RU2501933C2 - Буровая труба, система покрытия и способ нефтепромысловых применений - Google Patents
Буровая труба, система покрытия и способ нефтепромысловых применений Download PDFInfo
- Publication number
- RU2501933C2 RU2501933C2 RU2011147475/04A RU2011147475A RU2501933C2 RU 2501933 C2 RU2501933 C2 RU 2501933C2 RU 2011147475/04 A RU2011147475/04 A RU 2011147475/04A RU 2011147475 A RU2011147475 A RU 2011147475A RU 2501933 C2 RU2501933 C2 RU 2501933C2
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- coating
- drill pipe
- polymer
- pipe according
- layer
- Prior art date
Links
- 238000000576 coating method Methods 0.000 title claims abstract description 127
- 239000011248 coating agent Substances 0.000 title claims abstract description 122
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 17
- 239000000463 material Substances 0.000 claims abstract description 85
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 claims abstract description 50
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims abstract description 36
- PEEHTFAAVSWFBL-UHFFFAOYSA-N Maleimide Chemical compound O=C1NC(=O)C=C1 PEEHTFAAVSWFBL-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 31
- 239000003153 chemical reaction reagent Substances 0.000 claims abstract description 31
- 229920003192 poly(bis maleimide) Polymers 0.000 claims abstract description 23
- XQUPVDVFXZDTLT-UHFFFAOYSA-N 1-[4-[[4-(2,5-dioxopyrrol-1-yl)phenyl]methyl]phenyl]pyrrole-2,5-dione Chemical compound O=C1C=CC(=O)N1C(C=C1)=CC=C1CC1=CC=C(N2C(C=CC2=O)=O)C=C1 XQUPVDVFXZDTLT-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 20
- 230000001066 destructive effect Effects 0.000 claims abstract description 17
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 claims abstract description 13
- 239000000126 substance Substances 0.000 claims abstract description 13
- 230000002209 hydrophobic effect Effects 0.000 claims abstract description 11
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims abstract description 9
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims abstract description 5
- 239000000945 filler Substances 0.000 claims description 18
- VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N Silicium dioxide Chemical compound O=[Si]=O VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 17
- 239000002245 particle Substances 0.000 claims description 14
- 239000000835 fiber Substances 0.000 claims description 13
- 239000012070 reactive reagent Substances 0.000 claims description 12
- 125000005439 maleimidyl group Chemical group C1(C=CC(N1*)=O)=O 0.000 claims description 10
- 239000010445 mica Substances 0.000 claims description 9
- 229910052618 mica group Inorganic materials 0.000 claims description 9
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims description 8
- 230000000149 penetrating effect Effects 0.000 claims description 7
- 239000000377 silicon dioxide Substances 0.000 claims description 7
- OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N Carbon Chemical compound [C] OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 5
- 229910052799 carbon Inorganic materials 0.000 claims description 5
- NLYAJNPCOHFWQQ-UHFFFAOYSA-N kaolin Chemical compound O.O.O=[Al]O[Si](=O)O[Si](=O)O[Al]=O NLYAJNPCOHFWQQ-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 5
- 235000012239 silicon dioxide Nutrition 0.000 claims description 5
- BLRPTPMANUNPDV-UHFFFAOYSA-N Silane Chemical compound [SiH4] BLRPTPMANUNPDV-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 4
- 150000001412 amines Chemical class 0.000 claims description 4
- 229910000077 silane Inorganic materials 0.000 claims description 4
- 238000007740 vapor deposition Methods 0.000 claims description 4
- PMHQVHHXPFUNSP-UHFFFAOYSA-M copper(1+);methylsulfanylmethane;bromide Chemical compound Br[Cu].CSC PMHQVHHXPFUNSP-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims description 3
- GUJOJGAPFQRJSV-UHFFFAOYSA-N dialuminum;dioxosilane;oxygen(2-);hydrate Chemical compound O.[O-2].[O-2].[O-2].[Al+3].[Al+3].O=[Si]=O.O=[Si]=O.O=[Si]=O.O=[Si]=O GUJOJGAPFQRJSV-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 3
- 239000011521 glass Substances 0.000 claims description 3
- 229910052622 kaolinite Inorganic materials 0.000 claims description 3
- 229910052901 montmorillonite Inorganic materials 0.000 claims description 3
- HBMJWWWQQXIZIP-UHFFFAOYSA-N silicon carbide Chemical compound [Si+]#[C-] HBMJWWWQQXIZIP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 3
- 229910010271 silicon carbide Inorganic materials 0.000 claims description 3
- 125000000391 vinyl group Chemical group [H]C([*])=C([H])[H] 0.000 claims description 3
- 229920000049 Carbon (fiber) Polymers 0.000 claims description 2
- BRPQOXSCLDDYGP-UHFFFAOYSA-N calcium oxide Chemical compound [O-2].[Ca+2] BRPQOXSCLDDYGP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- ODINCKMPIJJUCX-UHFFFAOYSA-N calcium oxide Inorganic materials [Ca]=O ODINCKMPIJJUCX-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- 239000000292 calcium oxide Substances 0.000 claims description 2
- 239000004917 carbon fiber Substances 0.000 claims description 2
- 239000000499 gel Substances 0.000 claims description 2
- 239000011368 organic material Substances 0.000 claims description 2
- 239000000741 silica gel Substances 0.000 claims description 2
- 229910002027 silica gel Inorganic materials 0.000 claims description 2
- 229920002554 vinyl polymer Polymers 0.000 claims description 2
- 239000005357 flat glass Substances 0.000 claims 1
- 239000012779 reinforcing material Substances 0.000 claims 1
- 239000002861 polymer material Substances 0.000 abstract description 5
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 2
- 238000005065 mining Methods 0.000 abstract 1
- 239000010410 layer Substances 0.000 description 49
- 239000003733 fiber-reinforced composite Substances 0.000 description 21
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 20
- 229910001868 water Inorganic materials 0.000 description 18
- CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N Carbon dioxide Chemical compound O=C=O CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 14
- 238000001723 curing Methods 0.000 description 14
- 239000002131 composite material Substances 0.000 description 13
- -1 for example Substances 0.000 description 10
- 229920002430 Fibre-reinforced plastic Polymers 0.000 description 9
- 239000011151 fibre-reinforced plastic Substances 0.000 description 9
- 239000001569 carbon dioxide Substances 0.000 description 7
- 229910002092 carbon dioxide Inorganic materials 0.000 description 7
- 239000000376 reactant Substances 0.000 description 7
- 229920001187 thermosetting polymer Polymers 0.000 description 7
- RWSOTUBLDIXVET-UHFFFAOYSA-N Dihydrogen sulfide Chemical compound S RWSOTUBLDIXVET-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 6
- 229910000037 hydrogen sulfide Inorganic materials 0.000 description 6
- 239000012528 membrane Substances 0.000 description 6
- 230000035515 penetration Effects 0.000 description 6
- 150000003923 2,5-pyrrolediones Chemical class 0.000 description 4
- 125000003903 2-propenyl group Chemical group [H]C([*])([H])C([H])=C([H])[H] 0.000 description 4
- QGZKDVFQNNGYKY-UHFFFAOYSA-N Ammonia Chemical compound N QGZKDVFQNNGYKY-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 230000004888 barrier function Effects 0.000 description 4
- 239000011159 matrix material Substances 0.000 description 4
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 4
- 238000009826 distribution Methods 0.000 description 3
- 239000004744 fabric Substances 0.000 description 3
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 3
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 3
- 239000004848 polyfunctional curative Substances 0.000 description 3
- 230000003014 reinforcing effect Effects 0.000 description 3
- 239000000758 substrate Substances 0.000 description 3
- 239000004634 thermosetting polymer Substances 0.000 description 3
- 230000007704 transition Effects 0.000 description 3
- 238000006596 Alder-ene reaction Methods 0.000 description 2
- 229910021529 ammonia Inorganic materials 0.000 description 2
- 230000000903 blocking effect Effects 0.000 description 2
- 239000012267 brine Substances 0.000 description 2
- 239000011247 coating layer Substances 0.000 description 2
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 description 2
- 238000010276 construction Methods 0.000 description 2
- 230000007613 environmental effect Effects 0.000 description 2
- 239000002657 fibrous material Substances 0.000 description 2
- 125000000524 functional group Chemical group 0.000 description 2
- 230000006698 induction Effects 0.000 description 2
- 230000007774 longterm Effects 0.000 description 2
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 2
- 239000011148 porous material Substances 0.000 description 2
- 239000011253 protective coating Substances 0.000 description 2
- 150000003254 radicals Chemical class 0.000 description 2
- 150000004756 silanes Chemical class 0.000 description 2
- HPALAKNZSZLMCH-UHFFFAOYSA-M sodium;chloride;hydrate Chemical compound O.[Na+].[Cl-] HPALAKNZSZLMCH-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 2
- 238000009827 uniform distribution Methods 0.000 description 2
- NWUYHJFMYQTDRP-UHFFFAOYSA-N 1,2-bis(ethenyl)benzene;1-ethenyl-2-ethylbenzene;styrene Chemical compound C=CC1=CC=CC=C1.CCC1=CC=CC=C1C=C.C=CC1=CC=CC=C1C=C NWUYHJFMYQTDRP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- XMNIXWIUMCBBBL-UHFFFAOYSA-N 2-(2-phenylpropan-2-ylperoxy)propan-2-ylbenzene Chemical compound C=1C=CC=CC=1C(C)(C)OOC(C)(C)C1=CC=CC=C1 XMNIXWIUMCBBBL-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- ZPZDIFSPRVHGIF-UHFFFAOYSA-N 3-aminopropylsilicon Chemical compound NCCC[Si] ZPZDIFSPRVHGIF-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000005698 Diels-Alder reaction Methods 0.000 description 1
- 238000005481 NMR spectroscopy Methods 0.000 description 1
- 229910000503 Na-aluminosilicate Inorganic materials 0.000 description 1
- BPQQTUXANYXVAA-UHFFFAOYSA-N Orthosilicate Chemical compound [O-][Si]([O-])([O-])[O-] BPQQTUXANYXVAA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000004952 Polyamide Substances 0.000 description 1
- 239000005062 Polybutadiene Substances 0.000 description 1
- 239000004698 Polyethylene Substances 0.000 description 1
- 239000004642 Polyimide Substances 0.000 description 1
- 239000004734 Polyphenylene sulfide Substances 0.000 description 1
- 239000004115 Sodium Silicate Substances 0.000 description 1
- QYKIQEUNHZKYBP-UHFFFAOYSA-N Vinyl ether Chemical class C=COC=C QYKIQEUNHZKYBP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 230000002378 acidificating effect Effects 0.000 description 1
- 238000007259 addition reaction Methods 0.000 description 1
- 239000000654 additive Substances 0.000 description 1
- 229920005603 alternating copolymer Polymers 0.000 description 1
- 229920006231 aramid fiber Polymers 0.000 description 1
- 150000005130 benzoxazines Chemical class 0.000 description 1
- 230000005540 biological transmission Effects 0.000 description 1
- 239000004568 cement Substances 0.000 description 1
- 229920001429 chelating resin Polymers 0.000 description 1
- 239000004643 cyanate ester Substances 0.000 description 1
- 150000001913 cyanates Chemical class 0.000 description 1
- 230000006378 damage Effects 0.000 description 1
- 239000008367 deionised water Substances 0.000 description 1
- 229910021641 deionized water Inorganic materials 0.000 description 1
- HNPSIPDUKPIQMN-UHFFFAOYSA-N dioxosilane;oxo(oxoalumanyloxy)alumane Chemical compound O=[Si]=O.O=[Al]O[Al]=O HNPSIPDUKPIQMN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000005553 drilling Methods 0.000 description 1
- 150000002118 epoxides Chemical class 0.000 description 1
- 229920006334 epoxy coating Polymers 0.000 description 1
- 239000011152 fibreglass Substances 0.000 description 1
- 238000005187 foaming Methods 0.000 description 1
- 229920001002 functional polymer Polymers 0.000 description 1
- 229920000876 geopolymer Polymers 0.000 description 1
- 239000003365 glass fiber Substances 0.000 description 1
- 229910052900 illite Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000003999 initiator Substances 0.000 description 1
- 229910010272 inorganic material Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000011147 inorganic material Substances 0.000 description 1
- 239000003456 ion exchange resin Substances 0.000 description 1
- 229920003303 ion-exchange polymer Polymers 0.000 description 1
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 1
- 150000002690 malonic acid derivatives Chemical class 0.000 description 1
- 230000007246 mechanism Effects 0.000 description 1
- 239000000155 melt Substances 0.000 description 1
- 230000008018 melting Effects 0.000 description 1
- 238000002844 melting Methods 0.000 description 1
- 239000002808 molecular sieve Substances 0.000 description 1
- IMNDHOCGZLYMRO-UHFFFAOYSA-N n,n-dimethylbenzamide Chemical compound CN(C)C(=O)C1=CC=CC=C1 IMNDHOCGZLYMRO-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- VGIBGUSAECPPNB-UHFFFAOYSA-L nonaaluminum;magnesium;tripotassium;1,3-dioxido-2,4,5-trioxa-1,3-disilabicyclo[1.1.1]pentane;iron(2+);oxygen(2-);fluoride;hydroxide Chemical compound [OH-].[O-2].[O-2].[O-2].[O-2].[O-2].[F-].[Mg+2].[Al+3].[Al+3].[Al+3].[Al+3].[Al+3].[Al+3].[Al+3].[Al+3].[Al+3].[K+].[K+].[K+].[Fe+2].O1[Si]2([O-])O[Si]1([O-])O2.O1[Si]2([O-])O[Si]1([O-])O2.O1[Si]2([O-])O[Si]1([O-])O2.O1[Si]2([O-])O[Si]1([O-])O2.O1[Si]2([O-])O[Si]1([O-])O2.O1[Si]2([O-])O[Si]1([O-])O2.O1[Si]2([O-])O[Si]1([O-])O2 VGIBGUSAECPPNB-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- 229920001568 phenolic resin Polymers 0.000 description 1
- 239000005011 phenolic resin Substances 0.000 description 1
- 229920002647 polyamide Polymers 0.000 description 1
- 229920002857 polybutadiene Polymers 0.000 description 1
- 229920000573 polyethylene Polymers 0.000 description 1
- 229920001721 polyimide Polymers 0.000 description 1
- 239000002952 polymeric resin Substances 0.000 description 1
- 229920000069 polyphenylene sulfide Polymers 0.000 description 1
- 229920002635 polyurethane Polymers 0.000 description 1
- 239000004814 polyurethane Substances 0.000 description 1
- 239000000843 powder Substances 0.000 description 1
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 description 1
- 238000004321 preservation Methods 0.000 description 1
- 230000001681 protective effect Effects 0.000 description 1
- 239000011241 protective layer Substances 0.000 description 1
- 239000010453 quartz Substances 0.000 description 1
- 230000005855 radiation Effects 0.000 description 1
- 230000009257 reactivity Effects 0.000 description 1
- 239000000523 sample Substances 0.000 description 1
- 229920006395 saturated elastomer Polymers 0.000 description 1
- 229920002545 silicone oil Polymers 0.000 description 1
- 239000000429 sodium aluminium silicate Substances 0.000 description 1
- 235000012217 sodium aluminium silicate Nutrition 0.000 description 1
- URGAHOPLAPQHLN-UHFFFAOYSA-N sodium aluminosilicate Chemical compound [Na+].[Al+3].[O-][Si]([O-])=O.[O-][Si]([O-])=O URGAHOPLAPQHLN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- NTHWMYGWWRZVTN-UHFFFAOYSA-N sodium silicate Chemical compound [Na+].[Na+].[O-][Si]([O-])=O NTHWMYGWWRZVTN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229910052911 sodium silicate Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000007787 solid Substances 0.000 description 1
- 229920003002 synthetic resin Polymers 0.000 description 1
- 150000003573 thiols Chemical class 0.000 description 1
- 239000011800 void material Substances 0.000 description 1
- 239000004711 α-olefin Substances 0.000 description 1
Images
Classifications
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B17/00—Drilling rods or pipes; Flexible drill strings; Kellies; Drill collars; Sucker rods; Cables; Casings; Tubings
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B41/00—Equipment or details not covered by groups E21B15/00 - E21B40/00
- E21B41/02—Equipment or details not covered by groups E21B15/00 - E21B40/00 in situ inhibition of corrosion in boreholes or wells
Landscapes
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Geology (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Mechanical Engineering (AREA)
- Laminated Bodies (AREA)
- Reinforced Plastic Materials (AREA)
- Rigid Pipes And Flexible Pipes (AREA)
- Coating Of Shaped Articles Made Of Macromolecular Substances (AREA)
Abstract
Изобретение относится к буровой трубе, способу ее сооружения, покрытию для нанесения на буровую трубу и способу сооружения защищенной таким покрытием буровой трубы. Буровая труба включает: полимерную основную структуру, образованную из армированного волокнами бисмалеимидного полимера; и гидрофобное покрытие, включающее малеимидный комплекс, химически связанное с полимерной основной структурой. Покрытие образует ковалентную связь с полимерной основной структурой. Способ сооружения буровой трубы включает: сооружение основной структуры буровой трубы из полимерного материала; изготовление гидрофобного покрытия; и создание ковалентной химической связи между покрытием и основной структурой. Покрытие для нанесения на буровую трубу выполнено из множества слоев, из которых по меньшей мере один слой образован из материала, содержащего химический реагент, выбранный для реакции в присутствии скважинных текучих сред, которые являются разрушающими по отношению к полимерному материалу. Технический результат - обеспечение образования покрытия на буровой трубе, которое в достаточной степени связано с нижележащей основной структурой полимерного материала, чтобы противостоять агрессивной окружающей среде, присутствующей в скважинном применении. 4 н. и 26 з.п. ф-лы, 10 ил.
Description
Уровень техники, к которой относится изобретение
Применения в нефтепромысловой области часто представляют сложные эксплуатационные требования в отношении оборудования, используемого в скважине. Требования к нефтепромысловому оборудованию могут включать высокую прочность, устойчивость к химическому воздействию агрессивных скважинных текучих сред, сохранение механических свойств при высоких температурах, прозрачность для ядерной, магнитной, акустической и индукционной энергии и другие требования. Были сделаны попытки использования в нефтепромысловых применениях полимерных трубчатых изделий, которые могут быть армированы волокнами, но сложные эксплуатационные требования могут ограничивать эффективность данных компонентов.
Например, полимерные материалы могут разрушаться под действием разрушающих скважинных текучих сред, включая воду или другие текучие среды, содержащие соединения, которые изменяют механические свойства полимерных материалов. Кроме того, высокие температуры и другие агрессивные условия окружающей скважину среды могут ограничивать долгосрочную функциональность полимерных компонентов в окружающей скважину среде.
Краткая сущность изобретения
В общем, настоящее изобретение предлагает буровую скважину и систему и методологию использования покрытия, которое можно наносить на полимерные материалы, для применения в высокотемпературной окружающей скважину среде. Данная методология обеспечивает образование покрытия, которое в достаточной степени связано с нижележащей основной структурой полимерного материала, чтобы противостоять агрессивной окружающей среде, присутствующей в скважинном применении. Кроме того, покрытие может использовать химические реагенты для дополнительной защиты полимерного материала от проникновения разрушающих текучих сред, находящихся в окружающей скважину среде.
Краткое описание чертежей
Определенные варианты осуществления настоящего изобретения будут описаны далее со ссылкой на сопровождающие чертежи, в которых одинаковые условные числа обозначают одинаковые элементы, и:
фиг.1 представляет вид скважинной системы с покрытым полимерным компонентом, расположенным в окружающей скважину среде, согласно варианту осуществления настоящего изобретения;
фиг.2 представляет увеличенный вид поперечного сечения части покрытого полимерного компонента, представленного на фиг.1, согласно варианту осуществления настоящего изобретения;
фиг.3 представляет схематическую иллюстрацию одного примера системы покрытия, которую можно использовать для защиты скважинного компонента, образованного из полимерного материала, согласно варианту осуществления настоящего изобретения;
фиг.4 представляет схематическую иллюстрацию другого примера системы покрытия, которое можно использовать для защиты скважинного компонента, образованного из полимерного материала, согласно варианту осуществления настоящего изобретения;
фиг.5 представляет схематическую иллюстрацию другого примера системы покрытия, которое можно использовать для защиты скважинного компонента, образованного из полимерного материала, согласно варианту осуществления настоящего изобретения;
фиг.6 представляет схематическую иллюстрацию другого примера системы покрытия, которое можно использовать для защиты скважинного компонента, образованного из полимерного материала, согласно варианту осуществления настоящего изобретения;
фиг.7 представляет схематическую иллюстрацию мультиреагентной частицы, которую можно ввести в материал покрытия, согласно варианту осуществления настоящего изобретения;
фиг.8 представляет схематическую иллюстрацию другого примера системы покрытия, которое можно использовать для защиты скважинного компонента, образованного из полимерного материала, согласно варианту осуществления настоящего изобретения;
фиг.9 представляет химическую реакцию, которую можно использовать для создания эффективного материала покрытия, согласно варианту осуществления настоящего изобретения; и
фиг.10 представляет другую химическую реакцию, которую можно использовать для создания эффективного материала покрытия, согласно варианту осуществления настоящего изобретения.
Подробное описание настоящего изобретения
В приведенном ниже описании содержатся многочисленные подробности, которые обеспечивают понимание настоящего изобретения. Однако обычным специалистам в данной области техники будет понятно, что настоящее изобретение можно практически использовать без данных подробностей, и что могут существовать потенциальные многочисленные изменения или модификации описанных вариантов осуществления.
Настоящее изобретение относится к системе и методологии для защиты полимерных материалов от агрессивных окружающих скважину сред. Например, можно использовать армированные волокнами полимерные материалы в сооружении буровых скважин или других скважинных компонентов для использования в окружающей скважину среде. Буровые трубы включают, но не ограничиваются этим, укрепляющие ствол скважины обсадные трубы, эксплуатационную насосно-компрессорную колонну, сборные нефтепроводы, кернодержатели, глухие пробки, нижние трубы обсадной колонны и отверстия под инструменты, например, для скважинных зондов. В некоторых применениях армированный волокнами полимерный материал используют для сооружения обсадных колонн/нижних труб обсадных колонн, которые являются прозрачными для ядерной, магнитной, акустической и индукционной энергии, что позволяет использовать указанные трубы для разнообразных геофизических исследований в скважинах.
Защита предложена в виде защитного материала, который можно наносить в качестве покрытия на буровые трубы или скважинные компоненты. При использовании полимеров защитное покрытие используют, чтобы препятствовать агрессивным скважинным текучим средам, включая, например, воду, соляной раствор, смеси нефти и воды, сильнощелочные текучие среды, диоксид углерода и сероводород, проникать в материал матрицы. Во многих применениях покрытие включает неэлектропроводящий гидрофобный (т.е. поглощающий воду менее 1 масс.%) барьерный материал. Кроме того, покрытие может включать множество слоев или сегментов, которые могут быть перемешаны или существовать в виде модулированных, т.е. функционально разделенных слоев.
Во многих окружающих скважину средах и применениях имеют преимущество армированные волокнами полимерные композиты. Однако вода и другие разрушающие текучие среды могут присутствовать в окружающей скважину среде естественным образом или в результате использования буровых текучих сред и цемента во время подготовки скважины. Разрушающие текучие среды могут диффундировать в армированные волокнами полимерные композиты и приводить к разрушающей пластификации полимерной матрицы, что, в свою очередь, изменяет механические свойства скважинного компонента.
Согласно настоящей системе и методологии используют различные варианты осуществления модулированных слоев покрытия для эффективной защиты полимерных структур в агрессивных окружающих скважину средах. Слои покрытия могут включать внедренные химические реагенты, которые обеспечивают защиту от определенных разрушающих текучих сред. В качестве конкретного примера, армированный волокнами полимерный композитный компонент, например, трубопровод, можно изготовить из бисмалеимида, и покрытие может включать материал, образованный из малеимидного комплекса, который химически связан с бисмалеимидом. Связанное покрытие защищает скважинный компонент от проникновения агрессивных пластовых текучих сред, включая, например, воду, соляной раствор, смеси нефти и воды, сильнощелочные текучие среды, диоксид углерода и сероводород, что, в свою очередь, препятствует разрушению скважинного компонента.
На фиг.1 представлен общий вид скважинной системы 20, в которой скважинный компонент 22 размещен в скважине 24, определенной стволом скважины 26. Ствол скважины 26 проходит вниз с поверхностного участка 28 и может быть обсажен стандартными обсадными трубами 30. Скважинный компонент 22 может включать разнообразные завершающие компоненты и другие компоненты, используемые во многих типах скважинных применений. Например, скважинный компонент 22 может включать трубчатый компонент 32, включая обсадные трубы/хвостовик обсадной колонны или другие трубы в стволе скважины. В данном конкретном примере скважинный компонент 22 включает основную структуру, образованную из армированного волокнами композита, например, армированного волокнами полимера, который, по меньшей мере, частично покрыт защитным покрытием. Один способ образования из армированного волокнами композитного материала трубчатого компонента 32 состоит в пропитке волоконного материала термоотверждающимся полимером с последующей намоткой пропитанного полимером волокна на оправку, предназначенную для изготовления трубчатого компонента желаемого диаметра и длины. Покрытие можно наносить на желаемые поверхности скважинного компонента для защиты армированного волокнами композитного материала при использовании скважинного компонента в окружающей скважину среде.
На фиг.2 представлен один вариант осуществления скважинного компонента 22, который включает основную структуру 34, образованную из армированного волокнами композитного материала 36. Армированный волокнами композитный материал 36 защищен покрытием 38. В зависимости от конфигурации скважинного компонента 22, покрытие 38 можно наносить на разнообразные поверхности. Например, скважинный компонент 22 на фиг.2 обычно представляют как трубчатый компонент 32, и покрытие 38 можно наносить на внешнюю поверхность 40 и/или внутреннюю поверхность 42, и/или нижний край 43.
Армированный волокнами композитный материал может включать разнообразные материалы. Например, опорное волокно может состоять из материалов, включающих углерод, стекловолокно, базальт, кварц, арамидное волокно или другие волоконные материалы. Кроме того, опорное волокно можно сочетать с подходящим полимером, например, термоотверждаемым полимером, выбранным из нескольких групп полимеров, включая полиимиды, цианатные сложные эфиры, бензоксазины, эпоксиды, фенольные смолы, полиуретаны и полиамиды. В качестве конкретного примера, термоотверждаемый полимер можно выбирать из имеющихся бисмалеимидов (BMI) или различных модифицированных/упрочненных полимеров BMI. Примеры имеющихся в продаже термоотверждающихся полимеров, которые можно использовать для изготовления буровых труб, включают, но не ограничиваются этим, Xponent, RS-8HT, RS-8PI, RS 9, RS 51, RS 52, PMR-II-50, AFR700B, DMBZ-15 и HFPE-II-52, поставляемые фирмой YLA, Inc. (Бениция, шт. Калифорния, США), RS 3, EX 1505 и EX 1551, поставляемые фирмой TenCate (Альмедо, Нидерланды), AVIMID K3B, AVIMID N, AVIMID R, AVIMID RB, CYCOM 944, CYCOM 2237, CYCOM 3002, CYCOM 3010, CYCOM 5004, CYCOM 5245C, CYCOM 5250-4, CYCOM 5270 и CYCOM 5575, поставляемые фирмой Cytec Industries Inc. (Вест Патерсон, шт. Нью-Джерси, США), F650, F652, F655 и M65, поставляемые фирмой Hexcel Corporation (Стэмфорд, шт. Коннектикут, США), RP-46, поставляемые фирмой Unitech Corporation (Хэмптон, шт. Вирджиния, США), SuperImide, поставляемый фирмой Goodrich Corporation (Арлингтон, шт. Вирджиния, США), PETI 330 и PETI 365, поставляемые фирмой UBE Industries Limited (Токио, Япония). Материал покрытия, наносимый на буровую трубу, зависит от нижележащего композитного материала, но часто материал покрытия представляет собой отверждающийся материал, выбранный так, чтобы полностью связываться с нижележащей матрицей, как подробно описано ниже.
Армированный волокнами композитный материал можно также изготовить с другими добавками, влияющими на свойства данного скважинного компонента. Например, можно добавлять наполнители, чтобы изменять прочность на изгиб композитного материала или воздействовать на другие свойства, например, электрическое сопротивление композитного материала. Часто количество добавляемого материала наполнителя составляет менее 5 мас.%. Примеры наполнителей включают каолинит, иллит, монтмориллонит, слюду и диоксид кремния (в виде сферических или пластинчатых частиц), все из которых можно предварительно обрабатывать, например, силаном с малеинимидными функциональными группами, аминопропилсиланом, сульфированным или фторированным силаном.
На фиг.3 представлен общий вид одного примера покрытия 38. В данном варианте осуществления покрытие 38 ковалентно связано с основной структурой 34 скважинного компонента 22, чтобы предотвратить проникновение воды и других разрушающих текучих сред при использовании скважинного компонента 22 в окружающей скважину среде. Покрытие 38 включает слои или сегменты материала в виде модулированных слоев. Например, данный вариант осуществления покрытия 38 включает обогащенный полимером слой 44, выбранный таким образом, что отверждение основной структуры 34 и покрытия 38 создает ковалентные связи между покрытием 38 и основной структурой 34. В качестве примера, армированный волокнами композитный материал, образующий основную структуру 34, может включать бисмалеимидный полимер, и обогащенный полимером слой 44 может включать малеимидный комплекс, способный образовывать ковалентные связи с материалом основной структуры. Представленное на чертеже покрытие 38 дополнительно включает армирующий слой 46, который может представлять собой вуалевый или тканевый материал. Кроме того, покрытие 38 включает материал наполнителя 48, который может составлять обогащенный наполнителем слой, чтобы воздействовать на характеристики покрытия 38.
На фиг.4 представлен другой вариант осуществления покрытия 38, которое нанесено и связано с армированным волокнами композитным материалом 36 основной структуры 34. В данном примере армированный волокнами композитный материал 36 включает армированный волокнами полимер, и покрытие 38 включает многослойное покрытие для защиты армированного волокнами композитного материала 36 от контакта с разрушающей скважинной текучей средой. Структура покрытия 38 предназначена для обеспечения непроницаемого покрытия, чтобы скважинный компонент 22, например трубчатый компонент 32, мог продолжать функционирование в окружающей скважину среде, не подвергаясь разрушению.
В представленном варианте осуществления покрытие 38 включает модулированный полимерный слой 50 рядом с основной структурой 34. Модулированный полимерный слой 50 предназначен для связи с материалом основной структуры, обеспечивая в то же время плавный переход свойств между покрытием 38 и полимерной матрицей армированного волокнами композитного материала 36. Это обеспечивает улучшенное барьерное покрытие, теплопередачу, химическую связь и общую механическую устойчивость скважинного компонента 22. Покрытие 38 дополнительно включает непроницаемый эластичный слой 52, расположенный открытым к окружающей скважинной текучей среде. Непроницаемый эластичный слой 52 может состоять из плотного материала, включая гибкое стекло в листовой форме, слюду в листовой форме, диоксид кремния, нанесенный осаждением из паровой фазы, или карбид кремния, нанесенный осаждением из паровой фазы. В некоторых случаях листовая слюда может быть гофрирована. Кроме того, защитный слой 54 (показанный штриховыми линиями) может быть нанесен на поверхность непроницаемого эластичного слоя 52.
Покрытие 38 дополнительно включает внутренний слой 56, содержащий внедренные химические реагенты, выбранные для защиты армированного волокнами композитного материала 36 от проникновения нежелательных текучих сред в окружающую скважину среду. Внутренний слой 56 может быть расположен между модулированным полимерным слоем 50 и непроницаемым эластичным слоем 52 и дополнительно содержащим материал наполнителя 48 в виде реагента 58, который может реагировать с проникающей/вторгающейся текучей средой, представленной стрелкой 60. Реагент 58 может быть в твердой форме, например, в виде порошка или частиц, которые реагируют при вступлении в контакт с определенной разрушающей скважинной текучей средой. Кроме того, покрытие 38 может включать непроницаемую пленку и/или селективную мембрану 62, расположенную между модулированным полимерным слоем 50 и внутренним слоем 56.
Объединенные слои или сегменты покрытия 38 представляют покрытие, которое является эластичным под внешним (радиальным) давлением текучей среды и/или пластовым напряжением, ожидаемым в скважинных подземных окружающих средах. Однако, даже если указанная нагрузка в конечном счете приведет к трещинам или разрывам в непроницаемом эластичном слое 52, последующее воздействие реагента 58 на проникающую текучую среду 60 приводит к автоматической реакции реагента 58, которая эффективно восстанавливает/регенерирует покрытие 38. Реакция реагента 58 обеспечивает постоянную непроницаемость покрытия 38 в отношении разрушающих скважинных текучих сред 60. Соответственно, реагент 58 служит для обеспечения реакционноспособного подземного покрытия по мере необходимости.
Другой вариант осуществления покрытия 38 представлен на фиг.5. В данном варианте осуществления покрытие 38 снова включает модулированный полимерный слой 50 и непроницаемый эластичный слой 52. Однако внутренний слой 56 включает множество слоев 64 реагента, разделенных пленками/мембранами 62, как показано на чертеже. Каждый из слоев 64 реагента включает специфический реагент, предназначенный для реакции в присутствии определенных типов потенциально проникающих материалов таким образом, чтобы блокировать проникновение данных разрушающих материалов. В качестве примера, покрытие 38 может включать три слоя 64 реагентов, каждый из которых содержит реагент с определенной реакционной способностью. В одном примере реакционноспособные реагенты включают реагирующий с сероводородом реагент, реагирующий с водой реагент и реагирующий с диоксидом углерода реагент, соответственно. Однако покрытие 38 может включать дополнительное или меньшее количество слоев 64 реагента с разнообразными реакционноспособными реагентами, насколько это требуется для данной окружающей скважину среды и применения.
Конструкция покрытия 38 в варианте осуществления на фиг.5 обеспечивает последовательное и селективное блокирование различных молекул проникающей текучей среды, чтобы препятствовать данным молекулам в достижении армированного волокнами композитного материала 36. Данный тип покрытия можно приспособить к разнообразным влажным агрессивным окружающим скважину средам, чтобы сохранить механическую целостность нижележащей основной структуры 34. Пленку/мембрану 62 также можно модулировать для обеспечения плавного горизонтального перехода через покрытие 38 к основной структуре 34.
Другой вариант осуществления покрытия 38 представлен на фиг.6. В данном варианте осуществления покрытие 38 снова включает модулированный полимерный слой 50, непроницаемый эластичный слой 52 и пленку/мембрану 62. Однако внутренний слой 56 включает частицы 66, которые выполнены как мультиреагентные частицы. Частицы 66 можно упаковать между модулированным полимерным слоем 50 и непроницаемым эластичным слоем 52 в однородном распределении. Распределение частиц 66 обеспечивает селективные и одновременные реакции с многокомпонентной смесью проникающих текучих сред. Кроме того, пленка/мембрана 62 может быть однородной или состоящей из дискретных слоев (модулированной) для обеспечения эффективной непроницаемой пленки.
На фиг.7 представлен один пример мультиреагентной частицы 66, содержащей три реагента 68, 70, 72, объединенных в каждой частице 66. В качестве примера можно выбирать реакционноспособные реагенты для реакции с сероводородом, водой и диоксидом углерода, соответственно. Однако можно объединять различные типы и количества реакционноспособных реагентов в каждой частице и использовать во внутреннем слое 56, образованном плотноупакованными частицами 66.
Аналогичный вариант осуществления покрытия 38 представлен на фиг.8. Однако трехреагентные частицы, представленные на фиг.6, заменены волоконной структурой 74 для образования внутреннего, например, внедренного слоя 56. Волоконная структура 74 может содержать плетеную волоконную структуру, содержащую множество имеющих форму волокон реакционноспособных реагентов, которые переплетены между модулированным полимерным слоем 50 и непроницаемым эластичным слоем 52 в однородном распределении. Распределение волокон реакционноспособного реагента в волоконной структуре 74 обеспечивает селективные и одновременные реакции с многокомпонентной смесью проникающих текучих сред. Снова пленка/мембрана 62 может быть однородной или состоящей из дискретных слоев (модулированной) для обеспечения эффективной непроницаемой пленки. В качестве примера, волокна реакционноспособного реагента можно выбирать для реакции с сероводородом, водой и диоксидом углерода, соответственно. Однако различные типы и количества реакционноспособных реагентов можно сочетать в волоконной структуре 74 для образования слоя 56. Кроме того, чередующиеся слои или различные количества слоев можно использовать в различных вариантах осуществления покрытия 38.
Как описано выше, можно использовать разнообразные полимеры и материалы для создания как армированного волокнами композитного материала 36, так и покрытия 38. В одном примере, однако, армированный волокнами композит включает армированный волокнами полимерный материал, изготовленный из бисмалеимида - высокотемпературный термоотверждающийся полимер. В данном варианте осуществления покрытие 38 включает малеимидный комплекс, который можно также назвать имидно-расширенный бисмалеимид. Малеимидный комплекс обеспечивает гидрофобное покрытие, которое способно образовывать ковалентные связи с соседней армированной волокнами полимерной структурой, которая состоит из бисмалеимидного высокотемпературного термоотверждающегося полимера. Связи между данным типом подложки и покрытием из малеимидного комплекса 38 могут способствовать концевые малеимидные реакционноспособные группы, присутствующие в малеимидном комплексе. Присутствие данных реакционноспособных функциональных групп обеспечивает образование ковалентных связей между гидрофобным покрытием 38 и бисмалеимидной подложкой, которая является непрерывной и устойчивой к отслаиванию.
Малеимиды можно отверждать термически или в присутствии свободнорадикальных инициаторов с образованием полисукцинимидов. Малеимиды могут также реагировать с аминами, тиолами или малонатами в реакции присоединения Михаэля (Michael). Малеимиды могут также реагировать с ненасыщенными соединениями с образованием ковалентных связей в еновой реакции. Источник ненасыщенности для еновой реакции может возникать при добавлении определенных веществ, например, полибутадиена, или из скелета самого малеимидного соединения. Малеимидная функциональная группа представляет собой сильный диенофил, который может также образовывать ковалентные связи в реакции Дильса-Альдера (Diels-Alder). Кроме того, малеимиды могут образовывать чередующиеся сополимеры с электронодонорными виниловыми соединениями, включая α-олефины и простые виниловые эфиры. Кроме того, алифатические малеимидные остатки, присутствующие в малеимидном комплексе, могут полимеризоваться в присутствии ультрафиолетового излучения без необходимости добавки какого-либо фотоинициатора.
Присутствующие концевые малеимидные группы в наполненном или ненаполненном малеимидном комплексе могут непосредственно соотверждаться с любыми остаточными малеимидными функциональными группами или соответствующими отвердителями, содержащимися в бисмалеимидном композитном материале 36. Механизм данного прямого связывания может осуществляться через свободнорадикальное соотверждение остаточных малеимидных функциональных групп в бисмалеимидном композитном материале 36 и концевых малеимидных групп в малеимидном комплексе. Непосредственное соотверждение малеимидных остатков на поверхности раздела композитного материала 36 и покрытия 38 может приводить к образованию полисукцинимидных цепных сегментов, как представлено на фиг.9. Кроме того, бисмалеимидный композитный полимер может отверждаться в присутствии аллильных соединений. Пример реакции аллильного отвердителя малеимидного функционального полимера представлен на фиг.10. Кроме того, возможно, чтобы остаточные аллильные группы или частично прореагировавшие аллильные остатки, присутствующие на поверхности бисмалеимидного композитного материала 36, служили в качестве дополнительных ковалентных связывающих центров для покрытия из малеимидного комплекса 38.
Для высокотемпературных применений бисмалеимидный полимер представляет собой очень подходящий термоотверждающийся полимер, который можно использовать для сооружения армированного волокнами композитного материала 36. Кроме того, образование покрытия 38 с малеимидным комплексом обеспечивает покрытие, которое является неэлектропроводящим и прозрачным, например прозрачным для ядерного магнитного резонанса, в отношении различных каротажных приборов, которые можно использовать в скважине. Как описано выше, покрытие 38 можно дополнять неорганическими и/или реакционноспособными наполнителями для уменьшения или исключения проникновения разрушающих скважинных текучих сред, например, воды. Для конкретного примера малеимидный комплекс обеспечивает хорошую связь с бисмалеимидным основным материалом 36, в то время как реакционноспособные реагенты и/или дополнительные слои могут защищать композитный материал 36 от проникновения нежелательных текучих сред. Когда буровую трубу необходимо использовать в качестве обсадной трубы для определенных каротажных операций, обсадная труба должна иметь, по меньшей мере, минимальную проводимость, чтобы обеспечить эффективную передачу каротажных сигналов вглубь пласта. Для таких применений можно рассматривать использование углеродных наполнителей и углеродных волокон. Аналогичным образом, содержащие углерод покрытия можно использовать для инструментов/компонентов, для которых не требуется электромагнитная прозрачность. Поверхность углерода можно модифицировать для улучшения ее связи с полимерной смолой или для некоторых других функций.
Покрытия 38 можно изготавливать и отверждать согласно различным способам, что зависит от материалов, используемых для сооружения покрытия, и от окружающей среды, в которой должно использоваться покрытие. В одном варианте осуществления гибкое высокотемпературное гидрофобное покрытие изготавливают плавлением малеимидных комплексных полимеров, включая те, которые синтезирует фирма Designer Molecules Inc. (Сан-Диего, шт. Калифорния, США). Малеимидные комплексные полимеры плавят при высокой температуре, например выше 100°C, и дегазируют в полном вакууме, пока не прекратится пенообразование. Дегазированный расплав затем охлаждают, например, до менее чем 90°C, и смешивают с достаточным количеством отвердителя, например, 1-2 масс.% дикумилпероксида, прежде чем вылить в форму. В качестве альтернативы, на данной стадии могут быть введены вуалирующий компонент и/или наполнитель. Затем пленку/покрытие отверждают. В качестве примера, покрытие можно отверждать при 125°C в течение 14 часов с последующим выдерживанием в течение нескольких суток при 140°C, хотя можно использовать и другие способы отверждения.
В данном примере молекулярно-массовое распределение и способ отверждения выбирают таким образом, что малеимидный комплекс не теряет вес при погружении в деионизированную воду, например, при 80°C. Используют жидкую воду, а не водяной пар, чтобы соответствовать нефтепромысловой окружающей среде. Температуру, например, 80°C, выбирают согласно температуре фазового перехода отвержденного материала. Следует отметить, что покрытие на основе малеимидного комплекса может быть устойчивым до температуры 300°C и выше в различных окружающих средах. Это существенно выше, чем для низкотемпературных эпоксидных покрытий на основе аминов. Кроме того, покрытие на основе малеимидного комплекса поглощает существенно меньшее количество воды (менее чем 1 мас.%), например, при 80°C.
Хотя различные полимеры можно использовать для получения покрытия 38, покрытие на основе малеимидного комплекса обеспечивает существенный барьер не только для воды, но также для других текучих сред, включая диоксид углерода и другие разрушающие химические вещества. Барьерные свойства покрытия 38 можно усиливать для определенных применений добавлением наполнителей, включая реагент 58. Например, можно добавлять к малеимидным пленкам частицы или листы из неорганических материалов для дополнительного уменьшения проницаемости слоя. Образцы таких наполнителей включают оксид кальция, например, диспергированный в слое малеимидного комплекса или уплотненный между листами предварительно пропитанного малеимидным комплексом.
В качестве альтернативы листовой неорганический материал можно включать в листы, предварительно пропитанные малеимидным комплексом. В качестве примера неорганический лист включает гофрированную слюду. Поверхность листовой слюды можно частично или полностью модифицировать реакционноспособными функциональными группами, включая силаны, или простыми смесями, включая смеси с кремнийорганическим маслом. В другом варианте неорганический слой может включать тонкое гибкое стекло, в том числе поставляемое на продажу фирмой Schott North America, Inc. - Advanced Materials (Эльмсфорд, шт. Нью-Йорк, США). В другом варианте малеимидное покрытие можно после отверждения насыщать или обрабатывать маслом или любой гидрофобной текучей средой, или реакционноспособным силаном или силикатом в целях уменьшения проницаемости путем блокирования любых пор, остающихся после отверждения.
В другом примере реагент 58 включает ионообменную смолу, включая Amberlyst 70, которую поставляет фирмой Rohm and Haas Corporation (Филадельфия, шт. Пенсильвания, США), дочернее предприятие The Dow Chemical Company, и которая может устранить влияние pH на полимер. Реагент можно также сочетать с пустым пространством, например поровым и/или свободным объемом, и наполнителями, которые могут включать диоксид кремния, диоксид кремния, обработанный силаном с малеимидными функциональными группами, стекловолокно, каолинит, монтмориллонит, слюду или органические материалы, например, полиэтилен или полифениленсульфид. В качестве альтернативы материал наполнителя может включать гель на основе силана с виниловыми, аминными или малеимидными функциональными группами. Такие грунтовочные покрытия можно синтезировать способом на основе малеимидопропилтриметоксисилана. Другой материал наполнителя, который можно использовать в некоторых применениях, включает нитрид алюминия. Такой наполнитель полезен в применениях, в которых в полимер проникает кислый водный поток (содержащий диоксид углерода, сероводород), и аммиак, выделяющийся в реакции нитрида алюминия с водой, может способствовать контролю pH. Аммиак может также быть полезен для определенных полимеров, включая бисмалеимид. Другие удаляющие воду материалы включают силикагель, смесь силиката натрия и алюмосиликата (например, метакаолина), которые образуют так называемый геополимер при контакте с водой или молекулярным ситом.
Покрытия 38 можно производить разнообразными способами. В качестве примера, расплав малеимидного комплексного полимера выливают на высокотемпературный армирующий опорный материал, например, ткань, и помещают как прослойку между двумя высокотемпературными неприлипающими листами. Пример такого армирующего опорного материала представляют собой вуалевые листы Nexus, поставляемые фирмой Precision Fabrics Group, Inc. (Гринсборо, шт. Северная Каролина, США). Затем многослойный материал помещают под оптимальную нагрузку/давление внутри печи для отверждения, например, при 125°C. Печь для отверждения программируют в соответствии с желаемым режимом отверждения покрытия для данного применения. Способ отверждения такого типа обеспечивает покрытия, которые обычно являются гибкими и бездефектными.
Материал покрытия полностью или частично отверждают, чтобы придать ему достаточную механическую прочность для нанесения на основную структуру 34, образованную армированным волокнами композитным материалом 36, включая материал на основе бисмалеимида. В зависимости от определенного применения, материал покрытия можно наклеивать на предварительно отвержденную основную структуру 34 или приводить в контакт с отверждаемой основной структурой 34. Отверждение можно затем завершать с покрытием 38, нанесенным на армированный волокнами композитный материал 36 основной структуры 34.
Покрытие 38 предназначено для образования прочной ковалентной связи с армированным волокнами композитным материалом 36 данной основной структуры 34, включая обсадные трубы или другой трубчатый компонент. В зависимости от определенной окружающей скважину среды, покрытие 38 может включать разнообразные наполнители, слои и другие материалы, предназначенные для реакции или иного блокирования входящего потока разрушающих скважинных текучих сред. В некоторых применениях покрытие 38 можно наносить на внутреннюю и/или внешнюю поверхность трубчатой основной структуры 34 для защиты основной структуры 34 от внутренних и/или внешних текучих сред.
Кроме того, покрытие 38 может быть образовано из разнообразных слоев и из разнообразных материалов. Полимерные материалы, используемые для образования покрытия 38, можно выбирать согласно соответствующему армированному волокнами композитному материалу 36, используемому для изготовления нижележащей подложки. Кроме того, реакционноспособные реагенты могут различаться по типу, форме и количеству в зависимости от окружающей среды, в которую должна быть погружена покрытая буровая труба. Кроме того, процедуры отверждения и способы изготовления могут различаться согласно используемым материалам и покрываемым компонентам. Процедуры отверждения и способы изготовления также можно регулировать на основании других многочисленных экологических и производственных соображений. В любом случае, покрытие 38 способно обеспечивать долгосрочную защиту от проникновения нежелательных текучих сред в высокотемпературной окружающей скважину среде.
Соответственно, хотя выше подробно описано только несколько вариантов осуществления настоящего изобретения, обычные специалисты в данной области техники смогут легко оценить, что возможны многочисленные модификации без существенного отклонения от идеи настоящего изобретения. Указанные модификации предназначены для включения в объем настоящего изобретения, как определено в его формуле.
Claims (30)
1. Буровая труба, включающая: полимерную основную структуру, образованную из армированного волокнами бисмалеимидного полимера; и гидрофобное покрытие, включающее малеимидный комплекс, химически связанное с полимерной основной структурой, где покрытие образует ковалентную связь с полимерной основной структурой.
2. Буровая труба по п.1, в которой покрытие является модулированным.
3. Буровая труба по п.1, в которой покрытие содержит полимер.
4. Буровая труба по п.1, в которой покрытие содержит листовое гибкое стекло.
5. Буровая труба по п.1, в которой покрытие содержит листовую слюду.
6. Буровая труба по п.5, в которой листовая слюда является гофрированной.
7. Буровая труба по п.1, в которой покрытие содержит диоксид кремния.
8. Буровая труба по п.7, в которой диоксид кремния наносят осаждением из паровой фазы.
9. Буровая труба по п.1, в которой покрытие включает карбид кремния.
10. Буровая труба по п.9, в которой карбид кремния наносят осаждением из паровой фазы.
11. Буровая труба по п.1, в которой покрытие включает слой, содержащий внедренный реакционно-способный химический реагент, выбранный для защиты полимерной основной структуры в окружающей скважину среде.
12. Буровая труба по п.11, в которой покрытие включает внутренний модулированный полимерный слой и внешний непроницаемый эластичный слой, и слой, содержащий внедренный реакционно-способный химический реагент, расположен между внутренним модулированным полимерным слоем и внешним непроницаемым эластичным слоем.
13. Буровая труба по п.12, в которой внедренный реакционно-способный химический реагент включает реагент, который является реакционно-способным по отношению к потенциально проникающей скважинной текучей среде.
14. Буровая труба по п.12, в которой внедренный реакционно-способный химический реагент включает множество слоев реагентов, причем каждый слой реагента содержит определенный реакционно-способный реагент.
15. Буровая труба по п.12, в которой внедренный реакционно-способный химический реагент включает частицы, создающие смесь реакционно-способных реагентов, которые способны реагировать с определенными веществами, потенциально находящимися в окружающей скважину среде.
16. Буровая труба по п.12, в которой внедренный реакционно-способный химический реагент включает сплетенную структуру реакционно-способных реагентов, которые способны реагировать с определенными веществами, потенциально находящимися в окружающей скважину среде.
17. Буровая труба по п.1, в которой покрытие дополнительно включает армирующий материал.
18. Буровая труба по п.1, в которой покрытие дополнительно включает вуаль.
19. Буровая труба по п.1, в которой волокна представляют собой углеродные волокна.
20. Буровая труба по п.1, в которой покрытие включает внутренний модулированный полимерный слой.
21. Буровая труба по п.20, в которой покрытие включает внешний непроницаемый эластичный слой.
22. Способ сооружения буровой трубы, включающий: сооружение основной структуры буровой трубы из полимерного материала, включающего армированный волокнами бисмалеимидный полимер; изготовление гидрофобного покрытия, включающего малеимидный комплекс; и создание ковалентной химической связи между покрытием и основной структурой.
23. Способ по п.22, в котором гидрофобное покрытие изготовлено из множества слоев.
24. Способ по п.23, в котором по меньшей мере один из множества слоев включает реакционно-способный реагент, выбранный для реакции в присутствии разрушающей скважинной текучей среды.
25. Способ по п.22, в котором покрытие изготовлено из материала наполнителя.
26. Способ по п.25, в котором материал наполнителя содержит материал, выбранный из группы, в которую входят оксид кальция, углерод, диоксид кремния, силикагель, стеклянные чешуйки, каолинит, монтмориллонит, слюда, органический материал, нитрид алюминия, метакаолин и гель на основе силана с виниловыми, аминными или малеимидными функциональными группами.
27. Покрытие для нанесения на буровую трубу, образованную из полимерного материала, включающего армированный волокнами бисмалеимидный полимер, при этом покрытие способно к образованию ковалентной связи с полимерным материалом и содержит малеимидный комплекс и множество слоев, из которых по меньшей мере один слой образован из материала, содержащего химический реагент, выбранный для реакции в присутствии скважинных текучих сред, которые являются разрушающими по отношению к полимерному материалу.
28. Покрытие по п.27, в котором покрытие дополнительно включает модулированный полимерный слой и непроницаемый эластичный слой, где по меньшей мере один слой включает реакционно-способный реагент и расположен между модулированным полимерным слоем и непроницаемым эластичным слоем.
29. Способ сооружения защищенной буровой трубы, включающий: сооружение основной структуры из полимерного материала, где полимерный материал включает армированный волокнами бисмалеимидный полимер; образование гидрофобного покрытия, включающего малеимидный комплекс и внедренный реакционно-способный химический реагент для защиты полимерного материала от разрушающей текучей среды, находящейся в окружающей скважину среде; нанесение покрытия на основную структуру и отверждение покрытия для образования ковалентной связи с основной структурой.
30. Способ по п.29, в котором образование покрытия включает образование покрытия из материалов, прозрачных в отношении геофизических исследований в скважинах.
Applications Claiming Priority (3)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| US12/428,711 | 2009-04-23 | ||
| US12/428,711 US20090200013A1 (en) | 2009-04-23 | 2009-04-23 | Well tubular, coating system and method for oilfield applications |
| PCT/IB2010/051778 WO2010122519A2 (en) | 2009-04-23 | 2010-04-23 | Well tubular, coating system and method for oilfield applications |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2011147475A RU2011147475A (ru) | 2013-05-27 |
| RU2501933C2 true RU2501933C2 (ru) | 2013-12-20 |
Family
ID=40937898
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2011147475/04A RU2501933C2 (ru) | 2009-04-23 | 2010-04-23 | Буровая труба, система покрытия и способ нефтепромысловых применений |
Country Status (6)
| Country | Link |
|---|---|
| US (2) | US20090200013A1 (ru) |
| EP (1) | EP2422040B1 (ru) |
| AU (1) | AU2010240542A1 (ru) |
| CA (1) | CA2758669C (ru) |
| RU (1) | RU2501933C2 (ru) |
| WO (1) | WO2010122519A2 (ru) |
Families Citing this family (21)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| WO2011073204A1 (en) * | 2009-12-14 | 2011-06-23 | Shell Internationale Research Maatschappij B.V. | Inhibiting liquid loading, corrosion and/or scaling in oilfield tubulars |
| WO2017003755A1 (en) * | 2015-06-30 | 2017-01-05 | Dow Global Technologies Llc | Permeable liner |
| US8439106B2 (en) * | 2010-03-10 | 2013-05-14 | Schlumberger Technology Corporation | Logging system and methodology |
| US8701785B2 (en) * | 2011-01-12 | 2014-04-22 | Tesco Corporation | Shrinkable sleeve stabilizer |
| AU2012280476B2 (en) | 2011-07-06 | 2016-02-25 | Shell Internationale Research Maatschappij B.V. | System and method for injecting a treatment fluid into a wellbore and a treatment fluid injection valve |
| PL2744973T3 (pl) | 2011-11-08 | 2016-02-29 | Shell Int Research | Zawór do szybu węglowodorowego, szyb węglowodorowy wyposażony w taki zawór i zastosowanie takiego zaworu |
| EP2815060A1 (en) | 2012-02-14 | 2014-12-24 | Shell Internationale Research Maatschappij B.V. | Method for producing hydrocarbon gas from a wellbore and valve assembly |
| GB2503220B (en) | 2012-06-19 | 2017-11-29 | Schlumberger Holdings | Sample holder for use in NMR |
| US20140182946A1 (en) * | 2012-12-31 | 2014-07-03 | Longyear Tm, Inc. | Engineered materials for drill rod applications |
| US10000989B2 (en) * | 2013-03-13 | 2018-06-19 | Ccdi Composites, Inc. | Resin system for composite downhole frac plug and bridge plug tools and related methods |
| WO2016060663A1 (en) * | 2014-10-16 | 2016-04-21 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods for mitigating annular pressure build up in a wellbore using materials having a negative coefficient of thermal expansion |
| WO2016072977A1 (en) * | 2014-11-04 | 2016-05-12 | Halliburton Energy Services, Inc. | Downhole resin coatings comprising a carbon nanomaterial and methods associated therewith |
| CN104376902B (zh) * | 2014-11-19 | 2016-05-11 | 河北华通线缆集团有限公司 | 一种采油专用一体型管缆的制造方法 |
| CA2993698A1 (en) * | 2015-07-30 | 2017-02-02 | Strada Design Limited | Well casing and well casing system and method |
| CN105257211A (zh) * | 2015-11-27 | 2016-01-20 | 常熟市地大探矿机械厂 | 增效螺杆钻具 |
| US10443322B2 (en) | 2015-12-09 | 2019-10-15 | Baker Hughes, a GE company | Protection of downhole tools against mechanical influences with a pliant material |
| CN107806335B (zh) * | 2016-09-09 | 2024-03-22 | 中国石油化工股份有限公司 | 通孔地质聚合物滤砂管 |
| US10961427B2 (en) * | 2017-09-22 | 2021-03-30 | Baker Hughes, A Ge Company, Llc | Completion tools with fluid diffusion control layer |
| US10961812B2 (en) | 2019-04-05 | 2021-03-30 | Baker Hughes Oilfield Operations Llc | Disintegratable bismaleimide composites for downhole tool applications |
| GB2600284B (en) * | 2019-08-23 | 2023-09-13 | Landmark Graphics Corp | Method for predicting annular fluid expansion in a borehole |
| WO2024054230A1 (en) * | 2022-09-08 | 2024-03-14 | Halliburton Energy Services, Inc. | Preventing or removing contaminants in wellbore fluid using an acoustic actuator |
Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US5285008A (en) * | 1990-03-15 | 1994-02-08 | Conoco Inc. | Spoolable composite tubular member with integrated conductors |
| RU2074946C1 (ru) * | 1992-06-12 | 1997-03-10 | Лев Николаевич Шадрин | Бурильная труба с наружным облегчающим покрытием |
| RU2132975C1 (ru) * | 1998-01-06 | 1999-07-10 | Осипов Алексей Петрович | Скважинная насосная установка |
| RU70922U1 (ru) * | 2007-09-14 | 2008-02-20 | Центр Разработки Нефтедобывающего Оборудования (Црно) | Корпусная деталь установки погружного центробежного насоса для добычи нефти |
| RU81550U1 (ru) * | 2008-04-10 | 2009-03-20 | Общество с ограниченной ответственностью "Гросс-Мастер" | Металлическая насосно-компрессорная труба с защитным покрытием |
Family Cites Families (30)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US3755354A (en) * | 1969-05-05 | 1973-08-28 | Gen Electric | Amide acid and imido-substituted organosilanes |
| GB8501196D0 (en) * | 1985-01-17 | 1985-02-20 | Webco Ltd | Pipelines |
| US4564663A (en) * | 1985-02-21 | 1986-01-14 | The United States Of America As Represented By The Secretary Of The Navy | Free radical cure of the bismaleimide of dimer diamine |
| US4999419A (en) * | 1986-07-03 | 1991-03-12 | Creative Assets And Consulting Corporation | Polyimide resins from bis-imide, monomer having two methylene groups activated by adjacent carbonyls, and polyamine |
| US5308569A (en) * | 1990-11-27 | 1994-05-03 | Ube Industries, Ltd. | Process for the preparation of aromatic polyimide film |
| JPH06110210A (ja) * | 1991-10-31 | 1994-04-22 | Sony Corp | フォトレジスト及びこのフォトレジストを用いた半導体装 置の製造方法 |
| US5905045A (en) * | 1996-04-11 | 1999-05-18 | Precision Fabrics Group, Inc. | Treated veil for use in the manufacture of a fiber reinforced plastic |
| US6034194A (en) * | 1994-09-02 | 2000-03-07 | Quantum Materials/Dexter Corporation | Bismaleimide-divinyl adhesive compositions and uses therefor |
| US6852814B2 (en) * | 1994-09-02 | 2005-02-08 | Henkel Corporation | Thermosetting resin compositions containing maleimide and/or vinyl compounds |
| US6960636B2 (en) * | 1994-09-02 | 2005-11-01 | Henkel Corporation | Thermosetting resin compositions containing maleimide and/or vinyl compounds |
| US5466707A (en) * | 1994-12-21 | 1995-11-14 | The Dow Chemical Company | Dimercapto-1,3-dithiolo-2-one or thione maleimides, compositions containing them and their use as antimicrobial and marine antifouling agents |
| US5921285A (en) * | 1995-09-28 | 1999-07-13 | Fiberspar Spoolable Products, Inc. | Composite spoolable tube |
| US20030055121A1 (en) * | 1996-09-10 | 2003-03-20 | Dershem Stephen M. | Thermosetting resin compositions containing maleimide and/or vinyl compounds |
| WO1998020528A1 (en) * | 1996-11-08 | 1998-05-14 | W.L. Gore & Associates, Inc. | METHOD FOR IMPROVING RELIABILITY OF THIN CIRCUIT SUBSTRATES BY INCREASING THE Tg OF THE SUBSTRATE |
| US6084195A (en) * | 1997-10-24 | 2000-07-04 | Csi Technology, Inc. | System and method for monitoring electrodes of a welder |
| US6084194A (en) * | 1999-03-01 | 2000-07-04 | Modern Hard Chrome Service Co. | Method and apparatus for electric-discharge texturing ends of a roll |
| US6620475B1 (en) * | 2000-08-10 | 2003-09-16 | Hydril Company | Structure for wound fiber reinforced plastic tubing and method for making |
| US6783841B2 (en) * | 2001-09-14 | 2004-08-31 | Tonoga, Inc. | Low signal loss bonding ply for multilayer circuit boards |
| US7199249B2 (en) * | 2002-07-03 | 2007-04-03 | Henkel Corporation | Free radically polymerizable coupling agents |
| JP5328006B2 (ja) * | 2003-05-05 | 2013-10-30 | デジグナー モレキュールズ インコーポレイテッド | イミド−リンクしたマレインイミドおよびポリマレインイミド化合物 |
| US7157587B2 (en) * | 2003-05-05 | 2007-01-02 | Designer Molecules, Inc. | Imide-extended liquid bismaleimide resin |
| US7884174B2 (en) * | 2003-05-05 | 2011-02-08 | Designer Molecules, Inc. | Imide-linked maleimide and polymaleimide compounds |
| CA2537302C (en) * | 2003-09-19 | 2013-02-12 | Nkt Flexibles I/S | A flexible unbonded pipe and a method for producing such pipe |
| WO2005029198A1 (en) | 2003-09-25 | 2005-03-31 | Hewlett-Packard Development Company, L.P. | Low mass impression cylinder |
| US7431992B2 (en) * | 2004-08-09 | 2008-10-07 | Ppg Industries Ohio, Inc. | Coated substrates that include an undercoating |
| ATE534703T1 (de) * | 2005-08-24 | 2011-12-15 | Henkel Kgaa | Epoxidzusammensetzungen mit verbesserter schlagzähigkeit |
| US7455106B2 (en) * | 2005-09-07 | 2008-11-25 | Schlumberger Technology Corporation | Polymer protective coated polymeric components for oilfield applications |
| US8349447B2 (en) * | 2006-01-13 | 2013-01-08 | Nbc Meshtec, Inc. | Antifouling composite material |
| CA2631089C (en) * | 2008-05-12 | 2012-01-24 | Schlumberger Canada Limited | Compositions for reducing or preventing the degradation of articles used in a subterranean environment and methods of use thereof |
| US8123888B2 (en) * | 2009-04-28 | 2012-02-28 | Schlumberger Technology Corporation | Fiber reinforced polymer oilfield tubulars and method of constructing same |
-
2009
- 2009-04-23 US US12/428,711 patent/US20090200013A1/en not_active Abandoned
-
2010
- 2010-04-23 AU AU2010240542A patent/AU2010240542A1/en not_active Abandoned
- 2010-04-23 RU RU2011147475/04A patent/RU2501933C2/ru not_active IP Right Cessation
- 2010-04-23 CA CA2758669A patent/CA2758669C/en not_active Expired - Fee Related
- 2010-04-23 WO PCT/IB2010/051778 patent/WO2010122519A2/en active Application Filing
- 2010-04-23 EP EP10717836.0A patent/EP2422040B1/en not_active Not-in-force
-
2013
- 2013-12-10 US US14/102,454 patent/US20140110101A1/en not_active Abandoned
Patent Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US5285008A (en) * | 1990-03-15 | 1994-02-08 | Conoco Inc. | Spoolable composite tubular member with integrated conductors |
| RU2074946C1 (ru) * | 1992-06-12 | 1997-03-10 | Лев Николаевич Шадрин | Бурильная труба с наружным облегчающим покрытием |
| RU2132975C1 (ru) * | 1998-01-06 | 1999-07-10 | Осипов Алексей Петрович | Скважинная насосная установка |
| RU70922U1 (ru) * | 2007-09-14 | 2008-02-20 | Центр Разработки Нефтедобывающего Оборудования (Црно) | Корпусная деталь установки погружного центробежного насоса для добычи нефти |
| RU81550U1 (ru) * | 2008-04-10 | 2009-03-20 | Общество с ограниченной ответственностью "Гросс-Мастер" | Металлическая насосно-компрессорная труба с защитным покрытием |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| CA2758669C (en) | 2014-06-10 |
| WO2010122519A3 (en) | 2010-12-23 |
| US20140110101A1 (en) | 2014-04-24 |
| WO2010122519A2 (en) | 2010-10-28 |
| US20090200013A1 (en) | 2009-08-13 |
| CA2758669A1 (en) | 2010-10-28 |
| EP2422040A2 (en) | 2012-02-29 |
| RU2011147475A (ru) | 2013-05-27 |
| EP2422040B1 (en) | 2014-04-09 |
| AU2010240542A1 (en) | 2011-12-15 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2501933C2 (ru) | Буровая труба, система покрытия и способ нефтепромысловых применений | |
| US10301527B2 (en) | Epoxy resin formulations containing an impact modifier for use in subterranean wells | |
| US10513650B2 (en) | Heavy-atom resin formulation for use in subterranean wells | |
| RU2564335C2 (ru) | Армированная волокнами полимерная нефтепромысловая труба и способ ее изготовления | |
| US20120175134A1 (en) | Oilfield apparatus and method comprising swellable elastomers | |
| EA008963B1 (ru) | Способ подавления движения текучей среды в ствол скважины или из него | |
| NO20170823A1 (en) | Hydrazide-based curing agents for use in subterranean operations | |
| WO2014036218A1 (en) | Resin-based sealant compositions comprising cement kiln dust and methods of use | |
| WO2020050857A1 (en) | Accelerating agents for resin cement composite systems for oil well cementing | |
| AU2016258729A1 (en) | Method of forming a subterranean gas storage vessel | |
| CA2405367A1 (en) | Thermal insulation material for subsea equipment | |
| NO20171898A1 (en) | Swellable glass particles for reducing fluid flow in subterranean formations | |
| AU2014200891B2 (en) | Well tubular, coating system and method for oilfield applications | |
| Yuan et al. | Advanced Composite Downhole Applications and HTHP Environmental Challenges | |
| GB2400128A (en) | Insulated subsea christmas tree |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20170424 |