Тампонажная смесь Советский патент 1982 года по МПК E21B33/138 

;54) ТАМПОНАЖНАЯ СМЕСЬ Изобретение относится к горной промышленности г а именно к нефтегазодобывакощей, и может быть использо вано как материал для цементировани нефтяных и газовых скважин. Известны тампонажные смеси, вклю чающие цемент и добавку, замедляющую сроки схватывания при повышенны температурах и давлениях. К таким добавкам относятся борная кислота, винно-каменная кислота, гидролизова ный полиакрилонитрил (гипан), сульфит-спиртовая барда (ССБ), карбокси метилцеллюлоза (КМЦ), нитролигнин, нейтральный черный контакт (НЧК) и др. Количество вводимой добавки колеблется до 3 вес.% С1. НО-p-(iHi- -ii-dHr }iогде п г 1-5, при следующем соотношении компонентов , мае.%: Тампонажный цемент99,850-99,99 Мононатриевая соль производОднако указанные смеси обладают низкой эффективностью замедления сроков схватывания, например, виннокаменная кислота при добавке до 2 вес.% при 15-0°С удлиняет начало схватывания до 3-4 ч, а КМЦ при концентрации добавки до 1,5 вес.% при 150°С до 1,5 ч. Наиболее близкой к предлагаемой по технической сущности и достигаемому результату является тампокажная смесь 2.для цементирования нефтяных и газовых скважин на основе портландцемента и добавки, в качестве которой используется мононатриевая соль производного 1,3 диаминопропанол-2 (ДПФ-1) общего вида ,-P-oH , о QH ного 1,3-диаминопропанол-20,005-0,150 Однако известная тампонажная смесь обладает незначительным эффектом замедления срокой схватывания цемента, кроме того, требуются повышенные расходы добавки. Цель изобретения - замедление сроков схватывания тампонажного раствора на основе тампонажной смес для цементирования нефтяных и газовых скважин. Поставленная цель достигается тем, что тагшонажная смесь, включаю щая в качестве основы тампонажный цемент и добавку, содержит в качест ве добавки 2,З-диокси-1,4-диаминоН ОзРЯгсN-dHz-d H OjPHfd о Тампонажную смесь приготавливают следующим образом. В расчетное количество воды вводят добавку-замедлитель сроков схва тывания (2,З-диокси-1,4-диаминобутан- N,N,N N-тетраметиленфосфоновую кислоту) и на этом растворе затворя ют тампонажный цемент по общепринятой технологии. В таблице приведены сравнительные данные тампонажных смесей при верхних, нижних и оптимальных концентрациях компонентов. бутан-N , N , N, N-тетраметиленфосфоновую кислоту (ДОБТФ) при следующем соотношении компонентов, мас.%; Тампонажный 99,9200-99,996 цемент 2,3-Диокси1,4-диамино6yTaH-N,N,N, Nтетраматиленфосфоновая кислота 0,0035-0,08 dH P03H2 - йНг эффект замедления сроков схватывания тампонажных смесей определяют при 150°С и давлении 450 кг/см по методике, изложенной в ГОСТЕ 1581-78. Таким образом, при использовании изобретения повышается эффект замедления сроков схватывания тампонажной смеси при высоких температурах и сокращается расход вводимой добавки - замедлителя сроков схватывания.

Оримечание: Плотность всех смесей 1,83 г/си 5 98525 Формула изобретения Тампонажная смесь для цементирования нефтяных и газовых скважин, включающая в качестве основы тамповажный цемент и добавку, о т л и -5 чающаяся тем, что, с целью замедления сроков схватывания тампонажного раствора, она содержит в качестве добавки 2,3-диокси-1,4-диаминобутан-N , N, N,м-тетраметиленфосфо- Q новую кислоту (ДОБТФ) при следующем соотношении компонентов, мас.%: Тампонажный цемент 99,9200-99,9965 2,З-Диокси-1,4диаминобутанN,N,ыN-тетраметиленфосфоновая кислота 0,0035-0,08 Источники информации, принятые во внимание при экспертизе Данюшевский B.C., Толстых И.В. и Мильштейн В.М. Справочное руководство по тампонажным материалам, М., Недра, 1973, с. 130-133. 2. Авторское свидетельство СССР 819305, кл. Е 21 В 33/138, 1979 (прототип).