рода - полисахаридный полимер. Содержание хлорида калия до 2 мас.% не обеспечивает необходимых ингибирующих свойств используемой жидкости, то есть является недостаточным для участия в механизме гидрофобизации поверхности глин, происходит неполный катионный обмен между ингибирующим веществом и глинами, в том числе и из-за наличия водо- и маслорастворимых полиалкиленгликолевого компонента - ассоциативного бинарного продукта, который не участвует в гидрофобизации глин, так как сам обладает гидрофобизирующими свойствами, и даже частично препятствует участию полисахаридного полимера в процессе ингибирования. Немаловажным условием является рН жидкости, равное 8,5, что также влияет на снижение ингибирующих свойств. При использовании в промысловых условиях указанной жидкости имеется вероятность проникновения фильтрата в пласт, так как показатель фильтрации ее достаточно высокий, что может вызвать кольматацию пласта и не способствует сохранению коллекторских свойств продуктивного пласта. Использование жидкости указанной рецептуры в зимнее время малоэффективно, так как не содержит морозоустойчивых добавок.

Технический результат, который может быть получен при реализации предлагаемого изобретения, сводится к следующему:

- повышается эффективность глушения скважин за счет использования жидкости для глушения без твердой фазы с пониженными значениями показателя фильтрации, повышенными ингибирующими свойствами, способствующими сохранению коллекторских свойств продуктивного пласта при одновременном увеличении морозостойкости;

- сохраняется естественная проницаемость продуктивного пласта после деблокирования, что сокращает время освоения скважин;

- расширяется ассортимент ингибирующих веществ.

Технический результат достигается с помощью известной жидкости для глушения скважин без твердой фазы, включающей гликольсодержащий компонент, полисахаридный полимер, понизитель фильтрации, ингибитор набухания глин и воду, который дополнительно содержит Морпен, а в качестве гликольсодержащего компонента - диэтиленгликоль, в качестве полисахаридного полимера - Сульфацелл, в качестве понизителя фильтрации - конденсированную сульфит-спиртовую барду КССБ, в качестве ингибитора набухания глин - коагулянт катионный MKG™ при следующем соотношении компонентов, мас.%:

Заявляемый состав соответствует условию «новизна».

Для приготовления жидкости используют диэтиленгликоль по ГОСТ 6221-90, Сульфацелл - по ТУ 2231-013-32957739-01, в качестве КССБ используют КССБ-2 по ТУ 2454325-05133190-2000, КССБ-5 по ТУ 17-06-311-94, коагулянт катионный MKG™ - модифицированная смесь акриламида и акрилата натрия - по ТУ 2458-003-13720606-04, Морпен - по 2481-008-22299560-02.

В процессе глушения газовых, газоконденсатных скважин с пластовым давлением, равным или ниже гидростатического, происходит интенсивное нарушение коллекторских свойств продуктивного пласта, снижение производительности скважин. К основным требованиям, предъявляемым к жидкостям для глушения скважин относится следующее:

- максимальное сохранение коллекторских свойств продуктивного пласта;

- технологические свойства должны быть регулируемыми в широких пределах горно-геологических условий эксплуатации скважин;

- плотность жидкости для глушения скважин должна быть достаточной для обеспечения необходимого противодавления на пласт;

- должны быть обеспечены взрыво- и пожаробезопасность.

При условии использования в зимнее время жидкость для глушения скважин должна быть и морозостойкой.

При использовании в заявляемой жидкости для глушения скважин без твердой фазы компонентов в заявляемых интервалах происходят следующие процессы. При смешивании компонентов указанной жидкости для глушения скважин без твердой фазы с водой имеет место физико-механическое взаимодействие данных растворяемых веществ с молекулами растворителя. Процесс растворения сопровождается выделением небольшого количества теплоты. Это свидетельствует о том, что молекулы (или ионы) растворенного вещества образуют с молекулами растворителя химические соединения, называемые гидратами, так как растворителем является вода. Соединение молекул или ионов растворяемых веществ с молекулами растворителя-воды осуществляется главным образом за счет водородных связей или же вследствие электростатического взаимодействия полярных молекул веществ. Иначе говоря, образование водородной связи начинается с электростатического взаимодействия. Электростатическая связь при приближении молекул возникает мгновенно и не требует при этом от них жесткой взаимной ориентации. Водородная связь как химическая образуется во времени, требует предварительной активации и жесткой взаимной ориентации связываемых ею частиц. Из четырех водородных связей, которая может реализовать молекула воды, труднее всех образовать первую, так как для этого нужно активировать молекулу. Молекулы с одной водородной связью уже являются активированными, поэтому последующие связи образуются легче. Так как молекулы воды образуют водородные связи с разными соседями (функциональными группами входящих в состав компонентов), то каждая активная молекула активизирует четыре соседних, то есть структурирование воды, начавшись в одной случайной точке, распространяется по объему лавинообразно, подобно разветвленной цепной реакции. Таким образом, структурирование жидкости обусловлено начальным моментом образования водородных связей, то есть электростатическим взаимодействием разноименно заряженных элементов жидкости. Они являются быстродействующими, не ориентированными, поэтому вязкость жидкости возрастает. Наличие в рецептуре жидкости различных высокомолекулярных соединений (сочетание компонентов с различной природой растворения) помогает друг другу более равномерно распределять прочность водородных связей по всему объему. Компоненты Сульфацелл и КССБ в жидкости создают как бы первоначальную сетку на основе водородных связей, придавая ей тем самым структуру, а наличие диэтиленглиголя, коагулянта катионного MKG™ и Морпена за счет своей гидратации будут ее перераспределять между собой, с одновременным выравниванием прочности водородных связей по всему объему жидкости. В результате такого взаимодействия компонентов образуется прочная система, на строение и физико-химические свойства которой оказывает сильное влияние межмолекулярные связи используемых компонентов. Это придает заявляемой жидкости для глушения скважин без твердой фазы повышенные значения условной и пластической вязкости. Как было отмечено, высокомолекулярные компоненты указанной жидкости имеют различную молекулярную массу и природу растворения, что сказывается на скорости растворения, а это придает ей необходимые структурно-механические свойства, статическое напряжение сдвига на значениях показателя фильтрации. В результате образования прочной структуры обеспечивается улучшение блокирующих свойств, повышается эффективность глушения скважин. Жидкость имеет пониженные значения показателя фильтрации, что способствует сохранению коллекторских свойств продуктивного пласта. Не происходит проникновение в него фильтрата.

Заявляемая жидкость для глушения скважин без твердой фазы характеризуется повышенными ингибирующими свойствами. Анализ литературных данных показывает, что достаточно хорошо исследовано влияние в основном неорганических, а действие синтетических органических катионов на глины изучено недостаточно. Механизм ингибирования глин многоплановый и обусловлен его химической и физической адсорбцией и способностью замещать обменные комплексы органическим катионом во всей кристаллической решетке глин. Под обменной способностью глин понимается их способность поглощать ионы из окружающей среды и выделять эквивалентное количество других ионов, находящихся на данном минерале в обменном состоянии. Обменные катионы, находящиеся на поверхности глин, играют большую роль в определении природы поверхности глинистых частиц и их способности образовывать в водных растворах коагуляционно-тиксотропные структуры. В целом процесс ингибирования глин можно условно разделить на 2 этапа. Первый этап обусловлен физической адсорбцией коагулянта катионного MKG™ непосредственно на отрицательно заряженной поверхности глин. Физическая адсорбция происходит за счет сил Ван-дер-Ваальса через весьма тонкие сольватные оболочки вокруг глинистых частиц. Второй этап можно связать с модификацией поверхности глин за счет химической адсорбции. При хемосорбции - химическом взаимодействии между ингибитором коагулянтом катионным MKG™ и поверхностью глин - образуются химические связи между гидроксильными группами (ОН^-) глин, находящихся у них на поверхности и катионами коагулянта катионного MKG™, который имеет довольно разнообразные функциональные группы (CONH₂, СООН, NH₂, OSO₃, CH₂OH и др.). Тем самым на поверхности глин происходит образование защитного мономолекулярного слоя. Поверхность глин гидрофобизируется и защищается аналогично углеводородным компонентам, а замена обменного комплекса глин соответствует изоэлектрическому состоянию с переходом в органоглины и приданием им олефильных свойств. Частично на ингибирование глин влияют находящиеся в рецептуре полимерные реагенты за счет капсулирующего (защитно-обволакивающего) их действия, а также диэтиленгликоль, действующий по методу «осушки». Использование коагулянта катионного MKG™ существенно влияет на повышение ингибирующих свойств (см. акт испытания). А его использование в качестве ингибитора расширяет ассортимент ингибирующих веществ. Заявляемая жидкость для глушения скважин без твердой фазы может быть использована в зимний период времени и остается работоспособной при -36°С.

Заявляемая жидкость для глушения скважин без твердой фазы практически не содержит активных функциональных групп (так как часть из них участвует между компонентами внутри жидкости, а остальная часть - в дегидратации глин). Ввиду этого она является относительно нейтральной к пластовым флюидам в скважине и характеризуется малой адгезией к продуктивному пласту. Это обеспечивает ей в свою очередь стабильность и сохранение свойств в течение времени, необходимого для проведения работ. При небольших давлениях заявляемая жидкость легко удаляется из пласта (деблокирование), обеспечивается сохранение естественной проницаемости продуктивного пласта, что в свою очередь сокращает время освоения скважин. Совместное использование компонентов в заявляемых интервалах придает образующейся жидкости комплекс свойств, обеспечивающий повышение эффективности глушения скважин.

Содержание в жидкости диэтиленгликоля менее 30 мас.%, Сульфацелла, КССБ, Морпена менее 0,5%, коагулянта катионного MKG™ менее 0,8 мас.% приводит к повышению значения показателя фильтрации, уменьшению ингибирующих свойств, что не обеспечивает эффективность глушения скважин.

Содержание в жидкости диэтиленгликоля более 40 мас.%, Сульфацелла, КССБ, Морпена более 1,0 мас.%, коагулянта катионного MKG™ более 0,8 мас.% нецелесообразно, так как существенного улучшения ее свойств не происходит.

Таким образом, согласно вышесказанному предлагаемая жидкость для глушения скважин без твердой фазы обеспечивает достижение технического результата.

Не выявлены по имеющимся источникам известные технические решения, имеющие признаки, совпадающие с отличительными признаками предлагаемого изобретения по заявляемому техническому результату.

Заявляемый состав соответствует условию «изобретательский уровень».

Более подробно сущность заявляемого изобретения описывается следующими примерами:

Пример №1 (промысловый).

Гипотетическая газовая скважина. Коллектор представлен сеноманскими отложениями.

Исходные данные

1. Глубина скважины, м 1330

2. Глубина спуска эксплуатационной колонны, м 1330

3. Наружный диаметр эксплуатационной колонны, мм 219

4. Внутренний диаметр эксплуатационной колонны, D_вэк, мм 201,2

5. Наружный диаметр насосно-компрессорных труб (НКТ), D_ннкт, мм 168

6. Внутренний диаметр НКТ, D_внкт, мм 153,4

7. Глубина спуска НКТ (башмак HKT), L, м 1212

8. Искусственный забой, м 1322,5

9. Текущий забой, м 1291,4

10. Интервал перфорации, м 1222,4-1241,6; 1256-1294,4

11. Устье оборудовано КГ (колонная головка) - ОКК2-324×219-210ХЛ(Баку);

ФА (фонтанная арматура) - АФК-150×100-210ХЛ (Баку).

12. Пластовое давление Р_пл=7,67 МПА.

Рассчитывают

1. Объем блокирующей жидкости V_бж

V_бж=к·h·π·D² _вэк/4,

где к - коэффициент запаса для сеноманской залежи;

к=5-6, определен из опыта работ на данном месторождении;

h - расстояние от верхних перфорационных отверстий до текущего забоя, м.

h=1291,4-1222,4=69 м.

V_бж=5·69·3,14·0,2012²/4≈11 м³.

2. Объем первой пачки жидкости глушения без твердой фазы V_1жгл

V_1жгл=L·π·(D² _вэк-D² _ннкт)/4,

V_1жгл=1212·3,14·(0,2012²-0,168²)/4≈11,7 м³.

3. Объем второй пачки жидкости глушения без твердой фазы V_2жгл

V_2жгл=(L·π·D² _внкт/4)+(h₁·π·D² _вэк/4),

где h₁ - расстояние от верхних перфорационных отверстий до башмака НКТ, м.

h₁=1222,4-1212=10,4 м.

V_2жгл=(1212·3,14·0,1534²/4)+(10,4·3,14·0,2012²/4)≈22,7 м³.

Для глушения скважины необходимо приготовить 11 м³ блокирующей жидкости и 34,4 м³ жидкости глушения без твердой фазы.

Порядок приготовления 34,4 м³ жидкости глушения без твердой фазы.

Для приготовления 10 м³ жидкости глушения без твердой фазы в емкость объемом 10 м³ заливают воду объемом 5,704 м³ или 5704 л (что составляет 55,5 мас.%), засыпают 103,7 кг Сульфацелла (что составляет 1 мас.%), 103,7 кг КССБ-2 (что составляет 1 мас.%), вводят 4,027 м³ диэтиленгликоля или 4027 л (что составляет 40 мас.%), 0,125 м³ или 125 л коагулянта катионного MKG™ (что составляет 1,5 мас.%), добавляют 0,098 м³ или 98 л Морпена (что составляет 1 мас.%). Осуществляют перемешивание цементировочным агрегатом ЦА 320. После приготовления 10 м³ жидкости глушения производят слив ее в емкость для хранения.

По выше приведенной схеме готовят еще 20 м³ жидкости глушения без твердой фазы.

Готовят 4,4 м³ жидкости глушения без твердой фазы в емкости объемом 5 м³, используют следующее количество компонентов:

Диэтиленгликоль 1,772 м³ или 1772 л

Сульфацелл 45,63 кг КССБ-2 45,63 кг

Коагулянт катионный MKG™ 0,055 м или 55 л

Морпен 0,043 м³ или 43 л

Вода 2,51 м³ или 2510 л.

Приготовленный раствор сливают в емкость для хранения.

Технологию глушения скважины осуществляют следующим образом.

1. При закрытом затрубном пространстве в трубное пространство скважины закачивают первую пачку жидкости глушения без твердой фазы объемом 11,7 м³.

2. Закачивают расчетное количество блокирующего состава в трубное пространство скважины, при этом затрубное пространство открывают на факельную линию, оборудованную штуцером 8-10 мм.

3. Закачивают вторую пачку жидкости глушения без твердой фазы до появления первой ее пачки на факельной линии.

4. 3акрывают затрубное пространство и производят закачку оставшегося количества жидкости глушения без твердой фазы.

5. Скважину закрывают на технологический отстой в течение 12 часов и контролируют устьевые давления.

После глушения скважины далее проводят ремонтные работы. По их окончании продуктивный пласт деблокируют и производят освоение скважины двухфазной пеной, плавно снижая противодавление на пласт до получения притока газа.

В результате использования жидкости глушения скважины без твердой фазы время выхода скважины на доремонтный режим эксплуатации сокращается с 7 до 3 суток.

Пример 1 (лабораторный).

В 677 мл воды (что составляет 67,7 мас.%) вводят 0,5 г Сульфацелла (что оставляет 0,5 мас.%), 0,5 г КССБ-2 (что составляет 0,5 мас.%), 291,26 мл Диэтиленгликоля ρ=1030 кг/м³ (что составляет 30 мас.%), 6,45 мл коагулянта катионного MKG™ ρ=1240 кг/м³ (что составляет 0,8 мас.%), 4,72 мл Морпена ρ=1060 кг/м³ (что составляет 0,5 мас.%). Производят перемешивание до получения однородной жидкости.

Жидкость имеет следующие свойства:

ρ=1020 кг/м³, Т=48с, θ_1мин=28,7 дПа, θ_10мин=30,0 дПа, Ф=2,5, η_пл=33 мПас, τ_о=139,5 дПа, П₀=1,98, давление прорыва состава - 18,0 МПа, давление деблокирования - 0,10 МПа, β=98,1%, β₁=99,5% МПа, рН=7,0, Т_з=-34°С.

Пример №2.

Готовят 1000 г жидкости, г/мас.%:

Диэтиленгликоль 400/40 (что составляет 388,35 мл ρ=1030 кг/м³)

Сульфацелл 10/1,0

КССБ-5 10/1,0

Коагулянт катионный

MKG™ 15/1,5 (что составляет 12,10 мл ρ=1240 кг/м³)

Морпен 10/1,0 (что составляет 9,43 мл ρ=1060 кг/м³)

Вода 555/55,5.

Проводим все операции, как указано в примере №1.

Жидкость имеет следующие свойства:

ρ=1037 кг/м³, Т=198с, θ_1мин=50,3 дПа, θ_10мин=57,5 дПа, Ф=1,2, η_пл=62 мПас, τ₀=310 дПа, П₀=1,52, давление прорыва состава - 29,0 МПа, давление деблокирования - 0,48 МПа, β=99,3%, β₁=99,7% МПа, рН=6,6, Т_з=-36°С.

Пример №3.

Готовят 1000 г жидкости, г/мас.%:

Диэтиленгликоль 300/30 (что составляет 291,26 мл ρ=1030 кг/м³)

Сульфацелл 10/1,0

КССБ-2 10/1,0

Коагулянт катионный

MKG™ 10/1,0 (что составляет 8,1 мл ρ=1240 кг/м³)

Морпен 10/1,0 (что составляет 9,43 мл ρ=1060 кг/м³)

Вода 660/66,0.

Проводим все операции, как указано в примере №1.

Жидкость имеет следующие свойства:

ρ=1034 кг/м³, Т=133с, θ_1мин=41,2 дПа, θ_10мин=43,5 дПа, Ф=1,5, η_пл=51 мПас, τ₀=256,6 дПа, П₀=1,69, давление прорыва состава - 22,0 МПа, давление деблокирования - 0,15 МПа, β=98,3%, β₁=99,7% МПа, рН=6,9, Т_з=-34°С.

Пример №4.

Готовят 1000 г жидкости, г/мас.%:

Диэтиленгликоль 350/35 (что составляет 339,81 мл ρ=1030 кг/м³)

Сульфацелл 8,0/0,8

КССБ-5 8,0/0,8

Коагулянт катионный

MKG™ 10/1,0 (что составляет 8,1 мл ρ=1240 кг/м³)

Морпен 8,0/0,8 (что составляет7,55 мл ρ=1060 кг/м³)

Вода 616/61,6.

Проводим все операции, как указано в примере №1.

Жидкость имеет следующие свойства:

ρ=1033 кг/м³, Т=99с, θ_1мин=38,0 дПа, θ_10мин=40,8 дПа, Ф=1,5, η_пл=46 мПас, τ₀=229 дПа, П₀=1,72, давление прорыва состава - 20,0 МПа, давление деблокирования - 0,10 МПа, β=99,3%, β₁=99,7% МПа, рН=6,8, Т_з=-35°С.

Пример №5.

Готовят 1000 г жидкости, г/мас.%:

Диэтиленгликоль 400/40(что составляет 388,35 мл ρ=1030 кг/м³)

Сульфацелл 8,0/0,8

КССБ-2 10/1,0

Коагулянт катионный

MKG™ 8,0/0,8 (что составляет 6,45 мл ρ=1240 кг/м³)

Морпен 5,0/0,5 (что составляет 4,72 мл ρ=1060 кг/м³)

Вода 569/56,9.

Проводим все операции, как указано в примере №1.

Жидкость имеет следующие свойства:

ρ=1023 кг/м³, Т=98с, θ_1мин=34,3 дПа, θ_10мин=35,5 дПа, Ф=1,6, η_пл=43 мПас, τ₀=205 дПа, П₀=1,70, давление прорыва состава - 27,0 МПа, давление деблокирования - 0,16 МПа, β=98,9%, β₁=99,7% МПа, рН-6,5, Т_з=-36°С.

Таким образом, заявляемое техническое решение соответствует условиям «новизна, изобретательский уровень и промышленная применимость», то есть является патентоспособным.