Тампонирующие составы на основе полимеров, осадкообразующих и
других веществ (классификация согласно приложению 1)
| Тампонажный состав (перечень компонентов, входящих в состав) | Свойства исходного состава | Физик. механич. свойства *(МПа) | V, % примечание | |||||
| Р, г/см3 | М, МПа с | Т, оС | Взаимодействие с пластовыми флюидами | |||||
| нефть | вода пресная | вода минерал. | ||||||
| 1. Твердеющие вяжущие вещества | ||||||||
| 1.Состав на основе ТС-10, ТДС - 9: формалин или уротропин, вода или глинистая суспензия | 1,03-1,10 | 10-40 | 5-80 | Н/вз | Разб. | Разб. | Тв. тело s = 0,8-2,5 | VП.В.= 0,5 VМ.В.= 10 |
| 2.Состав ГТМ-3 ПЭПА, смола АЭФС (портландцем.) | 1,05 | 200 | 20-80 | Н/вз. | Коаг. | Коаг. | Тв. тело sизг=7-19 sсж=14-30 | |
| 3.Кремнийорганический состав ППС-2 олигомер ППС-2, смесь силанов, порошкооб-разный мел | 1,07 | 10 | 20-150 | Н/вз. | Отв. | Отв. | Тв. тело sсж=2,6 | |
| 4.Составы типа АКОР: смолка этилсиликатов с кристаллогидратом хлорного железа | 0,9-1,3 | 1-500 | 30-120 | Разб. | Разб. | Разб. | Гель, тв. тело sсж=9 | V = 3 |
Продолжение табл. П.5.1.
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 |
| 5. «Продукт 119-204» (см. прилож. 4) | 0,93-1,05 | 1,5-10,0 | 0-200 | Н/вз. | Отв. | Отв. | Тв.тело sсж=0,5-2,0 | V = 3 |
| 6. Состав «Ремонт-1» ТС-10, КС-11, кероген | 1,16-1,18 | 20-200 | 5-80 | Н/вз. | Разб. | Разб. | Тв. тело sсж=6-10 | |
| 2. Гели | ||||||||
| 1.ВУС на основе ПАА: а) ПАА б) ПАА ТС-10 хром. Формалин квас. | 1,05 | 20-200 | 10-80 | Н/вз. | Разб. | Разб. | Гель | |
| 2.Гипано-формалин. смесь | 1,05-1,07 | 2-40 | 20-90 | Н/вз. | Разб. | Коаг. | Гель | VМ.В. = 5 |
| 3.Нефте-сернокислотная смесь: алкилсерная кислота нефть | 1,66 | 60-1400 | 20-100 | Загущ. | Разб. | Коаг. | Вязкая масса | |
| 3. Наполнители | ||||||||
| 1.Ореховая скорлупа | Н/д | - | Не регл. | Н/вз. | Н/вз. | Н/вз. | Без изм. | |
| 2.Улюк волокнистый | Н/д | - | Не регл. | Н/вз. | Н/вз. | Н/вз. | Без изм. | |
| 3.Пены: ПАВ, вода, полимер | 0,5-0,9 | 1-150 | Н/д | Разруш. | Н/вз. | Пена | ||
Продолжение табл. П.5.1.
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 | ||||
| 4.Латексы | Н/д | Н/д | 15-100 | Н/вз. | Разб. | Коаг. | Вязкая масса | |||||
| 5.Гипан | 1,6-1,2 | 16-20 | 15-100 | Н/вз | Разб. | Коаг. | Гель или тв.тело | |||||
| 6.Реагент МАК-ДЭА | 1,05 | 5-500 | 5-100 | Н/вз. | Разб. | Коаг. | Гель | |||||
| 7.Гранулированный магний | 2,6 | - | 20-100 | Разб. | Обр. | Обр. осад. | Тв.тело (мелкодисперсн.) | |||||
| 8. Гипан с жидким стеклом | 1,07-1,2 | 10-20 | 15-100 | Н/вз. | Разб. | Коаг. | Гель | |||||
 9.Углеводородные цементные растворы: нефть (дизтопливо), портландцемент, ПАА Жидкость отверждения: вода ПАВ, щелочь
| 1,6-2,0 | 16-25 | 15-100 | Разб. | Отв. | Отв. | Тв.тело sизг.= 2,7-6,2 | |||||
| 4. Адсорбтивы | ||||||||||||
| 1.Разбавленные растворы полимеров а) ПАА б) гипан вода вода | 1,01-1,03 | 3,3 | 20-80 | Н/вз. | Разб. | Коаг. | Гель на поверх. пор | |||||
Примечание: Р – плотность; m - вязкость; Т – температура, при которой состав технологически применим; V – усадка образцов материала в пресной воде ( VП.В.) или минерализованной воде ( VМ.В.); н/д – нет данных; н/вз. – не взаимодействует с пластовым флюидом; набух. – состав набухает при воздействии на него; загущ. – состав загущается при воздействии на него; отв. – отверждается. Физико-механические свойства – характеристика состава в «отвержденном» состоянии, прочность (s)
ПРИЛОЖЕНИЕ 6.
Таблица П.6.1.
Сведения о минеральных тампонажных материалах
Минеральные тампонажные материалы
| № п/п | Тампонажный материал | Нормат. док-т | Реком ин-л применения, оС | Водо-цементное от-ношение | Плотность, г/см3 | Расте-кае-мость | Схватывание раствора | Прочность камня | ||||||
| Тем-ра, оС | Дав-лен., МПа | Нача-ло, ч/мин | Ко-нец, ч/мин | Тем- ра, оС | Дав-лен., МПа | Время твердчас | Проч-ность на из гиб, МПа | |||||||
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 | 10 | 11 | 12 | 13 | 14 | 15 |
| 1. | Портландцемент для холодных скважин | ГОСТ 1581-96 | 15-40 | 0,5 | 1,81 | >18 | 22 | 0,1 | >2 | 10 | 22 | 0,1 | 48 | 2,7 |
| 2. | Портландцемент для горячих скважин | ГОСТ 1581-96 | 40-100 | 0,5 | 1,81 | >18 | 75 | 0.1 | >1-45 | 5 | 75 | 0,1 | 24 | 3,5 |
| 3. | ШПЦС-120 | 80-60 | 0,43 | 1,82 | 18-20 | 90 | 40 | >2 | 8 | 120 | 40 | 24 | 2,5 | |
| 4. | ШПЦС-200 | 160-220 | 0,4 | 1,82 | 18-20 | 160 | 60 | >3 | 8 | 200 | 60 | 24 | 4,5 | |
| 5. | ШПЦА-120 | ТУ 39-909-83 | 80-160 | 0,43 | 1,82 | 18-20 | 120 | 40 | >2 | 7 | 120 | 40 | 24 | 2,5 |
Продолжение табл.П.6.1.
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 | 10 | 11 | 12 | 13 | 14 | 15 |
| 6. | ШПЦА-200 | ТУ 39-909-83 | 130-250 | 0,4 | 1,82 | 18-20 | 200 | 60 | >3 | 8 | 200 | 60 | 24 | 4,5 |
| 7. | ОЦГ | ТУ 39-01-08-469-79 | 30-150 | 0,9 | 1,45 | 21 | 75 | 0,1 | Время загус-тевания 90 минут | 75 | 0,1 | 48 | 1,1 | |
| 8. | УЦГ-1 | ТУ 39-01-08-535-80 | 20-100 | 0,4 | 2,06-2,15 | 18-21 | 75 | 0,1 | >1,95 | 5-00 | 75 | 0,1 | 48 | 2,0 |
 9.
| УЦГ-2 | ТУ 39-01-08-535-80 | 20-100 | 0,38 | 2,16-2,30 | 18-21 | 75 | 0,1 | >1,45 | 5-00 | 75 | 0,1 | 48 | 2,0 |
| 10. | УШЦ-1-120 | ОСТ 39-014-80 | 80-160 | 0,35 | 2,068-2,15 | 18 | 120 | 40 | >2 | 8 | 120 | 40 | 24 | 2,5 |
| 11. | УШЦ-2-120 | ОСТ 39-014-80 | 80-160 | 0,33 | 2,16-2,30 | 18 | 120 | 40 | >2 | 8 | 120 | 40 | 24 | 2,5 |
| 12. | УШЦ-1-200 | ОСТ 39-014-80 | 160-250 | 0,35 | 2,06-2,15 | 18 | 200 | 60 | >3 | 10 | 200 | 60 | 24 | 2,5 |
| 13. | УШЦ-2-200 | ОСТ 39-014-80 | 160-250 | 0,33 | 2,16-2,30 | 18 | 200 | 60 | >3 | 10 | 200 | 60 | 24 | 2,5 |
| |
Таблица П.6.2.
Тампонажные составы на минеральной основе,
обработанные ускорителями и замедлителями схватывания
| № п/п | Вид цемен-та | В/Ц | Наименование реагента | Макс. тем-перат. примен. оС | Экстр. дозир.% от массы тв.фазы | Кол-во реаген., % | Тем- пера- тура, оС | Время схватывания, ч/мин | Прочие воздействия | |||
| начало | конец | |||||||||||
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 | 10 | 11 | ||
| Составы, обработанные ускорителями схватывания | ||||||||||||
| 1 | ПЦТ-50 ПЦТ-50 ПЦТ-50 | 0,5 0,5 0,5 | Диэтаноламин | Не регл. | 0,1-1 | 0 0,25 1,0 | 75 75 75 | 2-45 2-15 0-50 | 3-15 2-40 1-10 | Уменьшает прочность камня, до 0,1% - замедлитель | ||
| 2 | ПЦТ-50 ПЦТ-50 | 0,5 0,5 | Силикат нат-рия (жидкое стекло) | -“- | 0-3 до 15 | 0 15 | 22 22 | 9-00 0-15 | 10-00 0-25 | Быстрый набор прочности камня в ранние сроки, меньшая прочность позже | ||
| 3 | ПЦТ-50 ПЦТ-50 | 0,5 0,5 | Кальциниро-ванная сода (углекислый натрий) | -“- | 1-10 | 0 10 | 22 22 | 6-00 0-20 | 7-30 0-30 | Пластификатор. При добавках 0,5-1 % - замедлитель | ||
Продолжение табл.П.6.2.
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 | 10 | 11 |
| 4 | ПЦТ-50 ПЦТ-50 | 0,45 0,45 | Каустическая сода (едкий натр) | -“- | 0-1 | 0 0,5 | 22 22 | 9-30 3-15 | 10-30 5-20 | При введении более 3% уменьшает прочность камня |
| 5 | ПЦТ-50 ПЦТ-50 ПЦТ-50 | 0,5 0,5 0,5 | Поваренная соль (хлорис-тый натрий) | -“- | 0-5 | 0 4 5 | 22 22 22 | 11-00 9-00 8-00 | 13-00 10-00 8-00 | Пластификатор. Увеличивает прочность камня |
| 6 | ПЦТ-50 ПЦТ-50 ПЦТ-50 | 0,5 0,5 0,5 | Поташ (карбонат калия) | Не регл. | 0-5 | 0 4 5 | 22 22 22 | 11-00 9-00 9-00 | 13-00 10-00 10-00 | Пластификатор. Увеличивает прочность камня |
| 7 | ПЦТ-50 ПЦТ-50 ПЦТ-50 | 0,45 0,45 0,45 | Сернокислый алюминий (сернокислый глинозем) | -“- | 0-5 | 0 3 5 | 22 22 22 | 9-30 5-10 1-05 | 10-30 7-00 2-20 | Загущает раствор, увеличивает прочность камня |
Продолжение табл.П.6.2.
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 | 10 | 11 |
| 8 | ПЦТ-50 ПЦТ-50 ПЦТ-50 | 0,5 0,5 0,5 | Триэтаноламин | -“- | 0,05-1,00 | 0 0,25 0,75 | 75 75 75 | 2-45 2-15 1-20 | 3-15 2-35 1-35 | Пластификатор, снижает прочность камня. До 0,05% - замедлитель |
| 9 | ПЦТ-50 ПЦТ-50 | 0,45 0,45 | Хлористый алюминий | -“- | 0-5 | 0 5 | 22 22 | 9-05 3-30 | 10-20 5-10 | Загущает раствор |
| 10 | ПЦТ-50 ПЦТ-50 | 0,45 0,45 | Хлористый калий | -“- | 0-5 | 0 3 | 22 22 | 11-20 7-20 | 12-05 7-50 | Загущает раствор. Увеличивает прочность камня |
| 11 | ПЦТ-50 ПЦТ-50 ПЦТ-50 ПЦТ-50 | 0,5 0,5 0,5 0,5 | Хлористый кальций | -“- | 0-6 | 0 4 6 8 | 22 22 22 22 | 11-00 5-00 4-00 2-30 | 13-00 6-30 5-00 3-00 | Повышает раннюю про-чность камня. Умень-шает динамическое сопротивление сдвига, уве-личивает структурную вязкость |
| Составы, обработанные замедлителями схватывания | ||||||||||
| 12 | ПЦТ-100 | 0,5 | Борная кислота | 130 | 0-1 | 0,5+ 1,25 ВКК | 200 | 1-20 | 1-45 | Повышает прочность камня. Рекомендуется к применению с ВКК.При добавлении более 4% загущает раствор |
| 13 | ПЦТ-100 | 0,5 | Бура | 150 | 0-1 | 1,00+ 1,5 ССБ | 140 | 1-50 | 2-20 | Пластификатор. Рекомендуется к применению с ССБ |
Продолжение табл.П.6.2.
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 | 10 | 11 |
| 14 | ПЦТ-100 | 0,5 | Виннокаменная кислота | 160 (с H2BO3 до 250оС) | 0-1,5 | 0 | 120 | 0-20 | 0-30 | Пластифицирует, увеличивает прочность камня, улучшает его структуру, уменьшает проницаемость |
 15
| ПЦТ-100:Б+ =3:1 МБ ШЦ+:Б=3:1 -“- -“- | 0,6 0,5 +0,3 хромп. 0,6 0,5 0,5 | Гидролизован-ный полиакри-лонитрил (гипан) | 140 с хромп. до 200оС | 0-2 | 0 0,3 0 0,4+ 0,15 хромп 0,5+ 0,25 хромп | 120 120 120 120 150 | 0-30 2-00 0-20 12-00 8-00 | 0-50 2-30 0-50 14-20 9-00 | Уменьшает водоотдачу. Загущает портландцементный раствор Рекомендуется применять с хромпиком |
| 16 | ПЦТ-100 ПЦТ-100 | 0,5 0,5 | Карбамид (мочевина) | 75 | 0-1 | 0 1 | 75 75 | 2-45 3-30 | 3-20 4-00 | Пластифицирует, уменьшает прочность камня |
 |
Продолжение табл.П.6.2.
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 | 10 | 11 |
| 17 | ПЦТ-100 ПЦТ-100 ПЦТ-100 ПЦТ-100 ПЦТ-100 | 0,5 0,5 0,5 0,5 0,5 | Карбоксиме-тилцеллюлоза КМЦ | 130 с хромп до 160оС | 1-1,5 | 0 0,5 1,0 0,3 1,5 | 75 75 75 90 130 | 2-40 4-30 8-00 2-00 2-40 | 3-05 5-00 8-50 2-20 3-00 | Уменьшает водоотдачу, седиментацию, уменьшает прочность камня |
| 18 | ПЦТ-100 ПЦТ-100 ПЦТ-100 ПЦТ-100 | 0,5 0,5 0,5 0,5 | Концентриро-ванная сульфит-спиртовая барда КССБ | 200 | 0-7,5 | 0 0,4 0 7 | 75 75 150 150 | 2-00 3-10 0-20 2-10 | 2-30 3-50 0-30 2-40 | Пластифицирует, уменьшает водоотдачу, вспенивает (меньше, чем ССБ) |
| 19 | ПЦТ-100 ПЦТ-100 | 0,5 0,45 | Л-6, Л-7 | 250 | 0-3 | 2 2 | 170 180 | 2-50 3-00 | 3-50 4-00 | Пластифицирует, повышает прочность, уменьшает проницаемость камня |
| 20 | ПЦТ-100 ПЦТ-100 ПЦТ-100 ПЦТ-100 | 0,5 0,5 0,5 0,5 | Сульфит-спиртовая барда ССБ | 150 | 0-1,5 | 0 1,5 0 1,5 | 100 100 150 150 | 0-50 3-00 0-20 1-00 | 1-00 3-30 0-25 1-15 | Пластифицирует, уменьшает водоотдачу и прочность камня на 10-15%, вспенивает р-р при конц. более 0,5% |
Продолжение табл.П.6.2.
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 | 10 | 11 |
| 21 | ПЦТ-100 ПЦТ-100 | 0,5 0,5 | Сульфитно-дрожжевая бражка СДБ | 150 | 0 1,5 | 100 100 | 0-50 3-00 | 1-00 3-30 | Пластифицирует, уменьшает водоотдачу | |
| 22 | ПЦТ-100 | 0,5 | Сунил (суль-финированный нитро-лигнин) | 150 | 0-1 | 1 | 150 | 2-40 | 3-15 | Пластифицирует, уменьшает водоотдачу |
| 23 | ПЦТ-100 ПЦТ-100 | 0,5 0,5 | Технический винный камень, ТВК | 200 | 0-3 | 2,5 3,0 | 200 200 | 10-00 12-00 | 11-00 13-00 | Увеличивает прочность, уменьшает проницаемость камня, улучшает его структуру |
| 24 | ПЦТ-100 ПЦТ-100 ПЦТ-100 | 0,4 0,4 0,4 | Триполи-фосфат натрия | Не регл. | 0-1 | 0 0,1 0,2 | 60 60 60 | 2-10 3-40 4-10 | 2-40 4-15 5-00 | Пластифицирует, уменьшает проницаемость камня |
Продолжение табл.П.6.2.
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 | 10 | 11 |
| 25 | ПЦТ-100 ПЦТ-100 ПЦТ-100 ПЦТ-100 | 0,5 0,5 0,5 0,5 | Хлористый натрий (по-варенная соль) | Не регл. | Более 8 | 0 18 0 18 | 22 22 60 60 | 8-00 16-00 6-10 4-15 | 9-00 19-00 3-45 4-45 | Пластифицирует. При концент. в воде более 20% уменьшает прочность камня |
 26
| ПЦТ-100 ПЦТ-100 ПЦТ-100 | 0,5 0,5 0,5 | Хромат натрия | Не регл. | 0 0,15 +0,6 КМЦ 0,25 +0,5 гипан | 120 120 120 | 0-25 1-10 1-40 | 0-35 1-35 2-10 | --“-- |
Примечание: ПЦТ(50,100) – потрландцемент;
ШЦ – шлаковый цемент;
Б - бетонитовый глинопорошок
 |
Таблица П.6.3.
Тампонажные составы на минеральной основе,
обработанные понизителями водоотдачи
| № п/п | Вид цемента | В/Ц | Наименование реагента | Макс. тем- ра примен. оС | Экстр. дозир % от массы тв.фазы | Кол-во реаген- та, % | Характеристика действия реагента | ||
| Темпера- тура, оС | ВОисх ВОобр | Прочие воздействия | |||||||
| 1. | ПЦТ-I-50 | 0,5 | Гипан | 0-2 | 1 | 22 | 4,5 | Загущает раствор, повышает седиментационную устойчивость | |
| 2. | ПЦТ-I-50 | 0,5 | КМЦ | 0-1,5 | 1 | 22 | 4 | Повышает седиментационную устойчивость | |
| 3. | ПЦТ-I-50 | 0,5 | К-4 | 0-2 | 2 | 22 | 100 | Замедлитель, пластификатор | |
 4.
| ПЦТ-I-100 | 0,5 | КССБ | 0-1 | 1 | 22 | 7 | Замедлитель | |
| 5. | ПЦТ-I-100 | 0,5 | Окзил | 0-1 | 0,5 | 22 | 7 | ||
| 6. | ПЦТ-I-100 ПЦТ-I-100 ПЦТ-I-100 | 0,5 0,5 0,5 | Полиакрила-мид (ПАА) | 100 | 0-0,3 | 0,15 0,2 0,3 | 22 22 22 | 17 23 35 | Загущает р-р, замедлитель. Более эффектиное применение с борной кислотой |
| 7. | ПЦТ-I-100 ПЦТ-I-100 | 0,5 0,5 | Поливинило- вый спирт (ПВС) | 100 | 0-3 | 0,6 1,0 | 22 22 | 70 250 | Улучшает седиментац. устойчивость |
| 8. | ПЦТ-I-100 | 0,5 | ССБ | 0-1 | 1 | 22 | 3,5 | Вспенивает, пластифицирует | |
| 9 | ПЦТ-I-100 | 0,5 | СДБ | 0-1 | 1 | 22 | 3,5 | Пластифицирует | |
| 10 | ПЦТ-I-100 | 0,5 | Сулькор | 0-1 | 1 | 22 | 4,5 | Пластификатор. Замедлитель схватывания, уменьшает проницаемость цементного камня | |
Примечание: ВО – водоотдача в исходном (ВОисх) и обработанном (ВОобр) состоянии; 
ПЦТ – портландцемент
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1. Контарович А.Э. Геология нефти и газа Западной Сибири. – М.: Недра, 1975. – 680 с.
2. Шишигин С.И. Методы и результаты изучения коллекторскихсвойств нефтегазоносных горизонтов Западно-Сибирской провинции.- М.: Недра, 1968. – 136 с.
3. Шашин В.Д. Нефть Сибири. – М.: Недра, 1973. – 254 с.
4. Телков А.П., Грачев С.И., Дубков И.Б. Особенности разработки нефтегазовых месторождений. – Тюмень: ООО НИПИКБС – Т, 2001. – 482 с: ил.
5. Клещенко И.И., Григорьев А.В., Телков А.П. Изоляционные работы при заканчивании и эксплуатации нефтяных скважин.- М.:ОАО Недра, 1998.-267 с:ил.
6. Некрасов В.И., Глебов А.В., Ширгазин Р.Г., Андреев В.Е. Научно-технические основы промышленного внедрения физико-химических методов увеличения нефтеотдачи на Лангепасской группе месторождений Западной Сибири.- Уфа: Белая Река, 2001 г. – 288 с.: ил.
7. Серенко И.А., Сидоров Н.А., Кошелев А.Т. Повторное цементиро-вание при строительстве и эксплуатации скважин.- М.: Недра, 1988.-263 с.
8. Ашрафьян А.О. Технология разобщения пластов в осложненных условиях. – М.: Недра, 1989.-228 с.: ил.
Зозуля Григорий Павлович
Клещенко Иван Иванович
Гейхман Михаил Григорьевич
Чабаев Леча Усманович
Теория и практика
выбора технологий и материалов
для ремонтно-изоляционных работ
в нефтяных и газовых скважинах
(Учебное пособие)
Редактор Г.Б. Мальцева
Подписано к печати Бум. писч. №1
Заказ № Уч.-изд. л. 8,6
Формат 60´84 1/16 Усл. печ. л. 8,6
Отпечатано на RISO GR 3750 Тираж 495 экз.
Издательство «Нефтегазовый университет»
Государственного образовательного учреждения высшего профессионального образования
«Тюменский государственный нефтегазовый университет»
625000, Тюмень, ул. Володарского, 38
Отдел оперативной полиграфии издательства «Нефтегазовый университет»
625000, Тюмень, ул. Володарского, 38
 |