Тампонажный раствор для цементирования нефтяных и газовых скважин Советский патент 1983 года по МПК E21B33/138 

ее со

ч1 Изобретение огносигся к бурению скважин, в частности к тампонажным растворам для цементирования нефтяных и газовых скважин. Известны тамонажные растворы для цементирования нефтяных и raaoBbiix скв .жин, включающие тампонажный цемент, воду и добавку, повышающую прочность цементного камня, К таким добавкам относятся виннокаменная кислота (ВКК борная кислота, полифеноллесохймически (ПФЛХ), нитролигнин, окэил, реагенты Д-4 и Д-12, трйлон Б и др. tl и 2 Однако названные тампонажные раст воры при использовании в них указанны добавок обладают следующими недостатками: низкая прочность цементного кам ня, значительный расход вводимой дббав ки (до 1,5%), высокая стоимость добавок (ВКК, трйлон Б), вспенивание тампонажного раствора (ПФЛХ, КССБ), ни кая устойчивость к температурным воздействиям (борная кислота), требует совместного введения других добавок (окзил, ПФЛХ, Д-4, Д-12). Наиболее близким к изобретению по технической сущности и достигаемому результату является тампонажный раствор fs 3 для цементирования нефтяных и газовых скважин, содержащий тампонажный цемент, воду и добавку, повышающую прочность цементного камня, в качестве которой используется нитрилотриметилфосфоновая кислота (НТФ) обще го вида СНл РО-Но М - CHj-POjHj CHj-РО Н при следующем сротношении компонентов мас.%: Тампонажный цемент66,650-66,6696 НТФ0,ООО5-0,02 ВодаОстальное Однако добавка НТФ, .повьпиая прочность цементного намня, незначитетсьно. замедляет сроки схватывания, а для цементирования скважин при больших объемах закачиваемого тампонажного раствора необходимо, чтобы сроки схватывания его были достаточными для обеспечения безаварийности проведения прщесса цементирования и прочность цементного камня при этом была бы достаточно высока. Целью изобретения является иовьпиение предела прочности цементного камня и увеличение сроков схватывания тампонаж- ного раствора. Поставленная цель достигается тем, что тампонажный раствор для цементирования нефтяных и газовых скважин, содержащий в качестве основы тампонажный цемент и нитрилотриметилфосфоновую кислоту и воду, дополнительно содержит гексаметилентетрамин при следующем соотнощении компонентов: мас.%: Тампонажный цемент66,65ОО-66,6693 НитрилотриметилфосфоноваякислотаО,ОО04-О,О15 ГексаметилентетраминО,ОООЗ-0 ОО5 ВодаОстальное Гексаметилентетрамин (уротропин) - кристаллическое вещество, молекулярная масса - 14О,19 у, е., температура плавления - 230°С, хорошо растворим в воде. Используется при производстве полимеров, Тампонажный раствор приготавливают следукндим образом. В расчетное количество воды вводят НТФ и уротропин, раствор тщательно перемешивают циркуляционными насосами. На олуче1том растворе затворяют цемент - о общепринятой технологии и закачи- вают в скважину, В табл, 1 приведены параметры гампоажных растворов контрольного (исходного), известного и предлагаемого при ерхних, нижних и оптимальных конценгациях компонентов. Эффективность добаок определялась согласно ГОСТ 1581-78, ХЮТ 3101-76, ГОСТ 310,4-76, СТ 39-О51-77, Табдица

Продолжение табл. 1

ТАМПОНАЖНЫЙ РАСТВОР Для ЦЕМЕНТИРОВАНИЯ НЕФТЯНЫХ И ГАЗСВЫХ СКВАЖИН, содержаний в качестве основы тампонажный цемент, нитрилотриметилфосфоновую кислоту в воду, отличающийся тем, что, с целыо повышения предела прочности цементного камня и увеличения сроков схв19Ть1вания, он дополнительно содержит гексаметилентетрамин при следующем соотноиенйи компонентов, мас.%: Тампонажный 66,6500-66,6693 цемент Ни трил ометилфосфоновая 0,ООО4-О,015 кислота Гексаметилен(О 0,0003-0,005 тетрамин Вода Остальное с

На данных твбп, 1 ввшю, что при дении этих дьбавок сробЕси схватывания гампонкясного раствора увепЕяй&аются, а прочность аементного камня повышается. Так, при добавке НТФ, равной25 О,ООЗ%, прочность камня состЕШяяет 56,2 кгс/см% начало схватывания -.

3 ч ЗО мин, а при добавке НТФ О,ООЗ% н О,001% уротропина прочность составляет 6О,2 кгс/см, начало схватывания 5,6 ч.

В табп. 2 приведены нижний и верхний пределы содержания компонентов в таМпсжажном растворе.

Т а б я и и а 2