ТАМПОНАЖНЫЙ СОСТАВ ДЛЯ ПРОВЕДЕНИЯ РЕМОНТНО-ИЗОЛЯЦИОННЫХ РАБОТ НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ СКВАЖИН
CEMENT COMPOSITION FOR REPAIR AND ISOLATION IN OIL AND GAS WELLS

Изобретение относится к составам для обработки буровых скважин во время восстановительных работ и предназначено для использования в нефтяных, газовых и газоконденсатных скважинах при температуре до 160°C.
Известен тампонажный состав для изоляции водоносных пород в скважинах, а также для укрепления горных и грунтовых выработок (патент РФ на изобретение №2065923, МПК E21B 33/138). Тампонажный раствор содержит (масс. ч.): каустический магнезит (100); хлористый магний (18,9-26,5); щелочной сток производства капролактама (1,0-7,0); воду (44,1-61,7).
Недостатками раствора являются короткие сроки схватывания при температурах более 20°C и высокий процент водоотдачи.
Известен тампонажный раствор для цементирования скважин в отложениях калийно-магниевых солей (авторское свидетельство СССР №840293, МПК E21B 33/138). Раствор содержит растворенные в воде (масс.%): каустический магнезит (40-42); суперфосфат (1,0-1,5); хлористый магний (17,0-17,5); палыгорскитовый глинопорошок (3,0-3,5).
Недостатком раствора является малый срок загустевания и схватывания при температуре выше 30°C.
Наиболее близким к заявляемому изобретению является тампонажный материал для цементирования обсадных колонн (патент РФ на изобретение №2460755, МПК C09K 8/467). Известный материал, принятый за прототип, содержит растворенные в воде (масс.%): каустический магнезит (30,0-40,0) в качестве связующей основы; хлористый магний (15,0-36,0); бентонитовую глину (0,1-8,0); тетраборат натрия дигидрат-бура (0,1-0,5) в качестве регулятора сроков схватывания и загустевания.
Недостатком прототипа является малый срок схватывания при температуре выше 60°C.
Задача заявляемого изобретения состоит в разработке тампонажного состава, предназначенного для проведения ремонтно-изоляционных работ при температурах от 30 до 160°С.
Технический результат заключается в увеличении сроков схватывания.
2
Указанный технический результат достигается тем, что тампонажный состав для проведения ремонтно-изоляционных работ нефтяных и газовых скважин, включающий водный раствор хлористого магния MgCl и каустического магнезита MgO, согласно заявляемому решению дополнительно содержит фосфогипс при следующем соотношении компонентов, масс.%: хлористый магний - 18-36; каустический магнезит - 30-45; фосфогипс - 0,4-2; вода - остальное.
Для еще большего увеличения сроков схватывания состав дополнительно содержит нитрилотриметилфосфоновую кислоту (НТФ) в количестве 0.1-0.3 мас.%.
В качестве примеров реализации заявляемого изобретения были изготовлены следующие тампонажные составы:
2
Состав №1: MgCl - 36 масс. %; MgO -36 масс. %; фосфогипс - 0,4 масс. %; вода - остальное.
2
Состав №2: MgCl - 36 масс. %; MgO -36 масс. %; фосфогипс - 0,7 масс. %; вода - остальное.
2
Состав №3: MgCl - 36 масс. %; MgO -36 масс. %; фосфогипс - 2 масс. %; вода - остальное
2
Состав №4: MgCl - 36 масс. %; MgO - 36 масс. %; фосфогипс - 2 масс. %; НТФ - 0,1 масс.%; вода - остальное.
2
Состав №5: MgCl - 36 масс. %; MgO - 36 масс. %; фосфогипс - 2 масс. %; НТФ - 0,3 масс.%; вода - остальное.
2
Состав №6: MgCl - 18 масс. %; MgO -36 масс. %; фосфогипс - 2 масс. %; вода - остальное.
2
Состав №7: MgCl - 30 масс. %; MgO - 45 масс. %; фосфогипс -2 масс. %; вода - остальное.
2
Состав №8: MgCl - 18 масс. %; MgO - 30 масс. %; фосфогипс - 2 масс. %; вода - остальное.
Для оценки влияния фосфогипса на параметры полученных составов и достижение заявляемого технического результата был изготовлен следующий состав:
2
Состав №0: MgCl - 36 масс. %; MgO - 36 масс. %; вода - остальное.
Результаты испытаний тампонажных составов представлены в таблице.
Таблица
Состав
Эксплуатационные характеристики
Начало схватывания, мин.
Растекаемость, см
Прочность на сжатие через сутки, МПа
0
15
25
30
1
55
25
33
2
60
25
30
3
86
25
28
4
300
25
29
5
330
25
34
6
250
25
28
7
200
25
31
8
260
25
25