Способ подавления движения текучей среды в ствол скважины в подземной формации или из него, содержащий использование скважинного флюида, содержащего твердые частицы в жидкости - носителе, причем эти твердые частицы включают химически активный полимер; подачу скважинного флюида в ствол скважины так, чтобы жидкость - носитель проникла через поверхность раздела между стволом скважины и окружающей его областью, в котором частицы накапливаются на поверхности раздела; и формирование из полимера твердой пробки, подавляющей движение текучей среды через поверхность раздела, а также скважинный флюид, предназначенный для использования в стволе скважины, причем данный скважинный флюид содержит твердые частицы в жидкости - носителе, и эти твердые частицы включают химически активный полимер.

 

(57) Реферат / Формула:
подавления движения текучей среды в ствол скважины в подземной формации или из него, содержащий использование скважинного флюида, содержащего твердые частицы в жидкости - носителе, причем эти твердые частицы включают химически активный полимер; подачу скважинного флюида в ствол скважины так, чтобы жидкость - носитель проникла через поверхность раздела между стволом скважины и окружающей его областью, в котором частицы накапливаются на поверхности раздела; и формирование из полимера твердой пробки, подавляющей движение текучей среды через поверхность раздела, а также скважинный флюид, предназначенный для использования в стволе скважины, причем данный скважинный флюид содержит твердые частицы в жидкости - носителе, и эти твердые частицы включают химически активный полимер.

 

---

СПОСОБ ПОДАВЛЕНИЯ ДВИЖЕНИЯ ТЕКУЧЕЙ СРЕДЫ В СТВОЛ СКВАЖИНЫ ИЛИ ИЗ НЕГО
0610543
Область техники, к которой относится изобретение
Настоящее изобретение относится к способу подавления движения текучей среды в ствол скважины или из него в подземном пласте, и к скважинному флюиду, предназначенному для использования в стволе скважины.
Уровень техники
В ходе бурения и эксплуатации ствола скважины в подземной формации часто возникают ситуации, в которых желательно подавлять движение текучей среды в скважине.
Например, текучая среда, получаемая из углеводородных нефтяных или газовых скважин, часто содержит существенные количества воды. Используемый здесь термин вода также включает соленую воду. Источником воды может быть вода формации, проникающая из слоев формации, расположенных рядом со слоями, несущими углеводороды, или вода, проникающая в формацию при ее закачке с поверхности.
Вода, содержащаяся в добываемой текучей среде, снижает возможности по подъему нефтяной или газовой скважины, и полученная вода представляет собой экологическую проблему. Часто, концентрация воды в добываемой текучей среде увеличивается по мере старения скважины, и на некотором этапе желательно обработать скважину, чтобы получать из нее меньше воды.
Аналогичная задача состоит в подавлении движения текучей среды через трещины в формации, окружающей ствол скважины. Трещины могут привести к нежелательной потере бурового раствора в окружающую формацию, что приводит к необходимости герметизировать движение текучей среды через трещины.
Другие ситуации, в которых может быть желательно подавлять движение текучей среды внутри скважины, возникают при просачивании обсадных труб, например, когда существуют полости позади обсадной трубы, или когда присутствуют пустоты или кольца между металлической обсадной трубой и окружающим цементом. Такие ситуации называются далее неоднородностями цементирования.
В примере ситуации, в которой желательно обеспечить изоляцию, подземная формация сформирована из множества расположенных друг над другом нефтеносных слоев, и ствол скважины продолжается через формацию и выполнен с отверстиями,
расположенными во всех нефтеносных слоях. После некоторого времени эксплуатации, в результате изучения показаний приборов, данных месторождения и добычи определяют, что некоторые слои все еще имеют высокую степень насыщения углеводородами, в то время как другие уже заполнились водой. Поэтому было бы желательно обеспечить возможность выборочного подавления движения текучей среды между стволом скважины и заполненным водой слоем (слоями).
Такая задача не имеет простого решения. Заявитель столкнулся с этой проблемой в ситуации, в которой завершение скважины представляет собой комплекс с относительно малой колонной насосно-компрессорных труб (диаметром 3.5" = 9 см) внутри относительно большой обсадной трубы ствола скважины (диаметром 7" = 18 см), при относительно высоких статических температурах в скважине (> 110°С), при относительно высоком перепаде давления между разными слоями (до 3000 фунтов на квадратный дюйм = 21 МПа).
Обычное изолирование цементом представляет собой в данном случае не практичный вариант для таких высоких перепадов давления.
При рассмотрении других возможных решений, известных в уровне техники оказалось, что доступны только относительно сложные механические варианты.
Один из механических вариантов мог бы состоять в установке селективного завершения скважины с множеством зон. Это подразумевало бы необходимость удаления первого существующего завершения, то есть узла труб и оборудования внутри скважины. После этого потребовалось бы установить избирательное завершение, в котором все соответствующие слои изолированы элементами пакера, чтобы обеспечить возможность управления добычей из любой из этих зон с помощью клапанов.
Другой обычный механический вариант мог бы состоять в цементировании обсадной трубы поверх существующих отверстий для перекрытия движения текучей среды между всеми отверстиями и стволом скважины, с последующим повторным перфорированием зон, содержащих углеводороды. И снова, это потребовало бы удаления существующего завершения.
Любой из этих механических вариантов был бы дорогим и занимающим много времени, потому что в каждом случае, сначала потребовалось бы удалить существующее завершение, чтобы можно было локально использовать требуемое оборудование.
В европейской заявке на патент с публикацией № ЕР 1369401 раскрыта уплотнительная композиция, предназначенная для использования в стволе скважины, причем эта композиция содержит воду, цементирующий материал и растворимый в воде сшиваемый материал типа мономера 2-гидроксиэтилакрилата или сополимера акрилата
акриламида и т-бутилакрилата. Такая уплотнительная композиция может противостоять намного более высокому перепаду давлений (максимальное давление обратного притока), чем обычный цемент. Такая композиция может быть введена через существующее завершение в ствол скважины. При приложении давления выдавливания, сшиваемый материал проникает с водой на некоторое расстояние в формацию, окружающую ствол скважины, где происходит его сшивание. Цемент остается на поверхности раздела со стволом скважины и там затвердевает. Известную уплотнительную композицию относительно трудно приготовить и обрабатывать, и она требует специальной экспертизы при использовании. Цемент может, например, затвердеть в насосно-компрессорной трубе или в стволе скважины под влиянием текучих сред ствола скважины или местных горячих пятен в скважине, и удаление затвердевшего цемента из гибкой насосно-компрессорной трубы или эксплуатационной насосно-компрессорной колонны является очень дорогостоящим. Кроме того, после нагнетания цемента излишки цемента должны быть выкачаны вместе с вязкой соленой водой. В результате все завершение скважины будет подвергнуто воздействию этой смеси цемента и соленой воды, которая потенциально загрязняет жизненно важные части скважины, такие как газовые клапаны и боковые газлифтные мандрели.
В описание патента США 3525398 описан способ герметизации трещин в проницаемой формации, в котором тиксотропную жидкую суспензию из частиц деформируемой твердой смолы вводят в трещину, и в котором используют деформацию частиц под давлением для формирования по существу непроницаемого барьера в трещине. Другой физический процесс герметизации трещин известен из описания американского патента 3302719, в котором твердые частицы полимера/воска/смолы вводят для формирования временной пробки во время образования трещин, которая затем может быть растворена углеводородами формации. Еще один физический процесс обеспечения гидравлического уплотнения под землей известен из публикации заявки № WO 01/74967 на международный патент, в которой образующий гель полимер вводят в зону потери циркуляции, где он разбухает.
Задача настоящего изобретение состоит в получении улучшенного способа подавления движения текучей среды между стволом скважины и окружающей подземной формацией.
Еще одна задача состоит в том, чтобы получить специальный хороший скважинный флюид, пригодный для использования в этом улучшенном способе.
Сущность изобретения
С этой целью предложен способ подавления движения текучей среды в ствол скважины в подземной формации или из него, включающий:
- использование скважинного флюида, содержащего твердые частицы в жидкости -носителе, причем эти твердые частицы включают химически активный полимер;
- подачу скважинного флюида в ствол скважины так, чтобы жидкость - носитель проникла через поверхность раздела между стволом скважины и окружающей его областью, в котором частицы накапливаются на поверхности раздела; и
- формирование из полимера твердой пробки, подавляющей движение текучей среды через поверхность раздела.
Также предложен скважинный флюид, предназначенный для использования в стволе скважины, причем этот скважинный флюид содержит твердые частицы в жидкости - носителе, и эти твердые частицы включают химически активный полимер. Изобретение, кроме того, относится к использованию этого скважинного флюида в стволе скважины, в частности, для подавления движения текучей среды на поверхности раздела.
Настоящее изобретение основано на понимании Заявителем того, что твердые полимерные частицы в жидкости - носителе формируют, в частности, легко обрабатываемую уплотнительную композицию, предназначенную для использования в стволе скважины. Стандартный блок смесителя гравийного пакера достаточен для подготовки скважинного флюида. При этом не требуется использовать какие-либо специальные мешалки для цементного раствора и насосы, как при подготовке сложных многокомпонентных цементных смесей. Отсутствуют какие-либо пыльные компоненты, и поэтому изобретение обеспечивает намного более безопасную систему для компании -оператора.
Термин полимерная пробка включает слои полимера, которые формируются на поверхности раздела. Твердая пробка формируется в результате реакции химически активного полимера. Соответственно, полимерная пробка не может быть растворена текучими средами месторождения. Полимерные пробки, сформированные из химически активных полимеров, позволяют обрабатывать намного более высокие перепады давления, чем обычные уплотнительные системы, например 21 МПа и больше. В зависимости от механических свойств полимера перепады могут достигать 50 МПа или больше, благодаря неограниченной прочности на сжатие полимера. В качестве жидкости -носителя можно использовать, например, соленую воду или углеводородную жидкость, такую как дизельное топливо.
Частицы являются твердыми и, соответственно, не липкими на поверхности.
Химический продукт и физические параметры могут быть специально подобраны для конкретного варианта применения. Предпочтительно, частицы содержат, по меньшей мере, 50% масс, полимера или полимерной композиции, более предпочтительно, по меньшей мере, 90% масс, наиболее предпочтительно, они состоят только из полимера или полимерной композиции.
Жидкость - носитель выдавливается в формацию, в результате чего твердые частицы накапливаются на поверхности раздела. С этой целью размер частиц, предпочтительно, выбирают таким, чтобы они достигали поверхности раздела, но незначительно попадали в формацию, соответственно, меньше чем на 10 см, предпочтительно меньше чем на 2 см, обычно приблизительно на 1 см или меньше. Когда поверхность раздела формируется перфорационными отверстиями ствола скважины в формацию, частицы имеют, соответственно, самый малый линейный размер, в диапазоне от 1 мм до 2 см. Когда поверхность раздела формируется трещиной, самый малый линейный размер, соответственно, составляет от 500 микрон до 2 см. Для ремонта неоднородностей цемента вбирают, соответственно, более мелкие частицы, в диапазоне 1 - 200 микрон. Форму частиц также можно соответственно выбирать, например, обычно сферическую, цилиндрическую или кубическую, а также неправильную форму.
Частицы накапливаются на поверхности раздела и, в отличие от растворимого в воде сшиваемого материала предшествующего уровня техники уплотнительные композиции не проникают в формацию, поэтому после исправления непосредственно на поверхности раздела формируется твердый слой или пробки. Такой твердый слой на поверхности раздела имеет преимущество, состоящее в том, что движение текучей среды может прямо и выборочно быть восстановлено снова, если необходимо, используя стандартные технологии перфорирования. В противном случае, то есть, если бы уплотнение было сформировано на некотором расстоянии в формации, повторное перфорирование стало бы проблемой. Другое преимущество твердого слоя на поверхности раздела состоит в том, что устраняется риск того, что добываемые углеводороды будут заперты на месте.
В качестве частиц химически активного полимера можно использовать известные отверждающиеся полимеры или полимерную композицию, например, композицию фенольной смолы, композицию полиэфирной смолы, композицию эпоксидной смолы или композицию полиуретана.
Соответственно, отверждающаяся композиция содержит, по меньшей мере, два разных состава, например, химически активную полимерную цепь и сшивающий агент или отвердитель, причем эти составы взаимодействуют между собой, образуя частые
поперечные связи для формирования (сшитой) полимерной сетки. Каждая химически активная полимерная частица, соответственно, содержит оба состава.
Температура на поверхности раздела обычно более высокая, чем температура на поверхности земли. Типичная температура нефтеносных слоев месторождения составляет от ПО до 180 градусов, например 150 градусов Цельсия. Реакция химически активного полимера может начаться просто в результате воздействия такой температуры на поверхности раздела в течение достаточно длительного периода времени, например 1-24 часа. Образование поперечных связей происходит, соответственно, как внутри частиц, так и между частицами, в результате чего формируется макроскопическая уплотнительная структура.
В зависимости от скорости реакции конкретного химически активного полимера при повышенной температуре может потребоваться подавать в ствол скважины охлаждающую текучую среду до введения химически активных полимерных частиц, например, чтобы понизить температуру в стволе скважины около поверхности раздела, которая будет герметизирована, на 20-50 К. Таким образом предотвращается преждевременная реакция полимерных частиц во время их движения вниз по стволу скважины к поверхности раздела.
В другом варианте использования химически активных полимеров предусматривается такой их выбор, что дополнительный нагрев выше температуры формации на поверхности раздела необходим для протекания реакции. В этом случае для проведения реакции в стволе скважины можно использовать соответствующий нагреватель, такой как электрический нагреватель на кабеле. Также можно использовать предварительную промывку поверхности раздела нагревающей жидкостью, такой как горячая соленая вода, для локального и временного нагрева формации.
Значения относительной плотности полимерных частицы и жидкости - носителя можно выбрать такими, чтобы плотность частиц была равной или выше, или ниже чем плотность жидкости - носителя. Значения плотности при температуре окружающей среды могут, соответственно, составлять 500 кг/м3 или выше, но не должны превышать 1500 кг/м3. При одинаковой плотности частицы будут плавать в жидкости, что позволяет получить относительно устойчивую суспензию, с помощью которой можно легко обрабатывать поверхности. При более высокой плотности частиц избыточные частицы, которые не были накоплены на поверхности раздела, будут автоматически оседать на дно ствола скважины. С другой стороны, когда частицы легче, чем жидкость, избыточные частицы будут предпочтительно всплывать на поверхность, где они могут быть удалены.
Изобретение также относится к скважинному флюиду, предназначенному для
использования в стволе скважины, причем данный скважинный флюид содержит твердые частицы в жидкости - носителе, и твердые частицы включают химически активный полимер. Такой скважинный флюид (обрабатывающий флюид) позволяет эффективно и надежно изолировать отверстия и трещины, и другие проницаемые для жидкости поверхности раздела между стволом скважины и формацией. Предпочтительно, химически активный полимер скважинного флюида содержит композицию эпоксидной смолы, содержащую эпоксидную смолу, отверждающий агент и, в случае необходимости, ускоритель, катализатор и/или материал наполнителя.
Краткое описание чертежей
Вариант выполнения изобретения будет более подробно описан ниже со ссылкой на прилагаемые чертежи, на которых
на фиг. 1-4 показаны несколько этапов выполнения варианта применения способа настоящего изобретения в стволе скважины, продолжающемся в слоистую формацию месторождения; и
на фиг. 5 схематично показан испытательный стенд для проверки настоящего изобретения.
При этом на разных чертежах используются одинаковые ссылочные позиции, где они обозначают одни и те же или подобные объекты.
Подробное описание изобретения
Рассмотрим фиг. 1. На этой фигуре показана нижняя часть ствола 1 скважины продолжающегося от поверхности (не показана) в подземную формацию 4. Подземная формация в этом примере слоистая. Слои 6 и 7 содержат углеводороды - нефть, и слой 8 представляет собой водоносный слой. Слои 6, 7, 8 отделены границами или непроницаемыми слоями 10, 11. Ствол 1 скважины снабжен обсадной трубой 14 сформированной из металлической обсадной колонны, при этом, кольцо 15 между стенками обсадной колонны и ствола 1 скважины заполнено цементом. Завершение скважины обозначено трубой 16 продолжающейся до поверхности, и пакером 18.
Текучая среда поступает в ствол 1 скважины из слоев 6, 7, 8 через перфорацию 20, 21, 22, как обозначено стрелками, и ее подают на поверхность через насосно-компрессорную трубу 16. Эта текучая среда содержит нефть 23 и значительное количество воды 24 полученной из слоя 8. При этом предпочтительно герметически заделать прилив воды из водоносного слоя 8, в частности через отверстия 21, которые формируют поверхность раздела между стволом скважины и водоносным слоем.
Как показано на фиг. 2, с этой целью первую гибкую насосно-компрессорную трубу 25 опускают через насосно-компрессорную трубу 16, и охлаждающую текучую среду жидкость 27 подают через гибкую насосно-компрессорную трубу 25 в ствол 1 скважины, из которого она протекает на некоторое расстояние в слои 6, 7, 8 формации. Охлаждающая текучая среда может представлять собой 2 % масс, раствор КС1 в воде. Объем и скорость нагнетания могут быть определены на основе моделирования температуры. Обычно подают 200-2000 баррелей (31,8 - 318 м3) охлаждающей текучей среды со скоростью 1-5 баррелей/мин (0,159 - 0.795 м3мин) для остужения поверхности раздела на 20-50 Кельвин.
Как показано на фиг. 3, немедленно после прекращения закачки охлаждающей текучей среды в ствол скважины закачивают специальный скважинный флюид 28 через гибкую насосно-компрессорную трубу. В соответствии с изобретением скважинный флюид содержит суспензию из твердых химически активных полимерных частиц 29 в жидкости - носителе. Концентрация частиц может составлять от 1 до 50 % масс, всего скважинного флюида, и размер частиц может составлять от 0,1 мм до 5 см. Для сферических частиц размер частиц представлен средневзвешенным значением диаметра разных частиц. Для частиц с другим профилем могут быть определены максимальные значения протяженности частиц в различных линейных направлениях, и наименьшее значение линейного размера может быть определено как самое малое значение такой максимальной протяженности, и общий размер частиц представляет собой, при этом, средневзвешенное значение наименьшего линейного размера разных частиц.
Соответствующий химически активный полимер (композиция) включает эпоксидную смолу и сшивающий агент, причем оба эти компонента содержатся в одних и тех же частицах.
По меньшей мере, часть жидкости - носителя, которая также может представлять собой 2 % масс, раствор КС1 в воде, протекает в слои 6, 7, 8 формации через перфорацию 20, 21, 22. Благодаря их размеру химически активные полимерные частицы не будут проникать в слои формации, а будут накапливаться на поверхности раздела между стволом скважины и слоями формации в туннелях перфорации. Это явление можно отметить на поверхности земли по повышению давления в результате снижения приемистости. Закачку, соответственно, продолжают, пока не будет достигнуто максимальное давление на поверхности. Давление (так называемый перепад давления) поддерживают в течение определенного периода времени, например 2-16 часов. В течение этого периода температура на поверхности раздела снова повышается, приближаясь к нормальной температуре формации. Химически активную полимерную
композицию выбирают такой, что при таком повышении температуры происходит реакция. Соответственно, скоростью реакции при температуре на поверхности земли, а также при температурах во время движения частиц вниз по стволу скважины при закачке можно пренебречь. Некоторое размягчение твердых частиц может произойти при повышенных температурах перед началом реакции отверждения, в результате которой формируется твердая пробка. Предпочтительно температура стеклования полимера после реакции выше температуры окружающей среды на герметичной поверхности раздела. Отвержденный полимер по существу не деформируется.
При температуре формации образуются поперечные связи в пределах частиц и между соседними частицами, в результате чего на поверхности раздела формируется пробка или уплотнительный слой 31 из полимера. Предпочтительно, частицы выбирают такими, чтобы они размягчались при повышенной температуре с тем, чтобы они вошли в плотный контакт друг с другом для обеспечения хорошего соединения между частицами. Также возможно использовать полимер, расширяющийся после отверждения для улучшения изоляции. Расширившийся полимер все еще считается твердым полимером.
После отверждения химически активного полимера перфорация 20, 21, 22 герметизируется, предотвращая движение текучей среды между стволом скважины и слоями 6, 7, 8. Гибкую насосно-компрессорную трубу убирают, и нефтеносные слои 6, 7 можно выборочно повторно перфорировать через насосно-компрессорную трубу 16, используя технологии, известные в области техники.
Результат показан на фиг. 4. Нефть 23 получают из слоев 6, 7 через новую перфорацию 35, 36, и поступление воды из слоя 8 подавляется уплотнительным слоем 31 на поверхности раздела.
Следует понимать, что этап охлаждения не является необходимым, если закачка частиц в ствол скважины и накопление на поверхности раздела происходит намного быстрее, чем реакция.
В предпочтительном варианте выполнения химически активный полимер представляет собой композицию эпоксидной смолы. Композиция эпоксидной смолы обычно содержит эпоксидную смолу, сшивающий агент или отвердитель и, в случае необходимости, ускоритель, катализатор и/или материал - наполнитель. Для каждого компонента такой композиции множество соответствующих материалов известны в области техники.
Эпоксидная смола представляет собой молекулу, содержащую больше чем одну эпоксидную группу. Различают две основные категории эпоксидных смол, глицидиловый эпоксид, и неглицидиловые эпоксидные смолы. Глицидиловые эпоксиды могут быть
дополнительно классифицированы как глицидиловый эфир, сложный глицидиловый эфир и глицидиламин. Неглицидиловые эпоксиды представляют собой алифатические или циклоалифатические эпоксидные смолы. Глицидиловые эпоксиды могут быть приготовлены с помощью реакции конденсации соответствующего дигидроксисоединения, двухосновной кислоты или диамина и эпихлоргидрина. Неглицидиловые эпоксиды можно получить путем перекисного окисления олефиновой двойной связи.
Соответствующие и обычные эпоксиды на основе глицидилового эфира представляют собой либо эпоксидные смолы на основе диглицидилового эфира бисфенола-А (ДГЭБА, DGEBA) или эпоксидные смолы на основе новолачной фенолоформальдегидной смолы. Диглицидиловый эфир бисфенола-А (ДГЭБА) можно синтезировать в результате взаимодействия бисфенола-А с эпихлоргидрином в присутствии основного катализатора. Свойства смол ДГЭБА зависят от количества повторяющихся элементарных звеньев, формирующих цепь смолы, также известного как степень полимеризации. Как правило, это количество составляет от 0 до 25 для многих товарных продуктов.
Другие соответствующие эпоксидные смолы представляют собой эпоксидные смолы на основе новолачной фенолоформальдегидной смолы, которые являются глицидиловыми эфирами новолачных фенолоформальдегидных смол. Фенолы взаимодействуют с избытком с формальдегидом в присутствии кислотного катализатора для получения новолачной фенолоформальдегидной смолы. Эпоксидные смолы на основе новолачной фенолоформальдегидной смолы можно синтезировать в результате взаимодействия новолачной фенолоформальдегидной смолы с эпихлоргидрином в присутствии гидроокиси натрия в качестве катализатора. Эпоксидные смолы на основе новолачной фенолоформальдегидной смолы обычно содержат множество эпоксидных групп. Количество эпоксидных групп в молекуле зависит от количества фенольных гидроксильных групп в исходной новолачной фенолоформальдегидной смоле, степени их взаимодействия и количества низкомолекулярных радикалов, полимеризировавшихся в ходе синтеза. Множество эпоксидных групп обеспечивают высокую плотность поперечных связей у этих смол, что позволяет получить превосходную устойчивость к воздействию температур, химическим реагентам и растворителей.
Эпоксидные смолы на основе новолачной фенолоформальдегидной смолы, помимо прочего, обладают исключительными характеристиками при повышенной температуре, отличной формуемостью и механическими свойствами.
Также можно использовать другую соответствующую эпоксидную смолу, такую
как эпоксидная смола на основе ортокрезола вместо бисфенола-А.
Процесс отверждения представляет собой химическую реакцию, в ходе которой эпоксидные группы в эпоксидной смоле взаимодействуют с отверждающим агентом (отвердителем) для формирования в высокой степени сшитой трехмерной сетки. Для преобразования эпоксидных смол в твердый материал необходимо отверждать смолу с помощью отвердителя. Эпоксидные смолы могут быть разработаны с возможностью быстрого и простого отверждения фактически при любой температуре от 5 до 160°С в зависимости от выбора отверждающего агента. Соответственно, композиция выполнена с возможностью отверждения при температурах, преобладающих в месте, в котором требуется обеспечить изоляцию, в частности выше 50°С, предпочтительно от 80 до 150°С.
Широкое разнообразие отверждающих агентов для эпоксидных смол известно в области техники. Обычные отверждающие агенты для эпоксидов включают амины, полиамиды, фенолоальдегидные смолы, ангидриды, изоцианаты и полимеркаптаны. Кинетика отверждения и Tg отверждаемой системы зависят от молекулярного строения отвердителя. Выбор смолы и отвердителей зависит от варианта применения и требуемых свойств. Стехиометрия системы эпоксидного отвердителя также воздействует на свойства отверждаемого материала.
Для отверждения эпоксидной смолы обычно используют амины. Первичные и вторичные амины являются химически активными при реакции с эпоксидной смолой. Третичные амины, как правило, используют в качестве катализаторов, обычно известных как ускорители реакции отверждения. При использовании избыточного количества катализатора достигается более быстрое отверждение, но обычно за счет сокращения срока службы и термической устойчивости. Каталитическое действие катализаторов влияет на физические параметры конечного отвержденного полимера.
Эпоксидные смолы можно также отверждать с использованием фенольного отвердителя. Для полного отверждения может быть предпочтительным использовать ускоритель.
Соответствующие композиции эпоксидной смолы в соответствии с изобретением могут также быть основаны на жидкой эпоксидной смоле, которую можно смешивать с отверждающим агентом с неполной реакцией отверждения, в результате которой формируется твердый полимер с эпоксидной смолой для закачки в ствол скважины. Твердые частицы могут быть дополнительно отверждены с помощью дополнительной реакции с отверждающим агентом после экспозиции при соответствующей температуре на поверхности раздела. Жидкая эпоксидная смола может, например, быть эпоксидной смолой на основе новолачной фенолоформальдегидной смолы с содержанием эпоксидных
групп 5500-5700 ммоль/кг. Другой пример - смола средней вязкости на основе бисфенола-А/эпихлоргидрина с содержанием эпоксидных групп 5000-5500 ммоль/кг, такая как материал, известный как EPIKOTE 828. Отверждающим агентом в обоих случаях может быть диэтилтолуолдиамин.
Соответствующие композиции могут также быть основаны на порошке, покрывающем эпоксидные формулировки, таком как EPIKOTE 1001 или 3003, или на высокотемпературном порошке, покрывающем формулировки. Материалы EPIKOTE поставляет компания Resolution Performance Products.
Материал - наполнитель может быть добавлен к композиции эпоксидной смолы для снижения стоимости, ограничения сжатия после отверждения, ограничения свойства липкости твердых частиц и/или управления плотностью частиц. В качестве соответствующих наполнителей можно использовать углекислый кальций, кремнезем, или стеклянные шарики.
Сведения, подтверждающие возможность осуществления изобретения
Пример
Настоящее изобретение было проверено в так называемом закрытом испытании. Рассмотрим фиг. 5. Цилиндрический сердечник 50 из песчаника Вегеа с проницаемостью 500 миллидарси установили в стальном испытательном стенде 53, который можно помещать в печь (не показана). На одной стороне 55 сердечника 50 высверлили малое отверстие 60. Сердечник имел наружный диаметр и высоту по 5 см, и отверстие имело диаметр 0,8 см и глубину 1 см. Поверхность сердечника вне отверстия 60 и вне стороны 63 противоположной стороне 55 герметизировали для жидкости эпоксидной смолой 65. Приготовили суспензию из перемолотого высокотемпературного эпоксидного порошка, покрывающего порошок без наполнителя в 2%-ом растворе КС1 в воде с размером частиц меньше 1 мм при 20 % масс, твердого вещества. Суспензию вдавили в отверстие под давлением 0,5-1 бар. Композицию оставили для отверждения в течение 48 часов при 150°С для формирования твердой пробки в отверстии 60, а также в области 68 поверхности раздела между сердечником 50 и отверстием .60. После этого определили полученную проницаемость путем приложения 180 бар давления жидкости (соленая вода) при 150°С через отверстие 70 на стороне 63. Полученная проницаемость (обратная проницаемость) составила 0,02 % первоначального значения проницаемости сердечника. В дополнительном эксперименте суспензию порошка вдавливали под давлением 25 бар в отверстие и отверждали и проверяли таким же образом. Хотя разрез обработанного сердечника показал, что при более высоком давлении пробка 70 продолжается глубже
внутрь сердечника, чем при более низком давлении, значение обратной проницаемости было аналогичным первому эксперименту.
ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ
1. Способ подавления движения текучей среды в ствол скважины в подземной формации или из него, включающий:
- использование скважинного флюида, содержащего твердые частицы в жидкости -носителе, причем эти твердые частицы включают химически активный полимер;
- подачу скважинного флюида в ствол скважины так, чтобы жидкость - носитель проникла через поверхность раздела между стволом скважины и окружающей его областью, в котором частицы накапливаются на поверхности раздела; и
- формирование из полимера твердой пробки, подавляющей движение текучей среды через поверхность раздела.
2. Способ по п. 1, в котором поверхность раздела формируют из перфорации в формации, трещины в формации или неоднородности цемента между металлической обсадной трубой и формацией.
3. Способ по п. 1 или п. 2, в котором полимер представляет собой термоотверждающуюся активную полимерную композицию, например, выбранную из группы, состоящей из фенольной композиции смолы, композиции смолы на основе полиэфира, композиции эпоксидной смолы и композиции на основе полиуретана.
4. Способ по п. 3, в котором полимер представляет собой композицию эпоксидной смолы, содержащую эпоксидную смолу, отверждающий агент и, в случае необходимости, ускоритель, катализатор и/или материал наполнителя.
5. Способ по любому из п.п. 1-4, в котором охлаждающую текучую среду вводят в ствол скважины до подачи скважинного агента с химически активными полимерными частицами.
6. Способ по любому из п.п. 1-5, в котором нагревающую текучую среду вводят в ствол скважины до подачи скважинного агента с химически активными полимерными частицами.
7. Способ по любому из п.п. 1-6, в котором подземную формацию впоследствии выборочно повторно перфорируют.