1
Изобретение относится к бурению скважин, в частно.сти к тампонажным смесям для цементирования нефтяных и газовых скважин.
Известны тампонажные смеси, включакяцие цемент и добавку, замедляющу сроки схватывания при повышенных температурах и давлениях. К таким добавкам относятся борная кислота винно-каменная кислота, гидролизованныйполиакрИлонитрил (гипан), сульфит-спиртовая барда (ССБ), карбоксиметилцеллюлоза (КМЦ), нитролигнин,нейтральный черный контакт (НЧК) и др. Количество вводимой добавки колеблется до 3 вес.%. flj.
Однако указанные смеси обладают следующими недостатками: низкой эффективностью замедления сроков схватывания, так, например, виннокаменная кислота при добавке До 2 вес.% при температуре 150°С удлиняет начало схватывания цемента до 3-4 часов, а КМЦ при концентрации добавки до 1,5 вес.% при температуре удлиняет начало схватывания До 1,5 часов. .
Кроме того, указанные реагенты являются дорогими и дефицитными продуктами .
Наиболее близким к предлагаемому по технической сущности и достигаемому результату является талшонажная смесь для цементирования нефтяшлх и газовых сквс1жин на основе портландцемента и добавки, в которой используется тринатриевая и трикалневая соль i-оксиэтиледендисфосфоновой кислоты общего вида (ОЭДФ):
ей о-м
вН5-ё-1Е -в
j в-м
M-e-P-0-M
S
1-л« К;
при следующем соотнсяиении компонентов
вес.%:
цемент 99,70-99,99 ОЭДФ 0,01-0,3
Однако известная тампонажная смесь обладает низким э,ФФектом замедления сроков схватывания цемента, требуются значительные расходы добавки, а стоимость ОЭДФ в настоящее время составляет 25 тыс.руб/т,
Целыо изобретения является nosaшение. эффекта замедления сроков схватывания цемента, снижение расхода вводимой в тампонажную смесь добавки, удешевление тампонажных смесей.
Поставленная цель достигается тем, что используется тампонажная смесь (JtO-P-Ctt2)2-lf-( где при следующем соотношении компонентов , вес. % г. цемент -99,850-99,99 моноватриевая соль производного 1-3-диаминопропанол-2 (ДПФ) ,005-0,150 В качестве мононатривой соли про изводного 1,3 диаминопропанол-2 используется продукт синтезу формальдегида, фосфористой кислоты с амином следующего вида; Н2К- йИг- ;н-СИ2- 111 , . I -in , ъде я - f - 8 конечный продукт синтеза - кристаллическое вещество белого цвета, гигроскопичное, хорошо растворимое в воде. В предлагамой тампонажной смеси используется полимерное соена основе цемента и добавки, в качестве которой используется мононатриевая соль производного 1,3-динаминопропанол-2- {ДПФ-1) общего вида:H-CH2 k itt2-P-OTI дикение со степенью полимеризации равной 1-5. Авторами использовался продукт с широкой гаглиюй степеней полимеризации (1-5) г-что позволило получить более детаевый чем ОЭДФ и его стоимость составляет 2500 руб/т. Предлагаемая тампонажная смесь приготовляется следукадим образом. В расчетное количество воды вводится добавка-замедлитель сроков схватывания (производное 1,3 диамйнопропанол-2) и на этом растворе затворяется цемент по обычной технологии. В табл.1 приведены параметры тампонажных смесей (предложенного и известного) при верхних, нижних и оптимальных соотнсиаениях компонентов. Эффект замедления ероков схватывания тампонажной смеси определялся при температуре и давлении 450 кГС/см по методике изложенной Э ГОСТе 1581-78. . Таблица
название | год | авторы | номер документа |
---|---|---|---|
Тампонажная смесь для цементирования нефтяных и газовых скважин | 1980 |
|
SU905434A1 |
Тампонажная смесь | 1981 |
|
SU985257A1 |
Тампонажная смесь | 1977 |
|
SU640019A1 |
Тампонажный раствор для цементирования нефтяных и газовых скважин | 1982 |
|
SU1071735A1 |
Тампонажный раствор для "горячих" скважин | 1982 |
|
SU1063984A1 |
ОСНОВА УТЯЖЕЛЕННОГО ТАМПОНАЖНОГО РАСТВОРА | 2001 |
|
RU2194844C2 |
Тампонажный раствор для цементирования высокотемпературных скважин | 1985 |
|
SU1263815A1 |
Тампонажный раствор для цементирования глубоких нефтяных и газовых скважин | 1980 |
|
SU907221A1 |
ИНФОРМАТИВНАЯ ТАМПОНАЖНАЯ СМЕСЬ | 2011 |
|
RU2471845C1 |
Тампонажный раствор | 1978 |
|
SU697691A1 |
Прототип
0,01 0,01 0,30
Из табл. видно, что даже при незначительном содержании в теилпонажной смеси мрнонатриебой соли производного 1,3 диаминопропанола-2 происходит удлинение сроков схватывания. А при добавке ДПФ-1 равной О,15% эффект замедления сроков схватывания выше на 1 ч 27 мин по сравнению с
2-54 3-56 4-40
добавкой ОЭДФ, равной 0,3%. Нижний и верхний пределы добавки ДПФ-1 объ.60 ясняется следующим.
Пример 1. Параметры тампонажной смеси при добавках ДПФ-1 при концентрации 0,002% в сравнении с &5 контрольным опытом приведены в табл.2 Из примера 1 видно, что при добав Kctx ,меньше 0,005%, замедление сроков схватывания меняется в пределах, не имеющих практического значения . Пример 2. Увеличение сро.ков схватывания выше 5 ч 30 мин не целесообразно, так как при существую щей технологии цементирования скеажин глубиной 3000-5000 м процесс продолжается не более 4 час. А время до начала схватывания тампонажной смеси должно ть больше продолжительности цементирования на 5-10 мин на каждые 1000 м (А.И.Булатов Тампонажные материалы и технология цеме тирования скважин, М., Недфа, 197 стр.73). Таким образом, при использовании данного технического решения полностью реализуется цель изобретения, а именно:
О
0 5Н 2-1 i|j2H2
сн, ewa
при следующем соотнесении ингредиентов в вес.%):
тампонажный цемент 99,850-99,995мононатриевая соль
1,3-диаминопропанола-20,005-0,15
Источники информации, принятые во внимание при экспертизе
Таблица 2
ока
с.130-133.
Авторы
Даты
1981-04-07—Публикация
1979-03-11—Подача