Композиция, способ получения и применение композиции и способ самовосстановления цементной крепи скважины на нефтегазовом месторождении Российский патент 2023 года по МПК E21B33/138 C09K8/467 C09K8/493 C04B24/26 C04B16/04 C04B20/10 C08F12/02 C08L53/02 C09K8/42 

Перекрестная ссылка на родственные заявки Заявка испрашивает приоритет Китайской патентной заявки №202010759397.8, поданной 31 июля 2020 года и озаглавленной «Композиция, способ получения и применение композиции и способ самовосстановления для цементирования скважины на нефтегазовом месторождении», содержание которой полностью включено в данный документ путем ссылки.

Область техники

Изобретение относится к технической области цементного суспензионного материала для цементирования скважины на нефтегазовом месторождении и, в частности, к композиции, содержащей поверхностно поляризованный стирольный термопластичный эластомер, к способу ее получения и ее применению в качестве самовосстанавливающегося агента для цементирования скважины на нефтегазовом месторождении, к цементной суспензии для цементирования скважины на нефтегазовом месторождении, и к цементированию скважины на нефтегазовом месторождении.

Уровень техники

Проектирование цементирования скважины является ключевым сектором для соединения буровых работ и эксплуатации нефтегазовых ресурсов. Программа включает размещение обсадной колонны определенного размера под землей и закачку цементной суспензии в кольцевой зазор между обсадной колонной и стенкой скважины после установки обсадной колонны. Впрыскиваемый гидравлический цементирующий материал (т.е. цементная суспензия) схватывается и затвердевает в виде цементного кольца в течение определенного периода времени с получением цементной крепи скважины на нефтегазовом месторождении. Функции цементного кольца включают обеспечение поддержки обсадных труб, предотвращение коррозии обсадных труб пластовой жидкостью, герметизацию сложных пластов, таких как зона утечки и разрушенный пласт, и изоляцию слоя нефти и газа от слоя воды, тем самым закладывая основу для послойного освоения нефтегазовых ресурсов. Высококачественное цементное кольцо должно поддерживать долгосрочную целостность герметизации, что имеет решающее значение для срока эксплуатации нефтяных и газовых скважин и непосредственно влияет на выработку нефти и газа на более позднем этапе. Однако утечка нефти и газа является всемирной проблемой ввиду растрескивания цементного кольца нефтяной скважины в результате ударной загрузки или движения сложных пластов и долгосрочной химической эрозии эрозионных сред, и утечки нефти и газа приводят к огромным экономическим потерям. Поэтому необходимо ремонтировать трещины, образующиеся в цементном кольце.

В настоящее время технологии ремонта цементного кольца для цементирования скважины в Китае и зарубежных странах в основном состоят из операции экструзии цемента и технологий самовосстановления микроразрывов с использованием материалов на основе цемента. Первая имеет высокий эксплуатационный риск, низкий уровень успешности и высокую стоимость, поэтому она не подходит для дальнейшей разработки операций по цементированию скважин. Последние широко используют для самовосстановления с помощью материалов на основе цемента, оно является одним из направлений исследований в операции цементирования скважины цементом, технологии самовосстановления в основном связаны с технологией жидкого ядра или полого волокна, технологией микрокапсул, термически обратимой реакцией сшивания и полимерной технологией стимулируемого типа. Как технология жидкого ядра или полого волокна, так и технология микрокапсул включают механизмы, согласно которым ремонтирующий агент предварительно введен в цементную основу, и ремонтирующий агент размещен в материале покрытия. При разрыве материала покрытия под воздействием давления или температуры и других факторов ремонтирующий агент высвобождается для восстановления трещин. Однако эти технологии предъявляют высокие требования к материалу покрытия. Технологию термически обратимой реакции сшивания реализуют путем предварительного введения сшивающего полимера со свойством термически обратимой реакции в цементную основу, чтобы обеспечить многократное восстановление вместе с изменениями температуры окружающей среды. Однако такие технологии имеют недостаток, заключающийся в высоких затратах на исследования, что ограничивает их практическое применение. Технологию с полимером стимулируемого типа выполняют путем предварительного размещения полимерного материала с реакцией на нефть и газ. Полимерный материал набухает при контакте и поглощении нефти и газа, тем самым закупоривая трещины и производя эффект самовосстановления.

Полимеры, используемые в технологии полимеров стимулируемого типа, обычно представляют собой нефтепоглощающие смолы или эластомерные латексы, и хотя полимеры производят желаемый эффект самовосстановления, они имеют плохую термостойкость и долговечность, что ограничивает их применение в инженерных проектах. В CN105952413A описан самовосстанавливающийся цемент, содержащий частицы стирол-бутадиен-стирольного или стирол-изопрен-стирольного полимера, но самовосстанавливающийся цемент все еще требует дальнейшего улучшения в отношении самовосстанавливающего эффекта и срока службы.

Краткое описания изобретения

Данное изобретение направлено на преодоление вышеуказанных проблем уровня техники путем создания нового самовосстанавливающегося агента, обладающего желательным эффектом самовосстановления и более длительным сроком службы.

Для достижения вышеуказанного назначения в первом аспекте изобретения предложена композиция, характеризующаяся тем, что она имеет плотность 1,2-2 г/см³, угол смачивания водой не более 90°, предпочтительно менее 85°, и коэффициент расширения при поглощении дизельного топлива и/или природного газа 5-15 раз, предпочтительно 8-12 раз.

Во втором аспекте изобретения предложен способ получения композиции, включающий следующие стадии:

(1) смешивание до однородного состояния гидрированного стирольного термопластичного эластомера с неорганическим наполнителем с получением смешанного материала и проведение экструзионного гранулирования смешанного материала в условиях плавления указанного гидрированного стирольного термопластичного эластомера;

(2) нанесение на гранулы, полученные на стадии (1), покрытия из гидрофильного полимера с получением гранулированного материала.

В третьем аспекте изобретения предложена цементная суспензия для цементирования скважины на нефтегазовом месторождении, содержащая вышеуказанную композицию или композицию, полученную вышеуказанным способом получения.

В четвертом аспекте изобретения дополнительно предложено применение вышеуказанной композиции или композиции, полученной вышеуказанным способом получения, для цементирования скважины на нефтегазовом месторождении, предпочтительно применение в качестве самовосстанавливающегося агента для цементирования скважины на нефтегазовом месторождении.

В пятом аспекте изобретения предложены цементный блок и цементная крепь скважины на нефтегазовом месторождении, образованные вышеуказанной цементной суспензией для цементирования скважины на нефтегазовом месторождении.

В шестом аспекте изобретения предложен способ самовосстанавливающегося цементирования скважины на нефтегазовом месторождении, включающий формирование цементной крепи скважины на нефтегазовом месторождении с использованием вышеуказанной цементной суспензии для цементирования скважины на нефтегазовом месторождении или вышеуказанного цементного блока для цементирования скважины на нефтегазовом месторождении, и последующее приведение цементной крепи скважины на нефтегазовом месторождении в контакт с нефтью и газом при появлении трещин в цементировании скважины на нефтегазовом месторождении.

В изобретении предложена композиция для формирования гранулированных материалов, имеющих структуру, сходную со структурой ядро-оболочка, путем увеличения массы посредством использования неорганического наполнителя и нанесения покрытия из гидрофильного (поверхностно-поляризованной) полимера на композиционный материал из гидрированного стирольного термопластичного эластомера и неорганического наполнителя, обеспечивая требуемую плотность, угол смачивания водой и коэффициент расширения при поглощении нефти/газа композицией, когда композицию используют в цементировании скважины на нефтегазовом месторождении, она имеет плотность и совместимость, которые соответствуют цементному раствору, обеспечивает равномерно стабильную цементную суспензию для цементирования скважины на нефтегазовом месторождении и демонстрирует требуемую характеристику расширения при поглощении нефти/газа, тем самым расширяясь после поглощения нефти и газа и обеспечивая возможность самовосстановления.

В композиции согласно изобретению, помимо использования гидрофильного полимера, обеспечивающего гидрофильность, и неорганического наполнителя, обеспечивающего плотность, совместимую с цементом, использован гидрированный термопластичный эластомер, который не только улучшает силу связи между неорганическим наполнителем и гидрофильным полимером, но и усиливает замедляющие старение свойства композиции, тем самым значительно улучшая эффект самовосстановления и срок службы во время использования в качестве самовосстанавливающегося агента. В частности, изобретение обладает следующими преимущественными эффектами.

1. Самовосстанавливающийся агент согласно изобретению используют в качестве расширяющегося агента при контакте и поглощении нефти и газа, он обладает такими характеристиками, как высокая скорость поглощения нефти и газа, высокая степень расширения, требуемая термостойкость и долговечность, а также отличные механические свойства расширенного тела.

2. Самовосстанавливающийся агент согласно изобретению имеет плотность, сходную с цементной суспензией, и проявляет хорошее сродство, равномерно и стабильно диспергируется в цементной суспензии, чтобы облегчить инженерное применение.

3. Самовосстанавливающийся агент согласно изобретению производит идеальный эффект снижения модуля упругости цементной суспензии, может эффективно уменьшать появление годовых микродефектов и микротрещин, тем самым улучшая длительный герметизирующий эффект в цементном кольце в нефтяных и газовых скважинах.

Краткое описание чертежей

На фиг. 1 представлена фотография, показывающая дисперсию композиции самовосстанавливающегося агента, имеющего размер частиц 80 меш, в цементном камне, где белая часть представляет собой композицию самовосстанавливающегося агента, а черно-серая часть представляет собой цементный камень. Как можно видеть, самовосстанавливающий агент однородно распределен в цементном камне.

На фиг. 2 представлен график, показывающий эффект самовосстановления самовосстанавливающейся композиции, полученной по примеру 1 данного изобретения.

На фиг. 3 показана кривая ДСК самовосстанавливающейся композиции, полученной по примеру 1 данного изобретения.

На фиг. 4 представлен график, показывающий явление волочения проволоки для самовосстанавливающейся композиции, полученной по примеру 1 данного изобретения, при различных температурах.

На фиг. 5 показаны фотографии цементного блока, изготовленного согласно изобретению с самовосстанавливающейся композицией с различными размерами частиц в меш.

Подробное описание изобретения Краевые значения и любое значение в диапазонах, раскрытых в данном документе, не ограничены точными диапазонами или значениями, такие диапазоны или значения следует понимать как включающие значения, прилегающие к этим диапазонам или значениям. Что касается численных диапазонов, то значения конечных точек различных диапазонов, значения конечных точек и значения отдельных точек различных диапазонов, а также значения отдельных точек могут быть объединены с получением одного или более новых численных диапазонов, которые следует считать конкретно раскрытыми в данном документе.

В первом аспекте изобретения предложена композиция, имеющая плотность 1,2-2 г/см³, предпочтительно 1,3-1,8 г/см³, более предпочтительно 1,4-1,8 г/см³, угол смачивания водой менее 90°, предпочтительно менее 85°, и коэффициент расширения при поглощении дизельного топлива и/или природного газа 5-15 раз, предпочтительно 8-12 раз.

Композиция может быть выполнена в различных формах, таких как гранулированная или порошкообразная форма. Предпочтительно композиция представляет собой просеянный материал, полученный после прохождения сита от 20 меш до 200 меш, предпочтительно от 20 меш до 100 меш.

Плотность композиции согласно изобретению представляет собой истинную плотность, измеренную методом, предусмотренным в национальном стандарте Китая GB/T21354-2008.

В данном изобретении угол смачивания с водой измеряют методом, предусмотренным в национальном стандарте Китая GB/T36086-2018. Угол смачивания водой служит в качестве показателя совместимости (сродства) с цементом, когда композицию согласно изобретению используют в качестве самовосстанавливающегося агента цементной суспензии для цементирования скважины на нефтегазовом месторождении; чем больше угол смачивания водой, тем меньше совместимость с цементом. Композиции согласно изобретению имеют угол смачивания водой менее 90°, предпочтительно менее 85°, они демонстрируют подходящую совместимость с цементом. Угол смачивания композиции водой может составлять, например, 70°, 71°, 72°, 73°, 74°, 75°, 76°, 77°, 78°, 79°, 80°, 81°, 82°, 83°, 84°, 85°, 85.5°, 86°, 87°, 88°, 89°.

В данном изобретении коэффициент расширения при поглощении дизельного топлива и/или природного газа относится к отношению объема композиции, когда она достаточно контактирует с дизельным топливом и/или природным газом для достижения адсорбционного насыщения, к объему композиции до контакта. Чем больше коэффициент расширения при поглощении дизельного топлива и/или природного газа, тем сильнее способность к самовосстановлению, и наоборот.

В данном изобретении выражение «композиция достаточно контактирует с дизельным топливом и/или природным газом для достижения адсорбционного насыщения» относится к состоянию, в котором композиция достаточно пропитана/промочена избыточным количеством дизельного топлива и/или природного газа, так что объем указанной композиции больше не расширяется.

Согласно предпочтительному воплощению данного изобретения, композиция содержит гидрированный стирольный термопластичный эластомер, неорганический наполнитель и гидрофильное вещество (например, гидрофильный полимер), нанесенное на поверхность гидрированного стирольного термопластичного эластомера и неорганического наполнителя.

Для достижения превосходной совместимости с цементом и самовосстанавливающейся способности композиции массовое отношение гидрированного стирольного термопластичного эластомера к неорганическому наполнителю в данном изобретении составляет от 30:70 до 70:30, предпочтительно от 40:60 до 60:40.

В данном изобретении гидрофильный полимер используют для придания композиции достаточной гидрофильности для обеспечения подходящего угла смачивания водой. Гидрофильный полимер обычно содержит гидрофильную функциональную группу, которая предпочтительно представляет собой одну или более групп, выбранных из группы, состоящей из гидроксильного радикала, аминогруппы, карбоксильной группы и группы сульфокислоты. Количество каждой из указанных гидрофильных функциональных групп может составлять одну или более. Аминогруппа может представлять собой одну или более групп, выбранных из группы, состоящей из первичной аминогруппы, вторичной аминогруппы, третичной аминогруппы и четвертичной аммониевой соли. Карбоксильная группа может быть представлена -СООМ, а группа сульфокислоты может быть представлена -SO₃M, где М может представлять собой Н или любой один или более элементов, выбранных из группы, состоящей из элементов - щелочных металлов, таких как К и Na.

Предпочтительно гидрофильный полимер представляет собой один или более полимеров, выбранных из группы, состоящей из поливиниловых спиртов, поли(мет)акриловой кислоты и ее солей (щелочных) металлов, хитозана, гуаровой камеди, альгината натрия, крахмала, карбоксиметилцеллюлозы (натрия) и т.п.

Предпочтительно гидрофильный полимер может иметь среднечисленную молекулярную массу от 100 до 300000.

Предпочтительно содержание полярных групп (гидрофильных функциональных групп) в гидрофильном полимере составляет 0,1-0,6 г/г полимера.

В данном изобретении количество полярных групп может быть определено с помощью ¹H-ЯМР. Содержание полярных групп в сырье может быть получено из информации, предоставленной поставщиком сырья.

В данном изобретении водорастворимый полимер нанесен на поверхность частиц, образованных неорганическим наполнителем или неорганическим наполнителем и гидрированным стирольным термопластичным эластомером.

Предпочтительно указанный неорганический наполнитель имеет плотность 2,5-6,0 г/см³, так что композицию используют в качестве самовосстанавливающегося агента для благоприятной совместимости с цементом.

Предпочтительно, неорганический наполнитель имеет размер частиц 10-15 мкм.

Неорганический наполнитель может представлять собой различные неорганические гранулы с более мелкими частицами и может быть надлежащим образом совместим с цементом, предпочтительно неорганический наполнитель представляет собой один или более материалов, выбранных из группы, состоящей из молотого карбоната кальция, барита, сульфата бария, порошка железной руды, цемента и кварцевого песка.

Добавление неорганического наполнителя может увеличить плотность композиции, так что композиция может образовывать однородную и стабильную суспензию с цементом, тем самым улучшая стабильность цементной суспензии для цементирования скважины при использовании в качестве самовосстанавливающегося агента.

Предпочтительно композиция имеет плотность 1,2-1,8 г/см³, например 1,2; 1,25; 1,30; 1,34; 1,36; 1,40; 1,45; 1,50; 1,55; 1,60; 1,70; 1,75 г/см³.

Согласно предпочтительному воплощению данного изобретения, гидрированный стирольный термопластичный эластомер и неорганический наполнитель получают путем осуществления экструзионного гранулирования гидрированного стирольного термопластичного эластомера в условиях плавления, так что гидрированный стирольный термопластичный эластомер образует покрытие на поверхности неорганического наполнителя, а гидрофильный полимер дополнительно покрывает поверхность указанного гидрированного стирольного термопластичного эластомера и указанного неорганического наполнителя.

Предпочтительно, массовое отношение гидрированного стирольного термопластичного эластомера к гидрофильному полимеру составляет от 1:0,01 до 1:0,1.

Предпочтительно, гидрированный стирольный термопластичный эластомер имеет степень гидрирования 95-100%, более предпочтительно 97-100%.

Способ получения и метод испытания на степень гидрирования гидрированных стирольных термопластичных эластомеров описаны в WO 2020/088454, содержание которого полностью включено в данный документ посредством ссылки.

Гидрированный стирольный термопластичный эластомер может иметь линейную структуру или звездообразную структуру. Предпочтительно линейная структура имеет среднечисленную молекулярную массу 40000-150000, а звездообразная структура имеет среднечисленную молекулярную массу 120000-320000. Выбирая гидрированный стирольный термопластичный эластомер с вышеуказанной молекулярной массой, можно получить лучшую экономическую эффективность при обеспечении требуемой способности к самовосстановлению.

В данном изобретении среднечисленную молекулярную массу измеряют с помощью гель-хроматографии.

В данном изобретении гидрированный стирольный термопластичный эластомер может представлять собой гидрированный сополимер стирола и сопряженного диена, который содержит стирольное структурное звено, представленное формулой 1, гидрированное структурное звено сопряженного диена, представленное формулой 2, и/или гидрированное структурное звено сопряженного диена, представленное формулой 3.

При этом каждый из R₁, R₂, R₃, R₄, R₅, R₆, R₇, R₈, R₉ представляет собой Н, С1-С3 алкил, и R₁₀ представляет собой Н или С1-С4 алкил.

Предпочтительно гидрированный стирольный термопластичный эластомер представляет собой один или более соединений, выбранных из группы, состоящей из гидрированного стирол-бутадиен-стирольного трехблочного сополимера, гидрированного стирол-изопрен-стирольного трехблочного сополимера и стирол-изобутилен-стирольного трехблочного сополимера.

Предпочтительно гидрированный стирольный термопластичный эластомер содержит стирольные структурные звенья в количестве 20-50 масс. %, более предпочтительно 25-50 масс. %, и 1,2-структуру в количестве 25-50 масс. %, более предпочтительно 25-40 масс. %, еще более предпочтительно 25-35 масс. %, в расчете на массу указанного гидрированного стирольного термопластичного эластомера. Контролируя содержание указанного стирольного структурного звена и указанной 1,2-структуры в пределах вышеуказанных диапазонов, можно гарантировать, что композиция и цементный блок обладают требуемой способностью к самовосстановлению и сохраняют долгосрочную способность к самовосстановлению композиции и цементного блока, предотвращая чрезмерное поглощение природного газа композицией и цементным блоком, что могло бы привести к уменьшению или даже потере его ремонтопригодности.

Стирольный термопластичный эластомер, описанный выше, может регулировать свою характеристику расширения под действием нефти и газа, обеспечивая при этом полярность самовосстанавливающегося агента, и может сэкономить производственные затраты.

Вышеуказанная композиция может быть получена путем первоначального смешивания до однородности гидрированного стирольного эластомерного полимера с неорганическим наполнителем и последующего плавления смешанного материала в условиях плавления полимера, проведения экструзионного гранулирования расплава смешанного материала с получением гранул, а затем нанесения на гранулы покрытия из гидрофильного полимера.

Во втором аспекте изобретения предложен способ получения вышеуказанной композиции, который содержит следующие стадии:

(1) смешивание до однородности гидрированного стирольного термопластичного эластомера с неорганическим наполнителем с получением смешанного материала и проведение экструзионного гранулирования смешанного материала в условиях плавления указанного гидрированного стирольного термопластичного эластомера;

(2) нанесение на гранулы, полученные на стадии (1), покрытия из гидрофильного полимера с получением гранулированных самовосстанавливающихся частиц.

Требования, относящиеся к типу и используемому количеству гидрированных стирольных термопластичных эластомеров, гидрофильных полимеров и неорганических наполнителей, описаны выше и далее повторно не описаны в данном документе.

В данном изобретении самовосстанавливающийся агент, имеющий структуру, аналогичную структуре ядро-оболочка, получают путем расплавления гидрированного стирольного термопластичного эластомера с последующим проведением гранулирования расплавленного гидрированного стирольного термопластичного эластомера и неорганического наполнителя, а затем нанесения покрытия из гидрофильного полимера, имеющего относительно высокую растворимость в воде, на поверхность частиц.

В соответствии с предпочтительным воплощением изобретения гидрированный стирольный термопластичный эластомер расплавляют, расплавленный гидрированный стирольный термопластичный эластомер и неорганический наполнитель подвергают плавлению, смешиванию и гранулированию, и материал, полученный после гранулирования, затем подвергают измельчению с замораживанием и просеиванию с получением гранул с требуемым размером частиц, с последующим нанесением на гранулы покрытия из гидрофильного полимера.

Поскольку гидрофильный полимер обладает относительно высокой растворимостью в воде, нанесение на неорганический наполнитель покрытия из гидрофильного полимера можно выполнять путем пропитки/погружения гранул, полученных на стадии (1), раствором, содержащим гидрофильный полимер, и последующей сушки пропитанных/погруженных гранул, тем самым получая композицию самовосстанавливающегося агента согласно изобретению.

Гидрофильный полимер можно растворять/подвергать набуханию в воде и/или в органическом растворителе с целью получения раствора гидрофильного полимера. Используемое количество воды и/или органического растворителя в данном случае не ограничено особым образом, пока гидрофильный полимер может быть достаточно растворенным/набухшим в воде и/или в органическом растворителе для соответствия условию пропитки/погружения, тем самым удовлетворяя требованиям при нанесении покрытия.

Предпочтительно способ дополнительно включает пропускание гранул, полученных из экструзионного гранулирования и измельчения с замораживанием, через сито 20 меш - 200 меш, предпочтительно через сито 20 меш - 100 меш, и сбор просеянного материала.

Условия плавления и операции экструзионного гранулирования, измельчения с замораживанием и просеивания можно осуществлять, как известно в уровне техники, и описание этих операций повторно не раскрыто в данном документе.

Гидрированные стирольные термопластичные эластомеры, отвечающие требованиям изобретения, могут быть получены способом, известным в уровне техники, например, путем первоначального проведения полимеризации с последующим селективным гидрированием, причем конкретные процессы гидрирования описаны, например, в WO 2020/088454. Гидрированные стирольные термопластичные эластомеры также выпускаются в промышленности, например, товарный продукт, приобретенный у Sinopec Baling Petrochemical Company.

Композицию согласно изобретению используют в качестве самовосстанавливающегося агента и добавляют в цементную суспензию для цементирования скважины на нефтегазовом месторождении в содержании 5-15 масс. % для формирования цементной суспензии для цементирования скважин со стабильными свойствами, после отверждения цементной суспензии она проявляет самовосстанавливающиеся свойства после соприкосновения с нефтью и газом.

Нефть и газ могут представлять собой различные виды нефти, газы или их смеси, хранящиеся в нефтяных и газовых скважинах, такие как газообразный метан, нефтепродукты и сырая нефть.

В третьем аспекте изобретения предложены композиция и цементная суспензия для цементирования скважины на нефтегазовом месторождении, содержащая композицию, полученную с помощью вышеуказанного способа получения.

Предпочтительно композиция содержится в количестве 5-15 масс. % в расчете на общее количество цементной суспензии для цементирования скважины на нефтегазовом месторождении.

В дополнение к вышеуказанной композиции, цементная суспензия обычно дополнительно содержит воду и цемент.

В четвертом аспекте изобретения предложено применение указанной композиции в цементировании скважины на нефтегазовом месторождении, предпочтительно использование в качестве самовосстанавливающегося агента для цементирования скважины на нефтегазовом месторождении.

В пятом аспекте изобретения предложен цементный блок для цементирования скважины на нефтегазовом месторождении и цементная крепь скважины на нефтегазовом месторождении, образованная цементной суспензией для цементирования скважины на нефтегазовом месторождении.

Цементный блок для цементирования скважины на нефтегазовом месторождении, предложенный в изобретении, имеет плотность 1,6-2 г/см³, предпочтительно 1,7-2 г/см³.

Предпочтительно цементный блок для цементирования скважины на нефтегазовом месторождении имеет прочность на изгиб 6-8 МПа, модуль упругости 5-7 ГПа и прочность на сжатие 25-35 МПа.

В шестом аспекте изобретения предложен способ самовосстанавливающегося цементирования скважины на нефтегазовом месторождении, где способ включает формирование цементной крепи скважины на нефтегазовом месторождении с использованием вышеуказанной цементной суспензии для цементирования скважины на нефтегазовом месторождении или первоначально формирование цементного блока (кольца) с использованием цементной суспензии для цементирования скважины на нефтегазовом месторождении, с последующим формированием цементной крепи скважины на нефтегазовом месторождении с помощью цементного блока (кольца), и последующего приведения цементной крепи скважины на нефтегазовом месторождении в контакт с нефтью и газом при появлении трещин в цементировании скважины на нефтегазовом месторождении.

Вышеуказанная цементная суспензия для цементирования скважины на нефтегазовом месторождении, описанная выше, может быть превращена в цементное кольцо, а одно или несколько цементных колец затем могут быть наложены для использования в цементировании скважины на нефтяном/газовом месторождении.

Поскольку самовосстанавливающаяся композиция, способная поглощать нефть и газ и расширять свой объем после поглощения нефти и газа, содержится в материале цементной крепи на нефтегазовом месторождении, следовательно, самовосстанавливающуюся композицию для цементирования скважины на нефтегазовом месторождении приводят в контакт с нефтью и газом, когда цементная крепь скважины на нефтегазовом месторождении имеет трещины, и происходит поглощение нефти и газа для достижения расширения объема, тем самым осуществляя заполнение и устранение трещин.

В данном изобретении значение термина «приведение самовосстанавливающейся композиции для цементирования скважины на нефтегазовом месторождении в контакт с нефтью и газом, когда цементная крепь скважины на нефтегазовом месторождении имеет трещины», относится к поддержанию состояния контакта цементной крепи скважины на нефтегазовом месторождении с нефтью и газом при появлении трещин, такая компоновка может быть реализована до появления трещин, цементная крепь скважины на нефтегазовом месторождении контактирует с нефтью и газом, ремонтная функция осуществляется заранее, чтобы предотвратить возникновение трещин; или компоновка может быть реализована после появления трещин, цементная крепь скважины на нефтегазовом месторождении контактирует с нефтью и газом, тем самым устраняя трещины. Фактически, во время практических операций на нефтяных месторождениях цементную крепь скважины на нефтегазовом месторождении поддерживают в контакте с нефтью и газом, так что возникновение трещин может быть предотвращено или трещины могут быть устранены вовремя после их образования с использованием указанной композиции согласно изобретению.

Нефть и газ могут представлять собой одно или более веществ из дизельного топлива, природного газа, нефтепродуктов и сырой нефти.

Условия контакта включают давление нефти и газа 1-10 МПа, предпочтительно 3-8 МПа. Время контакта определяют таким образом, что трещины заполняются или явления утечки воздуха больше не происходят, время контакта обычно составляет не более 10 часов, предпочтительно не более 5 часов.

Если иное не указано в данном изобретении, давление относится к манометрическому (избыточному) давлению.

Учитывая, что композиция, предложенная в изобретении, обладает требуемой стойкостью к старению и совместимостью с цементом, полученная из нее цементная оболочка и цементная крепь скважины на нефтегазовом месторождении проявляют требуемую стойкость к старению и самовосстанавливающиеся свойства, тем самым быстро и эффективно достигая самовосстановления в отношении цементной крепи скважины на нефтегазовом месторождении и сохраняя эффект закупорки в течение длительного времени.

Как описано в приведенных ниже примерах, в отношении цементирования скважины на нефтегазовом месторождении согласно изобретению, скорость потока природного газа может снизиться до 0 (то есть степень ремонта 100%) за 5 часов в условиях, когда природный газ непрерывно вводят при начальной скорости потока 1600 мл/мин при температуре 100°С, до тех пор, пока давление не станет постоянным при 5 МПа; в то время как для ремонта трещин с некоторыми композициями, описанными в уровне техники, требуется 100 часов и более.

Изобретение подробно описано ниже со ссылкой на примеры. Примеры являются иллюстративными, а не ограничительными, нижеследующие примеры не предназначены для ограничения объема охраны данного изобретения. В приведенных ниже примерах каждый из водорастворимых полимеров выпускается в промышленности, и каждый из стирольных термопластичных эластомеров является товарным продуктом, приобретенным у Sinopec Baling Petrochemical Branch Company. Цементную суспензию 1, используемую при цементировании скважины на нефтегазовом месторождении, получают путем смешивания цемента, имеющего торговое наименование Jiahua и марку LHEC 42.5, с водой при массовом отношении 1:1, цементная суспензия 1 имеет плотность 1,85 г/см³. Цементную суспензию 2, используемую при цементировании скважины на нефтегазовом месторождении, получают путем смешивания цемента, имеющего торговое наименование Jiahua и марку LHEC 32.5, с водой при массовом отношении 1:1, цементная суспензия 2 имеет плотность 1,87 г/см³. Цементную суспензию 3, используемую при цементировании скважины на нефтегазовом месторождении, получают путем смешивания цемента, имеющего торговое наименование Conch и марку Р-С42.5, с водой при массовом отношении 1:1, цементная суспензия 3 имеет плотность 1,87 г/см³.

Метод испытаний на истинную плотность: относится к методу, предусмотренному в национальном стандарте Китая GB Т21354-2008.

Метод определения угла смачивания водой: относится к методу, предусмотренному в национальном стандарте Китая GB/T36086-2018.

Метод испытаний физических свойств цемента (прочность на изгиб, модуль упругости, прочность на сжатие): относится к методу, предусмотренному в национальном стандарте Китая GB/T50080-2016.

Метод измерения коэффициента расширения при поглощении дизельного топлива и/или природного газа: частицы полимера (начальный объем обозначен как Vo) полностью погружали в смесь нефти и газа, состоящую из дизельного топлива и природного газа (в объемном отношении 1:1), объемное отношение частиц полимера к смеси нефти и газа составляло 1:100, объем полимерных частиц измеряли один раз за каждый 1 час, когда объем полимерных частиц не изменялся в ходе трех последовательных измерений, объем рассматривали как объем полимерных частиц после расширения и обозначали как V, коэффициент расширения рассчитывали по следующей формуле: коэффициент расширения = V/V₀.

В нижеследующих примерах и сравнительных примерах, если не указано иное, «%» содержания и концентраций относится к «масс. %».

Пример 1

50 масс. % гидрированного стирол-бутадиен-стирольного трехблочного сополимера (со среднечисленной молекулярной массой 65270, содержанием структурных звеньев стирола 30 масс. %, содержанием 1,2-структуры 37,7 масс. %, степенью гидрирования 97,9%) и 50 масс. % осажденного сульфата бария (с размером частиц 15 мкм и плотностью 4,4 г/см³) смешивали до однородного состояния, и композиционные частицы стирольного термопластичного эластомера и неорганического наполнителя получали посредством процессов смешивания в расплаве гранулирования измельчения при замораживании -пропускания через сито 40 меш; 200 г приготовленных композиционных частиц далее добавляли к 200 мл водного раствора поливинилового спирта (ПЭГ4000, гидроксильное число 0,38 г/г полимера), имеющего концентрацию 3 масс. %, перемешивали до однородности, смесь подвергали сушке и пропускали через сито 40 меш с получением композиционного самовосстанавливающегося агента на основе стирольного термопластичного эластомера, покрытого поливиниловым спиртом. Частицы самовосстанавливающегося агента имели истинную плотность 1,45 г/см³, кривая ДСК показана на фиг. 3. Как видно из кривой ДСК, самовосстанавливающиеся частицы содержали гидрированный стирол-бутадиен-стирольный трехблочный сополимер СЭБС. Частицы самовосстанавливающегося агента смешивали до однородности с цементной суспензией 1 для цементирования скважины на нефтегазовом месторождении с получением цементной суспензии для цементирования скважины на нефтегазовом месторождении. Композиция присутствовала в количестве 5 масс. % в расчете на общее количество цементной суспензии для цементирования скважины на нефтегазовом месторождении. После нахождения в покое в течение 12 часов цементная суспензия для цементирования скважины на нефтегазовом месторождении не проявляла явного расслоения. Результаты показаны на фиг. 1.

Пример 2

50 масс. % гидрированного стирол-бутадиен-стирольного трехблочного сополимера (со среднечисленной молекулярной массой 65270, содержанием структурных звеньев стирола 30 масс. %, содержанием 1,2-структуры 37,7 масс. %, степенью гидрирования 97,9%) и 50 масс. % осажденного сульфата бария (с размером частиц 15 мкм и плотностью 4,4 г/см³) смешивали до однородности, и композиционные частицы стирольного термопластичного эластомера и неорганического наполнителя получали посредством процессов смешивания в расплаве гранулирования измельчения - пропускания через сито 40 меш; 200 г приготовленных композиционных частиц далее добавляли к 200 мл водного раствора поливинилового спирта (со среднечисленной молекулярной массой 4000, гидроксильным числом 0,38 г/г полимера), имеющего концентрацию 3 масс. %, перемешивали до однородности, смесь подвергали сушке и пропускали через сито 40 меш с получением стирольного термопластичного эластомерного композиционного самовосстанавливающегося агента, покрытого сшитым бурой поливиниловым спиртом. Частицы самовосстанавливающегося агента имели истинную плотность 1,45 г/см³ и были смешаны до однородности с цементной суспензией 2 для цементирования скважины на нефтегазовом месторождении с получением цементной суспензии для цементирования скважины на нефтегазовом месторождении. Композиция присутствовала в количестве 10 масс. % в расчете на общее количество цементной суспензии для цементирования скважины на нефтегазовом месторождении. После нахождения в покое в течение 12 часов цементная суспензия для цементирования скважины на нефтегазовом месторождении не проявляла явного расслоения.

Пример 3

50 масс. % гидрированного стирол-бутадиен-стирольного трехблочного сополимера (со среднечисленной молекулярной массой 65270, содержанием структурных звеньев стирола 30 масс. %, содержанием 1,2-структуры 37,7 масс. %, степенью гидрирования 97,9%) и 50 масс. % осажденного сульфата бария (с размером частиц 15 мкм и плотностью 4,4 г/см³) смешивали до однородности, и композиционные частицы стирольного термопластичного эластомера и неорганического наполнителя получали посредством процессов смешивания в расплаве - гранулирования - измельчения - пропускания через сито 40 меш; 200 г приготовленных композиционных частиц далее добавляли к 200 мл водного раствора гуаровой камеди (производства Guangrao Liuhe Chemical Corporation Limited, со среднечисленной молекулярной массой 200000, гидроксильным числом 0,6 г/г гуаровой камеди), имеющего концентрацию 3 масс. %, перемешивали до однородности, смесь подвергали сушке и пропускали через сито 40 меш с получением стирольного термопластичного эластомерного композиционного самовосстанавливающегося агента, покрытого сшитой бурой гуаровой камедью. Частицы самовосстанавливающегося агента имели истинную плотность 1,46 г/см³ и их смешивали до однородности с цементной суспензией 3 для цементирования скважины на нефтегазовом месторождении с получением цементной суспензии для цементирования скважины на нефтегазовом месторождении. Композиция присутствовала в количестве 15 масс. % в расчете на общее количество цементной суспензии для цементирования скважины на нефтегазовом месторождении. После нахождения в покое в течение 12 часов цементная суспензия для цементирования скважины на нефтегазовом месторождении не проявляла явного расслоения.

Пример 4

50 масс. % гидрированного стирол-бутадиен-стирольного трехблочного сополимера (со среднечисленной молекулярной массой 65270, содержанием структурных звеньев стирола 30 масс. %, содержанием 1,2-структуры 37,7 масс. %, степенью гидрирования 97,9%) и 50 масс. % осажденного сульфата бария (с размером частиц 15 мкм и плотностью 4,4 г/см³) смешивали до однородности, и композиционные частицы стирольного термопластичного эластомера и неорганического наполнителя получали посредством процессов смешивания в расплаве гранулирования измельчения - пропускания через сито 40 меш; 200 г приготовленных композиционных частиц далее добавляли к 200 мл водного раствора хитозана (производства Nanjing Songguan Biotechnology Co., Ltd., со среднечисленной молекулярной массой 50000, гидроксильным числом 0,4 г/г), имеющего концентрацию 3 масс. %, перемешивали до однородности, смесь подвергали сушке и пропускали через сито 40 меш с получением стирольного термопластичного эластомерного композиционного самовосстанавливающего агента, покрытого хитозаном. Частицы самовосстанавливающегося агента имели истинную плотность 1,44 г/см³, и их смешивали до однородности с цементной суспензией 1 для цементирования скважины на нефтегазовом месторождении с получением цементной суспензии для цементирования скважин на нефтегазовом месторождении. Композиция присутствовала в количестве 8 масс. % в расчете на общее количество цементной суспензии для цементирования скважины на нефтегазовом месторождении. После нахождения в покое в течение 12 часов цементная суспензия для цементирования скважины на нефтегазовом месторождении не проявляла явного расслоения.

Пример 5

50 масс. % гидрированного стирол-бутадиен-стирольного трехблочного сополимера (со среднечисленной молекулярной массой 65270, содержанием структурных звеньев стирола 30 масс. %, содержанием 1,2-структуры 37,7 масс. %, степенью гидрирования 97,9%) и 50 масс. % осажденного сульфата бария (с размером частиц 15 мкм и плотностью 4,4 г/см³) смешивали до однородности, и композиционные частицы стирольного термопластичного эластомера и неорганического наполнителя получали посредством процессов смешивания в расплаве гранулирования измельчения - пропускания через сито 40 меш; 200 г приготовленных композиционных частиц далее добавляли к 200 мл водного раствора хитозана (изготовленного Nanjing Songguan Biotechnology Co., Ltd., со среднечисленной молекулярной массой 50000, гидроксильным числом 0,4 г/г), имеющего концентрацию 2 масс. %, перемешивали до однородности, смесь подвергали сушке и пропускали через сито 40 меш с получением стирольного термопластичного эластомерного композиционного самовосстанавливающего агента, покрытого хитозаном. Частицы самовосстанавливающегося агента имели истинную плотность 1,47 г/см³, и их смешивали до однородности с цементной суспензией 1 для цементирования скважины на нефтегазовом месторождении с получением цементной суспензии для цементирования скважины на нефтегазовом месторождении. Композиция присутствовала в количестве 6 масс. % в расчете на общее количество цементной суспензии для цементирования скважины на нефтегазовом месторождении. После нахождения в покое в течение 12 часов цементная суспензия для цементирования скважины на нефтегазовом месторождении не проявляла явного расслоения.

Пример 6

40 масс. % гидрированного стирол-изопрен-стирольного трехблочного сополимера (со среднечисленной молекулярной массой 64179, содержанием структурных звеньев стирола 30 масс. %, содержанием 1,2-структуры 31,6 масс. %, степенью гидрирования 97,7%) и 60 масс. % силикатного цемента (с размером частиц 10 мкм и плотностью 3,70 г/см³) смешивали до однородности, и композиционные частицы стирольного термопластичного эластомера и неорганического наполнителя получали посредством процессов смешивания в расплаве - гранулирования - измельчения - пропускания через сито 40 меш; 200 г приготовленных композиционных частиц далее добавляли к 400 мл водного раствора полиметакриловой кислоты (со среднечисленной молекулярной массой 6000, гидроксильным числом 0,37 г/г полимера), имеющего концентрацию 3 масс. %, перемешивали до однородности, смесь подвергали сушке и пропускали через сито 20 меш с получением композиционного самовосстанавливающегося агента на основе стирольного термопластичного эластомера, покрытого полиметакриловой кислотой. Частицы самовосстанавливающегося агента имели истинную плотность 1,36 г/см³ и их смешивали до однородности с цементной суспензией 1 для цементирования скважины на нефтегазовом месторождении с получением цементной суспензии для цементирования скважины на нефтегазовом месторождении. Композиция присутствовала в количестве 6 масс. % в расчете на общее количество цементной суспензии для цементирования скважины на нефтегазовом месторождении. После нахождения в покое в течение 12 часов цементная суспензия для цементирования скважины на нефтегазовом месторождении не проявляла явного расслоения.

Пример 7

60 масс. % гидрированного стирол-изобутилен-стирольного трехблочного сополимера (со среднечисленной молекулярной массой 65009, содержанием структурных звеньев стирола 25 масс. %, содержанием 1,2-структуры 37,6 масс. %, степенью гидрирования 98,1%) и 40 масс. % молотого карбоната кальция (с размером частиц 15 мкм и плотностью 2,8 г/см³) смешивали до однородности, и композиционные частицы стирольного термопластичного эластомера и неорганического наполнителя получали посредством процессов смешивания в расплаве гранулирования измельчения - пропускания через сито 200 меш; 200 г приготовленных композиционных частиц далее добавляли к 400 мл водного раствора полиметакриловой кислоты (со среднечисленной молекулярной массой 6000, гидроксильным числом 0,37 г/г полимера), имеющего концентрацию 6 масс. %, перемешивали до однородности, смесь подвергали сушке и пропускали через сито 80 меш с получением композиционного самовосстанавливающегося агента на основе стирольного термопластичного эластомера, покрытого полиметакриловой кислотой. Частицы самовосстанавливающегося агента имели истинную плотность 1,28 г/см³, и их смешивали до однородности с цементной суспензией 1 для цементирования скважины на нефтегазовом месторождении с получением цементной суспензии для цементирования скважины на нефтегазовом месторождении. Композиция присутствовала в количестве 5,5 масс. % в расчете на общее количество цементной суспензии для цементирования скважины на нефтегазовом месторождении. После нахождения в покое в течение 12 часов цементная суспензия для цементирования скважины на нефтегазовом месторождении не проявляла явного расслоения.

Пример 8

50 масс. % гидрированного стирол-бутадиен-стирольного трехблочного сополимера (со среднечисленной молекулярной массой 677031, содержанием структурных звеньев стирола 40 масс. %, содержанием 1,2-структуры 38,2 масс. %, степенью гидрирования 98,5%) и 50 масс. % осажденного сульфата бария (с размером частиц 15 мкм и плотностью 4,4 г/см³) смешивали до однородности, и композиционные частицы стирольного термопластичного эластомера и неорганического наполнителя получали посредством процессов смешивания в расплаве гранулирования измельчения - пропускания через сито 40 меш; 200 г приготовленных композиционных частиц далее добавляли к 200 мл водного раствора альгината натрия (изготовленного компанией Sichuan Huatang Jurui Biotechnology Co., Ltd., со среднечисленной молекулярной массой 20000, содержанием карбоксила -СООН 0,3 г/г), имеющего концентрацию 3 масс. %, перемешивали до однородности, смесь подвергали сушке и пропускали через сито 40 меш с получением композиционного самовосстанавливающегося агента на основе стирольного термопластичного эластомера, покрытого альгинатом натрия. Частицы самовосстанавливающегося агента имели истинную плотность 1,46 г/см³, и их смешивали до однородности с цементной суспензией 1 для цементирования скважины на нефтегазовом месторождении с получением цементной суспензии для цементирования скважины на нефтегазовом месторождении. Композиция присутствовала в количестве 13 масс. % в расчете на общее количество цементной суспензии для цементирования скважины на нефтегазовом месторождении. После нахождения в покое в течение 12 часов цементная суспензия для цементирования скважины на нефтегазовом месторождении не проявляла явного расслоения.

Пример 9

50 масс. % гидрированного стирол-бутадиен-стирольного трехблочного сополимера (со среднечисленной молекулярной массой 95300, содержанием структурных звеньев стирола 30 масс. %, содержанием 1,2-структуры 37,6 масс. %, степенью гидрирования 97,9%) и 50 масс. % осажденного сульфата бария (с размером частиц 15 мкм и плотностью 4,4 г/см³) перемешивали до однородности, и композиционные частицы стирольного термопластичного эластомера и неорганического наполнителя получали посредством процессов смешивания в расплаве гранулирования измельчения - пропускания через сито 40 меш; 200 г приготовленных композиционных частиц далее добавляли к 200 мл водного раствора альгината натрия (изготовленного компанией Sichuan Huatang Jurui Biotechnology Co., Ltd., со среднечисленной молекулярной массой 20000, содержанием карбоксила -СООН 0,3 г/г), имеющего концентрацию 3 масс. %, перемешивали до однородности, смесь подвергали сушке и пропускали через сито 40 меш с получением композиционного самовосстанавливающегося агента на основе стирольного термопластичного эластомера, покрытого альгинатом натрия. Частицы самовосстанавливающегося агента имели истинную плотность 1,47 г/см³, и их смешивали до однородности с цементной суспензией 1 для цементирования скважины на нефтегазовом месторождении с получением цементной суспензии для цементирования скважины на нефтегазовом месторождении. Композиция присутствовала в количестве 13 масс. % в расчете на общее количество цементной суспензии для цементирования скважины на нефтегазовом месторождении. После нахождения в покое в течение 12 часов цементная суспензия для цементирования скважины на нефтегазовом месторождении не проявляла явного расслоения.

Пример 10

50 масс. % гидрированного стирол-бутадиен-стирольного трехблочного сополимера (со среднечисленной молекулярной массой 136901, содержанием структурных звеньев стирола 30 масс. %, содержанием 1,2-структуры 38,1 масс. %, степенью гидрирования 98,0%) и 50 масс. % осажденного сульфата бария (с размером частиц 15 мкм и плотностью 4,4 г/см³) смешивали до однородности, и композиционные частицы стирольного термопластичного эластомера и неорганического наполнителя получены посредством процессов смешивания в расплаве - гранулирования - измельчения - пропускания через сито 40 меш; 200 г приготовленных композиционных частиц далее добавляли к 200 мл водного раствора альгината натрия (изготовленного компанией Sichuan Huatang Jurui Biotechnology Co., Ltd., со среднечисленной молекулярной массой 20 000, содержанием карбоксила-СООН 0,3 г/г), имеющего концентрацию 3 масс. %, перемешивали до однородности, смесь подвергали сушке и пропускали через сито 40 меш с получением композиционного самовосстанавливающегося агента на основе стирольного термопластичного эластомера, покрытого альгинатом натрия. Частицы самовосстанавливающегося агента имели истинную плотность 1,48 г/см³, и их смешивали до однородности с цементной суспензией 1 для цементирования скважины на нефтегазовом месторождении с получением цементной суспензии для цементирования скважины на нефтегазовом месторождении. Композиция присутствовала в количестве 13 масс. % в расчете на общее количество цементной суспензии для цементирования скважины на нефтегазовом месторождении. После нахождения в покое в течение 12 часов цементная суспензия для цементирования скважины на нефтегазовом месторождении не проявляла явного расслоения.

Пример 11

50 масс. % гидрированного стирол-бутадиен-стирольного трехблочного сополимера (со среднечисленной молекулярной массой 65270, содержанием структурных звеньев стирола 30 масс. %, содержанием 1,2-структуры 37,7 масс. %, степенью гидрирования 97,9%) и 50 масс. % осажденного сульфата бария (с размером частиц 15 мкм и плотностью 4,4 г/см³) смешивали до однородности, и композиционные частицы стирольного термопластичного эластомера и неорганического наполнителя получали посредством процессов смешивания в расплаве - гранулирования - измельчения - пропускания через сито 40 меш; 200 г приготовленных композиционных частиц далее добавляли к 200 мл водного раствора альгината натрия (изготовленного компанией Sichuan Huatang Jurui Biotechnology Co., Ltd., со среднечисленной молекулярной массой 20000, содержанием карбоксила -СООН 0,3 г/г), имеющего концентрацию 3 масс. %, перемешивали до однородности, смесь подвергали сушке и пропускали через сито 40 меш с получением композиционного самовосстанавливающегося агента на основе стирольного термопластичного эластомера, покрытого альгинатом натрия. Частицы самовосстанавливающегося агента имели истинную плотность 1,45 г/см³, и их смешивали до однородности с цементной суспензией 1 для цементирования скважины на нефтегазовом месторождении с получением цементной суспензии для цементирования скважины на нефтегазовом месторождении. Композиция присутствовала в количестве 13 масс. % в расчете на общее количество цементной суспензии для цементирования скважины на нефтегазовом месторождении. После нахождения в покое в течение 12 часов цементная суспензия для цементирования скважины на нефтегазовом месторождении не проявляла явного расслоения.

Пример 12

Композицию самовосстанавливающегося агента получали согласно способу примера 4, за исключением того, что гидрированный стирол-бутадиен-стирольный трехблочный сополимер имел содержание 1,2-структуры 20,5%. Полученные частицы самовосстанавливающегося агента смешивали до однородности с цементной суспензией 1 для цементирования скважины на нефтегазовом месторождении, результаты показаны в таблице 1.

Пример 13

Композицию самовосстанавливающегося агента получали согласно способу примера 4, за исключением того, что гидрированный стирол-бутадиен-стирольный трехблочный сополимер имел содержание 1,2-структуры 48,5%. Полученные частицы самовосстанавливающегося агента смешивали до однородности с цементной суспензией 1 для цементирования скважины на нефтегазовом месторождении, результаты показаны в таблице 1.

Пример 14

Композицию самовосстанавливающегося агента получали согласно способу примера 4, за исключением того, что массовое отношение гидрированного стирол-бутадиен-стирольного трехблочного сополимера к осажденному сульфату бария составляло 25:75. Полученные частицы самовосстанавливающегося агента имели истинную плотность 1,65 г/см³, и их смешивали до однородности с цементной суспензией 1 для цементирования скважины на нефтегазовом месторождении, результаты показаны в таблице 1.

Пример 15

Композицию самовосстанавливающегося агента получали согласно способу примера 4, за исключением того, что гидрированный стирол-бутадиен-стирольный трехблочный сополимер имел степень гидрирования 90,0%. Полученные частицы самовосстанавливающегося агента смешивали до однородности с цементной суспензией 1 для цементирования скважины на нефтегазовом месторождении, результаты показаны в таблице 1.

Пример 16

Композицию самовосстанавливающегося агента получали согласно способу примера 4, за исключением того, что полимер представлял собой гидрированный стирол-бутадиеновый блок-сополимер звездообразного типа, имеющий среднечисленную молекулярную массу одного луча 80295, общую среднечисленную молекулярную массу 250679, содержание структурных звеньев стирола 32 масс. %, содержание 1,2-структуры 37,7 масс. %, и степень гидрирования 98,1%. Полученные частицы самовосстанавливающегося агента смешивали до однородности с цементной суспензией 1 для цементирования скважины на нефтегазовом месторождении, результаты показаны в таблице 1.

Пример 17

Композицию самовосстанавливающегося агента получали согласно способу примера 4, за исключением того, что полимер представлял собой гидрированный стирол-бутадиеновый блок-сополимер звездообразного типа, имеющий среднечисленную молекулярную массу одного луча 90548, общую среднечисленную молекулярную массу 291533, содержание структурных звеньев стирола 32 масс. %, содержание 1,2-структуры 37,9 масс. %, и степень гидрирования 98,0%. Полученные частицы самовосстанавливающегося агента смешивали до однородности с цементной суспензией 1 для цементирования скважины на нефтегазовом месторождении, результаты показаны в таблице 1.

Пример 18

Композицию самовосстанавливающегося агента получали согласно способу примера 4, за исключением того, что полимер представлял собой гидрированный стирол-бутадиеновый блок-сополимер звездообразного типа, имеющий среднечисленную молекулярную массу одного луча 99270, общую среднечисленную молекулярную массу 310590, содержание структурных звеньев стирола 32 масс. %, содержание 1,2-структуры 38,5 масс. %, и степень гидрирования 97,5%. Полученные частицы самовосстанавливающегося агента смешивали до однородности с цементной суспензией 1 для цементирования скважины на нефтегазовом месторождении, результаты показаны в таблице 1.

Сравнительный пример 1 Самовосстанавливающийся агент получали согласно способу примера 4, за исключением того, что он не включал стадию смешивания с водным раствором хитозана, то есть 50 масс. % гидрированного стирол-бутадиен-стирольного трехблочного сополимера и 50 масс. % осажденного сульфата бария перемешивали до однородности, композиционные частицы стирольного термопластичного эластомера и неорганического наполнителя получали посредством процессов смешивания в расплаве гранулирования измельчения - пропускания через сито 40 меш. Композиционные частицы смешивали до однородности с цементной суспензией 1 для цементирования скважины на нефтегазовом месторождении, результаты показаны в таблице 1.

Сравнительный пример 2 Композицию самовосстанавливающегося агента получали согласно способу примера 4, за исключением того, что гидрированный стирол-бутадиен-стирольный трехблочный сополимер, хитозан и осажденный сульфат бария смешивали до однородности, и частицы самовосстанавливающегося агента получали посредством процессов смешивания в расплаве - гранулирования - измельчения - пропускания через сито 40 меш. Частицы самовосстанавливающегося агента смешивали до однородности с цементной суспензией 1 для цементирования скважины на нефтегазовом месторождении, результаты показаны в таблице 1.

Сравнительный пример 3 Композицию самовосстанавливающегося агента получали согласно способу примера 4, за исключением того, что гидрированный стирол-бутадиен-стирольный трехблочный сополимер заменяли той же массой негидрированного стирол-бутадиен-стирольного трехблочного сополимера, величина среднечисленной молекулярной массы, содержание структурных звеньев стирола, содержание 1,2-структуры в стирол-бутадиен-стирольном трехблочном сополимере были примерно такими же, как у гидрированного полимера примера 4. Частицы самовосстанавливающегося агента смешивали до однородности с цементной суспензией 1 для цементирования скважины на нефтегазовом месторождении, результаты показаны в таблице 1.

Сравнительный пример 4 В качестве самовосстанавливающегося агента использовали SBS #3, указанный в таблице 1 примеров в CN105952413A. Результаты смешивания до однородности самовосстанавливающегося агента с цементной суспензией для цементирования скважины на нефтегазовом месторождении приведены в таблице 1.

Испытание свойств

Цементные блоки с размерами 4x4x15 см получали с использованием цементных суспензий вышеуказанных примеров и сравнительных примеров, соответственно, где фотография внешней формы указанного цементного блока в примере 1 показана на фиг. 5. Механические свойства цементных блоков в каждом из примеров и сравнительных примеров после поддержания при температуре 80°С в течение 48 часов показаны ниже в таблице 2.

Цементные блоки укладывали в смоделированную цилиндрическую скважину диаметром 1 м и высотой 1 м, и на каждом цементном блоке формировали трещины 500 мкм × 350 мкм; природный газ непрерывно вводили в скважину при начальной скорости потока 1600 мл/мин при температуре 100°С, пока давление в указанной скважине не стало постоянным на уровне 5 МПа, было зафиксировано время, когда скорость потока природного газа снизилась до 0 (то есть скорость ремонта 100%), результаты показаны на фиг. 2 и в таблице 2 ниже. Явление волочения проволоки в примере 1 показано на фиг. 4.

Как можно видеть из результатов приведенной выше таблицы, композиция согласно данному изобретению может быть использована для получения очевидно лучших свойств самовосстановления.

Приведенное выше содержание подробно описывает предпочтительные воплощения данного изобретения, однако данное изобретение не ограничено ими. Различные простые модификации могут быть сделаны в отношении технических решений данного изобретения в рамках технической концепции данного изобретения, включая комбинацию отдельных технических признаков, любым другим подходящим способом, такие простые модификации и их комбинации также следует рассматривать как содержание, раскрытое данным описанием, и каждая из них входит в объем охраны данного изобретения.

Группа изобретений относится к самовосстанавливающейся композиции, а также к способу получения и применению композиции. Композиция для получения гранулированного материала для цементирования скважины содержит гидрированный стирольный термопластичный эластомер, гидрофильный полимер и неорганический наполнитель. При этом массовое отношение указанного гидрированного стирольного термопластичного эластомера к указанному неорганическому наполнителю составляет от 30:70 до 70:30, и/или массовое отношение гидрированного стирольного термопластичного эластомера к гидрофильному полимеру составляет от 1:0,01 до 1:0,1. Способ получения гранулированного материала включает смешивание до однородности гидрированного стирольного термопластичного эластомера с неорганическим наполнителем с получением смешанного материала и проведение экструзионного гранулирования смешанного материала в условиях плавления указанного гидрированного стирольного термопластичного эластомера. Наносят на полученные гранулы покрытие из гидрофильного полимера для получения гранулированного материала. Гранулированный материал применяют для цементирования скважины на нефтегазовом месторождении, предпочтительно в качестве самовосстанавливающегося агента. Техническим результатом является повышение эффективности образования однородной и стабильной цементной суспензии для цементирования скважины. 3 н. и 11 з.п. ф-лы, 5 ил., 2 табл.

1. Композиция для получения гранулированного материала для цементирования скважины, отличающаяся тем, что она содержит гидрированный стирольный термопластичный эластомер, гидрофильный полимер и неорганический наполнитель, и массовое отношение указанного гидрированного стирольного термопластичного эластомера к указанному неорганическому наполнителю составляет от 30:70 до 70:30, и/или массовое отношение гидрированного стирольного термопластичного эластомера к гидрофильному полимеру составляет от 1:0,01 до 1:0,1.

2. Композиция по п. 1, отличающаяся тем, что она имеет плотность 1,2-2 г/см³, предпочтительно 1,4-1,8 г/см³, угол смачивания водой не более 90°, предпочтительно менее 85°, и коэффициент расширения при поглощении дизельного топлива и/или природного газа 5-15 раз, предпочтительно 8-12 раз.

3. Композиция по п. 1 или 2, где композиция представляет собой просеянный материал, полученный после пропускания через сито от 20 меш до 200 меш.

4. Композиция по любому из пп. 1-3, в которой гидрированный стирольный термопластичный эластомер представляет собой одно или более соединений, выбранных из группы, состоящей из гидрированного стирол-бутадиен-стирольного трехблочного сополимера, гидрированного стирол-изопрен-стирольного трехблочного сополимера и стирол-изобутилен-стирольного трехблочного сополимера;

и/или гидрированный стирольный термопластичный эластомер имеет степень гидрирования 95-100%;

и/или гидрированный стирольный термопластичный эластомер имеет линейную структуру или звездообразную структуру, причем линейная структура имеет среднечисленную молекулярную массу 40000-150000, а звездообразная структура имеет среднечисленную молекулярную массу 120000-320000.

5. Композиция по любому из пп. 1-4, в которой гидрированный стирольный термопластичный эластомер содержит стирольные структурные звенья в количестве 20-50 мас.% и 1,2-структуру в количестве 25-40 мас.% в расчете на массу указанного гидрированного стирольного термопластичного эластомера.

6. Композиция по любому из пп. 1-5, в которой неорганический наполнитель имеет плотность 2,5-6 г/см³ и размер частиц 5-20 мкм;

и/или неорганический наполнитель представляет собой один или более материалов, выбранных из группы, состоящей из молотого карбоната кальция, сульфата бария, порошка железной руды, цемента, кварцевого песка и барита.

7. Композиция по любому из пп. 1-6, в которой гидрофильный полимер содержит гидрофильную функциональную группу, которая представляет собой одну или более групп, выбранных из группы, состоящей из гидроксильного радикала, аминогруппы и карбоксильной группы;

и/или содержание гидрофильных функциональных групп в гидрофильном полимере составляет 0,1-0,6 г/г полимера.

8. Способ получения гранулированного материала для цементирования скважин с использованием композиции по п. 1, включающий следующие стадии:

(1) смешивание до однородности гидрированного стирольного термопластичного эластомера с неорганическим наполнителем с получением смешанного материала и проведение экструзионного гранулирования смешанного материала в условиях плавления указанного гидрированного стирольного термопластичного эластомера;

(2) нанесение на гранулы, полученные на стадии (1), покрытия из гидрофильного полимера для получения гранулированного материала.

9. Способ получения по п. 8, в котором гидрированный стирольный термопластичный эластомер представляет собой одно или более соединений, выбранных из группы, состоящей из гидрированного стирол-бутадиен-стирольного трехблочного сополимера, гидрированного стирол-изопрен-стирольного трехблочного сополимера и стирол-изобутилен-стирольного трехблочного сополимера;

и/или гидрированный стирольный термопластичный эластомер имеет степень гидрирования 95-100%;

и/или гидрированный стирольный термопластичный эластомер имеет линейную структуру или звездообразную структуру, причем линейная структура имеет среднечисленную молекулярную массу 40000-150000, а звездообразная структура имеет среднечисленную молекулярную массу 120000-320000.

10. Способ получения по п. 8 или 9, в котором гидрированный стирольный термопластичный эластомер содержит стирольные структурные звенья в количестве 20-50 мас.% и 1,2-структуру в количестве 25-40 мас.% в расчете на массу указанного гидрированного стирольного термопластичного эластомера.

11. Способ получения по любому из пп. 8-10, в котором неорганический наполнитель имеет плотность 2,5-6 г/см³ и размер частиц 5-20 мкм;

предпочтительно неорганический наполнитель представляет собой один или более материалов, выбранных из группы, состоящей из молотого карбоната кальция, сульфата бария, порошка железной руды, цемента, кварцевого песка и барита.

12. Способ получения по любому из пп. 8-11, в котором гидрофильный полимер содержит гидрофильную функциональную группу, которая представляет собой одну или более групп, выбранных из группы, состоящей из гидроксильного радикала, аминогруппы и карбоксильной группы;

и/или содержание гидрофильных функциональных групп в гидрофильном полимере составляет 0,1-0,6 г/г полимера.

13. Способ получения по любому из пп. 8-12, в котором нанесение покрытия осуществляют путем пропитки гранул, полученных на стадии (1), раствором, содержащим гидрофильный полимер, и последующей сушки пропитанных гранул;

и/или способ дополнительно включает пропускание гранул, полученных экструзионным гранулированием, через сито 20 меш - 200 меш.

14. Применение композиции по любому из пп. 1-7 или композиции, полученной способом получения по любому из пп. 8-13, для получения гранулированного материала для цементирования скважины на нефтегазовом месторождении, предпочтительно для применения в качестве самовосстанавливающегося агента для цементирования скважины на нефтегазовом месторождении.