SY 中华人民共和国石油天然气行业标准 SY/T5811--93 硅酸盐系列堵剂通用技术条件 1994-03-01实施 1.993-09-09发布 中华人民共和国石油天然气行业标准 SY/T5811—93 硅酸盐系列堵剂通用技术条件 主题内容与适用范围 本标准规定了硅酸盐系列堵剂的分类、技术要求、堵剂性能试验方法、检验规则、运输和贮存。 本标准适用于油田注水井调剖及油井堵水用硅酸盐系列堵剂的配制、检验和贮存。 2引用标准 SY5277油田化学堵水剂分类及型号编制方法 GB265石油产品运动粘度测定方法 3术语 3.1堵塞率：岩心原始水相渗透率值与堵后岩心水相渗透率值之差值再与岩心原始水相渗透率值之 比。 3.2突破压力：岩心堵后，以水为传压介质，以一定的升压速率向岩心中注水，当另一端流出第- 滴液体时的压力，称为突破压力。 3.3突破压力梯度：突破压力与被测岩心的长度之比。 4堵荆分类 4.1硅酸盐系列堵剂的分类方法应符合SY5277的规定。 4.2硅酸盐系列堵剂名称代号见表1。 表1硅酸盐系列堵剂名称代号 水玻璃 品种名称 水玻璃氯化钙 硅酸凝胶 水玻璃硫酸亚铁 水玻璃氟硅酸 水玻璃甲醛 水玻璃尿素 回注污水 堵剂代号 YC1 SC2 TC5 YC3 YC4 TC6 YC7 5技术要求 5.1堵剂的性能指标 5.1.1堵剂的性能指标见表2。 5.1.2单液法堵剂的胶凝时间必须根据施工井的处理量及施工时间来确定；双液法堵剂施工时，隔 离液环的厚度应根据施工井需要封堵的深度来确定。 5.2适用条件 硅酸盐系列堵剂适应条件见表3。 5.3堵剂的配制 5.3.1材料 中国石油天然气总公司1993-09-09批准 1994-03-01实施 1 SY/T5811-93 表 2 硅酸盐系列堵剂的性能指标 堵剂代号 YC1 SC2 TC5 YC3 堵剂中的主要成分 水玻璃 氯化钙 水玻璃’ 回注污水 水玻璃 盐 酸 水玻璃 硫酸亚铁 及含量， g/100ml 15~42 50 20 0.06 5~8 2~3 20 2~15 溶液粘度， mPa·s 2.5~230 6.1 3.86 1.2 1:6 3.86. <1.5 相对密度（d) 1.1~1.4 1,33 1.16 1.12 1.08 1.16 <1.07 堵塞率，% ≥99.7 突破压力梯度 >6.0 MPa/m 一 主剂、胶凝剂体积比 1:1~6:1 9:91 1:1 1:1 堵剂代号 YC4 TC6 YC7 堵剂中的主要成分 水玻璃 氟硅酸 水玻璃 甲 醛 水玻璃 尿 素 及含量，g/100ml 20~30 8~13 6~20 2~12 36~38 9~16 溶液粘度，mPa·s 3.8~10.4 <1.5 <2.0 <2.0 相对密度， (d?) 1.16~1.24 <1.1 <1.1 1.15~1.17 堵塞率，% >94 >70 突破压力梯度 >2.0 ≥1.0 MPa/m 主剂、胶凝剂体积比 (0.5~1.2):1 1:1 1:1 表3 硅酸盐系列堵剂适用条件 堵剂代号 YC1 SC2 TC5 YC3 YC4 TC6 YC7 适用并别 油 井 注水井 油水井 井 油 油水井 油水井 油 井 适用油层 砂岩、灰岩 砂 岩 砂岩、灰岩 砂岩、灰岩 砂岩、灰岩 砂 岩 砂 岩 适用温度，°C <158 <158 30~80 <158 60~80 30~80 40~130 施工方式 双液法 双液法 单液法 双液法 双液法 单液法 单液法 a. 水玻璃：模数2.8~3.5， b.回注污水：Ca2+、Mg²t为600mg/13 c.其它材料均为工业品，其质量指标应符合国家标准和行业标准的有关规定。 5.3.2配制方法 单液法：将水玻璃和胶凝剂配成所需浓度的水溶液，然后按一定的体积比混合。 a. b.双液法：将水玻璃和胶凝剂配成所需浓度的水溶液。 6 堵剂性能试验方法 6.1仪器与设备 a.毛细管粘度计：Φ0.6~Φ4.5mms b.恒温水浴：25±0.5℃， 2 CR110C1/1C c.可调式岩心夹持器， d.岩心渗透率测定装置， e.恒温柜及其它配件。 6.2单液法堵剂胶凝前粘度的测定 按GB265的规定测定。 6.3单液法堵剂胶凝时间的测定 6.3.1取可密封的25m1试管若干只，分别装入配制好的堵剂液15m1置于规定温度的水浴中恒温并观 察其胶凝情况。 6.3.2在不同时间间隔分别取出样品瓶，倾斜45°，观察堵剂液面是否移动，如堵剂液面恰好不以规 整平面移动，则定为堵剂初凝。从堵剂恒温至初凝这一段时间称为堵剂的胶凝时间。 6.4单液法堵剂堵塞率和突破压力的测定 6.4.1测定步骤 6.4.1.1将人造岩心装入可调式岩心夹持器中，并将岩心渗透率测定装置调整好。将人造岩心用水 饱和后，再用煤油饱和，然后向岩心内注入5倍孔隙体积的水，将岩心中的煤油驱替出去。然后控制 驱替速度为15m1/h，测定水流过岩心时在岩心两端的压差P1。 6.4.1.2再向岩心内注入5倍孔隙体积的硅酸盐系列堵剂，将岩心从岩心夹持器中取出，并浸入装有 该种堵剂的广口瓶中，按需要的温度和时间恒温候凝。胶凝后，取出岩心，并装入岩心夹持器中，以 水为传压介质，保持升压速度为0.1MPa/min，测定岩心在不同压力下渗透率变化情况。当所测得岩 心另一端滴下第一滴液体时的压力，即为该堵剂的突破压力。将驱替速度控制在15m1/h，测定水流 过岩心时在岩心两端的压差△P2。 6.4.2结果计算 a.堵剂堵塞率n按式（1）计算： (1) △p2 式中：△p1———堵剂处理前的岩心，在驱替速度为15m1/h时，水流过岩心在岩心两端的压差，MPas △p2—堵剂处理后的岩心，在驱替速度为15m1/h时，水流过岩心在岩心两端的压差，MPas n——堵剂堵塞率，%。 b.堵剂突破压力梯度dp按式（2）计算： pb dp=- .(2) L 式中：dp-—堵剂突破压力梯度，MPa/m ph—堵剂的突破压力，MPas L被测岩心的长度，m。 7检验规则 7.1型式检验 7.1.1检测项目见5.1.1条中规定的理化性能指标。 7.1.2堵剂一季度应有一次型式检验。 7.2使用前检验 7.2.1每批堵剂在主剂和胶凝剂复配以前，应取少量主剂和胶凝剂，按需要的比例配成50m1堵剂， 进行胶凝时间的测定，合格后方可复配使用。 7.2.2如果检验不合格，应及时调整主剂与胶凝剂的有关成分，重新进行胶凝时间的测定，直至合 格后方可投入使用。 3 SY/T 5811—93 8运输、贮存 8.1运输 硅酸盐系列堵剂为液体，运输罐车的罐内不应含有酸性和高价离子等杂质。双液法配制的堵剂， 主剂与胶凝剂不得混运。 8.2贮存 8.2.1单液法堵剂应随配随用，堵剂不能长时间贮存。 8.2.2） 双液法堵剂，主剂与胶凝剂必须分装贮存。 8.2.3堵剂暂存时，应避免雨水稀释和酸、碱及高价金属离子的污染。 附加说明： 本标准由采油采气专业标准化委员会提出并归口。 本标准由辽河石油勘探局曙光采油厂负责起草。 本标准主要起草人张洪君、赵江海。 本标准于 199 年复审继续有 效，该复审结果己被国家石油和化学 工业局批准。 如果买家需要PDF格式的本标准，可以提供 邮箱给我（前提是购买了本标准），我免费 发送到你的邮箱。 标 准 王 国