文209注清水区块油井结垢原因探讨

中原油田文 2 0 9区块油藏原始地层水矿化度 3.2× 10 5～ 3.7× 10 5mg/L ,自 1988年开始注矿化度 2 .4× 10 4mg/L的浅地层清水以来 ,油井井筒特别是下部结垢严重 ,垢物中CaCO3 约占 6 0 % ,CaSO4 约占 30 % ;在 4口油井实施的针对钙垢的酸化解堵和室内结垢模拟实验 ,表明油井近井地带也有结垢。注入的清水为Na2 SO4 型 ,HCO-3 和SO2 -4 浓度高 ;采出的地层水为CaCl2 型 ,矿化度 9× 10 4 ～ 2 .5× 10 5mg/L ,Ca2 + 、Mg2 + 和SO2 -4 浓度很高。理论分析、预测和室内实验研究结果表明 ,单一的地层采出水本身是结垢性的 ,有较强的生成CaCO3 和CaSO4 垢的倾向 ,地层采出水与注入清水混合后结垢性增强 ,从温度 40～ 6 0℃的井口到温度 80～ 12 0℃的井底和地层 ,地层采出水和清水、采出水混合水都会结垢。采出过程中温度和压力的变化有利于井筒内特别是井筒下部和近井地带的结垢     

延长油田长2与长6地层采出水混合结垢规律研究

采用静态模拟法对延长油田瓦窑堡采油厂长2与长6层位采油污水混合结垢规律进行了室内实验研究。结果表明,两种采油污水均属高矿化度污水,当长2与长6采油污水混合比例大于1.5:1,反应24小时后,会产生大量硫酸钙垢,结垢量均大于3000mg/L。当长2与长6采油污水混合比例小于1:4,反应8小时后,结垢量均小于250mg/L。长2与长6的高比例混合水中仍然残留有大量钙离子,与长2地层水混合时结垢量仍大于220mg/L,不适合回注。长2与长6的低比例混合水经絮凝处理、地面反应除去部分结垢离子后,与长6地层水混合时,结垢量小于40mg/L,可以部分回注长6地层。     

盐家油田油水井结垢原因探讨

对地层温度65～75℃的盐家油田油水井近井地带、井底、井筒发生严重结垢的原因进行了分析探讨。7口油井采出的地层水均为NaCO3型水．矿化度6．4～10g／L，HCO3浓度高（1．6～3．7g／L），Ca^2＋＋Mg^2＋浓度较低；1口水源井水及1口水井注入水为CaCl2型水，矿化度32～33g／L，Ca^2＋＋Mg^2＋浓度高（3．1～3．8g／L）而HCO3浓度低；采用CaCO3饱和指数法和CaSO4热力学溶解度法预测，在70℃下所有水样均有CaCO3结垢趋势，除3口油井采出的地层水外，均有CaSO4结垢趋势。3口油井采出的地层水与水源水在25℃按不同比例混合后，悬浮物含量大幅度上升。在70℃放置7天后再次大幅度上升，烘干的悬浮物易溶于稀盐酸．其主要成分为碳酸盐．说明注入水、地层水不配伍。1口电泵采油井和1口注水井油管垢样含盐酸可溶物（碳酸盐）超过90％。讨论了碳酸盐、硫酸盐垢的生成条件：温度、压力及pH值。图1表4参3。     

长庆白豹油田注水井结垢的防治

长庆白豹油田剖16井区注水2年后注水压力上升,注水量减小.注入水为富含SO24-(0.171 g/L)和HCO3-(0.366g/L)的洛河层水;生产层长4 5和长3地层水则富含Ba2 和Sr2 (1.69和2.19 g/L)及Ca2 、Mg2 .用X射线能谱法检测,储层岩心中不含Ba2 、Sr2 .50℃下实测,注入水、地层水均不结垢,混合水中注入水和地层水体积比由2/8增至8/2时,硫酸钡锶垢生成量由0.0831 g/L增至0.332 g/L,碳酸钙垢生成量由0.169、0.182 g/L减至0.040、0.000 g/L,总结垢量由0.252、0.265增至0.373、0.332 g/L.集输系统垢样表面主要元素经测定为Ba、Sr、O、S,用X射线衍射法测得主要垢成分为Ba0.75Sr0.25SO4.按行业标准筛选出的含磷复合防垢剂YHS-1,当加量为20 mg/L时对硫酸钡垢的防垢率达75%.从2005-09-03起,在剖16井区按20 mg/L加量在注入水中连续投加YHS-1,注水压力下降并趋于稳定,注水量上升并趋于稳定,油井生产平稳,未出现因结垢而检泵的情况.图2表5参2.     

W11-4N油田海底管道在线清垢技术研究

对W11-4N油田A1井、A2井、A6井产出水和上岸取样口分离水这些单一及混合水样结垢趋势开展预测,结果表明,单井水及单井水等体积混合的水都有结垢倾向,而上岸取样口分离水无结垢倾向(表明上岸水是在管道中结过垢的水),这与海底管道实际结垢的情况一致。W11-4N油田管道垢样的主要成分为Ca9MgNa(PO4)7质量分数约为65%、CaCO3质量分数约为20%、SiO2质量分数约为8%、FeCO3质量分数约为7%。清垢剂研究结果表明,清垢率随所加垢样量的增加而减少,随清垢剂体积、清垢时间的增加而增加;随着温度升高,清垢率增加,但温度高于75℃后,清垢率下降。最终得到了在线清垢剂体系的配方为:50000mg/L主清垢剂QG-3+50000mg/L络合剂LH-1+150mg/L渗透剂ST-4+200mg/L缓蚀剂HS-2。100ml和200ml质量浓度为1×105 mg/L的主清垢剂QG-3水溶液中加1.0g除油垢样,清垢率最高分别为81.85%、91.4%。     

姬塬采油区污清混合注入水处理室内研究

鄂尔多斯盆地姬塬采油区处于注水开发初期.采出污水矿化度高、钙镁铁离子含量高、pH低且含钡锶;补充的浅层水(清水)SO2-4含量高.污水、清水以不同比例(8:2～2:8)在25℃混合并过滤后,SO2-4、HCO-3、Ca2 等结垢离子减少,表明有硫酸盐、碳酸盐等垢生成.过滤后的不同比例的污清混合水,与除铁采出污水(储层水)以不同比例(8:2～2:8)混合后,测得60℃、72h结垢量在0.13～3.46 mg/L范围,6:4的污清混合水与储层水的结垢量最低,在0.13～0.30 mg/L范围.取6:4的污清混合水,调pH至7.5,按175 mg/L加量加入30%H2O2及不同量的无机絮凝剂PAC或PFS,测定絮凝水的沉降时间、上清液残留铁量及透光率,确定使用PAC,加量30 mg/L.采用此絮凝条件并补加不同量不同M的阳离子聚丙烯酰胺CPAM为有机絮凝剂,根据以上3项指标及含油量,选CPAM的M为1.2×107,加量2.0%.按以上确定的工艺条件絮凝处理6:4的污清混合水,净化水的含油量、总含铁量、悬浮固体含量分别由115、25.32、189 mg/L降至2.74、0.4、1.0 mg/L,达到低渗透油藏注入水水质标准.此水处理工艺将用于姬塬采油区污清混合注入水的处理.表6参6.     

钡锶垢除垢影响因素研究

针对胜利油田临盘采油厂L95站和T9站水样,考察了结垢时间、搅拌速度、结垢温度、Ba²⁺/Sr²⁺浓度、SO₄^2-浓度等因素对钡锶垢结垢的影响,并进行钡锶混合垢结垢实验。结果表明,在10min内钡锶垢的结垢率已基本稳定,BaSO₄结垢率约98%,SrSO₄结垢率约22%。结垢时间、搅拌速度对钡锶垢结垢率基本无影响。温度（30⁸0℃）、Ba²⁺浓度对BaSO₄结垢率的影响较小。随SO₄^2-浓度增加,BaSO₄结垢率增大,当SO₄^2-浓度由1.53 mmol/L增至3.06mmol/L时,BaSO₄结垢率从94.68%增至99.97%,继续增大SO₄^2-浓度,BaSO₄结垢率不变。SrSO₄结垢率随温度升高、Sr²⁺及SO₄^2-浓度增加而显著增大,当SO₄²⁺与Sr²⁺浓度为24mmol/L和3 mmol/L、温度大于80℃时,SrSO₄结垢率达80%。当[Ba²⁺]/[Sr²⁺]/[SO₄^2-]浓度比为2:1:6时,钡锶混合垢的结垢率为93.75%。采用连续定点结垢技术,加入6倍过量的SO₄^2-,20 min后钡锶垢总结垢率稳定在91%左右。适度补加SO₄^2-作为结垢促进剂是提高钡锶垢总结垢率的有效途径。图5表5参10     

姬塬油田注入水与地层水配伍性研究

姬塬长8储层在采用清水进行注水开发过程中,存在注水压力高、吸水指数低、注水见效慢、注采严重失衡等问题,严重影响油田开发效果。本文在对该区块注入水、地层产出水组成分析的基础上,将结垢趋势预测和室内模拟实验相结合,详细分析评价了注入水与地层水的配伍性。配伍性实验结果表明:姬塬长8储层地层水为CaCl2水型、注入水为Na2SO4水型;地层水与注入水以任意比例混合后,在30℃下均无垢生成,80℃下均产生了碳酸钙结垢而无硫酸钙垢形成。结垢趋势预测结果表明:在30℃下地层水与注入水混合后基本不生成碳酸钙垢;在50℃下,随着地层水比例的增加,碳酸钙结垢趋势增加,当地层水与注入水之比为4∶6 10∶0时,显示会有碳酸钙垢生成;在80℃下,碳酸钙垢趋势明显增加,地层水与注入水以任意比例混合后均会产生碳酸钙垢;在30℃、50℃、80℃下地层水与注入水以任意比例混合后均无硫酸钙垢结垢趋势存在。综上所述,姬塬长8储层注入水与地层水配伍性差、结垢是造成姬塬长8储层注水压力高的主要原因之一。     

河水与长6地层水混合特征研究

为了降低河水与长6地层水混合水回注长6地层时因结垢造成的伤害,通过离子含量、结垢量及垢型、混合水失钙率分析等,研究了陕北油田某采油厂河水和长6层产出水的混合性质;运用岩心流动实验评价了混合水对长6地层岩心的伤害。结果表明：长6地层水的矿化度为80000 mg/L以上,河水矿化度为120 0 mg/L左右; 30℃下,河水、长6地层水的体积比为6:4时,混合水的失钙率及结垢量最高,分别为9.5%和36 mg/L;处理过的混合水与长6地层水以体积比7:3混合后的失钙率及结垢量最低,分别为0.59%和 21.5 mg/L;经过处理的混合水悬浮含量、含油量分别由处理前的68 mg/L、115 mg/L降低到处理后的2.6 mg/L、3.7 mg/L,且注入体积为1～15 PV时,岩心伤害率为14.29%,低于20%。     

渤中28-2南油田注水过程中储层损害机理分析

清水、生产污水混合回注是海上油田早期普遍采用的注水开发方式。渤中28-2南油田清水产自馆陶组,矿化度8514.7 mg/L、水型为CaCl₂;污水为产自明化镇组的地层水,矿化度6605.7 mg/L、水型为NaHCO₃。本文以该油田为例,利用储层敏感性矿物分析、敏感性实验、清污配伍性实验、室内岩心驱替、平台水质调研等参数综合分析了油田注水过程中的储层损害机理;并针对海上油田注水的特点,建立了一套评价油田注水过程中储层损害机理研究的方法。渤中28-2南油田注入强度大,造成速敏性损害是影响注水效果的重要原因。静态配伍性评价结果表明,80℃时单一清水的总垢量为27.0~70.5 mg/L;当温度从80℃降至60℃,平均总垢量从70.5 mg/L降至18.3 mg/L,清水自身结垢能力较强。当清水和地层水以不同体积比混合后,悬浮垢、沉降垢及总垢含量均随地层水比例的增加呈先增加后降低的趋势,在1:1时出现峰值。悬浮垢、沉降垢主要为CaCO₃。动态配伍性评价结果表明,清水对岩心的渗透率损害率为41.11%~89.36%。清水在注入地层后会与地层流体发生不配伍现象,产生钙质垢,堵塞渗流通道,导致注水困难。同时由于平台污水处理时间短,处理量大,导致目前的水处理系统含油率不达标等是注水达不到配注量的关键因素。针对性提出预防储层损害的措施和手段,以提高注水井的吸水能力,保证油田注采平衡。     

油田注水系统高效阻垢剂的研制

针对油田注水系统结垢危害进行了详细探讨,并结合目前阻垢剂研制的现状,合成开发出新型SW—639阻垢剂,该产品具有优良的阻垢分散性能、缓蚀性能及耐温性较好等特点,在延长油田注水系统中得到很好的应用。     

高温高压凝析气藏井筒结垢及除垢研究

塔里木油田迪那2高温高压凝析气藏共有生产井25口,其中有19口井存在井筒结垢堵塞的问题。由于迪那2气田目前主要是产凝析水,国内外尚无凝析水结垢的系统研究成果。现有的除垢剂除垢效果慢、成本高,急需开展高温高压凝析气藏井筒的结垢分布规律、垢成分、结垢原因及除垢措施研究。通过对井筒精确分段取样、室内测试、结垢原因分析及除垢措施研究,明确了井筒结垢主要集中在井筒变径的局部位置;凝析水结垢主要是生产过程中部分束缚水转变为可流动地层水,部分充填物的溶解提供了矿物离子,井筒变径位置的涡流作用引起流场、流态和相态变化,导致液体的聚集和再蒸发,从而产生结垢（盐析）;土酸酸化可高效解除井筒结垢堵塞。开展了高温高压凝析气藏井筒凝析水结垢分析研究,提出除垢措施,提供了井筒凝析水结垢的理论基础,有效恢复了气井的正常生产。     

中原油田文二联地区注入水动态结垢趋势试验研究

采用盘管式动态结垢模拟试验仪对中原油田文二联地区产出水、室内处理水、现场处理水以及混配水进行了动态结垢模拟试验。结果表明，文二联产出水在地层温度下，有一定量的沉淀结垢物形成；室内处理水也有少量的沉淀结垢物形成，与产出水相比，沉淀结垢量要低一些；现场处理水基本沉淀结垢物产生；产出水与现场处理水混配后，沉淀结垢量明显上升，但与产出水和室内处理水的配伍性相比，明显好转；温度高，盐析现象严重是引起沉淀量上升的主要原因。     

油田注水开发中水源混配防垢技术

为解决油田结垢伤害问题,国内外采用了多种除垢方法,如加防垢剂、酸洗除垢、高压射水流除垢等,并针对不同油田、结垢特点开发了不同的除垢、防垢产品。但到目前还没有一种经济实用、简单易行、高效无污染的方法。水源混配防垢技术是将地层水或油田污水与注入水混合,在地表以最佳比例混配,用Ca(OH)₂溶液调节pH值,当pH值大于835,溶液中Ca²⁺,Ba²⁺,Sr²⁺,Fe³⁺,Fe²⁺等阳离子和OH^-,CO₃^2-,HCO₃^-,SO₄^2-,S^2-等阴离子发生反应,全部生成沉淀。一方面可去除水中的成垢离子,避免地层水和注入水在油层内相遇结垢,达到保护油层的目的;另一方面,使铁进入腐蚀钝化区,防止输水管道的结垢与锈蚀。通过模型实验研究,该方法不仅可防止油层结垢伤害、输水管道的结垢与锈蚀,实现油田污水的再利用,大大降低采油成本,而且也适用于各种油田的注水开发。     

宝浪油田地层结垢动态影响因素研究

支助２自选研制的新型动态结垢试验仪对新疆宝同田地层结垢问题进行了动态试验研究，发现该油田注水过程中结垢受ＣＯ２分压，注入水ＰＨ值以及注入水和地层水泥配比等多种因素的影响。地层结垢量随ＣＯ２分压的增大而减少，随ＰＨ值增大而增大，随混配水中地层水比例增加而增大，随温度５的增加有所增大。     

中原油田采油污水缓蚀阻垢技术研究

中原油田胡二污水站采油污水pH值较低、矿化度高、细菌含量高、腐蚀结垢性强,由于污水腐蚀结垢的产生,严重影响油田注水生产正常运转。研究结果表明,PAC与PAM的加量分别为40～50mg/L和1.0mg/L时,可以明显去除污水中的油及固体悬浮物;WT-809杀菌剂杀菌效果好,满足采油污水杀菌处理要求;WT-02缓蚀阻垢剂加量为50mg/L、90℃时仍具有很好的缓蚀阻垢性能,使污水腐蚀速率小于0.076mm/a,结垢量小于10mg/L,满足污水缓蚀阻垢处理要求。     

永宁采油厂双河西区注水井腐蚀结垢控制

针对双河西区注水系统腐蚀结垢严重,影响正常生产的问题,对其腐蚀结垢原因进行了分析。确定了水中溶解氧、细菌以及成垢阴阳离子的存在是导致回注水腐蚀结垢严重的主要因素。通过实验筛选出pH值调节剂、除氧剂、杀菌剂以及缓蚀阻垢剂作为水质防腐防垢的药剂,处理后水质腐蚀速率降低89.7%,结垢速率降低72.5%,腐蚀结垢程度减弱,达到回注要求。