EA025510B1

EA025510B1 - Тампонажный состав на нефтяной основе с изоляционным материалом

Info

Publication number: EA025510B1
Application number: EA201291245A
Authority: EA
Inventors: Эрик Б. Франц
Original assignee: Хэллибертон Энерджи Сервисиз, Инк.
Priority date: 2010-06-14
Filing date: 2011-06-14
Publication date: 2016-12-30
Also published as: US8322423B2; US20120260826A1; EA201291245A1; CA2801675C; CA2801675A1; US20110303412A1; US8481463B2; WO2011157988A1; EP2580300A1

Abstract

Согласно варианту осуществления способ теплоизоляции части трубы, находящейся внутри замкнутого канала, включает стадии: (А) введения в кольцевое пространство между трубой и замкнутым каналом тампонажного состава, содержащего: (i) нефтенабухающее связующее вещество, (ii) углеводородную жидкость, где углеводородная жидкость является непрерывной фазой тампонажного состава; и (iii) изоляционный материал, содержащий полые микросферы; и (В) предоставления возможности или вызывания схватывания тампонажного состава после стадии введения, где после схватывания тампонажный состав имеет теплопроводность менее 0,3 БТЕ/ч∙фт∙°F (0,5 Вт/м∙°С). Согласно другому варианту осуществления тампонажный состав для использования при изоляции части трубы, находящейся внутри замкнутого канала, содержит (А) нефтенабухающее связующее вещество, содержащее органофильную глину; (В) углеводородную жидкость, где углеводородная жидкость является непрерывной фазой тампонажного состава; и (С) изоляционный материал, содержащий полые микросферы, где после схватывания тампонажный состав имеет теплопроводность менее 0,3 БТЕ/ч∙фт∙°F (0,5 Вт/м∙°С).

Description

Изобретение касается тампонажного состава на нефтяной основе и способа теплоизоляции части трубы, находящейся внутри замкнутого канала, используя тампонажный состав.

Согласно широкому аспекту настоящего изобретения предлагается способ для теплоизоляции части трубы, находящейся внутри замкнутого канала, включающий стадии: (А) введения в кольцевое пространство между трубой и замкнутым каналом тампонажного состава, содержащего: (ί) нефтенабухающее связующее вещество, содержащее органофильную глину; (ίί) углеводородную жидкость, где углеводородная жидкость является непрерывной фазой тампонажного состава; и (ίίί) изоляционный материал, содержащий полую микросферу; и (В) предоставления возможности или вызывания схватывания тампонажного состава после стадии введения, где после схватывания тампонажный состав имеет теплопроводность менее 0,3 БТЕ/ч-фт-°Р (0,5 Вт/м-°С). Полая микросфера может содержать одну или несколько полых микросфер.

Согласно одному аспекту изобретения предлагается тампонажный состав для использования при изоляции части трубы, находящейся внутри замкнутого канала, содержащий: (А) нефтенабухающее связующее вещество, содержащее органофильную глину; (В) углеводородную жидкость, где углеводородная жидкость является непрерывной фазой тампонажного состава; и (С) изоляционный материал, содержащий полую микросферу, где после схватывания тампонажный состав имеет теплопроводность менее 0,3 БТЕ/ч-фт-°Р (0,5 Вт/м-°С). Следует понимать, что полая микросфера может содержать одну или несколько полых микросфер.

Используемые в настоящем документе слова содержит, имеет, включает и все их грамматические варианты имеют открытое, неограничивающее значение, которое не исключает дополнительные элементы или стадии.

В настоящем документе флюид означает вещество, имеющее непрерывную фазу, и которое стремится течь и принимать форму сосуда, когда вещество тестируют при температуре 71 °Р (22°С) и давлении 1 атм (0,101 МПа). Примером флюида является жидкость или газ. Неоднородный флюид имеет внешнюю фазу и по меньшей мере одну внутреннюю фазу. В противоположность этому однородный флюид не имеет различных фаз. Примеры неоднородного флюида включают суспензию, которая является взвесью твердых частиц в непрерывной жидкой фазе; эмульсию, которая является суспензией двух или более несмешивающихся жидкостей, в которой капли по меньшей мере одной жидкой фазы диспергированы в непрерывной жидкой фазе другой; и пену, которая является суспензией или дисперсией пузырьков газа в непрерывной жидкой фазе. Используемый в настоящем документе термин на нефтяной основе означает неоднородный флюид, в котором непрерывная жидкая фаза является углеводородной жидкостью.

Используемый в настоящем документе глагол тампонировать и все грамматические варианты означают заполнение полости веществом, которое схватывается. В настоящем документе тампонажный состав является смесью, по меньшей мере, связующего вещества и жидкости (и, возможно, других добавок), которые используют для схватывания. Используемый в настоящем документе термин связующее вещество означает сухое порошкообразное вещество, которое выступает в качестве связующего для связывания других веществ.

В настоящем документе скважина включает по меньшей мере один ствол скважины, пробуренной в подземном пласте, который может быть коллектором или водоносным горизонтом или примыкать к коллектору или водоносному горизонту. Ствол скважины может иметь вертикальные и горизонтальные части и может быть прямым, искривленным или разветвленным. Используемый в настоящем документе термин ствол скважины относится к самому стволу скважины, включая любую необсаженную открытую часть ствола скважины. Призабойная зона является подземным материалом и породой подземного пласта, окружающей ствол скважины. В настоящем документе скважина также включает призабойную зону. Призабойной зоной считается зона в пределах приблизительно 100 футов (30,48 м) от ствола скважины. В данном документе в скважину означает и включает попадание внутрь любой части скважины, в том числе в ствол скважины или в призабойную зону через ствол скважины.

Нефтяные и газовые углеводороды, также как и вода, встречаются в природе в некоторых подземных пластах. Подземный пласт, содержащий нефть или газ, иногда называют коллектором. Коллектор может быть расположен под землей или в море. Коллекторы обычно находятся в диапазоне от нескольких сотен футов (неглубокие коллекторы) до нескольких десятков тысяч футов (сверхглубокие коллекторы). Подземный пласт, который содержит воду, именуется водоносным пластом.

С целью добычи углеводородов или воды пробуривают ствол скважины в коллектор, или водоносный пласт, или рядом с ними. Скважину, которая пробурена в коллектор, обычно называют нефтяной или газовой скважиной; тогда как скважину, которая пробурена в водоносный пласт, обычно называют водяной скважиной. Ствол скважины может быть открытым или обсаженным. В скважине с открытым стволом трубу, называемую насосно-компрессорной колонной, помещают в ствол скважины. Насоснокомпрессорная колонна позволяет вводить или извлекать флюиды из удаленной части ствола скважины. В скважине с обсаженным стволом другую трубу, называемую обсадной колонной, помещают в ствол скважины, который может вмещать насосно-компрессорную колонну. Используемое в настоящем доку- 1 025510 менте слово труба означает трубу любого типа. Примеры труб включают, но не ограничиваются, насосно-компрессорную колонну, обсадную колонну, бурильную колонну, линейную трубу и транспортировочный трубопровод. Трубы также могут использоваться для транспортировки флюидов внутрь или из подземного пласта, таких как нефть, газ, вода, сжиженный метан, хладагенты и теплоносители. Например, труба может быть помещена в подземную выработку для транспортировки добываемых углеводородов или воды из подземного пласта в другое местоположение.

Используемый в настоящем документе термин кольцевое пространство означает пространство между двумя обычно цилиндрическими объектами, один внутри другого, где флюид может течь. Объекты могут быть концентричными или эксцентричными. Один из объектов может быть трубой, и другой объект может быть замкнутым каналом. Замкнутый канал может быть стволом скважины, или скважиной, или он может быть другой трубой. Следующие примеры иллюстрируют некоторые ситуации, в которых кольцевое пространство может существовать, но никоим образом не исчерпывают все ситуации, в которых кольцевое пространство может существовать. В отношении нефтяной, газовой или водяной скважины в необсаженной скважине пространство между стволом скважины и наружной частью насосно-компрессорной колонны является кольцевым пространством. В скважине с обсаженным стволом пространство между стволом скважины и наружной частью обсадной колонны является кольцевым пространством. Кроме того, в скважине с обсаженным стволом может быть кольцевое пространство между насосно-компрессорной колонной и внутренней частью обсадной колонны. В отношении транспортировочных трубопроводов кольцевое пространство может существовать между наружной частью трубы и подземной скважиной, в которую труба помещена. В море транспортировочная труба может быть помещена внутрь другой трубы. Пространство между наружной частью транспортировочной трубы и внутренней частью другой трубы является кольцевым пространством.

Общепринято вводить тампонажный состав в кольцевое пространство. Например, в скважине с обсаженным стволом тампонажный состав может быть введен и оставлен схватываться в кольцевом пространстве между стволом скважины и обсадной колонной для создания уплотнения в кольцевом пространстве. Посредством герметизации обсадной колонны в стволе скважины предотвращают поступление флюидов в кольцевое пространство. В результате, углеводороды или вода могут извлекаться регулируемым образом путем направления потока углеводородов или воды через обсадную колонну и в ствол скважины. В качестве другого примера тампонажный состав может вводиться в кольцевое пространство между обсадной колонной и насосно-компрессорной колонной. Тампонажные составы также могут использоваться в качестве изоляционного флюида для изоляции одной части кольцевого пространства от другой.

Во время работ по тампонированию необходимо, чтобы тампонажный состав оставался поддающимся перекачиванию насосом во время введения в кольцевое пространство и до заполнения кольцевого пространства. После того как тампонажный состав достиг части кольцевого пространства для тампонирования, тампонажный состав окончательно схватывается. Тампонажный состав, который загустевает слишком быстро, в процессе перекачивания может повредить насосное оборудование или заблокировать трубы, а тампонажный состав, который схватывается слишком медленно, может стоить времени и денег при ожидании схватывания состава.

Если при любом испытании (например, времени загустевания или сопротивления сдвигу) требуется стадия смешивания, тогда тампонажный состав смешивают согласно следующей процедуре. Любые из компонентов, которые являются сухим веществом, предварительно смешивают. Углеводородную жидкость добавляют в смесительный контейнер, и контейнер затем помещают на основание перемешивающего устройства. Например, перемешивающим устройством может быть ЫдЫптд Мтхет. Электромотор перемешивающего устройства затем включают и поддерживают работающим при приблизительно 1000 об/мин. Если в тампонажный состав включают дисперсант, его добавляют к углеводородной жидкости. Связующее вещество и любые другие компоненты затем добавляют в контейнер при постоянной скорости не более 5 мин. После того как все связующее вещество и любые другие компоненты были добавлены к жидкой основе в контейнере, контейнер далее накрывают крышкой, и тампонажный состав перемешивают при приблизительно 1000 об/мин (+/-50 об/мин) в течение 5 мин. Имеется в виду, что тампонажный состав перемешивают в условиях комнатной температуры и давления (71 °Р (22°С) и приблизительно 1 атм (0,101 МПа)). Также имеется в виду, что если любое испытание (например, времени загустевания и сопротивления сдвигу) предписывает выполнение теста при заданной температуре и возможно заданном давлении, тогда температуру и давление тампонажного состава увеличивают до заданных температуры и давления после перемешивания при комнатной температуре и давлении. Например, тампонажный состав может перемешиваться при 71°Р (22°С) и затем помещаться в испытательную установку, и температура тампонажного состава может быть увеличена до заданной температуры. Используемая здесь скорость увеличения температуры находится в диапазоне от приблизительно 3°Р/мин (1,7°С/мин) ДО приблизительно 5°Р/мин (2,8°С/мин). После приведения тампонажного состава к заданной температуре и, возможно, давлению тампонажный состав выдерживают при этой температуре и давлении на протяжении всего испытания.

- 2 025510

В настоящем документе время загустевания показывает сколько времени потребуется, чтобы тампонажный состав стал непрокачиваемым при заданной температуре и заданном давлении. Способность к перекачиванию тампонажного состава связана с консистенцией состава. Консистенцию тампонажного состава измеряют в единицах консистенции Бердена (Вс), безразмерных единицах, не имеющих прямого коэффициента пересчета в более общепринятые единицы вязкости. В настоящем документе тампонажный состав становится непрокачиваемым, когда консистенция состава достигает 60 Вс. В настоящем документе консистенцию тампонажного состава измеряют, как указано далее. Тампонажный состав смешивают. Тампонажный состав далее помещают в тестовую ячейку атмосферного консистометра, например модели 165 АТ атмосферного консистометра, поставляемого Раии 1п51гитсШ Сотрапу, Хьюстон, Техас. Тампонажный состав выводят на заданную температуру и давление и выдерживают при заданной температуре и давлении. Измерения консистенции проводятся непрерывно, пока тампонажный состав не превысит 60 Вс.

Тампонажный состав может схватываться. Сопротивление сдвигу тампонажного состава может использоваться, чтобы определить схватился ли тампонажный состав. Для тампонажного состава желательно иметь высокое сопротивление сдвигу. Сопротивление сдвигу является сопротивлением материала или компонента относительно вида пластической деформации или структурного нарушения, при котором материал или компонент сдвигаются, и может быть выражено в фунтах на 100 квадратных футов (фнт/100 фт²). Сопротивление сдвигу обычно измеряют через заданное время после смешивания тампонажного состава, и тампонажный состав тестируют при заданной температуре и, возможно, заданном давлении. Например, сопротивление сдвигу может быть измерено во временном диапазоне от приблизительно 24 до приблизительно 48 ч после смешивания состава, и состав тестируют при температуре 71 °Р (22°С) и давлении 1 атм (0,101 МПа). В настоящем документе сопротивление сдвигу тампонажного состава измеряют, как указано далее в соответствии с АР1 КР 13В-1, АррепФх В. Тампонажный состав смешивают и дают от 24 до 48 ч для формирования сопротивления сдвигу. Затем металлическую сдвиговую трубку длиной 3,5 дюйма (89 мм), с наружным диаметром 1,4 дюйма (36 мм) и толщиной стенок 0,008 дюймов (0,02 мм) ставят на поверхность тампонажного состава. Платформу или площадку помещают далее прямо на верх металлической сдвиговой трубки. Постепенно увеличивающееся количество грузов известного веса последовательно помещают на платформу, пока металлическая сдвиговая трубка не погрузится приблизительно на 2 дюйма (5 см) в поверхность тампонажного состава. Глубину погружения затем точно измеряют и записывают вместе с суммарным весом платформы и постепенно добавляемых грузов. Если дюймы, граммы, галлоны и фунты являются применяемыми единицами, следующее уравнение может быть использовано для расчета сопротивления сдвигу ^3,61(Ζ₊Υν) А ь

где δ - сопротивление сдвигу в фнт/100 фт², Ζ - вес сдвиговой трубки в граммах, - суммарный сдвиговый вес в граммах (платформа+постепенно добавляемые грузы), Ь - глубина погружения сдвиговой трубки в дюймах, и А является плотностью тампонажного состава в фунтах на галлон (фнт/гал). В настоящем документе тампонажный состав считается схватившимся, если состав имеет сопротивление сдвигу по меньшей мере 200 фнт/100 фт² (96 Па) при измерении через 24 ч при температуре 71°Р (22°С) и давлении 1 атм (0,101 МПа).

Трубы могут быть изготовлены из меди, железа, алюминия, различных сортов стали, различного пластика, такого как поливинилхлорид (ПВХ) и полиэтилен высокой плотности (ПЭВП), цементных композитов и бетона. Металлы обычно являются теплопроводными. Теплопроводность относится к способности материала проводить тепло. Теплопроводность материала, такого как металл, может быть рассчитана следующим образом:

к (ΔΟ/ΑΔΙ) · (х/ΔΤ), где ΔΟ - количество тепла; Δΐ - время; х - толщина материала; А - площадь поверхности материала; и ΔΤ - разность температур. Теплопроводность может быть выражена в английских единицах БТЕ/чт|)т>Р. Некоторые металлы отличаются большей теплопроводностью по сравнению с другими металлами. Например, теплопроводность меди составляет 229 БТЕ/ч^фъ°Р(396 Вт/\г°С). тогда как теплопроводность железа составляет 46 БТЕ/ч^фъ°Р (80 Вт/м^°С).

В настоящем документе теплопроводность тампонажного состава измеряют путем использования варианта способа тестирования с линейным источником тепла, применяя прибор ΚΌ2 Рго от Иесадоп Пеу1се8 с игольным зондом, имеющим большое отношение длины к диаметру. Зонд состоит из нагревательного элемента и датчика температуры и вставляется в образец. К зонду подводят ток известной силы и напряжения и регистрируют рост температуры со временем за промежуток времени. Теплопроводность тампонажного состава измеряют, как указано далее. Тампонажный состав смешивают. Затем тампонажный состав помещают в 120°Р (49°С) водяную баню до схватывания тампонажного состава. Тампонажный состав снимают с водяной бани и позволяют прийти в равновесие при 71°Р (22°С) и давлении в 1 атм (0,101 МПа). Зонд прибора ΚΌ2 Рго затем полностью погружают в поверхность материала и позволяют прийти в равновесие в течение 15 мин. Прибор откалиброван на измерение теплопроводности в

- 3 025510

БТЕ/ч-фт-°Р. Данные считаются приемлемыми с корреляцией г² 0,9990 или выше.

Тепло передается из области повышенной температуры к соседней области пониженной температуры. Например, если температура окружающего замкнутого канала выше, чем температура флюида, находящегося в трубе, тогда температура флюида может быть повышена через трубу, передающую тепло из замкнутого канала к флюиду. В качестве другого примера, если температура замкнутого канала ниже, чем температура флюида, находящегося в трубе, тогда температура флюида может быть понижена через трубу, передающую тепло от флюида к замкнутому каналу. Чем больше теплопроводность материала, тем больше тепла может быть передано через материал из области повышенной температуры в область пониженной температуры. Изоляционный материал должен иметь теплопроводность намного ниже по сравнению с окружающим пластом или по сравнению с тампонажным составом с теплопроводностью более 0,3 БТЕ/ч-фт-°Р (0,5 Вт/м°С). В связи с этим часто желательно изолировать трубу, чтобы замедлить передачу тепла трубой к флюиду или от него.

Для изоляции части трубы, находящейся в замкнутом канале, используются пены. Однако, пены могут быть опасными при работе с ними вследствие большой способности к расширению пены. Пены также требуют специализированного оборудования для хранения компонентов пены и закачивания пены в кольцевое пространство. Пены также могут быть закреплены в трубе до того, как трубу помещают в замкнутый канал. Однако, данный подход является дорогостоящим и требующим много времени, и часто трудно поместить предизолированную трубу в замкнутый канал. Кроме того, из-за времени отверждения пен, существуют ограничения по длине трубы, которая может быть изолирована в заданный промежуток времени. В связи с этим существует потребность в изоляционном составе, который не является пеной, для использования при изоляции части трубы, находящейся в замкнутом канале.

Обнаружено, что тампонажный состав на нефтяной основе, содержащий полые микросферы, может использоваться для изоляции по меньшей мере части трубы, которая находится в замкнутом канале.

Согласно изобретению способ теплоизоляции части трубы, находящейся внутри замкнутого канала, включает стадии: (А) введения тампонажного состава в кольцевое пространство между трубой и замкнутым каналом, тампонажного состава, содержащего: (ί) нефтенабухающее связующее вещество, содержащее органофильную глину; (и) углеводородную жидкость, где углеводородная жидкость является непрерывной фазой тампонажного состава; и (ίίί) изоляционный материал, содержащий полую микросферу; и (В) предоставления возможности или вызывания схватывания тампонажного состава после стадии введения, где после схватывания тампонажный состав имеет теплопроводность менее 0,3 БТЕ/ч-фт-°Р (0,5 Вт/м-°С).

Согласно изобретению тампонажный состав для использования при изоляции части трубы, находящейся внутри замкнутого канала, содержит: (А) нефтенабухающее связующее вещество, содержащее органофильную глину; (В) углеводородную жидкость, где углеводородная жидкость является непрерывной фазой тампонажного состава; и (С) изоляционный материал, содержащий полую микросферу, где после схватывания тампонажный состав имеет теплопроводность менее 0,3 БТЕ/ч-фт-°Р (0,5 Вт/м-°С).

Обсуждение предварительных вариантов осуществления, касающихся тампонажного состава или любого компонента тампонажного состава, подразумевает распространение на способы изобретения и составы изобретения. Любая ссылка на единицу галлоны означает американские галлоны.

Тампонажный состав включает нефтенабухающее связующее вещество. Используемый в настоящем документе термин нефтенабухающий означает, что связующее вещество способно включить совместимую углеводородную жидкость в микроструктуру связующего вещества. Совместимая означает, что углеводородную жидкость выбирают исходя из конкретного типа используемого связующего вещества, так чтобы связующее вещество могло включить углеводородную жидкость в микроструктуру конкретного связующего вещества. В настоящем документе нефтенабухающее связующее вещество способно связывать компоненты, подходящие для использования в тампонажном составе на нефтяной основе. Предпочтительно связующее вещество является не растворимым в нефти. Используемый в настоящем документе термин не растворимый в нефти означает, что менее 1 части связующего вещества растворяется в 1000 частей углеводородной жидкости. Согласно изобретению связующее вещество содержит органофильную глину. В настоящем документе органофильная глина является глиной, обладающей катионообменной способностью, которая покрыта четвертичным амином жирной кислоты, чтобы сделать глину набухающей в нефти. Примерами подходящих глин являются бентонит, гекторит, аттапульгит и сепиолит. Предпочтительно глина является бентонитом. Доступным для приобретения образцом органофильной глины является ΟΕΕΤΘΝΕ V®, имеющийся в НаШЬиПоп Епетду Бетуюек, 1пс., Дункан, Оклахома. Предпочтительно связующее вещество присутствует в концентрации по меньшей мере 75 фунтов на 100 галлонов (0,09 кг/л) углеводородной жидкости. Связующее вещество может присутствовать в концентрации в диапазоне от приблизительно 75 до приблизительно 500 фунтов на 100 галлонов (0,09-0,60 кг/л) углеводородной жидкости. Более предпочтительно связующее вещество присутствует в концентрации в диапазоне от приблизительно 125 до приблизительно 400 фунтов на 100 галлонов (0,150,48 кг/л) углеводородной жидкости.

Тампонажный состав включает углеводородную жидкость, где углеводородная жидкость является

- 4 025510 непрерывной фазой тампонажного состава. Предпочтительно углеводородная жидкость имеет длину углеродной цепи в диапазоне С8-С40. Более предпочтительно очищенная углеводородная жидкость имеет длину углеродной цепи в диапазоне С10-С20. Предпочтительно углеводородную жидкость выбирают из группы, состоящей из продукта перегонки по фракциям сырой нефти; производного жирной кислоты, сложного эфира, простого эфира, спирта, амина, амида или имида; насыщенного углеводорода; ненасыщенного углеводорода; разветвленного углеводорода; циклического углеводорода и любого их сочетания. Сырая нефть может быть разделена на продукты перегонки по фракциям исходя из точек кипения фракций в сырой нефти. Примером подходящего продукта фракционной перегонки сырой нефти является дизельное масло. Доступным для приобретения образцом сложного эфира жирной кислоты является жидкая основа ΡΕΤΚΟΡΚΕΕ® ΕδΤΕΚ, имеющаяся в НаШЪийоп Еиегду §егу1ее8, 1пс., Хьюстон, Техас. Насыщенный углеводород может быть алканом или парафином. Предпочтительно насыщенный углеводород является парафином. Парафин может быть изоалканом (изопарафином), линейным алканом (парафином) или циклическим алканом (циклопарафином). Примером алкана является жидкая основа ΒΑΚОГО ΑΕΚΑΝΕ™, имеющаяся в НаШЪийоп ΕικΓβ)' Бегуюек, 1пс. Хьюстон, Техас. Примеры подходящих парафинов включают, но этим не ограничиваются: ΒΙΟ-ΒΑδΕ 360® (изоалкан и н-алкан); ΒΙΟ-ΒΑδΕ 300™ (линейный алкан); ΒΙΟ-ΒΑδΕ 560® (смесь, содержащая более 90% линейных алканов); и Εδί'ΆΙΌ 110™ (смесь минеральных масел из преимущественно алканов и циклических алканов). Жидкости ΒΙΟΒΑδΕ доступны в δ1ιι®\Ό Сйетюа1 РгойисЕ. Ιηα, Вудлэндс, Техас. Жидкость Εδί'ΆΙΌ доступна в ΕχχοηΜοΜΙ, Хьюстон, Техас. Ненасыщенный углеводород может быть алкеном, алкином или ароматическим соединением. Предпочтительно ненасыщенный углеводород является алкеном. Алкен может быть изоалкеном, линейным алкеном или циклическим алкеном. Линейный алкен может быть линейным альфа-олефином или внутренним олефином. Примером линейного альфа-олефина является NΟVΑΤΕС™, доступный в Μ-Ι δ^ΑίΌ, Хьюстон, Техас. Примеры внутренних олефинов включают буровой раствор ΕΝίΌΡΕ® и буровой раствор Α^ΟΕΑΌΕ®, доступный в НаШЪийоп ΕικΓβ)' δе^ν^се8, Ιηα Хьюстон, Техас.

Предпочтительно тампонажный состав является суспензией, в которой углеводородная жидкость является непрерывной жидкой фазой и включает нерастворенную твердую фазу. Тампонажный состав также может быть эмульсией, в которой углеводородная жидкость является непрерывной жидкой фазой. Нерастворенная твердая фаза может присутствовать в непрерывной фазе. Тампонажный состав может дополнительно включать поверхностно-активное вещество. К тому же, если тампонажный состав является эмульсией, тогда водная жидкость является дисперсной фазой. Предпочтительно водная жидкость присутствует в концентрации менее 10 об.% непрерывной фазы. Предпочтительно тампонажный состав не является пеной.

Тампонажный состав может также включать изоляционный материал. Используемый в настоящем документе термин изоляционный материал означает материал, который имеет теплопроводность менее 0,2 БТЕ/ч-фт-°Р (0,35 Вт/м°С). Кроме того, в настоящем документе изоляционный материал является не растворимым в нефти. Согласно изобретению изоляционный материал содержит полую микросферу. Полая микросфера может быть изготовлена из смеси зольной пыли и кристаллического кремнезема, смеси из боросиликатного стекла на основе натронной извести и силикагеля или полимера. Может использоваться более одного вида полой микросферы. Доступным для приобретения образцом полой микросферы, изготовленной из смеси зольной пыли и кристаллического кремнезема, является добавка δΡΗΕΚΕΕΙΤΕ®, имеющаяся в НаШЪийоп ΕΛα^ν δе^ν^се8, Шс., Дункан, Оклахома. Доступные для приобретения образцы полой микросферы, изготовленные из смеси боросиликатного стекла на основе натронной извести и силикагеля, включают полые стеклянные шарики Η0δ2000™, Η0δ3000™, Η0δ4000™, Η0δ5000™, Η0δ6000™, ΗΟδ 10000™ и ΗΟδ 18000™, имеющиеся в компании ЗМ, Сент-Пол, Миннесота, в любых сочетаниях. Предпочтительно изоляционный материал имеет такое распределение размеров частиц, что по меньшей мере 90% изоляционного материала имеет размер частиц менее 10 меш. Более предпочтительно изоляционный материал имеет такое распределение размеров частиц, что по меньшей мере 90% изоляционного материала имеет размер частиц в диапазоне от приблизительно 10 до приблизительно 325 меш.

Предпочтительно изоляционный материал присутствует по меньшей мере в достаточной концентрации, такой что тампонажный состав имеет теплопроводность менее 0,3 БТЕ/ч-фт-°Р (0,5 Вт/м °С). Более предпочтительно изоляционный материал присутствует по меньшей мере в достаточной концентрации, такой что тампонажный состав имеет теплопроводность менее 0,2 БТЕ/ч-фт-°Р (0,35 Вт/м°С). Наиболее предпочтительно изоляционный материал присутствует по меньшей мере в достаточной концентрации, такой что тампонажный состав имеет теплопроводность менее 0,15 БТЕ/ч-фт-°Р (0,26 Вт/м°С). Предпочтительно изоляционный материал присутствует в концентрации по меньшей мере 50 фунтов на 100 галлонов (0,06 кг/л) углеводородной жидкости. Более предпочтительно изоляционный материал присутствует в концентрации в диапазоне от приблизительно 50 до приблизительно 600 фунтов на 100 галлонов (0,06-0,72 кг/л) углеводородной жидкости. Наиболее предпочтительно изоляционный материал присутствует в концентрации в диапазоне от приблизительно 100 до приблизительно 500 фунтов на 100

- 5 025510 галлонов (0,12-0,60 кг/л) углеводородной жидкости.

Предпочтительно тампонажный состав имеет время загустевания по меньшей мере 10 мин при температуре 80°Е (27°С) и давлении в 1 атм (0,101 МПа). Предпочтительно, чтобы тампонажный состав имел время загустевания по меньшей мере 5 мин при температуре 90°Е (32°С) и давлении в 1 атм (0,101 МПа). Более предпочтительно тампонажный состав имеет время загустевания в диапазоне от приблизительно 5 до приблизительно 20 мин при температуре 90°Р (32°С) и давлении в 1 атм (0,101 МПа).

Предпочтительно тампонажный состав имеет сопротивление сдвигу по меньшей мере 200 фнт/100 фт² (96 Па) при испытании в 24 ч при температуре 71°Р (223°С) и давлении в 1 атм (0,101 МПа). Более предпочтительно тампонажный состав имеет сопротивление сдвигу в диапазоне от приблизительно 500 до приблизительно 40000 фнт/100 фт² (239-19152 Па) при испытании в 24 ч при температуре 71°Р (22°С) и давлении в 1 атм (0,101 МПа). Наиболее предпочтительно тампонажный состав имеет сопротивление сдвигу в диапазоне от приблизительно 500 до приблизительно 10000 фнт/100 фт² (239-4788 Па) при испытании в 24 ч при температуре 71°Р (22°С) и давлении в 1 атм (0,101 МПа).

После схватывания тампонажный состав имеет теплопроводность менее 0,3 БТЕ/ч-фт-°Е (0,5-Вт/м-°С).

Предпочтительно тампонажный состав имеет теплопроводность менее 0,2 БТЕ/ч-фт-°Е (0,35 Вт/м°С). Более предпочтительно тампонажный состав имеет теплопроводность менее 0,15 БТЕ/ч-фт-°Е (0,26 Вт/м°С).

Предпочтительно тампонажный состав имеет плотность по меньшей мере 5 фунтов на галлон (ррд) (0,60 кг/л). Более предпочтительно тампонажный состав имеет плотность в диапазоне от приблизительно 5 до приблизительно 25 ррд (0,60-3,00 кг/л). Наиболее предпочтительно тампонажный состав имеет плотность в диапазоне от приблизительно 8 до приблизительно 12 ррд (0,96-1,44 кг/л).

Тампонажный состав может включать по меньшей мере одну добавку, подходящую для использования в подземных тампонажных работах. Примеры таких добавок включают, без ограничения перечисленным, цемент, высокоплотную добавку, дисперсант, наполнитель, добавку, контролирующую снижение прочности, ускоритель схватывания, замедлитель схватывания, добавку для улучшения механических свойств, вещество для борьбы с потерей циркуляции, добавку для регулирования фильтрации, добавку для понижения водоотдачи, пеногаситель, тиксотропную добавку, наночастицы и любые их сочетания.

Тампонажный состав может включать цемент. Используемый в настоящем документе термин цемент означает сухое порошкообразное вещество, которое связывает вещества после смешивания с водой и становится твердым или монолитным за счет отверждения после смешивания с водой. Предпочтительно, если тампонажный состав включает цемент, тогда тампонажный состав является эмульсией, которая включает водную жидкость в качестве дисперсной фазы. Предпочтительно цемент является цементом класса А, цементом класса С, цементом класса С или цементом класса Н. Предпочтительно цемент присутствует в концентрации в диапазоне от приблизительно 100 до приблизительно 500 фунтов на 100 галлонов (0,12-0,60 кг/л) углеводородной жидкости.

Тампонажный состав может включать высокоплотную добавку. Во многих вариантах применения состав предпочтительно включает высокоплотную добавку. Предпочтительно высокоплотную добавку выбирают из группы, состоящей из барита, карбоната кальция, различных оксидов железа и любого их сочетания. Доступным для приобретения образцом барита является ВАРОГО™, имеющийся в НаШЪийои Еиетду Бетуюек, 1пс. Дункан, Оклахома.

Предпочтительно высокоплотная добавка присутствует в концентрации в диапазоне от приблизительно 200 до приблизительно 950 фунтов на 100 галлонов (0,240-1,14 кг/л) углеводородной жидкости.

В качестве другого примера тампонажный состав может включать дисперсант. Дисперсант может быть поверхностно-активным веществом. Дисперсант может быть выбран из группы, состоящей из сульфонатов, сульфинатов, аминов, амидов, имидов, кислот, сложных эфиров и жирных органических соединений, содержащих или одновалентные или двухвалентные катионы, в любом их сочетании. Подходящие примеры дисперсантов включают кондиционеры бурового раствора на углеводородной основе ОМС®2 и ОМС®42, дисперсант СЕР®2, дисперсант СЕР®3, дисперсант СЕР®5ЬЕ, дисперсант СЕР®6, дисперсант СЕК®8, добавку ЕИР-С701, добавку ЕИР-С-850, эмульгатор ШУЕРМиБ® ΝΤ, эмульгатор ΕΖ МиЬ®, разбавитель СОЬНТРОЕ®, разбавитель АТС® и эмульгатор ΡΑί',’ΤΑΝΤ®, имеющиеся в На1НЪитЮи Еиетду §ету1се8, 1ис. в Дункане, Оклахома, и Хьюстоне, Техас. Предпочтительно дисперсант присутствует в концентрации в диапазоне от приблизительно 0,5 до приблизительно 2 фунта на 100 галлонов (0,00060-0,0024 кг/л) углеводородной жидкости.

Тампонажный состав может включать наполнитель. Пример наполнителя включает, но не ограничивается, диатомовую землю. Предпочтительно наполнитель присутствует в концентрации в диапазоне от приблизительно 50 до приблизительно 200 фунтов на 100 галлонов (0,060-0,24 кг/л) углеводородной жидкости. Наполнитель также может повышать сопротивление сдвигу тампонажного состава.

Способ включает стадию введения тампонажного состава в кольцевое пространство между трубой и замкнутым каналом. Кольцевое пространство может находиться под землей или в море. Кольцевое

- 6 025510 пространство может быть частью транспортировочного трубопровода или частью скважины. Предпочтительно кольцевое пространство находится на глубине менее 1000 футов (300 м) под землей или морским дном. Если кольцевое пространство находится в скважине, тогда скважина может быть нефтяной, газовой, водяной или нагнетательной скважиной. Стадия введения может осуществляться для любой цели, при которой изоляция трубы была бы полезной.

Тампонажный состав находится в поддающемся перекачиванию состоянии при введении в кольцевое пространство. Способ включает стадию предоставления возможности или вызывания схватывания тампонажного состава после стадии введения. Тампонажный состав схватывается с помощью нагревания. Если кольцевое пространство, содержащее часть трубы для изоляции, находится при температуре выше 100°Р (38°С), тогда полагают, что тампонажный состав схватится без необходимости подводить дополнительное тепло. В данной ситуации способ включает стадию предоставления возможности составу схватиться. Однако, если кольцевое пространство, содержащее часть трубы для изоляции, находится при температуре ниже 100°Р (38°С), тогда может потребоваться подведение дополнительного тепла для схватывания тампонажного состава. В данной ситуации стадия вызывания схватывания состава может также включать стадию введения тепла в трубу после стадии введения. Например, жидкость с температурой выше 100°Р (38°С) может быть введена в трубу после стадии введения тампонажного состава. Конечно, конкретный тампонажный состав может быть протестирован до стадии введения, чтобы определить конкретную температуру, требуемую для вызывания схватывания состава. Например, могут быть проведены лабораторные испытания, и затем сравнены с фактической температурой кольцевого пространства между трубой, которую предстоит изолировать, и замкнутым каналом. Тогда можно будет определить, является ли данная стадия предоставлением возможности схватывания тампонажному составу или же стадия является вызыванием схватывания тампонажного состава.

Способ может также включать стадию перемешивания тампонажного состава до стадии введения. Необходимо понимать, что стадия перемешивания тампонажного состава до стадии введения не является той же самой, что и стадия смешивания тампонажного состава для целей тестирования (например, для определения времени загустевания или сопротивления сдвигу). Специалист в данной области сможет выбрать наилучший способ перемешивания исходя из, в числе прочего, конкретного оборудования, имеющегося на месте введения. Предпочтительно стадию перемешивания выполняют менее чем за 10 мин до стадии введения. Если температура места перемешивания выше 90°Р (32°С), тогда предпочтительно способ дополнительно включает стадию понижения температуры места перемешивания. Например, если в дневное время место перемешивания имеет температуру выше 90°Р (32°С), тогда стадия перемешивания может быть выполнена ночью, когда температура места перемешивания скорее всего будет менее 90°Р (32°С). В качестве другого примера оборудование, используемое для перемешивания тампонажного состава, может быть охлаждено, например, за счет использования кондиционера. В альтернативном варианте, если температура места перемешивания выше 90°Р (32°С), тогда общее содержание твердой фазы в тампонажном составе может быть понижено, что без каких-либо теоретических ограничений может увеличить время загустевания тампонажного состава.

Предпочтительно тампонажный состав имеет время загустевания по меньшей мере 10 мин при температуре и давлении кольцевого пространства. Более предпочтительно тампонажный состав имеет время загустевания в диапазоне от приблизительно 10 до приблизительно 100 мин при температуре и давлении кольцевого пространства. Предпочтительно тампонажный состав схватывается менее чем за 48 ч после стадии введения при температуре и давлении кольцевого пространства. Более предпочтительно тампонажный состав схватывается менее чем за 24 ч после стадии введения при температуре и давлении кольцевого пространства. Наиболее предпочтительно тампонажный состав схватывается за время в диапазоне от приблизительно 8 до приблизительно 24 ч после стадии введения при температуре и давлении кольцевого пространства. Предпочтительно тампонажный состав вводят в высокотемпературное кольцевое пространство (т.е. кольцевое пространство, имеющее температуру в диапазоне от приблизительно 100°Р (38°С) до приблизительно 350°Р (177°С)). Наиболее предпочтительно тампонажный состав вводят в низкотемпературное кольцевое пространство (т.е. кольцевое пространство, имеющее температуру в диапазоне от приблизительно 10°Р (12°С) до приблизительно 100°Р (38°С)). Предпочтительно тампонажный состав согласно настоящему изобретению имеет время загустевания по меньшей мере 100 мин при температуре 80°Р (27°С) и давлении в 1 атм (0,101 МПа).

Примеры.

Для обеспечения лучшего понимания настоящего изобретения представлены следующие примеры некоторых вариантов осуществления. Следующие примеры являются не единственными примерами, которые могут быть приведены в соответствии с настоящим изобретением, и не предназначены для ограничения объема изобретения.

Табл. 1, 2 и 3 перечисляют компоненты, концентрацию компонентов в фунтах на 100 галлонов жидкой основы, сопротивление сдвигу, теплопроводность и возможное время загустевания для различных тампонажных составов.

Табл. 1 содержит данные для различных тампонажных составов, которые не включают изоляцион- 7 025510 ный материал. В табл. 1 состав 1 является водным регулятором; состав 2 является регулятором углеводородной жидкости, содержащим жидкую основу ΡΕΤΡΟΕΡΕΕ® ΕδΤΕΡ (РЕЕ) и связующее вещество; составы 3 и 4 включают наполнитель (диатомовая земля); и состав 5 включает высокоплотную добавку (утяжелитель ВЛРОГО®). Как можно видеть в табл. 1, регулятор углеводородной жидкости (состав 2) имеет гораздо более низкую теплопроводность по сравнению с водным регулятором (состав 1). Составы 3 и 4 имеют пониженную концентрацию связующего вещества и включают наполнитель. Как можно видеть, составы 3 и 4 имеют сходную теплопроводность по сравнению с регулятором углеводородной жидкости. Однако, сопротивление сдвигу составов 3 и 4 является существенно более низким, чем таковое у регулятора углеводородной жидкости.

Таблица 1

	1	2	3	4	5
Жидкая основа	Деионизированная вода	РРЕ	РГЕ	РЕ£	РРЕ
0МС2 (гадПМ галЦлЛОО л)	ΰ (0)	0,75 (0.75)	0,75 (0.75)	0.75 (0,75)	0.75 (0,75)
Связующ»» вещество (фнт/Ш гал) (кг/л)	ГОР-334 208 (0.25)	ΟΕΕΤΟΝΕ V 596 (0,71)	ΟΕίτοΝε ν 289 (0,35)	ΰΕΪ,ΤΟΝΕν 445 (0,53)	ΟΕΕΤΟΝΕ V 289 (0.35)
Диатомовая земля (фитНОО гал, (кгУл)	0 (0)	0 (0)	98 (0,12)	150 (0,18)	98 (0,12)
ВАКОЮ (фнт/100 гал) (кил)	0 ΐϋ)	0 (0>	0 (0)	О (0)	833 (1.00)
Плотность (фнг/гал) (кг/л)	9,5 (1.14)	9,07 (1,09)	8,68 (1,04)	9.26 (1.П)	23,7 (2,84)
Время загустевания при 8й°Р (27°С) (мин)	-	-	-	-	-
Время загустевания приЗД’Р(32’С) (кии)	3,5	-	-	-	-
Сопротивление сдвигу (фнтМОО фт2( (кПа)	2,800 (1,34)	34,000 (16,3)	3,200 (1,53)	9,400 (4,50)	5,800 (2,8)
Теплопроводность ЬТЕН-фТ'Т) (Вт/и “С,	0,380 (0,66)	0,162 (0,2?)	0,136 (0,24)	0,154 (0,27)	0,167 (0,29)

Табл. 2 содержит данные для различных тампонажных составов, содержащих различные изоляционные материалы. В табл. 2: составы 1 и 2 включают добавку δΡΗΕΡΕΕΙΤΕ® в разных концентрациях; и состав 3 включает добавку Η084000™. Как можно видеть в табл. 2 для составов 1 и 2, по мере увеличения концентрации добавки δΡΗΕΡΕΕΙΤΕ® теплопроводность тампонажного состава понижается, а сопротивление сдвигу возрастает. Добавка Η084000™, обеспечивающая гораздо более низкую теплопроводность; однако обусловливает также более низкую плотность и более низкое сопротивление сдвигу.

Таблица 2

	1	2	3
Жидкая основа	РРЕ	РРЕ	РРЕ
0МС2 (гал/100 гал)	0,75	0,75	0,75
(л/100 л)	(0,75)	(0,75)	(075)
ΟΕίΤΟΝΕ У(фнт1100 гал)	289	289	130
(ИЙ)	(0.35)	(0.35)	(0,16)
Диатомовая земля (фнтЛООгал)	98	98	43
(ИЙ)	(0.12)	(0,12)	(0.052)
Изоляционный материал	ЗРНЕКЕЬГГЕ	5РНЕКЕЫТЕ	Н034000
(фнтЛОО гал)	312	546	270
(ИЙ)	(0.37)	(0.65)	(0.32)
Плотность (фнт/гал)	8,1	7,9	5.72
(кг/л)	(0,97)	(0,95)	(0.69)
Время загустевания при 8№⁹Г (27⁹С) (мин)	-	-	-
Время загустевания при 90*Р (32°С) (мин)	И	-
Сопротивление сдвигу	3,900	4,300	2,700
ΙψΗΙΙ,ΟΟ ф,2) (ИЙ)	(1,87)	(2,01)	(1,29)
Теплопроводность БТЕ/чфт»Р)	0,125	0,115	0,072
(Вт/и °С)	(0,22)	(0,20)	(0,13)

Табл. 3 содержит данные для 2 тампонажных составов, содержащих различные углеводородные

- 8 025510 жидкости в качестве жидкой основы. Для табл. 3 в составе 1 жидкой основой является РРЕ, а в составе 2 жидкой основой является Е§СЛГО 110™. Как можно видеть в табл. 3, оба состава имеют сходную теплопроводность. Однако, сопротивление сдвигу для состава 2 ниже, чем для состава 1.

Таблица 3

	1	2
Жидкая основа	РРЕ	В5САЮ110
0МС2 (гал/10Огал) (лЛООл)	0,75 (0.75)	1.0 (ЬО)
ΟΕίΤΟΝΕ V (фнт/100 гал)	289	289
(и/л)	(0.35)	(0.35)
Диатомовая земля (фнт/100 гал)	98	98
(«л)	(0.12)	(0.12)
Изоляционный материал	417	417
(фнтГЮО гал) (кг/л)	(0.50)	(0.50)
Плотность (фнт/гал)	8	7,6
(«г(л)	(0.96)	(0.91)
Время загустевания при80°Р (27^ЛС) (НИН)	140	-
Время загустевания при90^сЕ (3-2 ⁸ С) (мин)	9
Сопротивление сдвигу	4,400	2,800
(фнт/100 фт2) (кПа)	(2,11)	(1,34)
Теплопроводность ΒΤΕ/4·φτ·°Ρ)	0,119	0,115
(Вт/и °С)	(0,21)	(0,20)

Следовательно, настоящее изобретение хорошо приспособлено для достижения упомянутых целей и преимуществ, а также тех, которые являются неотъемлемыми для данного описания. Конкретные варианты осуществления, раскрытые выше, являются только иллюстративными, поскольку настоящее изобретение можно модифицировать и практически применять различными, но эквивалентными способами, очевидными для специалистов в данной области техники, использующих преимущества изобретения, описанного в данном документе. Дополнительно к этому, на детали конструкции или дизайн, приведенные в настоящем документе, ограничений не налагается, кроме описанных ниже в формуле изобретения. Поэтому является очевидным, что конкретные иллюстративные варианты осуществления, раскрытые выше, можно менять или модифицировать, и все такие изменения считаются входящими в объем настоящего изобретения. Хотя составы и способы описаны терминами охватывающие, содержащие или включающие различные компоненты или стадии, составы и способы также могут состоять главным образом из или состоять из различных компонентов и стадий. Всякий раз, когда описывается численный диапазон с нижним пределом и верхним пределом, любое число и любой включенный диапазон в пределах данного диапазона является конкретно раскрытым. В частности, каждый диапазон значений (в форме от приблизительно а до приблизительно Ъ, или равнозначно от приблизительно а до Ъ, или равнозначно от приблизительно а-Ъ), описанный в настоящем документе, следует понимать как указывающий на каждое число и диапазон в более широком диапазоне значений. Также термины в формуле изобретения имеют свое прямое обычное значение, если иное не определено недвусмысленно и ясно патентообладателем. Более того, неопределенные артикли а или ап, используемые в формуле изобретения, определяются в настоящем документе как означающие один или несколько элементов, которые они вводят. Если существует любое противоречие в использовании слова или термина в данном описании и в одном или более патенте (патентах) или других документах, которые могут быть включены в настоящий документ посредством ссылки, должны быть приняты определения, согласующиеся с данным описанием.

Claims

ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ

1. Способ теплоизоляции части трубы, находящейся внутри замкнутого канала, включающий стадии:

(A) введение в кольцевое пространство между трубой и замкнутым каналом тампонажного состава, содержащего:

(ί) нефтенабухающее связующее вещество, содержащее органофильную глину;

(ίί) жидкость, выбранную из группы, состоящей из углеводородной жидкости, сложного эфира, простого эфира, амина, амида, имида и любого их сочетания, где жидкость является непрерывной фазой тампонажного состава; и (ίίί) теплоизоляционный материал, содержащий полые микросферы; и (B) при необходимости инициирование схватывания тампонажного состава после стадии его введения, где после схватывания тампонажный состав имеет теплопроводность менее 0,3 БТЕ/ч-фт-°Р (0,5 Вт/м-°С).

- 9 025510
2. Способ по п.1, где связующее вещество состоит главным образом из органофильной глины.
3. Способ по п.1 или 2, где связующее вещество присутствует в концентрации по меньшей мере 75 фунтов на 100 галлонов (0,09 кг/л) жидкости, необязательно в диапазоне от приблизительно 200 до приблизительно 400 фунтов на 100 галлонов (0,24-0,48 кг/л) жидкости.
4. Способ по любому из предшествующих пунктов, где углеводородную жидкость выбирают из группы, состоящей из продукта перегонки по фракциям сырой нефти; производного жирной кислоты, сложного эфира, простого эфира, спирта, амина, амида или имида; насыщенного углеводорода; ненасыщенного углеводорода; разветвленного углеводорода; циклического углеводорода и любого их сочетания.
5. Способ по любому из предшествующих пунктов, где теплоизоляционный материал состоит главным образом из полых микросфер.
6. Способ по любому из предшествующих пунктов, где полые микросферы изготовлены из смеси зольной пыли и кристаллического кремнезема, смеси из боросиликатного стекла на основе натронной извести и силикагеля или полимера.
7. Способ по п.5 или 6, где по меньшей мере 90% теплоизоляционного материала имеет размер частиц менее 10 меш.
8. Способ по п.5, 6 или 7, где теплоизоляционный материал присутствует в таком количестве, что после схватывания тампонажный состав имеет теплопроводность менее 0,3 БТЕ/ч-фт-°Р (0,5 Вт/м-°С), предпочтительно менее 0,2 БТЕ/ч-фт-°Р (0,35 Вт/м-°С).
9. Способ по любому из пп.5-8, где теплоизоляционный материал присутствует в количестве по меньшей мере 50 фунтов на 100 галлонов (0,06 кг/л) жидкости, предпочтительно в диапазоне от приблизительно 100 до приблизительно 500 фунтов на 100 галлонов (0,12-0,60 кг/л) жидкости.
10. Способ по любому из предшествующих пунктов, где тампонажный состав имеет время загустевания по меньшей мере 100 мин при температуре 80°Р (27°С) и давлении в 1 атм (0,101 МПа).
11. Способ по любому из предшествующих пунктов, где тампонажный состав имеет сопротивление сдвигу по меньшей мере 200 фнт/100 фт² (96 Па) при испытании через 24 ч при температуре 71°Р (22°С) и давлении в 1 атм (0,101 МПа).
12. Способ по любому из предшествующих пунктов, где после схватывания тампонажный состав имеет теплопроводность менее 0,2 БТЕ/ч-фт-°Р (0,35 Вт/м-°С), предпочтительно менее 0,15 БТЕ/ч-фт-°Р (0,26 Вт/м-°С).
13. Способ по любому из предшествующих пунктов, где тампонажный состав имеет плотность в диапазоне от приблизительно 8 до приблизительно 12 фунтов на галлон (0,96-1, 44 кг/л).
14. Способ по любому из предшествующих пунктов, где тампонажный состав также включает по меньшей мере одну добавку, выбранную из группы, состоящей из цемента, высокоплотной добавки, дисперсанта, наполнителя, добавки, контролирующей снижение прочности, ускорителя схватывания, замедлителя схватывания, добавки для улучшения механических свойств, вещества для борьбы с потерей циркуляции, добавки для регулирования фильтрации, добавки для понижения водоотдачи, пеногасителя, тиксотропной добавки и наночастиц.
15. Способ по любому из предшествующих пунктов, дополнительно включающий введение теплоносителя в трубу после стадии введения тампонажного состава.
16. Способ по любому из предшествующих пунктов, где способ также включает стадию перемешивания тампонажного состава до стадии введения.
17. Способ по любому из предшествующих пунктов, где тампонажный состав имеет время загустевания по меньшей мере 10 мин при температуре и давлении кольцевого пространства.
18. Способ по любому из предшествующих пунктов, где тампонажный состав схватывается менее чем за 48 ч после стадии введения при температуре и давлении кольцевого пространства.
19. Тампонажный состав для использования при изоляции части трубы, находящейся внутри замкнутого канала, содержащий (А) нефтенабухающее связующее вещество, содержащее органофильную глину; (В) жидкость, выбранную из группы, состоящей из углеводородной жидкости, сложного эфира, простого эфира, амина, амида, имида и любого их сочетания, где жидкость является непрерывной фазой тампонажного состава; и (С) теплоизоляционный материал; где после схватывания тампонажный состав имеет теплопроводность менее 0,3 БТЕ/ч-фт-°Р (0,5 Вт/м-°С).
20. Тампонажный состав по п.19, где теплоизоляционный материал содержит полые микросферы.
21. Тампонажный состав по п.20, где связующее вещество состоит главным образом из органофильной глины.
22. Тампонажный состав по п.20 или 21, где связующее вещество присутствует в концентрации по меньшей мере 75 фунтов на 100 галлонов (0,09 кг/л) жидкости, необязательно в диапазоне от приблизительно 200 до приблизительно 400 фунтов на 100 галлонов (0,24-0,48 кг/л) жидкости.
23. Тампонажный состав по пп.20, 21 или 22, где углеводородную жидкость выбирают из группы, состоящей из продукта перегонки по фракциям сырой нефти; производного жирной кислоты, сложного эфира, простого эфира, спирта, амина, амида или имида; насыщенного углеводорода; ненасыщенного

- 10 025510 углеводорода; разветвленного углеводорода; циклического углеводорода и любого их сочетания.
24. Тампонажный состав по любому из пп.20-23, где теплоизоляционный материал состоит главным образом из полых микросфер.
25. Тампонажный состав по любому из пп.20-24, где одна или несколько полых микросфер изготовлены из смеси зольной пыли и кристаллического кремнезема, смеси из боросиликатного стекла на основе натронной извести и силикагеля или полимера.
26. Тампонажный состав по п.24 или 25, где по меньшей мере 90% теплоизоляционного материала имеет размер частиц менее 10 меш.
27. Тампонажный состав по пп.24, 25 или 26, где теплоизоляционный материал присутствует в таком количестве, что после схватывания тампонажный состав имеет теплопроводность менее 0,3 БТЕ/ч-фт-°Р (0,5 Вт/м-°С),необязательно менее 0,2 БТЕ/ч-фт-°Р (0,35 Вт/м-°С).
28. Тампонажный состав по любому из пп.24-27, где теплоизоляционный материал присутствует в концентрации по меньшей мере 50 фунтов на 100 галлонов (0,06 кг/л) жидкости, предпочтительно в диапазоне от приблизительно 100 до приблизительно 500 фунтов на 100 галлонов (0,12-0,60 кг/л) жидкости.
29. Тампонажный состав по любому из пп.19-28, где тампонажный состав имеет время загустевания по меньшей мере 100 мин при температуре 80°Р (27°С) и давлении в 1 атм (0,101 МПа).
30. Тампонажный состав по любому из пп.19-29, где тампонажный состав имеет сопротивление сдвигу по меньшей мере 200 фнт/100 фт² (96 Па) при испытании через 24 ч при температуре 71°Р (22°С) и давлении в 1 атм (0,101 МПа).
31. Тампонажный состав по любому из пп.19-30, где после схватывания тампонажный состав имеет теплопроводность менее 0,2 БТЕ/ч-фт-°Р (0,35 Вт/м-°С), необязательно менее 0,15 БТЕ/ч-фт-°Р (0,26 Вт/м-°С).
32. Тампонажный состав по любому из пп.19-31, где тампонажный состав имеет плотность в диапазоне от приблизительно 8 до приблизительно 12 фунтов на галлон (0,96-1,44 кг/л).
33. Тампонажный состав по любому из пп.19-32, где тампонажный состав также включает по меньшей мере одну добавку, выбранную из группы, состоящей из цемента, высокоплотной добавки, дисперсанта, наполнителя, добавки, контролирующей снижение прочности, ускорителя схватывания, замедлителя схватывания, добавки для улучшения механических свойств, вещества для борьбы с потерей циркуляции, добавки для регулирования фильтрации, добавки для понижения водоотдачи, пеногасителя, тиксотропной добавки и наночастиц.
34. Тампонажный состав по любому из пп.19-33, где тампонажный состав имеет время загустевания по меньшей мере 10 мин при температуре и давлении кольцевого пространства.
35. Тампонажный состав по любому из пп.19-34, где тампонажный состав схватывается менее чем за 48 ч при температуре 71 °Р (22°С) и давлении 1 атм.