ее соher with
ч1 Изобретение огносигс к бурению скважин, в частности к тампонажным растворам дл цементировани нефт ных и газовых скважин. Известны тамонажные растворы дл цементировани нефт ных и raaoBbiix скв . жин, включающие тампонажный цемент, воду и добавку, повышающую прочность цементного камн , К таким добавкам относ тс виннокаменна кислота (ВКК борна 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: низка прочность цементного кам н , значительный расход вводимой дббав ки (до 1,5%), высока стоимость добавок (ВКК, трйлон Б), вспенивание тампонажного раствора (ПФЛХ, КССБ), ни ка устойчивость к температурным воздействи м (борна кислота), требует совместного введени других добавок (окзил, ПФЛХ, Д-4, Д-12). Наиболее близким к изобретению по технической сущности и достигаемому результату вл етс тампонажный раствор fs 3 дл цементировани нефт ных и газовых скважин, содержащий тампонажный цемент, воду и добавку, повышающую прочность цементного камн , в качестве которой используетс нитрилотриметилфосфонова 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, .повьпиа прочность цементного намн , незначитетсьно. замедл ет сроки схватывани , а дл цементировани скважин при больших объемах закачиваемого тампонажного раствора необходимо, чтобы сроки схватывани его были достаточными дл обеспечени безаварийности проведени прщесса цементировани и прочность цементного камн при этом была бы достаточно высока. Целью изобретени вл етс иовьпиение предела прочности цементного камн и увеличение сроков схватывани тампонаж- ного раствора. Поставленна цель достигаетс тем, что тампонажный раствор дл цементировани нефт ных 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 Нитрилотриметилфосфонова кислотаО,ОО04-О,О15 ГексаметилентетраминО ,ОООЗ-0 ОО5 ВодаОстальное Гексаметилентетрамин (уротропин) - кристаллическое вещество, молекул рна масса - 14О,19 у, е., температура плавлени - 230°С, хорошо растворим в воде. Используетс при производстве полимеров, Тампонажный раствор приготавливают следукндим образом. В расчетное количество воды ввод т НТФ и уротропин, раствор тщательно перемешивают циркул ционными насосами. На олуче1том растворе затвор ют цемент - о общеприн той технологии и закачи- вают в скважину, В табл, 1 приведены параметры гампоажных растворов контрольного (исходного ), известного и предлагаемого при ерхних, нижних и оптимальных конценгаци х компонентов. Эффективность добаок определ лась согласно ГОСТ 1581-78, ХЮТ 3101-76, ГОСТ 310,4-76, СТ 39-О51-77, ТабдицаP1 Invention of ognosigs for drilling wells, in particular for cement slurries for cementing oil and gas wells. Known cementing solutions for cementing petroleum and raaoBbiix SLE are known. gin, including cement cement, water, and cement stone strength admixture. These include tartaric acid (HCC boric acid, polyphenol-leshimichny (PFLH), nitrolignin, okeyl, reagents D-4 and D-12, trilon B, etc. tl and 2 However, the specified grouting solutions, when using these additives, have the following disadvantages: low strength of the cement stone, significant consumption of injected dbbav (up to 1.5%), high cost of additives (VKK, trilon B), foaming of the cement slurry (PFLH, KSSB) resistance to temperature effects (boric acid), requires the joint introduction of other additives (oxil, PFLH, D-4, D-12). The closest to the invention in technical essence and the achieved result is the cement slurry fs 3 for cementing oil and gas wells containing cement slurry, water and an additive that increases the strength of the cement stone, which uses nitrilotrimethylphosphonic acid (NTF) of the general form SNL PO-Ho M - CHj-POjHj CHj-ROH at the following components, in wt.%: tse ment66,650-66,6696 NTF0, OOO5-0.02 WaterEmerged However, the addition of NTF, the strength of cement, is not significant. slows down the setting time, and for cementing wells with large volumes of injected cement slurry, it is necessary that the setting times be sufficient to ensure trouble-free cementing and the strength of the cement stone would be sufficiently high. The aim of the invention is to determine the ultimate strength of the cement stone and to increase the setting time of the cement slurry. This goal is achieved by the fact that the cement slurry for cementing oil and gas wells, containing cement oil and nitrilotrimethylphosphonic acid and water as the basis, additionally contains hexamethylenetetramine at the following ratio of components: wt.%: Cement cement 66.65OO-66,6693 Nitriitriethenetramineramine: , ОО04-О, О15 Hexamethylenetetramine OO, OOOZ-0 OO5 Water Ostal Hexamethylenetetramine (hexamine) is a crystalline substance, molecular weight is 14 O, 19 y, that is, melting point is 230 ° C, good astvorim in water. Used in the manufacture of polymers, Cement slurry is prepared as follows. NTF and urotropine are introduced into the calculated amount of water, the solution is thoroughly mixed with circulation pumps. The cement solution is shut on the ground solution — about conventional technology and pumped into the well. Table 1 shows the parameters of the test solutions of the control (initial), known and proposed at the upper, lower, and optimum concentrations of the components. The effectiveness of the extras was determined according to GOST 1581-78, XYUT 3101-76, GOST 310.4-76, ST 39-O51-77, Table
Продолжение табл. 1Continued table. one
На данных твбп, 1 ввшю, что при дении этих дьбавок сробЕси схватывани гампонк сного раствора увепЕ й&аютс , а прочность аементного камн повышаетс . Так, при добавке НТФ, равной25 О,ООЗ%, прочность камн состЕШ ет 56,2 кгс/см% начало схватывани -.On the data of tvbpp, 1 in which, when these exercises are made, the setting of the gamfon mortar solution is increased and the strength of the stone is increased. So, with the addition of NTF, equal to 25 O, OOZ%, the strength of the stone is 56.2 kgf / cm%, the beginning of the setting -.
3 ч ЗО мин, а при добавке НТФ О,ООЗ% н О,001% уротропина прочность составл ет 6О,2 кгс/см, начало схватывани 5,6 ч.3 hours, 30 minutes, and with the addition of NTF O, OOZ% n O, 001% of urotropine, the strength is 6 O, 2 kgf / cm, the beginning of setting is 5.6 hours.
В табп. 2 приведены нижний и верхний пределы содержани компонентов в таМпсжажном растворе.In tab. 2 shows the lower and upper limits of the content of components in the compressible solution.
Т а б и и а 2T a b and and a 2