Содержание к диссертации
Введение
1. Состояние изученности проблемы и постановка задачи исследований 14
1.1 Техническое состояние подземного оборудования и уплотнительных элементов устьевого оборудования на эксплуатационных скважинах АГКМ 14
1.1.1 Классификация скважин по состоянию затрубного пространства 15
1.1.2 Классификация скважин по состоянию уплотнений устьевого оборудования 18
1.2 Анализ существующих решений 21
1.2.1 Водорастворимые полимерные составы 21
1.2.2 Вязкоупругие и гелеобразующие составы 23
1.2.3 Составы на основе синтетических смол 27
1.2.4 Гидрофобные эмульсионные растворы 32
1.2.5 Способы герметизации с использованием термического воздействия на химические вещества 35
1.2.6 Эластомерные составы 37
1.2.7 Греметики 38
1.2.7.1 Полимеризуемые герметики 39
1.2.7.2 Неполимеризуемые герметики 42
1.3 Анализ промыслового опыта восстановления герметичности уплотнений на Астраханском ГКМ 43
Выводы, определение цели работы и постановка задач иссле
дований 45
2. Лабораторные и стендовые исследования герметизирующих свойств эластомерных композиций
2.1. Физико-механические свойства эластомерных композиций, выбранных для исследований
2.2 Методика оценки герметизирующих свойств эластомерных композиций 55
2.2.1 Методы проведения исследований и определения физико-механических параметров эластомерных композиций. 58
2.2.1.1 Контакт эластомерных композиций с пластовым газом 58
2.2.1.2 Определение условной прочности, относительного удлинения и остаточной деформации 59
2.2.1.3 Определение твердости полимеризованных эластомерных композиций 61
2.2.1.4 Определение пластичности неполимеризованных эластомерных композиций 62
2.2.1.5 Определение относительной остаточной деформации сжатия 64
2.2.1.6 Определение степени набухания полимеризованных композиций 65
2.2.1.7 Определение растворимости неполимеризованных композиций 68
2.2.1.8 Определение времени полимеризации и адгезионных свойств эластомерных композиций 68
2.2.1.9 Обработка результатов измерений 71
2.3. Лабораторные исследования по выбору базовой эластомерной композиции 73
2.3.1 Исследование совместного влияния пластового флюида, давления и температуры на физико-механические показатели 73
2.3.2 Определение растворимости неполимеризованных композиций 79
2.3.3 Определение степени набухания полимеризованных композиций 79
2.3.4 Исследование процесса полимеризации и определение адгезионных свойств составов "эластомер - растворитель" 85
2.4 Выбор базовой эластомерной композиции для разработки герметизирующих составов 87
2.5 Основные компоненты, выбранные для дальнейших исследований 88
Выводы 90
3. Разработка эластомерных составов для герметизации уплотнений устьевого оборудования 92
3.1 Выбор эффективных пластификаторов и наполнителей 92
3.2 Выбор оптимальной рецептуры герметизирующего состава 95
3.3 Определение степени усадки полимеризованной композиции 101
Выводы 104
4. Разработка эластомерных составов для герметизации затрубного пространства 105
4.1. Разработка герметизирующего состава на основе гранулированной эластомерной композиции 105
4.2. Разработка состава для герметизации затрубного пространства на основе раствора эластомерной композиции в углеводородном растворителе 110
4.2.1 Регулирование скорости растворения эластомерной композиции в углеводородной среде 110
4.2.2 Исследование реологических свойств герметизирующих эластомерных составов 113
4.2.3 Оценка потерь состава в процессе закачки 116
4.2.4 Корректировка рецептурного состава с целью регулирования времени полимеризации 118
4.2.5 Разработка оптимальной рецептуры герметизирующего состава 121
4.2.6 Влияние пластового флюида на свойства герметизирующего состава 129
Выводы 131
5. Разработка технологий применения разработанных эластомерных герметизирующих составов 133
5.1 Технология восстановления герметичности уплотнений устьевого оборудования (на примере уплотнений трубной и колонной головок) 133
5.2 Разработка технологий блокировки источника негерметичности затрубного пространства 135
5.2.1 Область применения разработанных составов 135
5.2.2 Технические средства и материалы, необходимые для осуществления технологического процесса 136
5.2.3 Технология приготовления и применения гранулированного герметизирующего состава 137
5.2.4 Технология приготовления и применения раствора эла-стомерной композиции в дизельном топливе 140
6. Результаты внедрения разработанных составов и технологий 142
6.1 Опытно - промысловые работы 142
6.2 Разработка программы для ЭВМ "Справочно - информационный комплекс АГКМ - фонд скважин" 144
Основные выводы и рекомендации 146
Список использованных источников 149
Приложения 159
- Классификация скважин по состоянию затрубного пространства
- Методика оценки герметизирующих свойств эластомерных композиций
- Выбор оптимальной рецептуры герметизирующего состава
- Разработка герметизирующего состава на основе гранулированной эластомерной композиции
Введение к работе
Современный уровень разработки нефтяных и газовых месторождений характеризуется осложнением геолого-технических условий вследствие:
увеличения глубин скважин, роста температур, пластовых давлений;
наличия высоких концентраций кислых газов в продукции скважин, таких как сероводород и углекислый газ;
необходимости использования сложного подземного оборудования;
- возросшими требованиями по охране окружающей среды и предотвраще
нию аварийных ситуаций.
Характерными примерами такого положения являются месторождения Прикаспийской впадины, Оренбургское и ряд других. В частности, к ним можно отнести и Астраханское газоконденсатное месторождение (АГКМ), разработка которого осложняется комплексом горно-геологических факторов - высокое содержание агрессивных газов в пластовом флюиде (H2S - 25%, СО2 - 20%), высокие пластовые давления (50-60 МПа) и температуры (110-120 С), большие глубины (4100м). Это вызывает необходимость использования сложного устьевого и подземного оборудования (ПО), основной задачей которого является обеспечение безопасной работы скважины, защиты поверхности обсадной колонны и насосно-компрессорных труб от коррозии, проведения различных технологических операций.
Однако, несовершенство существующих устройств ПО и неудовлетворительное качество строительства скважин приводит к различным осложнениям, которые могут стать причиной их досрочного выхода в капитальный ремонт (КРС), а иногда и ликвидации.
Актуальность работы. Эффективная эксплуатация скважины, работающей в высокоагрессивных условиях, неразрывно связана с состоянием затруб-ного пространства и уплотнительных элементов устьевого оборудования, которое зависит от многочисленных факторов.
Значительные осложнения имеют место при возникновении негерметичности подземного (пакер, циркуляционный и ингибиторный клапана, компенсатор, резьбовые соединения насосно-компрессорных труб) и устьевого оборудования (уплотнительные элементы трубной и колонной головок). Это приводит к миграции пластового флюида по затрубному пространству, его концентрации в приустьевой части скважины - образованию "газовых шапок" и, как следствие, к повышенному коррозионному воздействию на эксплуатационную и техническую колонны, НКТ, уплотнительные элементы устьевого оборудования, возможному перетоку газа из затрубного в межколонное пространство.
Эксплуатация скважин в таких условиях небезопасна и в соответствии с действующими правилами необходима их остановка для проведения капитального ремонта. Особенно жесткие требования предъявляются в случае наличия в пластовом флюиде высоких концентраций сероводорода.
Так же необходимо отметить, что количество открытых и разрабатываемых сероводородсодержащих месторождений неуклонно возрастает. Так, только в северной бортовой зоне Прикаспийской впадины находится более десятка месторождений углеводородного сырья с высоким содержанием H2S.
Поэтому для продления межремонтного периода эксплуатации скважин, необходимо иметь технологические решения по восстановлению герметичности эластомерных уплотнений устьевого оборудования и герметизации затрубного пространства для предотвращения миграции пластового газа.
Материалы диссертационной работы, в основном, базируются на горногеологических условиях АГКМ.
Цель работы. Повышение эффективности и продление межремонтного периода эксплуатации скважин в условиях совместного воздействия высоких концентраций кислых газов, температуры и давления за счет восстановления герметичности затрубного пространства и уплотнительных элементов устьевого оборудования.
9 Основные задачи работы
1. Провести анализ накопленного в нефтегазопромысловой практике опыта в выбранном направлении и выявить перспективные составы и технологические решения.
Разработать методику оценки герметизирующей способности составов для условий комплексного воздействия агрессивных компонентов пластового флюида, давления и температуры.
Разработать герметизирующие составы с высокими проникающими и адгезионными свойствами, устойчивые к агрессивному воздействию пластового флюида, высокой температуры и технологии их применения.
Провести опытно-промышленную отработку предложенных технологических решений.
На основе результатов опытно-промышленных работ разработать регламентирующие документы и внедрить в практику предложенные технологические решения.
Методы исследований
Поставленные задачи решались в лабораторных условиях с помощью стандартных и разработанных методик, приборов, с оценкой выполненных погрешностей выполненных измерений и статистической обработкой полученных данных с помощью ПЭВМ, а также путем опытно-промышленных испытаний.
Научная новизна
Разработана методика оценки герметизирующей способности эластомер-ных составов и оптимизации их рецептур в условиях воздействия агрессивных компонентов пластового флюида, таких как сероводород (до 25%) и углекислый газ (до 20%). Определены и научно обоснованы критерии оценки герметизи-
рующей способности эластомерных композиций. К наиболее значимым из них относятся: коэффициент набухания, предельное напряжение сдвига. Экспериментально установлено и подтверждено промысловыми испытаниями преимущество использования в качестве основы герметизирующих составов смеси натрий-бутадиенового и натурального каучуков в соотношении 1:2,5. Разработаны и защищены патентами Российской Федерации:
рецептура эластомерной композиции для восстановления герметичности уплотнительных элементов устьевого оборудования скважин (Патент РФ № 2183725 «Герметизирующая композиция для ремонтных и изоляционных работ в скважине»;
технология блокировки источников негерметичности затрубного пространства, основанная на применении состава на эластомерной основе, способного полимеризоваться при температурах 80-100 С (патент РФ №2183726 «Способ герметизации затрубного пространства скважин»)
Основные защищаемые положения
Методика и критерии оценки герметизирующей способности эластомерных композиций при совместном воздействии агрессивных компонентов пластового флюида, давления и температуры.
Обоснование закономерностей влияния кислых газов пластового флюида Астраханского ГКМ и флюидов, содержащихся в затрубном пространстве скважин, на физико-механические параметры герметизирующих композиций на эластомерной основе.
Разработка рецептур герметизирующих составов на основе эластомерных композиций для блокировки источника негерметичности затрубного пространства и восстановления герметичности уплотнений устьевого оборудования.
Практическая значимость и реализация работы
Использование в качестве герметизирующего состава разработанной эластомерной композиции позволяет восстановить герметичность эластомер-ных уплотнений устьевого оборудования и предотвратить проникновение пластового флюида с высоким содержанием кислых газов в межколонное пространство.
Применение разработанной технологии герметизации затрубного пространства позволяет предотвратить скопление пластового газа с высоким содержанием агрессивных компонентов в приустьевой зоне, снижая тем самым величину затрубного давления и скорость коррозионных процессов в затрубном пространстве.
Разработанные составы и технологии их применения прошли промысловые испытания на эксплуатационных скважинах Астраханском газоконден-сатном месторождении рекомендованы для применения.
Создана компьютерная программа "АГКМ - Фонд скважин", позволяющая накапливать и анализировать информацию о техническом состоянии эксплуатационных скважин и оценивать эффективность проведенных ремонтно - изоляционных работ (Свидетельство № 2000610856 "Справочно-информационный комплекс АГКМ - фонд скважин").
5. На основе результатов промышленных испытаний разработанных со
ставов и технологий разработаны регламентирующие документы:
СТП 05780913.14.4-2004" Порядок работ на скважинах с негерметичным затрубным пространством" позволяющий по совокупности факторов и экспериментальных наблюдений охарактеризовать степень экологической и технической опасности скважин с негерметичным затрубным пространством и в зависимости от этого определить объём и порядок проведения ремонтно-восстановительных и ремонтно - изоляционных работ;
технологическая инструкция "Восстановление герметичности уплотнений трубных и колонных головок скважин АГКМ эластомерным составом" (АНИТ-158.00.00.00), определяющая правила работы с фондом скважин с не-
герметичными уплотнениями колонных и трубных головок и способы их герметизации.
Практическая значимость основных результатов диссертационной работы подтверждена актом внедрения и расчетами экономической эффективности.
Апробация работы
Материалы, составляющие основное содержание диссертации, докладывались и обсуждались:
на III Всероссийской конференции молодых ученых, специалистов и студентов по проблемам газовой промышленности России, Москва, сентябрь 1999г;
на Международной конференции "Проблемы добычи и переработки нефти и газа в перспективе международного сотрудничества ученых Каспийского региона", Астрахань, 2000г;
на X Международном конгрессе "Новые высокие технологии газовой, нефтяной промышленности, энергетики и связи" GITOGIC2000. Москва, 2000г.
на Международной научно-практической конференции "Газовой отрасли - новые технологии и новая техника", г.Ставрополь, сентябрь 2002г.
на отраслевых конференциях и совещаниях по проблемам межколонных давлений и продлению межремонтного периода работы скважин.
Публикации. По теме диссертации опубликовано 12 работ, в том числе; 6 статей, 3 тезиса докладов, 2 патента на изобретения, 1 свидетельство на программу ЭВМ.
Объём и структура работы. Диссертационная работа состоит из введения, семи глав, основных выводов и рекомендаций, списка использованных источников, включающего №№ наименований, приложений. Изложена на 170 страницах машинописного текста, содержит 30 рисунков, 30 таблиц.
В процессе выполнения исследований автор пользовался советами и консультациями своего научного руководителя, доктора технических наук А.З.
Саушина , кандидата технических наук В.И. Токунова, специалистов ЦНИПРа
ГПУ Кунавина В.В., Полякова И.Г.
* Автор признателен своим коллегам, работающим в Научно - исследова-
тельском проектном институте газа "АстраханьНИПИгаз", Газопромысловом управлении ООО" Астраханьгазпром" за содействие оказанное при подготовке диссертации.
Классификация скважин по состоянию затрубного пространства
Задачей настоящего раздела является анализ применяемых в Российской Федерации и за рубежом составов и способов герметизации подземного и устьевого оборудования, оценка их эффективности и возможности применения в условиях комплексного термобарического воздействия и аномально высокой концентрации кислых газов - сероводорода и углекислого газа. В процессе анализа уделялось внимание опыту получения и использования гелеобразных, твердеющих и тампонирующих составов для борьбы с поглощениями в процессе бурения, селективной водоизоляции, при ремонтно-изоляционных работах по ликвидации межколонных проявлений, а также рецептурам эластомерных композиций, используемых в качестве герметизирующих составов в различных отраслях промышленности.
Существующие технологии можно разделить на следующие группы: - на основе водорастворимых полимеров; - на основе вязкоупругих и гелеобразующих составов; - на основе синтетических смол с последующей полимеризацией под действием температуры или реакции с отверждающим реагентом; - на основе гидрофобных эмульсий (надпакерные жидкости); - способы термического воздействия на химические вещества с последующим их отверждением; - на основе эластомерных составов и герметиков. Среди водорастворимых полимеров для ликвидации межколонных давлений и изоляции зон интенсивного поглощения заслуживают внимания растворы натриевой соли целлюлозогликолевой кислоты (КМЦ) или полиакриламида (ПАА)[3, 4, 5]. Указывается, что они широко используются с целью восстановления герметичности эксплуатационных колонн, а концентрация полимеров в воде обычно составляет 2-8%. Обладая высокой условной вязкостью (до 3000с по СПВ-5), водные растворы полимеров не могут проникать в нарушения эксплуатационной колонны, а образуют на ней только пленку. Упрочнение пленки происходит за счет потери воды и дальнейшего повышения концентрации полимера в пленочном покрытии. При наличии в эксплуатационной колонне трещин в водный раствор полимера рекомендуется вводить наполнитель (мел, асбест) [6].
Изоляционные работы, связанные с восстановление герметичности эксплуатационной колонны, предусматривают нанесение на её поверхность защитного пленочного полимерного покрытия. Невысокая стоимость ремонта и простота технологии послужили широкому распространению этого способа на газовых скважинах. Наибольшее распространение получил метод скользящей заливки. Данный метод основан на том, что в затрубное пространство между эксплуатационной колонной и НКТ закачивают изолирующий состав. Перемещением изолирующего состава по затрубному пространству добиваются покрытия стенок эксплуатационной колонны полимерной пленкой.
В работе [7] для ликвидации МКД предложена латексно-полимерная композиция, состоящая из смеси синтетического латекса и полиакриламида. Соотношения этих реагентов выбирается из величины МКД, а принцип ликвидации аналогичен вышеописанному и обладает всеми его недостатками.
В работе [8] предлагается тампонажная смесь, состоящая из гидролизован-ного полиакрилонитрила (4,47 - 4,85 мас.%), хлорида магния (0,9-1,1), хлорида натрия (6,6-9,1) и воды. По мнению авторов при этом получается эффективная тампонирующая тиксотропная композиция, обладающая оптимальным напряжением сдвига. Другие условия применения смеси не приводятся.
На практике эффективность данных видов работ оказалась низкой. Через 1-2 недели МКД в скважинах восстанавливались. Причиной низкой эффективности может быть быстрое старение пленки, которая, имея большую площадь контакта с газовой средой, быстро теряет свою эластичность и уменьшается в объеме. В результате полимер отделяется от металла и открывает путь для фильтрации пластового флюида.
Вязкоупругие и гелеобразующие составы обладают более высокими герметизирующими свойствами [9,10,11,12]. Это обусловлено их физико-химическими свойствами. По сравнению с растворами полимеров, гелеобразующие составы изначально обладают меньшей вязкостью, но за счет физико-химических дальнейших изменений они превращаются в тампонажный материал, более прочный, чем полимерная пленка. За счет этого имеет место более длительный период работы скважин без МКД. Для этих целей в основном используются ПАА и гипан, которые способны вступить в реакцию поликонденсации с формалином. Для повышения вязко-упругих свойств образующегося геля в состав вводят водорастворимые смолы в количестве 3-5%.Для ликвидации крупных нарушений в колоннах в гель вводят наполнители (бентонитовые глины, асбест).
В работах [13, 14] показана возможность образования геля при реакции производных лигносульфонатов (сульфит спиртовая и конденсированная барда -ССБ, КССБ) и бихромата натрия или калия. Лигносульфонаты образуют в воде коллоидные растворы и сравнительно легко высаливаются хлоридами натрия и кальция, солями тяжелых металлов, минеральными кислотами. Тампонирующие смеси, приготовленные на основе водных растворов лигносульфонатов и бихро-матов, представляют собой коллоидные растворы коричневого цвета вязкостью 50-150 мПа с со временем превращающиеся в гель. Индукционный период ге-леобразования тампонирующей смеси изменяется в зависимости от температуры, концентрации лигносульфонатов и бихромата (табл. 1.4).
Приготовленную смесь лигносульфонатов и бихроматов можно хранить при температуре 20-30С не более 6 часов до закачки ее в пласт. Проведенные исследования показали, что при температуре выше 80 С гель не образуется. Установлено, что на гелеобразование системы также влияет щелочность - ее увеличение препятствует гелеобразованию.
Методика оценки герметизирующих свойств эластомерных композиций
При выборе способов оценки герметизирующей способности необходимо учитывать разнообразие факторов, влиянию которых будут подвергаться разрабатываемые составы при эксплуатации. Основной задачей комплекса исследований является максимальная приближенность условий экспериментов к сложным горно-геологическим условиям АГКМ, т.е. совместное воздействие температуры, давления и пластового флюида с агрессивными компонентами.
Испытания проводились по разработанной методике, сочетающей в себе стандартные методы определения физико-механических параметров эластомеров (условная прочность, остаточная деформация, твердость, пластичность), испытания на установке высокого давления АКМ-керн, а также метод определения герметизирующей способности составов с помощью пластомера, на котором определялись физико-механические показатели: предельное напряжение сдвига, относительная деформация.
Герметизирующие свойства эластомерных композиций оценивались по следующим критериям: - стойкость к агрессивному влиянию кислых газов; - адгезия к металлу; - способность к полимеризации в смеси с растворителем при 80-100 С; - стойкость к набуханию в углеводородной среде. Методика состоит из следующих этапов (рис. 2.1 ): 1. Выбор базовой эластомерной композиции (БЭК). 1.1 Изготовление опытных образцов полимеризованных эластомерных композиций и определение их физико-механических параметров: условной прочности (fp), остаточной деформации {в), относительного удлинения при разрыве (єр), твердости (Тв). 1.2 Выдержка опытных образцов в испытательной камере в контакте с сырым газом АГКМ. 1.3 Определение физико-механических параметров опытных образцов испытуемых эластомерных композиций после контакта с сырым газом. 1.4 Определение растворимости эластомерных композиций в различных растворителях. 1.5 Исследование степени набухания полимеризованных (Кнаб) образцов эластомерных композиций с учетом фактора давления и температуры. 1.6 Определение способности и времени полимеризации (7) испытуемых составов в смеси с растворителем при 100 С. 1.7 Статистическая обработка и анализ полученных результатов, выбор базовой эластомерной композиции для разработки составов для восстановления герметичности уплотнительных элементов устьевого оборудования и блокировки мест негерметичности затрубного пространства. 2. Лабораторные и стендовые исследования по корректировке рецептуры базовой эластомерной композиции для разработки состава по герметизации уплотнительных элементов устьевого оборудования. Корректировка рецептуры в следующих направлениях: увеличение проникающих (пластичность - Р) и адгезионных свойств (предельное напряжение сдвига - тр), повышение стойко сти к пластовому флюиду АГКМ, регулирование сроков полимеризации. Для этих целей проводились следующие исследования: 2.1 Определение времени и способности эластомерных составов к полимеризации при заданной температуре. 2.2 Изготовление опытных образцов эластомерных композиций по скорректированной рецептуре с различным соотношением ингредиентов и определение их физико-механических параметров (пластичности, условной прочности, остаточной деформация, относительного удлинения при разрыве, твердости, коэффициента старения -4у). 2.3 Выдержка опытных образцов в испытательной камере в контакте с пластовым газом АГКМ. 2.4 Определение физико-механических параметров опытных образцов после контакта с газом: условной прочности, остаточной деформации, относительного удлинения при разрыве, твердости. 2.5 Статистическая обработка и анализ полученных результатов, выбор оптимальной рецептуры эластомерной композиции для восстановления герметичности уплотнительных элементов устьевого оборудования. 3. Лабораторные и стендовые исследования по созданию составов на эластомерной основе для блокировки мест негерметичности затрубного про странства. Исследования проводились в направлении сокращение потерь со става в процессе его доставки к источнику негерметичности и сокращение времени полимеризации. Для этих целей проводились следующие исследования: 3.1 Определение оптимального соотношения базовой эластомерной композиции и жидкости-растворителя с определением реологических характеристик, способности и времени полимеризации при заданных температурах. 3.2 Корректировка рецептуры состава введением активных наполнителей для сокращения времени полимеризации. Определение физико- механических параметров (предельное напряжение сдвига, относительная деформация -уы) полимеризованных составов. 3.3 Испытание составов на способность к полимеризации при контакте с пластовым газом АГКМ. Определение физико-механических параметров (предельное напряжение сдвига, относительная деформация) испытуемых составов до и после контакта с агрессивной средой. 3.4 Статистическая обработка и анализ полученных результатов. Выбор оптимальной рецептуры состава для блокировки источника негерметичности затрубного пространства.
Выбор оптимальной рецептуры герметизирующего состава
Цель лабораторных исследований - подбор рецептуры герметизирующей композиции с улучшенными пластическими свойствами для восстановления герметичности эластомерных уплотнительных элементов колонной и трубной головок в условиях высокого содержания кислых газов. Разработанный состав должен отвечать следующим требованиям: - высокие проникающие и адгезионные свойства; - устойчивость к сероводородной и углекислотной агрессии; - способность к полимеризации в присутствии пластового флюида; - способность к полимеризации без ввода дополнительных компонентов в зону уплотнения; - сохранение изоляционных свойств в течение длительного времени; - возможность применения штатной техники и технологии (закачка со става с помощью шприца высокого давления, время прогрева фланцевых со единений для обеспечения процесса полимеризации в течение не более 6 час). При выполнении лабораторных исследований для решения поставленной задачи за основу была взята эластомерная композиция К-7. Выбор данной композиции основан на её более полном соответствии определенным нами критериям оценки герметизирующих свойств. Изменение физико-механических свойств составов проводилось в направлении регулирования сроков полимеризации состава, повышения пластичности и устойчивости к воздействию кислых газов.
Одно из основных требований к разрабатываемому герметизирующему составу - это высокие проникающие свойства, т.е. состав должен обладать достаточной пластичностью для проникновения в узкие технологические зазоры разгерметизированного уплотнения. В связи с тем, что оценить размеры и конфигурацию этих зазоров практически невозможно, то при исследованиях ставилась задача разработки композиции с достаточно широким диапазоном пластичности, который можно изменять, варьируя соотношением компонентов (пластификатора, эластомера, наполнителей).
Для повышения эффективности регулирования пластичности эласто-мерной композиции были проведены исследования по выбору наиболее эффективных пластификаторов. На основании анализа литературных источников [58, 59, 89] и лабораторных исследований в качестве пластификатора выбрана композиция, состоящая из сложных эфиров с кальциевыми солями алкиларилсульфокислот в соотношении 1:30.
Сложные эфиры общей формулы: являются углеводородорастворимыми поверхностно-активными веществами (ПАВ). Они могут, например, быть образованы при взаимодействии таллового масла и триэтаноламина, а получаемое при этом поверхностно-активное вещество известно под названием "Эмультал" и выпускаются в РФ по ТУ 6-14-1036-74.
Кальциевые соли алкиларилсульфокислот общей формулы (СпН2п+іСбН480з)2Са могут использоваться в качестве компонентов моющих составов для снижения поверхностного натяжения. Они присутствуют в процессе производства сульфонатных и силицилатных присадок к моторным маслам при алкилировании бензола продуктами полимеризации пропанпро-пиленовой фракции газов крекинг- и реформинг- процессов.
Композиция, состоящая из сложных эфиров и кальциевых солей, за счет получаемого синергетического эффекта придает герметизирующему составу хорошие пластифицирующие свойства, что позволяет существенно снизить давление при его шприцевании в узкие зазоры технологического оборудования.
Результаты опытов по определению влияния содержания ПАВ на пластичность эластомерной композиции показывают достаточно высокую пластифицирующую способность (табл.3.1). Добавка 20% мае. ПАВ приводит к увеличению пластичности в 3,1 раза по сравнению с пластичность базовой композиции. При добавлении 25 % ПАВ определить пластичность невозможно из-за повышенной липкости композиции к поверхности пластомера. На основании результатов экспериментов при дальнейших исследований использовалась эластомерная композиция следующего состава (% мас.):80 - базовая эластомерная композиция, остальное - ПАВ и наполнитель.
В качестве наполнителя использовалась смесь карбоната и гидроокиси кальция коллоидного размера (менее 1 мкм). Такие размеры достигаются химическими реакциями или размолом на коллоидной мельнице.
При контакте с пластовым флюидом гидроксид кальция Са(ОН)2, который входит в состав твердой фазы, вступая в химическую реакцию с сероводородом, образуют сульфид кальция CaS. Твердый наполнитель за счет своей химической природы, высокой степени дисперсности и удельной поверхности связывает сероводород, переводя его в неактивную форму и связывает остаточную воду, которая может находится в полостях уплотнений при наличии МКД.
Испытание герметизирующей композиции с различной концентрацией исходных компонентов (табл. 3.2) проводили при воздействии на нее сырого неочищенного газа.
Физико-механические показатели полимеризованной герметизирующей композиции определялись до и после воздействия на неё пластового флюида. Образцы полимеризовались при температуре 100 С. Данный температурный режим выбран исходя из максимально возможной температуры, до которой возможен нагрев фланцевых соединений устьевого оборудования при помощи штатной техники (парогенераторная установка). Контакт с агрессивными компонентами пластового газа обеспечивался путем помещения образцов герметизирующей композиции в экспериментальный стенд, в который подавался пластовый газ. Образцы находились в испытательной камере в течение 24 часов под давлением 6,5-8,5 МПа и температуре 65 -70 С. Результаты испытаний представлены в табл.3.3.
Статистическая обработка результатов экспериментов проводилась при помощи компьютерной программы "Система анализа данных STATISTICA", версия 6.0.
В качестве основного критерия, определяющего герметизирующие свойства разрабатываемого состава, выбрана величина накопленной относительной остаточной деформации, которая характеризуется безразмерной величиной критического коэффициента старения (\\JKp), значение которого для условий старения эластомерных уплотнений принимается равной 0,8 [90]. При расчете коэффициента старения использовалась формула, предложенная Бокшицким М.Н. [91, 92]:
Разработка герметизирующего состава на основе гранулированной эластомерной композиции
Показано, что исключение из состава базовой эластомернои композиции компонентов вулканизующей группы более чем в 4 раза замедляют процесс под вулканизации. Это позволяет значительно увеличить сроки хранения композиций и облегчить процесс их растворения в промысловых условиях.
Установлено, что динамическая вязкость герметизирующих составов на основе эластомерных композиций без вулканизующей группы повышается на два порядка с увеличением содержания эластомернои составляющей до 30%.
Определено оптимальное содержание эластомернои композиции в герметизирующем составе, составляющее 15-17 %. При этом имеют место наименьшие потери герметизирующего состава на поверхности металла в результате адгезии. 4. Заметное влияние на адгезию состава к металлической поверхности оказывает его вязкость и природа смачивания поверхности металла. Для гидрофильной поверхности потери состава в 3-9 раз выше, чем для гидрофобной. С увеличением вязкости состава влияние природы смачивания поверхности заметно снижается. Для составов с содержанием эластомера 20-30% мае. потери в случае гидрофильной поверхности в 1,5-2,4 выше чем для гидрофобной. 5. Установлено, что избыточное содержание дизельного топлива увеличивает сроки полимеризации составов. С увеличением содержания растворителя на 5% время полимеризации возрастает почти в 2 раза. Снижение температуры полимеризации на 5 С увеличивает время полимеризации на 30-35%. 6. Определено оптимальное содержание компонентов вулканизующей группы, способствующих полимеризации эластомерных составов: содержание серы - 9 %, тиурама - 0,9 %. 7. Проведенные испытания показали способность герметизирующих составов на основе натурального и натрийбутадиенового каучуков, входящих в состав базовой эластомерной композиции, к полимеризации в среде сырого газа с высоким содержанием H2S и С02. Основной задачей разработанного герметизирующего состава является разобщение затрубного и межколонного пространства скважины (пространство между 177,8 мм эксплуатационной и 244,5 мм технической колоннами) посредством проникновения состава в область негерметичного вторичного эластомер-ного уплотнения с последующей полимеризацией [98, 99]. Герметизирующий состав применяется в случаях, когда установлена негерметичность уплотнительных элементов КГ и ТГ, которая приводит или может привести к межколонным перетокам или утечкам в атмосферу пластового флюида, а работы по штатной технологии с использованием уплотняющей пасты не позволяют восстановить герметичность. В зависимости от характера негерметичности, который определяется типом установленной фонтанной арматуры, возможна закачка эластомерного состава как в определённую зону негерметичности, так и в комплексе (закачка в опрессовочный канал, пространство между верхним и нижним уплотнением, между нижним уплотнением и пакером клиновой подвески). Технология герметизации уплотнений заключается в следующем (рис. 5.1): 1) Состав для восстановления герметичности уплотнений ТГ и КГ с помо щью гидрошприца продавливается через специальный опрессовочный канал в зону расположения негерметичного уплотнительного элемента 2) Производится закачка состава до заполнения пространства между верхним и нижним уплотнениями, с последующими подкачками до прекраще ния приемистости и достижения герметичности уплотнения. Условные обозначения: 3) Производится закачка состава в пространство между нижним уплот нением и пакером клиновой подвески до его полного заполнения, создания не обходимого давления (согласно регламентных значений для обсадной трубы и колонной головки) и достижения герметичности. 4) Герметизирующий состав может закачиваться и в канал закачки уплот нительной пасты по штатной технологии. 6) В целях создания условий для вулканизации резины колонная (трубная) головка прогревается до температуры не менее 90-100 С. Время прогрева не менее 6 часов.
