Раскрыта композиция, включающая химический состав, который может быть использован для создания геосинтетических композитов in situ и который включает реакционноспособный сложный эфир, имеющий по меньшей мере одну углерод-углеродную двойную связь, предпочтительно виниловый эфир C ₉ -C ₁₁ -версатиковой кислоты или виниловый эфир длинноцепочечной жирной кислоты или их комбинацию и по меньшей мере один ненасыщенный термопластичный эластомер, по меньшей мере один ди- или трифункциональный акрилатный или метакрилатный мономер. Состав может, кроме того, включать неводный буровой раствор.

 

(57) Реферат / Формула:
композиция, включающая химический состав, который может быть использован для создания геосинтетических композитов in situ и который включает реакционноспособный сложный эфир, имеющий по меньшей мере одну углерод-углеродную двойную связь, предпочтительно виниловый эфир C ₉ -C ₁₁ -версатиковой кислоты или виниловый эфир длинноцепочечной жирной кислоты или их комбинацию и по меньшей мере один ненасыщенный термопластичный эластомер, по меньшей мере один ди- или трифункциональный акрилатный или метакрилатный мономер. Состав может, кроме того, включать неводный буровой раствор.

 

---

0610853
ГЕОСИНТЕТИЧЕСКИЙ КОМПОЗИТ ДЛЯ УКРЕПЛЕНИЯ БУРОВЫХ СКВАЖИН
Область техники, к которой относится изобретение изобретение
Настоящее изобретение относится к технологии закрепления стенки буровых скважин. Более конкретно, изобретение относится к химическим составам для создания геосинтетических композитов in situ для укрепления и усиления. Еще более конкретно, изобретение относится к химическим составам для создания геосинтетических композитов in situ, которые растворимы в одном или более неводных буровых растворах, буровых растворах на основе обращенных эмульсий или буровых растворах, получаемых из дизельного топлива и минеральных масел, и смесей любого из названных буровых растворов с С7-С2о-олефинами, сложными эфирами и парафиновыми маслами. При этом свойства составов могут быть изменены простым изменением концентрации мономерного сшивающего агента и/или растворителя.
Уровень техники
Буровые скважины, создаваемые с целью извлечения минеральных ископаемых таких как нефть и природный газ, проходят через многочисленные и отличающиеся один от другого геологические пласты. Эти геологические пласты имеют различные химический состав, проницаемость, пористость, поровые флюиды, внутреннее (поровое) давление и свойства материала. Важные свойства материала, которые в значительной степени влияют на строительство скважины, включают прочность на сжатие, прочность на растяжение, давление начала образования трещин, давление распространения трещин, пористость, модуль (упругости) Юнга, коэффициент Пуассона и коэффициент объемного сжатия.
Большая разница в давлении пласта, свойств материала пласта и типах пластовых флюидов часто требует изоляции и обработки некоторых геологических пластов. Изоляция и обработка могут потребоваться для обработки слабого пласта с целью повышения давления начала образования трещин вблизи ствола скважины, для отверждения слабых зон, для устранения поглощения бурового раствора, для снижения проницаемости пласта, для герметизации зон текучести, для изоляции зон с высоким/низким давлением, для устранения нежелательного поступления воды или газа, для исправления повреждения трубопровода, вызванного обрушением пласта, и последующего разрушения труб, или в качестве заглушки для скважин, которые необходимо перекрыть постоянно или временно, или в качестве так называемой "предварительной" заглушки для подготовки площадки для бурения новой скважины, начиная от оставшейся верхней части старой скважины. При бурении сильно
разветвленных скважин часто возникает необходимость в укреплении и герметизации промежуточных зон, которые окружают пласт. Промежуточные зоны подвержены большим механическим напряжениям. Кроме того, в скважинах могут находиться слабые пласты, при бурении которых возникают существенные отклонения от вертикального положения или где часть скважины является горизонтальной.
Слабые пласты могут появляться, например, в тех случаях, когда давление начала образования трещин одного пласта может оказаться ниже внутреннего давления в порах какого-либо другого пласта. Повышенное давление в буровой скважине, создаваемое за счет проницаемости одного пласта, может привести к появлению трещин в более слабом пласте. Аналогичным образом, градиент давления флюидов в буровой скважине, необходимый для поддержания порового давления пласта в процессе бурения, может оказаться выше давления гидравлического разрыва в другом, более слабом пласте, выходящим в буровую скважину.
Были предприняты попытки изолировать отдельные пласты и усилить их стальными обсадными колоннами, цементом или какими-либо другими известными в технике способами. В тех случаях, когда обсадные колонны в скважине заливают цементом с целью изолирования геологических пластов, обладающих значительно различающимися свойствами, каждая такая колонна из таких обсадных труб является дорогостоящей и ее установка приводит к уменьшению диаметра скважины в последующих секциях по мере углублении скважины. Таким образом, желательно свести к минимуму количество обсадных труб, необходимых для достижения желаемой глубины.
В технике известно применение цементирования для облицовки буровых скважин, однако недостатком цемента является то, что стадия твердения цемента может продолжаться до 24 часов, что является недопустимо долгим периодом, особенно в местах производства очень дорогостоящих работ по бзфению морских скважин. Еще одним недостатком цемента является то, что из-за своей зернистой структуры этот материал обладает низкой способностью проникать в пласт, что может приводить к пониженному герметизирующему эффекту.
В литературе имеются упоминания о применении для геотермальных буровых скважин цементирующих материалов на основе смол. В Специальной публикации № 69 "Применение полимерного бетона" в "New, Novel Well-Cementing Polymer Concrete Composite", American Concrete Institute (ACI), 1981, part 69-5, pp 73-92, Zelding A.N. et al описывают систему на основе смолы с инициатором и ингибитором, где полное отверждение смолы зависит от наличия воды. Главным компонентом смолы являются органические силоксаны.
В WO 94/12445 раскрывается альтернативный цементу и водным суспензиям материал, разработанный для завершения первичного и вторичного цементирования глубоких горячих нефтяных скважин с постоянной фоновой температурой в пределах от 120 до 200°С (248-392°F). Связующее имеет в своей основе диаллилфталатную смолу, время схватывания/затвердевания которой регулируется добавлением теплочувствительного перекисного инициатора и подходящего ингибитора.
В технике известны различные герметики для обкладки и упрочнения буровых скважин. В случае применения герметиков смолу или мономер нужно подбирать для каждой скважины таким образом, чтобы они были совместимы с используемым буровым раствором или раствором для завершения бурения. Эпоксидные смолы обеспечивают наилучшие показатели прочности на сжатие, прочности на растяжение и адгезионные свойства. Однако эпоксидные смолы и/или их отверждающие агенты обладают плохой совместимостью и неудовлетворительными эксплуатационными характеристиками в сочетании с олефинами, сложными эфирами и парафиновыми углеводородными флюидами.
В WO 97/15746 раскрывается композиция для герметизации различных типов зон в нефтяных скважинах, которая включает мономер, инициатор, ингибитор и, необязательно, наполнитель, а также другие добавки.
В US-4556109 раскрывается система, основанная на отверждении не с помощью свободнорадикальной полимеризации, а с помощью механизма конденсации.
Имеются акрилатные или метакрилатные смолы/мономеры, которые растворимы в олефинах, сложных эфирах и парафиновых углеводородных флюидах. Однако сами по себе эти мономеры и смолы не могут обеспечить такие характеристики материала, которые необходимы для геосинтетических композитных облицовок. Они обладают, как правило, плохой прочностью на растяжение, низким сопротивлением развитию трещины и низкой прочностью на сжатие. Смеси акрилатных мономеров, содержащие форполимеры, обладают улучшенной прочностью на растяжение, прочностью на сжатие и сопротивлением развитию трещины. Однако используемые в этих смесях форполимеры часто оказываются не растворимы в упомянутых выше углеводородных флюидах.
В технике существует определенная потребность в химических составах, которые могли бы создавать in situ геосинтетические композиты, которые были бы полностью растворимыми в неводных буровых растворах, буровых растворах на основе обращенных эмульсий, буровых растворах, получаемых из дизельного топлива и минеральных масел, и их комбинациях и смесях любого из названных выше буровых растворов с олефинами, сложными эфирами и парафиновыми маслами. Имеется также потребность в получаемых
in situ геосинтетических композитах, которые обеспечивали бы хорошую радиальную проницаемость и при этом быстрее схватывались.
Определенным достижением в этой области была бы разработка состава для образования композита in situ, который бы содержал смесь компонентов, которую можно было бы регулировать таким образом, чтобы обеспечить оптимальные свойства материала в зависимости от свойств и условий, встречающихся в пласте, путем простого изменения типа и концентрации сшивающего мономера и/или растворителя и путем варьирования количества каждого компонента. Было бы еще полезнее, если бы состав обладал улучшенной совместимостью с любой комбинацией неводных буровых растворов, буровых растворов на основе обращенных эмульсий и буровых растворов, получаемых из дизельного топлива и минеральных масел и любой смесью любого из названных буровых растворов с одним или более сложными эфирами, олефинами, и парафиновыми маслами или их комбинациями.
Раскрытие изобретения
Настоящее изобретение представляет композицию, пригодную для создания геосинтетических композитов in situ, которая (композиция) включает реакционноспособный сложный эфир или смесь сложных эфиров, имеющих по меньшей мере одну углерод-углеродную двойную связь, предпочтительно выбираемых из винилового эфира Сд-Сц-версатиковой кислоты и винилового эфира длинноцепочечной жирной кислоты или их смесей; ненасыщенный термопластичный эластомер, имеющий по меньшей мере одну углерод-углеродную двойную связь и растворимый в реакционноспособном виниловом эфире; и ди- или трифункциональный акрилатный или метакрилатный мономер. Состав может, кроме того, включать неводный буровой раствор.
Реакционноспособный сложный эфир может быть растворим в неводных буровых растворах и буровых растворах на основе обращенной эмульсии, содержащих С7-С20-олефины, сложные эфиры и парафиновые масла и их смесях, а также растворим в дизельном топливе и минеральных маслах и их смесях с С7-С2о-олефинами и парафиновыми маслами. Композиция может кроме того содержать добавки для инициирования и регулирования времени полимеризации, выбираемые из: генерирующей свободные радикалы добавки для инициирования полимеризации и замедлителя реакции или ингибитора полимеризации для задержки начала полимеризации до завершения закачки в пласт. Композиция может также содержать и другие добавки, выбираемые из одной или более следующих добавок: а) связующие агенты; Ь) суспендирующие агенты; с) красители; d) утяжелители; е) материалы, поглощающие буровой раствор; и f) другие известные в практике добавки, или любое их сочетание. Состав, включающий
определенные количества каждого из компонентов, химический состав и свойства термопластичного эластомера (в случае его присутствия) варьируются таким образом, чтобы обеспечить геосинтетическому композиту, образующемуся in situ в результате химической обработки, необходимые свойства. Краткое описание чертежей
Фиг.1 представляет схематическое изображение встроенного в производственную линию устройства для смешения и перекачки составов для химической обработки в настоящем изобретении.
Фиг.2 представляет схематическое изображение, показывающее альтернативную позицию для линий компонентов.
Осуществление изобретения
В тех случаях, когда вводятся функционализированные насыщенные термопластичные каучуки, функциональными группами могут быть гидроксил, карбоксил или малеиновая кислота. Функциональные группы малеиновой кислоты/малеинового ангидрида, введенные в молекулярную композицию насыщенного термопластичного эластомера, обеспечивают места поперечной сшивки для изменения свойств отвержденного состава. Приемлемое количество насыщенного термопластичного эластомера или его смеси находится в пределах от 1 до 15 % мае.
К комбинации, включающей ненасыщенный термопластичный эластомер, может в некоторых случаях добавляться упомянутый выше насыщенный термопластичный эластомер с или без боковых функциональных групп. Таким образом, рамки изобретения позволяют использовать смеси ненасыщенных термопластичных эластомеров и насыщенных термопластичных эластомеров, например, смешивать серию Rraton D с серией Kraton G. Кроме того, рамки изобретения позволяют смешивать ненасыщенные термопластичные эластомеры с функционализированными эластомерами, например, смешивать серию Kraton D с серией Kraton FG, а также использовать смеси насыщенных, ненасыщенных и функционализированных термопластичных эластомеров или соответствующего продукта серии Kraton. Предпочтительные насыщенные термопластичные эластомеры для применения в настоящем изобретении выбирают из радиальных или звукообразных ненасыщенных термопластичных полимеров.
Для разбавления смеси выбранного состава, улучшения смачивания поверхностей пласта и улучшения стойкости к загрязнению водой может быть использован растворитель. Этот растворитель должен смешиваться с водой и углеводородами и может выбираться из любого подходящего типа, который был бы известен специалистам в данной области. В число подходящих растворителей входят (но не ограничивают этим
изобретения) низкомолекулярные безводные спирты такие как метанол, этанол, пропанол; простые эфиры и полиэфиры такие как тетрагидрофуран, диоксан, моноалкиловые эфиры этиленгликоля, моноалкиловые эфиры полиэтиленгликоля или гликолевый эфир алкоксикислоты; эфироспирты такие как 2-бутоксиэтанол, или их смеси. Предпочтительные растворители включают монобутиловый эфир этиленгликоля, метиловый эфир ацетата пропиленгликоля и другие растворители, эффективно растворяющие термопластичный эластомер, или их смеси. Подходящая концентрация растворителя может составлять от 0 до 50 % мае, более предпочтительно от 1 до 35 % мае и, наиболее предпочтительно, от 5 до 25 % мае.
При применении настоящего изобретения используется катализатор или инициатор. Использование катализаторов и инициаторов в данной области техники известно и ограничение каким-либо особым типом не предусматривается. Подходящими инициирующими по свободнорадикальному механизму катализаторами или катализаторными системами могут, например, быть (без ограничения изобретения) азосоединения, алкил- или ацилпероксиды или гидропероксиды, кетопероксиды, эфиры пероксикислот, пероксикарбонаты и пероксикетали, или их смеси. Эти соединения различаются по температуре активации и времени полураспада или, иными словами, по температуре, при которой инициируется и развивается их реакция. Примеры подходящих алкилпероксидов, диалкилпероксидов, гидроиероксидов, ацилпероксидов, эфиров пероксикислот и пероксикеталей включают (но не ограничивают собой изобретения) бензоилпероксид, дибензоилпероксид, диацетилпероксид, ди-трет-бутилпероксид, кумилпероксид, дикумилпероксид, дилаурилпероксид, трет-бутилгидропероксид, метилкетон-пероксид, ацетилацетон-пероксид, метилэтилкетон-пероксид,
дибутилпероксилциклогексан, ди(2,4-дихлорбензоил)пероксид, диизобутилпероксид, трет-бутилпербензоат и трет-бутилперацетат, или их смеси. Катализатор можно использовать в суммарных количествах от примерно 0,001 до примерно 20 % мае в расчете на массу способного полимеризоваться мономера.
При высокой температуре для задержки реакции полимеризации могут быть использованы блокированные катализаторы. Блокированными катализаторами являются аминные соли ароматических сульфоновых кислот. Примеры включают аминные соли динонилнафталиндисульфокислоты, динонилнафталинсульфокислоты, додецилбензолсульфокислоты и п-толуолсульфокислоты, и их смеси. Эти блокированные катализаторы становятся активными катализаторами лишь после того, как под влиянием температуры превратятся в свою кислотную форму. Например, п-толуолсульфокислота может отверждать смолы при комнатной температуре, в то время как аминные соли п
толуолсульфокислоты не будут отверждать смолы при температурах ниже 65-90°С.
Может также оказаться необходимым и ингибитор, причем изобретением не предусматривается ограничение каким-либо особым ингибитором. Специалисты определят подходящие ингибиторы. Примеры подходящих ингибиторов для реакций свободнорадикальной полимеризации включают, например, бензоилхинон, п-бензохинон, трет-бутилкатехин и т.п. и их смеси, которые эффективны при повышенных температурах. Некоторые ингибиторы недостаточно эффективны при повышенных температурах. Дополнительные примеры ингибиторов включают гидрохиноны, такие, например, как метилгидрохинон и метилэтилгидрохинон. Ингибиторами для катализируемых кислотами реакций полимеризации являются полиолы, полигидроксиэфиры, спирты и основания. Количество ингибитора подбирается для используемых химически активных, способных полимеризоваться форполимерных и мономерных: компонентов с учетом желаемых срока хранения и времени затвердевания. Как правило, ингибитор присутствует в количестве от примерно 0,02 до 2 мае. частей. Предпочтительное количество обеспечивает правильный экзотермический процесс и быстрое затвердевание.
Использование катализатора предпочтительно, но ингибитор необходим не всегда. Когда температура в скважине повышена, например выше 150°С, реакция может протекать слишком быстро. В этом случае добавляют ингибитор, который действует как поглотитель свободных радикалов и предотвращает слишком быстрое протекание полимеризации. В конечном итоге ингибитор может израсходоваться, после чего свободнорадикальные или кислотные группы инициируют полимеризацию, которая затем становится самоподдерживающейся. В некоторых высокотемпературных скважинах ингибитор может только несколько понижать температуру кипения и в тех случаях, когда ингибитор обладает ограниченной эффективностью, это может оказывать отрицательное влияние на молекулярный вес геосинтетическсго композита, который окажется ниже оптимально необходимого.
В состав могут вводиться и другие добавки, включающие (но не ограничивающие этим изобретения) агенты сочетания, суспендирующие агенты, красители, утяжеляющие агенты и материалы, поглощающие буровой раствор.
Известны многочисленные связующие агенты и изобретение не предполагает ограничиваться какими-либо конкретными агентами. В некоторых воплощениях в числе связующих агентов могут быть силановые агенты сочетания. Подходящий связующий агент сочетания может быть выбран из следующих агентов: винилтриметоксисилан, винилтриэтоксисилан, винил-трис(р-метоксиэтокси)силан, винилметилдиметоксисилан, винилметилдиэтоксисилан, 8-глицидо:ксипропилтриметоксисилан, 8
глицидоксипропилметилдиметоксисилан, 5-метакрилоксипропилтриметоксисилан, 8-метакрилоксипропилметилдиметоксисилан, акрилоксипропилтриметоксисилан, акрилоксипропилметилдиметоксисилан, > > Г-Р-(аминоэтил)-|3-аминопропилтриметоксисилан, М-(3-(аминоэтил}-|3-аминопропилтриэтоксисилан, N-(3-(аминоэтил)-Р-аминопропилметилдиметоксисилан и М-Р-(аминоэтил)- 8 аминопропилметилдиэтоксисилан и их смеси. Подходящими являются также и бифункциональные серусодержащие органосиланы, такие, например, как бис(3-триэтоксисилилпропил)тетрасульфид, бис(3 -триметоксисилилпропил)тетрасульфид и бис(3-триметоксисилилпропил)тетрасульфид, привитый на оксиде кремния, который может быть получен от фирмы DeGussa AG. Подходящая концентрация для связующего агента лежит в пределах от 0 до 10 % мае.
С целью суспендирования твердых материалов к составу могут добавляться известные в технике суспендирующие агенты. Изобретение не предполагает ограничиваться какими-либо конкретными агентами. Однако в число подходящих суспендирующих агентов входят, например, органофильные глины, глины, обработанные аминами, маслорастворимые полимеры, четвертичные аммониевые соединения, полиамидные смолы, поликарбоксильные кислоты и мыла.
Состав может также включать и другие обычные ингредиенты раствора для обработки, такие как добавки, понижающие водоотдачу бурового раствора, красители, противовспенивающие агенты и т.п., используемые в обычных, известных специалистам количествам. Само собой разумеется, добавления такого рода добавок следует избегать, если это будет отрицательно влиять на основные желаемые свойства среды для обработки.
К составу могут добавляться утяжелители, или загущающие материалы. Подходящие материалы включают, например, галенит, гематит, магнетит, оксиды железа, ильменит, барит, сидерит, целестит, доломит, кальцит, оксиды марганца, оксиды магния, оксид цинка, оксиды циркония, шпинели и т.п. Если добавляют такой материал, то его количество зависит от желаемой плотности композиции для химической обработки. Как правило, утяжеляющий материал добавляют до получения плотности бурового раствора до 1,1 кг/л. Утяжеляющий материал добавляют предпочтительно в количестве до 2,3 кг и, наиболее предпочтительно, до 225 кг на баррель смоляной смеси.
В состав могут вводиться материалы, препятствующие потере бурового раствора. Эти материалы обычно имеют форму волокон, чешуек, гранул и их смесей. Конкретные примеры включают (но не ограничивают этим изобретения) молотую слюду, чешуйки слюды, кремнеземный шлак, диатомовую землю, гидратированный борат, фракционированный песок, черный асфальт (гильсонит), молотый уголь, древесный уголь,
целлофановые хлопья или полоски, целлюлозное волокно, вспученный перлит, обрезки бумаги или бумажную массу и т.п., скорлупу грецких или других орехов, размолотых до разного размера, кожуру или семенную коробочку хлопка, волокно или жмых сахарного тростника, льняное волокно, солому, молотую коноплю, молотую еловую кору, молотую кору или волокна красного дерева и экстракционные остатки винограда, кристаллические кремнеземы, аморфные кремнеземы, глины, карбонат кальция и барит. Подходящие количества дополнительных твердых агентов для использования в сочетании с сополимером(ами) и/или иономером(ами) должны быть очевидны для специалистов в области, к которой относится изобретение.
Состав, содержащий любой выбранный реакционноспособный мономер, в том числе количества каждого из компонентов, химический состав и свойства термопластичного эластомера варьируют таким образом, чтобы получить требуемые свойства для образуемого in situ геосинтетического композита.
Способ и устройство для использования состава настоящего изобретения описаны более детально в одновременно поданной заявке US Ser. No. 60/576645, которая включена в настоящую заявку в качестве ссылочного материала. Главные цели некоторых воплощений включают уменьшение количества, обсадных колонн, необходимых для создания буровой скважины заданной глубины, устранение уменьшений диаметра скважины в результате изоляции геологических пластов со значительно различающимися свойствами с помощью стальных обсадных труб, зацементированных в грунт с требуемыми интервалами и, что является идеальным, обеспечение возможности создания единого диаметра или "однобуровой" скважины, укрепленной после достижения заданной глубины единой обсадной колонной или не более чем двумя обсадными колоннами. Одновременно поданная заявка US Ser. No. 60/576430 также является родственной и включена в настоящую заявку в качестве ссылочного материала.
Первая стадия в способе применения состава настоящего изобретения состоит в определении или оценке свойств материала вскрытого геологического пласта. Некоторым свойствам дается оценка в целях выбрать правильную обработку. В число этих свойств входят, например, давление начала образования трещин, прочность на растяжение, модуль Юнга и коэффициент Пуассона, температура, пористость и проницаемость. Способы получения этих данных специалистам известны и изобретение не предполагает ограничиваться какими-либо конкретными способами проведения тестов с целью определения этих свойств.
После определения свойств пласта полученные данные могут быть проанализированы для определения необходимых изменений в свойствах материала вскрытого
геологического пласта, которые могли бы оказаться желательными для устранении необходимости установки дополнительной обсадной колонны. При условии, что эти изменения являются желательными, может быть подобран подходящий состав материала для химической обработки, может быть определена необходимая минимальная радиальная глубина проникания материала для химической обработки от ствола скважины и может быть определен объем материала для химической обработки.
Процесс обработки приводит к созданию цилиндрической оболочки из геосинтетического композита, радиально отходящего от ствола скважины. Модуль упругости, прочность на растяжение, прочность на сжатие, прочность на разрыв, сопротивление развитию трещины и проницаемость этого геосинтетического композита отличаются от аналогичных характеристик окружающего пласта. Эти характеристики помогают химически обработанной области пласта противостоять более высоким напряжениям (давлению) в стволе скважины по сравнению с необработанным пластом без возникновения трещин. Давление гидравлического разрыва пласта в химически обработанной зоне выше, чем в необработанном пласте. Проницаемость химически обработанной области, как правило, ниже проницаемости необработанного пласта.
Повышенное давление гидравлического разрыва пласта может иметь причиной свойства геосинтетического композита и глубину обработки. Изменение в давлении начала образования трещины может быть оценено с помощью уравнений, известных в области механики или, более конкретно, горной механики, позволяющих рассчитывать прочность пластов на разрыв. Непроницаемость геосинтетического композита является важной для изменения давления начала образования трещины. Непроницаемая обработанная часть пласта действует как упругий слой, перераспределяющий прилагаемое к стволу скважины давление в направлении к окружающему пласту, что позволяет прилагать более высокие напряжения (давление) до того, как произойдет гидравлический разрыв или разрушение ствола скважины. Для непроницаемого геосинтетического композитного слоя возможны три варианта разрушения: (а) разрыв геосинтетического композита, (Ь) разрыв необработанного пласта за пределами геосинтетического композита или (с) пластичное разрушение геосинтетического композита. При некоторых вариантах разрушения непроницаемость слоя имеет кри?:ическую значимость, в то время как толщина слоя является мало значимой за исключением той толщины, которая необходима для получения полной непроницаемости. При др)тих вариантах разрушения толщина слоя является критически значимой. Для того, чтобы добиться повышения давления начала образования трещины, специалисты в области геомеханики могут, используя принципы сопромата, рассчитать наиболее вероятный вариант разрушения и требуемую толщину
слоя.
Объем материала для обработки определяется из радиальной глубины проникания от ствола скважины, длины интервала, диаметра ствола скважины и пористости пласта. Для оценки объема порового пространства, которое должно быть заполнено при химической обработке, рассчитывается объем цилиндрической оболочки и умножается на пористость пласта. Для компенсации неопределенности в оценке может быть добавлен дополнительный объем. Объем ствола скважины над обработанным интервалом может быть заполнен материалом для химической обработки до или во время закачки. Этот объем также добавляется к объему обработанного пласта с некоторым избытком, в результате чего получают требуемый объем материала для обработки.
Проницаемость предназначенного для обработки геологического пласта является важным фактором. Для того чтобы дать возможность материалу для химической обработки затекать в поры, вытеснять поровые флюиды и связывать более прочно частицы пласта, пласт должен обладать достаточной проницаемостью. Желательно обрабатывать пласты, обладающие первичной проницаемостью от 1 до 50000 миллидарси. Степень проникания, как правило, возрастает с проницаемостью при постоянном давлении закачки. Давление, необходимое для закачки материала для химической обработки уменьшается с повышением проницаемости при постоянной скорости потока. Пласты с проницаемостью менее чем приблизительно 0,1 миллидарси являются трудно обрабатываемыми. Для пластов с низкой проницаемостью необходимы среды для обработки с очень низкой вязкостью, высокое давление закачки и длительное время обработки. Практическим решением для пластов с низкой проницаемостью является использование для повышения давления гидравлического разрыва пласта пластичного высокопрочного материала, для которого требуется небольшая глубина радиального проникания от ствола скважины.
Для проведения обработки с помощью состава для химической обработки требуется определенное время. Реакция полимеризации должна происходить после завершения закачивания объема материала для обработки. Однако реакция полимеризации не должна протекать слишком долго после завершения закачки, так как возможно разбавление или обратное или поперечное течение флюидов в стволе скважины. Время обработки оценивается по суммарному времени, складывающемуся из времени, требуемого для закачки материала для химической обработки в ствол скважины, примыкающей к предназначенному для обработки геологическому пласту, времени, требуемого для задавливания материала для обработки в пласт, времени для извлечения или удаления каких-либо обработочных инструментов или труб из обработанного участка, плюс
запасное время. Время, требуемое для закачки материала для химической обработки в ствол скважины, примыкающей к предназначенному для обработки пласту, рассчитывается исходя из объема материала для обработки, объема спусковой колонны, и скорости закачки. Время, требуемое для задавливания объема материала для химической обработки в пласт, может быть рассчитано исходя из требуемого для задавливания объема материала и скорости фильтрации.
Скорость фильтрации в псевдостационарном режиме может быть определена с помощью теста на фильтрационные потери и поглощение бурового раствора при использовании керна пласта или синтетического керна, фильтрационные свойства которого соответствуют фильтрационным свойствам подлежащего обработке пласта. Время закачки материала для химической обработки должно быть меньше времени затвердевания используемого состава. Как правило, буровая скважина заполняется составом выше предназначенного для обработки объема и затем в скважине может быть создано давление до желаемого уровня с целью задавливания состава в пласт со скоростью, определяемой скоростью фильтрации плюс запас на ошибки и несоответствия. Таким образом, желаемый объем состава залавливается в пласт через предназначенный для обработки участок.
Материал для химической обработки выбира.ется исходя из ряда соображений, из которых одним из главных является совместимость с текучими средами буровой скважины (т.е. буровых растворов, растворов для вскрытия пласта, пластовых флюидов). Предпочтительно, чтобы материал для химической обработки был совместим или смешивался с текучими средами буровой скважины и, наиболее предпочтительно, чтобы материал для химической обработки был полностью растворим в текучих средах буровой скважины. Кроме того, предпочтительно, чтобы каждый катализатор или инициатор был совместим с текучими средами буровой скважины. Например, в текучей среде, содержащей большое количество кислоторастворимых или нейтрализующих кислоту компонентов, не следует использовать катализируемую кислотой среду для химической обработки. Кроме того, предпочтительно, чтобы выбранный материал для химической обработки был способен проникать через фильтрационную лепешку бурового раствора или через дефект в пласте около скважинного ствола, обычно называемым "кожей (пласта)".
Дополнительными важными факторами, которые следует учитывать при выборе материала для химической обработки, являются прочность и свойства материала, вязкость материала, тип инициирования или катализа материала, температура в стволе скважины, время, необходимое для введения материала для химической обработки в
геологический пласт, а также проницаемость, пористость и литология геологического пласта.
На практике толщина обработанного пласта (геосинтетического композита) больше минимальной толщины, необходимой для желаемого повышения давления начала образования трещины пласта. Причиной этого является неравномерность пласта и вариабельность процесса закачки. В результате этого с целью улучшения/повышения свойств материала до требуемых значений при закачке материала для химической обработки в пласт геологический пласт обрабатывают до создания геосинтетического композита протяженностью по радиусу от буровой скважины от 0,05 до 5 м, предпочтительно от 0,1 до 3 м и, наиболее предпочтительно, от 0,25 до 2 м. Тип материала для химической обработки и глубина проникания взаимосвязаны и их следует определять в зависимости от типа геологического пласта, проницаемости и пористости необработанного пласта, наличия естественных и привнесенных разрывов, трещин, дефектов и пустот, а также необходимых свойств геосинтетического композита, который должен быть образован in situ при химической обработке. В прочных пластах или при использовании высокопрочных материалов для химической обработки достаточно меньшего радиального проникания. Для слабых или рыхлых пластов и/или менее прочных материалов для обработки может потребоваться более глубокое радиальное проникание.
Первым шагом в способе использования состава может быть определение или оценка свойств материалов вскрытых геологических пластов. Эти свойства могли бы включать тип геологического пласта, проницаемость и пористость необработанного пласта и наличие естественных и привнесенных разрывов, трещин, дефектов и пустот. Следующим шагом может быть определение требуемых изменений в свойствах материала вскрытого геологического пласта, которые нужны для устранения необходимости установки обсадной колонны до того, как могут быть продолжены буровые работы.
Принимая во внимание изменения в свойствах материалов, необходимых для продолжения бурения и устранения необходимости установки обсадной колонны, состав может выбираться с учетом совместимости текучих сред скважинного ствола (т.е. буровых растворов, растворов для вскрытия пласта, пластовых флюидов), прочности и свойств химического материала для обработки, вязкости раствора химического материала для обработки, температуры в буровой скважине, времени, необходимого для внесения химического материала для обработки в геологический пласт и проницаемости, пористости и литологии пласта.
Предпочтительно, чтобы материал для химической обработки был совместим с текучими средами скважинного ствола и, в особенности желательно, чтобы он был
полностью растворим в текучих средах скважинного ствола. Предпочтительно также, чтобы и катализатор и инициатор были совместимы с текучими средами скважинного ствола. Кроме того, предпочтительно, чтобы материал для химической обработки был способен проникать через фильтрационную лепешку бурового раствора или через дефект в пласте около скважинного ствола. В прочных пластах или при использовании высокопрочных материалов для химической обработки требуется меньшее радиальное проникание, а для слабых или рыхлых пластов и/или менее прочных материалов для обработки может потребоваться более глубокое радиальное проникание.
Пласт обрабатывают с целью улучшения/повышения оценок свойств материала до требуемых уровней путем выбора подходящего состава материала для обработки и закачки этого материала в пласт для создания геосинтетического композита протяженностью по радиусу от стенки буровой скважины от 0,05 до 5 м, предпочтительно от 0,1 до 3 м и, наиболее предпочтительно, от 0,25 до 2 м.
Состав материала для химической обработки настоящего изобретения может быть внесен в ствол скважины через бурильную колонну (ВНА - нижний блок бурильной колонны), путем открытой обработки, если в буровом растворе используется большое количество закупоривающей добавки (LCM), путем закачки с выдержкой во времени или путем закачки с выдержкой во времени без обратной циркуляции (в особенности в зоне с большими фильтрационными потерями). Предпочтительно, чтобы композит характеризовался радиальным прониканием в направлении от буровой скважины от 0.25 до 2 м. Мономерно-смоляной состав затвердевает в порах пласта и связывает между собой частицы пласта с образованием каменно-пластикового композита.
После обработки свойства геосинтетического композита улучшаются по сравнению с необработанным геологическим пластом. Давление начала образования трещин пласта повышается, прочность на растяжение увеличивается, модуль Юнга и коэффициент Пуассона благоприятным образом изменяются, повышая пластичность пласта, сопротивление развитию трещины и прочность на сжатие, а проницаемость уменьшается.
Обработанная зона может быть опрессована, после чего бурение может быть продолжено. В этом момент может оказаться целесообразным использовать, в соответствии с мнением специалистов, буровой раствор с более высоким или более низким весом.
В настоящем изобретении компоненты могут непрерывно перемешиваться в автоматической насосной системе с химическими замерами. Число 1 на фиг. 1 относится к линии, по которой буровой раствор подается от емкости для хранения бурового раствора, 2 относится к расходомеру с механизмом обратной связи 12, связанным с компьютерными
органами управления, 3 обозначает клапан, 4 обозначает встроенную в технологическую линию смесительную камеру и 5 обозначает насос высокого давления. Расходомер и механизм обратной связи обеспечивают возможность автоматической подстройки, если поток из емкости для хранения бурового раствора уменьшается. В нескольких емкостях для компонентов, обозначаемых числом 9, хранятся различные компоненты, в частности меламино-формальдегидные смолы, реакционноспособные сложные эфиры, имеющие по меньшей мере одну двойную углерод-углеродную связь, ненасыщенные термопластичные эластомеры, ди- или трифункциональный акрилатный или метакрилатный мономер, полиол, простой поли(гидрокси)эфир и т.д. Здесь проиллюстрированы четыре компонента, но специалистам должно быть ясно, что их может быть любое количество. Каждая из содержащих химические компоненты емкостей 9 соединена через текучую среду со встроенной в технологическую линию смесительной емкостью 4 по трубам или шлангам 11. В точке, где линии или шланги соединены с емкостями 9 для компонентов, преимущественно имеются вентили (не показаны), благодаря чему, если шланг отсоединен, в распоряжении оператора имеется отдельно запертый и незагрязненный источник. Такие шланги будут функционировать как известные в технике шланги для быстрого автоматического соединения. На каждой линии или шланге расположен насос 7 и расходомер 6. Кроме того, насос 7 и расходомер 6 для каждой емкости соединены с компьютерными органами управления, обозначенными числом 8. Выходные линии для компонентов из каждого расходомера 6 входят во встроенную в технологическую линию смесительную емкость в точке 10. Выходные линии для компонентов могут входить в смесительную секцию либо в одной и той же точке, как показано на фиг.1, либо они могут входить туда в отдельных точках, как показано на фиг.2.
Перед закачкой в скважину разные компоненты могут быть смешаны во встроенном в технологическую линию смесительном устройстве 4. Насос 5, используемый для закачки химической смеси в скважину может быть частью бурильной/ремонтной установки. Изобретение охватывает также возможность того, что насосом, закачивающим химическую смесь в скважину, может быть специальный насос высокого давления типа цементного насоса или насоса, возбуждающего приток флюида в скважину, который не является составной частью бурильной/ремонтной установки.
Процесс может управляться вручную, но предпочтительно компьютерное и автоматическое управление, с помощью которого достигается точное закачивание и смешение всех компонентов в варьируемых, выбираемых пользователем отношениях, зависящих от химического состава. Специалистам известны соответствующие типы компьютерного управления. Подходящим, например, было бы управление замкнутого
процесса. Включенный в технологическую цепь смеситель и система компьютерного управления улучшают процесс, поскольку многие материалы для химической обработки, предназначенные для применения в буровых скважинах, часто включают химические вещества, которые токсичны для человека и окружения. Контакт с химикалиями иногда происходит во время смешивания в открытых емкостях. Кроме того, многие смесительные емкости имеют "мертвый объем", который не может быть слит при обработке. Этот избыточный объем должен быть ликвидирован вместе с текучими средами, применяемыми для очистки емкости после использования и емкостей которые загрязнены токсичной химической смесью. Таким образом, способ настоящего изобретения устраняет необходимость в смесительных емкостях, очистительных смесительных емкостях и уменьшает объем отработанных текучих сред, которые необходимо ликвидировать после завершения обработки. Способ улучшает безопасность, уменьшает экологические требования к ликвидации отходов и уменьшает контакт персонала с опасными химикалиями. Способ может быть применен ,цля смесей химических обработочных материалов с буровыми растворами или растворами для вскрытия пласта или только для химической обработочной среды.
Приведенные ниже примеры служат в качестве иллюстрации раскрываемого здесь изобретения. Примеры предназначены лишь для иллюстрации и ни коим образом не должны восприниматься как ограничение объема изобретения. Специалистам очевидны множество вариантов, которые могут быть произведены, не выходя за пределы раскрытого изобретения.
Примеры 1-17
Примеры с 1 по 17 демонстрируют приготовление различных составов и включают обобщенное описание и массовую долю каждого компонента. Veova(tm) является торговым названием Сд-Сп-версатиковых кислот, которые могут быть приобретены у фирмы
Resolution Performance Products. Kraton(r) является торговым названием насыщенных термопластичных эластомеров, которые могут быть приобретены у фирмы Kraton(r)
Polymer. Resimene(r) является торговым названием меламиноформальдегидных смол,
которые могут быть приобретены у фирмы Solutia, Inc. CYMEL(r) является торговым названием меламиноформальдегидных смол, которые могут быть приобретены у фирмы Cytec Industries. Каждая из этих композиций может быть использована в некоторых воплощениях настоящего изобретения и представляет ряд различных свойств, полученных для отвержденных материалов.
ПРИМЕР 1
Описание, функция
Доля
Компонент
% мае
Veova-10 мономер
Виниловый эфир неодекановой кислоты
Триметилолпропан-
Трифункциональный акрилатный
триметакрилат
мономер/сшиваю1ций реагент
Монобутиловый эфир
Взаимный растворитель
7,5
этиленгликоля
Kraton D-1122X
Ненасыщенный термопластичный эластомер с радиальной структурой
Kraton G-1780M
Насыщенный термопластичный эластомер со звездообразной структурой
2,5
Итого
100
ПРИМЕР 2
Veova-10 мономер
Виниловый эфир неодекановой кислоты
Лаурилметакрилат
Монофункциональный акрилатный мономер
Триметилолпропан-
Трифункциональный акрилатный
триметакрилат
мономер/сшивающий реагент
Монобутиловый эфир
Взаимный раство ригель
7,5
этиленгликоля
Kraton D-1184
Ненасыщенный термопластичный эластомер с радиальной структурой
Kraton G-1780X
Насыщенный термопластичный эластомер со звездообразной структурой
2,5
Итого
100
ПРИМЕР 3
Veova-10 мономер
Виниловый эфир неодекановой кислоты
Стеарилметакрилат
Монофункциональный акрилатный мономер
Триметилолпропан-
Трифункциональный акрилатный
триметакрилат
мономер/сшивающий реагент
Монобутиловый эфир
Взаимный растворитель
7,5
этиленгликоля
Kraton D-1184
Ненасыщенный термопластичный эластомер с радиальной структурой
Kraton G-1780X
Насыщенный термопластичный эластомер со звездообразной структурой
2,5
Итого
100
ПРИМЕР 4
Veova-10 мономер
Виниловый эфир неодекановой кислоты
Лаурилметакрилат
Монофункциональный акрилатный мономер
Триметилолпропан-
Трифункциональный акрилатный
триметакрилат
мономер/сшивающий реагент
Монобутиловый эфир
Взаимный растворитель
этиленгликоля
Kraton D-1122X
Ненасыщенный термопластичный эластомер с радиальной структурой
Итого
100
ПРИМЕР 5
Veova-10 мономер
Виниловый эфир неодекановой кислоты
Лаурилметакрилат
Монофункциональный акрилатный мономер
Триметилолпропан-
Трифункциональный акрилатный
триметакрилат
мономер/сшивающий реагент
Монобутиловый эфир
Взаимный растворитель
этиленгликоля
Kraton D-1184
Ненасыщенный термопластичный эластомер с радиальной структурой
Итого
100
ПРИМЕР 6
Veova-10 мономер
Виниловый эфир неодекановой кислоты
Лаурилметакрилат
Монофункциональный акрилатный мономер
Трипропиленгликоль-
Бифункциональный акрилатный
диакрилат
мономер/сшивающий реагент
Монобутиловый эфир
Взаимный растворитель
этиленгликоля
Kraton D-1122X
Ненасыщенный термопластичный эластомер с радиальной структурой
Итого
100
ПРИМЕР 7
Veova-10 мономер
Виниловый эфир неодекановой кислоты
Лаурилметакрилат
Монофункциональный акрилатный мономер
Resimene СЕ-6550
Совместно этерифицируемый аминосшивающий реагент
Трипропиленгликоль-
Бифункциональный акрилатный
диметакрилат
мономер/сшивающий реагент
Kraton D-1122X
Ненасыщенный термопластичный эластомер с радиальной структурой
Итого
100
ПРИМЕР 8
Veova-10 мономер
Виниловый эфир неодекановой кислоты
Лаурилметакрилат
Монофункциональный акрилатный мономер
Resimene СЕ-6550
Совместно этерифицруемый аминосшивающий реагент
Трипропиленгликоль-
Бифункциональный акрилатный
диметакрилат
мономер/сшивающий реагент
Kraton D-1122X
Ненасьпценный термопластичный эластомер с радиальной структурой
Итого
100
Пример 8
Пример 8 демонстрирует применение на месторождении смоляной смеси, содержащей по меньшей мере один реакционноспособный компонент, выбираемой из смеси по меньшей мере одного реакционноспособного сложного эфира, имеющего по меньшей мере одну углерод-углеродную двойную связь; по меньшей мере один ненасьпценный термопластичный эластомер, содержащий по меньшей мере одну углерод-углеродную двойную связь, растворимый в реакционноспособном сложном эфире; по меньшей мере один ди- или трифункциональный акрилатный или метакрилатный мономер, растворимый в неводных буровых растворах и буровых растворах на основе обращенных эмульсий, содержащих С7-С2о-олефины, сложные эфиры и парафиновые масла и их смеси, а также
растворимый в дизельном топливе или минеральном масле и их смесях с С7-С20 олефинами, эфирами и парафиновыми маслами; и, необязательно, содержащей другие добавки, выбираемые из одного или более связующих агентов, суспендирующих агентов, красителей, утяжеляющих агентов, материалов, препятствующих потерям бурового раствора, и других известных в технике добавок, или любой из комбинации, и, кроме того, возможно содержащей какой-либо насыщенный термопластичный эластомер.
Смоляную смесь применяли с целью устранения обсадной колонны в глубоководной эксплуатационной скважине в Мексиканском заливе. До этого с помощью другой скважины на той же залежи эксплуатировался верхний желтый песчаник. Нижний желтый песчаник стал продуктивным слоем для новой скважины и находился при исходном, непродуктивном давлении. Вес бурового раствора, необходимый для регулирования давления пласта в нижнем желтом песчанике, был близок или слегка превышал давление начала образования трещин в истощенном верхнем желтом песчанике.
Верхний желтый песчаник находился между 6065 и 6115 м измеренной глубины. Температура циркуляции в забое скважины была равна 68°С, а стационарная забойная температура оценивалась равной 85°С. Гидростатическое давление колонны бурового раствора в стволе скважины при бурении верхнего желтого песчаника составляло приблизительно на 414 бар выше порового давления пласта. Это значительное избыточное давление повышало риск разрушения верхнего желтого песчаника при бурении. Для бурения и регулирования порового давления находящегося под более высоким давлением нижнего желтого песчаника был необходим больший вес бурильного раствора. Повышенное гидростатическое давление должно было при этом превышать давление начала образования трещин в верхнем желтом песчанике.
Обработка смолой с целью усиления верхнего желтого песчаника перед бурением нижнего желтого песчаника была запланирована как часть конструкции скважины. Эта обработка устранила необходимость в установке дополнительной стальной обсадной колонны для изолирования верхнего и нижнего желтых песчаников.
К буровому раствору была добавлена акрил атная мономерная смесь. Неконсолидированный верхний песчаник обладал прочностью на сжатие примерно от 1,38 до 2,07 бар и проницаемостью от 50 до 60 мкм . Затем прочность на сжатие песчаника составила примерно от 9,65 до 12,06 бар и проницаемость нуль. После затвердевания смолы не наблюдалось ни потоков через породу, ни растрескивания цементирующей среды при градиенте давления 103,35 бар. Состав смолы:
87,3 л Буровой раствор (1,54 кг/л)
42,7 л
Полиэтиленгликоль 400-диметилакрилат мономер Триметилолпропан-триметилакрилат мономер Барит
трет-Бутилгидропероксид катализатор.
14,4 л
45,05 кг
0,07 кг
Заметим, что во время этой работы Veova-10 не был еще получен, в результате чего состав приготовляли без него, но включение Veova-10 было бы желательным. Последовательность операций:
Для настоящей обработки использовался метод нагнетания по интервалам, осуществляемый следующим образом:
1. Задействовать бурильную колонную и пропустить ее по всей глубине. Полная глубина ствола скважины под нижней частью подлежащего обработке слабого интервала составляет приблизительно 30 м. Глубина слабого пласта составляет приблизительно 38 м. Средний диаметр ствола этой скважины составляет от 21,6 до 22,9 см.
2. Вытянуть бурильную колонну на 15 м выше: полной глубины.
3. Нанести 50 баррелей смоляной смеси вдоль слабого пласта и над его верхней частью. Длина колонны со смоляной смесью равна 210 м. Избыточный объем наносится с целью введения определенного объема смолы в породу пласта. Нанесение среды осуществляется закачкой смоляной смеси в буровую колонну, закачкой после этого какой-либо текучей среды (обычно бурового раствора) с целью вытеснения смоляной смеси из буровой колонны и из кольцевого пространства между стволом скважины и буровой колонной. Это кольцевое пространство открыто у поверхности, позволяя текучей среде истекать их ствола скважины при помещении туда смоляной смеси.
4. После нанесения смоляной смеси в скважинном стволе буровую колонну вытягивают на приблизительно 90 м на верхом столба смоляной среды, помещенной в ствол скважины.
5. Закрывается противовыбросовая задвижка.
6. Среду закачивают вниз через буровую колонну с целью задавливания смолы в слабый пласт.
7. Радиальное проникание смолы в ствол скважины может быть рассчитано из объема
среды, задавленной в пласт, пористости пласта, толщины (высоты пласта) и диаметра ствола скважины. Рассчитанное расстояние радиального проникания для смолы в настоящей обработке было равным 1,5 м.
8. После нагнетания смолы в пласт скважину запирают на 8 часов, вслед за чем
затвердевшую смолу вычищают из ствола скважины и продолжают бурильные работы для углубления скважины.
В процессе бурильных работы до полной глубины вес бурового раствора увеличился до 1,67 кг/л и никакого поглощения бурового раствора не происходило. Обработка смолой эффективно усиливало пласт около ствола скважины. Рассчитано, что состав проник в пласт на приблизительно 1,5 м и консолидировал песок в пластиковый композит.
ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ
1. Композиция для создания геосинтетических композитов in situ и содержащая:
по меньшей мере один реакционноспособный сложный эфир, имеющий по меньшей мере одну углерод-углеродную двойную связь, выбираемый из виниловых эфиров версатиковых кислот и виниловых эфиров длинноцепочечных жирных кислот;
по меньшей мере один ненасьпценный термопластичный эластомер, имеющий по меньшей мере одну углерод-углеродную двойную связь и растворимый в реакционноспособном эфире; и
ди- или трифункциональный акрилатный или метакрилатный мономер.
2. Композиция по п.1, содержащая, кроме того, неводньгй буровой раствор, который содержит компоненты, выбираемые из группы, состоящей из С^Сго-олефинов, сложных эфиров, парафиновых масел, дизельного топлива и минеральных масел, Су-Сго-олефинов, сложных эфиров, парафиновых масел, связующих агентов, суспендирующих агентов, красителей, утяжеляющих агентов, агентов, препятствующих поглощению бурового раствора, катализаторов или ингибиторов для инициирования или регулирования времени полимеризации.
3. Композиция по п.1 или 2, в которой сложный виниловый эфир длинноцепочечной жирной кислоты выбирают из винилпеларгоната, винилстеарата, виниллаурата и их смесей.
4. Композиция по любому из п.п.1-3, в которой ненасьпценный термопластичный эластомер, растворимый в реакционноспособном эфире, выбирают из ди- или три-блок-полимеров с линейной, радиальной или звездообразной конфигурацией, имеющих, по крайней мере, одну ненасыщенную углерод-углеродную связь или ди-или-три-полимеров, содержащих стирол-бутадиен-стирол или стирол-изопрен-стирол.
5. Композиция по любому из п.п.1-4, где количество содержащегося в композиции ненасыщенного термопластичного эластомера лежит в пределах от 1 до 30 % мае и предпочтительно в пределах от 2,5 до 25 % мае или в пределах от 5 до 20 % мае.
6. Композиция по любому из п.п.1-5, дополнительно включающая насыщенный термопластичный эластомер.
7. Композиция по п.6, в которой концентрацию термопластичного эластомера подбирают такой, чтобы регулировать вязкость и создавать суспензию твердых веществ.
8. Композиция по п.п.6 и 7, в которой насыщенный термопластик выбирают из функционализированных термопластичных каучуков, имеющих радиальную или
звездообразную молекулярную форму.
9. Композиция по п.8, в которой насьпценный термопластичный эластомер является функционализированным насыщенным термопластичным каучуком, функциональные группы которого выбирают из гидроксила, карбоксила и малеиновой кислоты/малеинового ангидрида.
10. Композиция по любому из п.п.6-9, в которую насыщенный термопластичный эластомер вводят в количестве от примерно 1 до 15 % мае.
11. Композиция по любому из п.п.1-10, дополнительно содержащая смешивающийся растворитель, которым является низкомолекулярный безводный спирт, выбираемый преимущественно из группы, в которую входят метанол, этанол, пропанол и их комбинации или простой эфир, или простые полиэфиры, выбираемые предпочтительно из группы, в которую входят тетрагидрофуран, диоксан, моноалкиловые эфиры этиленгликоля, моноалкиловые эфиры полиэгиленгликоля, гликолевый эфир алкокси кислоты и их комбинации.
12. Композиция по п.П, дополнительно содержащая смешивающийся растворитель, выбираемый из группы, в которую входят эфироспирты, 2-бутоксиэтанол, монобутиловый эфир этиленгликоля, метиловый эфир пропиленгликоль-ацетата и их комбинации.
13. Композиция по любому из п.П или 12, в которой концентрация смешивающегося растворителя лежит в пределах от 0 до 50 % мае, от 1 до 35 % мае или от 5 до 25 % мае.
14. Композиция по любому из п.п. 1-13, дополнительно содержащая связующий агент, возможно силановый связующий агент, где силановый связующий агент выбирают из группы, в которую входят винюприметоксисилан, винилтриэтоксисилан, винил-трисф-метоксиэтокси)силан, винилметилдиметоксисилан, винилметилдиэтоксисилан, 8-глицидоксипропилтриметоксисилан, 8-глицидоксипропилметилдиметоксисилан, 8-метакрилоксипропилтриметоксисилан, 8-метакрилоксипропилметилдиметоксисилан, акрилоксипропилтриметоксисилан, акрилоксипропилметилдиметоксисилан, N-P-(аминоэтил)- 8 -аминопропилтриметоксисилан, Н-Р-(аминоэтил)- 8 аминопропилтриэтоксисилан, М-Р-(аминоэтил)- 8 -аминопропилметилдиметоксисилан и К-Р-(аминоэтил)- 8 -аминопропилметилдиэтоксисилан, бифункциональные серосодержащие органосиланы, бис(3-триэтоксисилилпропил)тетрасульфид, бис(3-триметоксисилилпропил)тетрасульфид и бис(3 -триметоксисилилпропил)тетрасульфид, привитый на оксиде кремния.
15. Композиция по любому из п.п. 1-14, в которой концентрация связующего агента находится в пределах от 0 до 10 % мае.
16. Композиция п.1, дополнительно включающая введение суспендирующего агента,
преимущественно выбираемого из группы, в которую входят органофильные глины, глины, обработанные аминами, маслорастворимые полимеры, полиамидные смолы, поликарбоксильные кислоты и мыла.
17. Композиция по любому из п.п.2-16, в которой добавкой является генерирующая свободные радикалы добавка для инициирования полимеризации и/или замедлитель реакции или ингибитор полимеризации для задержки начала полимеризации до завершения закачки в пласт.
18. Композиция по любому из п.п.2-17, в которой катализатор выбирают из группы, в которую входят инициирующий свободные радикалы катализатор, азосоединения, алкил-или ацилпероксиды или гидропероксиды, диалкилпероксиды, кетопероксиды, эфиры пероксикислот, пероксикарбонаты и пероксикетали, и их смеси, причем инициирующий свободные радикалы катализатор предпочтительно выбирают из группы, в которую входят бензоилпероксид, дибензоилпероксид, диацетилпероксид, ди-трет-бутилпероксид, кумилпероксид, дикумилпероксид, дилаурилпероксид, трет-бутилгидропероксид, метилкетон-пероксид, ацетилацетон-пер оксид, метилэтилкетон-пероксид, дибутилпероксилциклогексан, ди(2,4-дихлорбензоил)пероксид, диизобутилпероксид, трет-бутилпербензоат и трет-бутилперацетат и их комбинации.
19. Композиция по любому из п.п.2-18, в которой ингибитор выбирают из группы, в которую входят хиноны, гидрохиноны и катехины, и преимущественно из группы, в которую входят бензоилхинон, п-бензохинон, метилэтилгидрохинон и трет-бутилкатехин.
с ш со
с ч гп
гп гп
3 с
m ю
Фиг. 1
ВСТРОЕННАЯ В ТЕХНОЛОГИЧЕСКУЮ ЛИНИЮ СМЕСИТЕЛЬНАЯ КАМЕРА
КОМПЬЮТЕРНОЕ УПРАВЛЕНИЕ
ы о о
Ь5 и" ы
РАСХОДОМЕР
РАСХОДОМЕР
РАСХОДОМЕР
РАСХОДОМЕР
КОМПОНЕНТ!
I \
КОМПОНЕНТ 2
КОМПОНЕНТ 3
КОМПОНЕНТ*
о в у"
U) 00 VI
(Г* СП
Фиг. 2
ВПУСКНЫЕ ЛИНИИ ДЛЯ КОМПОНЕНТОВ
1 (
ЗАДВИЖКА НА ПОДАЮЩЕЙ ЛИНИИ
ОТ КОЛОДЦЕВ С БУРОВЫМ РАСТВОРОМ
СЕКЦИЯ СТАТИЧЕСКОГО СМЕСИТЕЛЯ
НАПРАВЛЕНИЕ ПОТОКА
К НАСОСУ ВЫСОКОГО ДАВЛЕНИЯ