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在油田注水开发过程中,地下原油(油水混合液)在流经到不同的部位时,其温度、pH值及混合水平衡状态时刻都在发生变化.只要流体中遇到有两种以上不相容水的混合,就容易产生无机垢.采用模拟实验对渤海SZ36-1油田区块进行结垢量研究.在地层水与注入水配比分别为1∶9、2∶8、3∶7、4∶6、5∶5、6∶4、7∶3、8∶2、9∶1时,一定温度下,结垢量呈现开口向下的抛物线变化趋势,而温度越高,同等配比下结垢量越大;在地层水与注入水配比为6∶4情况下,随着pH值从8增大到12,垢量也随之不断增大.提出引入修正值X和改进称量仪器等设想来提高测量精确度. 相似文献
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定量测定绥中36-1油田地层结垢实验 总被引:2,自引:0,他引:2
前人对地层结垢的研究大多属于定性分析,很少有定量研究。文中以绥中36-1油田某区块为研究对象,在详细分析地层水扣注入水离子质量浓度的基础上,从定量的角度出发,设计了单一因素和多因素耦合情况的实验方案,以确定注入水与地层水不配伍而产生的结垢量。实验结果表明:在不同的注入水与地层水配比下,随温度升高,结垢量变化曲线呈现出开口向下的抛物线趋势;注入水比例为50%和60%,在多因素耦合的情况下,结垢量先随着温度和pH值同时变大而增大,随后出现下降的变化趋势。 相似文献
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针对传统的垢物质量分析法(称重配伍性实验)只能表征注入水与地层水混合后悬浮物含量的变化,缺乏结垢程度定量评价的方法及标准,为改进传统的垢物质量分析方法,从定性、定量两方面研究了注入水与地层水结垢的类型及结垢强度,提出悬浮垢、沉降垢和总垢等概念,建立了油田注入水与地层水结垢综合评价参数和标准;以渤中28-2S油田馆陶组注入水与明化镇组地层水为例,利用X-射线衍射、扫描电镜和光学显微镜等研究垢的类型和含量。研究结果表明,渤中28-2S油田注入水与地层水严重不配伍,配伍程度评价综合指数为3.33;注入水与地层水混合后结垢程度综合指数为3.87,结垢程度为中等偏强,易形成CaCO_3垢;总垢实测垢量为27.5数94.0 mg/L,注入水与地层水混合体积比1∶1时的结垢量最大,沉降垢是总垢的主要来源。结垢程度评价方法具有科学性和客观性,可用于评价油田各类流体间结垢程度。 相似文献
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《断块油气田》2015,(5)
XG潜山油藏注水开发生产过程中,结垢情况严重,需分析结垢的影响因素,控制结垢的发生。文中利用正交试验设计,分析了影响XG潜山油藏注水开发油藏结垢的因素。实验结果表明:XG潜山油藏注水开发中,随着注入水pH值升高,油藏结垢量逐渐增大;随着地层压力增大,沉淀结垢量逐渐减小;随着注入水混合比例增大,沉淀结垢量缓慢增大,达到峰值后又逐渐减小,注入水混合比例为50%时沉淀结垢量最大;随着体系温度升高,沉淀结垢量逐渐增大。对XG潜山油藏结垢影响最大的因素是注入水pH值,油藏压力次之,注水量与油藏温度影响较弱。当pH值控制在6.5以下,油藏压力保持在20 MPa以上,就能有效避免XG潜山油藏在注水开发过程中出现大量结垢。 相似文献
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姬塬油田注入水与地层水配伍性研究 总被引:1,自引:0,他引:1
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。 相似文献
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分析了姬塬油田地层水和注入水的水质,以及集输系统垢样的主要组成;对注入水和地层水进行了配伍性试验,研究了不同见水程度地层水的结垢趋势.实验结果表明,该油田结垢的主要原因是注入水和地层水中富含成垢离子,主要垢型是碳酸钙和硫酸钡垢;单层开采井结垢主要原因是产出水中的Ca(HCO3)2分解;注水地层结垢的主要原因是三叠系油层的高钙、高钡离子水与高碳酸氢根和硫酸根的注入水混合;集输过程中结垢主要原因是见水程度不一致的地层水里富含成垢离子. 相似文献
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根据涠洲油田群生产污水的来源情况,对各油田不同区块代表性油井的产出水进行了水质分析,明确了不同油田不同层位地层水的性质,并根据各油田不同年份产水量预测及注水量需求,确定不同时期生产污水水样中各油田产出水的混合比例,模拟配制代表性水样。在对代表性水样水质分析的基础上,重点对生产污水的结垢、腐蚀进行了系统评价。研究结果表明:涠洲油田群不同时期代表性生产污水自身和与地层水混合后均具有结碳酸钙垢和硫酸钡垢的趋势;代表性的生产水样自身结垢量均在310mg/L以上,与地层水混合后,结垢量明显增加;腐蚀以氧腐蚀和细菌腐蚀为主。若进一步增加污水处理设备,优选防垢和防腐剂,使处理后的生产污水水质达到合适的指标,作为储层注入水水源是可行的;生产污水作为注入水水源既能满足节能减排的要求,又有利于保护海洋环境。 相似文献
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CO2吞吐对储层结垢趋势的影响研究 总被引:5,自引:0,他引:5
在采用CO2吞吐采油过程中,由于CO2的注入,对储层可能造成结垢伤害。室内实验表明:在地层高压条件下,产生CaCO3垢的可能性较小,在温度有明显升高的部位可能形成CaCO3垢;随着水中溶解的CO2减少,pH值升高,CaCO3结垢的趋势增大;高矿化度油田水能促进CaCO3溶解,可抑制CaCO3垢的生成;CaCO3优先于MgCO3,CaSO4成垢。用东辛地层水试验表明,CO2的注入对其三口井岩心的渗透率影响不大。 相似文献
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《岩性油气藏》2017,(4)
在注水开发过程中,油层或采出系统结垢会大大影响生产效率。开展地层水与注入水结垢规律和机理研究,可对现场除垢技术提供理论指导。采用Davis-Stiff饱和指数法和Ryznar稳定指数法,对华北油田京11区块地层水和注入水在不同温度、p H和成垢离子质量浓度等影响因素下的结垢趋势进行了预测,同时开展静态结垢实验研究了模拟水样的结垢规律。结果表明:华北油田京11区块地层水和注入水的离子组成和质量浓度非常接近且均具有严重的结垢趋势,且地层水的结垢趋势略高于注入水,垢样主要为碳酸钙;模拟水样的实际结垢率可达61%;温度、p H以及成垢离子质量浓度的升高均能大幅提高模拟水样的结垢率,结垢率的增长幅度随温度和p H的升高逐渐增大,而随成垢离子质量浓度的升高逐渐减小。 相似文献
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《油气田地面工程》2021,(7)
深水油田开发具有工程建设复杂、维护成本高等特点,准确预测采出水的结垢速率对保障油田安全开发具有重要意义。为此,提出了一套动态结垢实验模拟方法并建立了动态结垢速率预测模型,开发出了动态结垢速率预测软件,从而确定了结垢特性的主要影响因素为采出水的离子浓度、pH值、剪切应力、温度及压力。研究表明,管线无机垢包括结晶垢和颗粒垢;结垢离子浓度越低、pH值越小,越不利于结晶垢的生成;低温不利于颗粒垢的沉积;低浓度体系剥除率的上升幅度高于沉积率;结垢速率随剪切应力的增大而降低。动态结垢模型可预测一定离子浓度、温度、pH值、流速、压力条件下管道壁面结垢量,模型预测值与油田现场实验值的相对误差为11.4%。 相似文献
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涠洲12—1油田油井结垢现状分析及对策研究 总被引:1,自引:0,他引:1
分析涠洲12—1油田油井结垢现状,认为注入水和地层水矿化度高,富合成垢离子,以及温度和压力条件的变化是涠洲12—1油田油井形成硫酸钡、硫酸锶和碳酸钙垢的主要原因。同时对清垢剂DTPA进行了室内评价,结果表明:DTPA的溶垢效果随温度的增加而增加,并且反应时间越长,溶垢效果越好;在实际使用过程中,DTPA的溶垢效果在pH—10时最佳;当NaCl加量低于1000mg/L时,DTPA溶液溶垢能力随着NaCl加量的增加而增大;当NaCl加量超过1000mg/L时,DTPA溶液溶垢能力随着NaCl加量的增加而降低;并且加入草酸增效剂后,DTPA清垢剂的溶垢能力大大提高。 相似文献
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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。 相似文献