硫酸钡锶垢定点除垢物理模拟实验研究

在油田正常生产作业过程中,采出水中含有的Ba~(2+)、Sr~(2+)易与SO_4~(2-)产生沉淀,容易造成管道堵塞,损害生产设备,甚至影响到正常生产。国内外对于硫酸钡锶垢的防治多采用化学方法,但存在着流动过程中二次结垢的问题,防垢效果不佳。为解决传统除垢技术成本高、除垢效果差的问题,提出了一种新的物理除垢方法,该方法运用水处理工艺中的沉淀池原理及浅池沉淀理论,设计定点除垢器实验模型,具有操作简单、便于清理的优点,可以实现成垢离子在指定位置结垢的目的。以反应时间、成垢离子浓度、摩尔浓度比、温度作为影响硫酸钡锶垢结垢的敏感性因素,通过大量实验室定点除垢器物模实验,进行各敏感性因素评价分析。     

绿色环保型阻垢剂的研究与应用

为了解决下寺湾油田雨岔区块油井管杆结垢严重的问题,通过现场调研和取样化验分析,发现采出水中Ca~(2+)、Mg~(2+)、CO_3~(2-)、SO_4~(2-)等成垢离子含量较高,同时采出水中细菌含量超标,尤其是SRB菌含量高达10~3/m L。结合雨岔区块油井结垢的主要原因,室内以聚环氧琥珀酸(PESA)和聚天冬氨酸(PASP)作为主剂,优选了缓蚀剂、杀菌剂、分散剂等助剂,优选出绿色环保型阻垢剂配方,并对其缓蚀阻垢性能、生物降解性能进行了测试。现场应用结果表明,措施井平均Ca~(2+)保持率达到81.6%,平均缓蚀率达到80.6%;措施井免修期由75 d提高到247 d;该阻垢剂体系有较好的阻垢和缓蚀双重功效,能够解决下寺湾油田雨岔区块的油井结垢问题,减少油井维护性作业井次,降低油井生产成本。     

梁家楼油田硫酸钡锶垢成因分析

梁家楼油田集输站及其外输管线结垢严重。垢样含无机物约95％，用X射线衍射法测定，该垢成分为硫酸钡锶Ba0.75Sr0.25SO4。根据4个集输站21口油井产出水水质分析数据，产出水富含Ba^2＋＋Sr^2＋和（或）SO4^2-，一般而言，生产层为S层的油井产出水富含Ba^2＋＋Sr^2＋，生产层为H层的油井产出水富含SO4^2-，两种水混合引起集输站及外输管线结垢。在4个注水站的回注污水中，Ba^2＋＋Sr^2＋和SO4^2-浓度很低或较低，远低于产出水中的相应浓度。2口井S层岩心薄片分析鉴定结果表明地层胶结物中含重晶石（BaSO4），且推论含天青石（SrSO4），这是S层地层水中成垢离子的来源，使一部分油井井筒或井口至集输站管线结垢，并造成该生产层不同油井产出水中成垢离子浓度的巨大差异。讨论了硫酸钡、硫酸锶的溶解度及温度、压力、含盐量的影响。将分别含4mmol／L Ba^2＋、4mmol／LSr^2＋、8mmol／L SO4^2-的3种溶液混合，生成的沉淀物经X射线衍射法检测，为Ba0.75Sr0.25SO4结晶，利用溶度积数据对该垢的生成作了初步讨论。表4参1。     

基于浅池理论的硫酸钡垢定点除垢实验研究

为有效防止油田开采过程中硫酸钡结垢造成的管线及设备堵塞,克服超声波、磁场及高频电场等物理防垢方法的不足,根据浅池理论,研制了具有混合区、结垢区和缓冲区的物理法定点除垢装置。除垢器框架为立方体,结垢板为平板,卡条支撑板具有45°、60°及90°三种角度。用电感耦合等离子体发射光谱仪(ICP)检测除垢装置出口端离子浓度,避免了人为误差。通过除垢装置研究了反应时间、成垢离子初始浓度及温度对硫酸钡结垢率的影响。结果表明,定点除垢器对硫酸钡的除垢效果良好,结垢率约99.9%。反应时间、Ba~(2+)与SO_4~(2-)初始浓度对硫酸钡结垢率的影响较小。5~10 min为定点除垢器内硫酸钡最佳结垢时间。硫酸钡结垢率随温度升高先增加后略有降低,最佳结垢温度为50℃。Ba2+质量浓度为742 mg/L、Ba~(2+)与SO_4~(2-)摩尔浓度比为1∶4时,硫酸钡结垢率可达99.99%。     

纳滤法处理富含SO42-油田注入水的防垢阻垢作用

针对姬塬油田注入水富含SO_4~(2–),在注水过程中易与高矿化度地层水中的Ba~(2+)、Sr2+形成难溶性硫酸钡锶垢的问题,采用纳滤膜脱除SO_4~(2–)成垢离子防止垢的生成。研究了源水经纳滤处理前后与地层水的配伍性及其对岩心的损害,考察了该技术在姬塬油田的现场应用效果。研究结果表明,采用纳滤膜处理技术可有效降低注入水中的SO_4~(2–)含量,防止结垢产生的地层损害。经过纳滤处理后,源水中SO_4~(2–)含量由2499.88 mg/L降至428.03 mg/L,SO_4~(2–)脱除率达到82.9%。纳滤水与地层水以不同比例混合后的结垢量均小于源水与地层水混合的结垢量,纳滤水的阻垢率为70.4%数74.2%;纳滤处理前后,源水对岩心的伤害率分别为46.13%和1.47%,纳滤水可有效抑制对岩心的损害。现场试验表明,注入水经纳滤脱SO_4~(2–)工艺处理后,姬W注水站注入水中的硫酸根减少80%以上;试验区36口井注水压力平均降低1.41 MPa,11口吸水剖面测试井剖面厚度平均增加1.35 m,显示出良好的处理效果。     

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     

电化学-吸附-交换技术降低油田采出水矿化度的室内实验研究

针对华北油田采出水水质矿化度高的特性和生产实际情况,以某接转站滤后采出水为例,采用电化学-吸附-交换处理工艺组合技术,进行了一系列的室内实验。试验结果证明,该技术能够大幅度降低采出水矿化度,有效去除水中Ca~(2+)、Mg~(2+)、Ba~(2+)等成垢阳离子,去除率≥86%,可以有效防止后续注水管网及地层出现结垢问题。该技术应用到生产实际,预测采出水处理运行成本为3.006元/m~3。     

陕北油田地面系统结垢原因分析及对策

陕北某油田采用注水方式开发,部分清污混注井地面系统结垢严重。通过结垢产物组成分析、水质分析、采出水结垢预测、回注污水与清水的配伍性,确定结垢原因并提出解决对策。分析结果表明:水煮炉结垢产物主要为碳酸钙(约25%左右)和硫酸锶钡(约75%左右),外输泵结垢产物几乎全部为硫酸锶钡;集油系统结垢主要原因为采出水水质不稳定,存在硫酸钡和碳酸钙结垢趋势,结垢严重的部位还与设备工况有关;注水系统结垢原因为注入污水与注入清水不配伍。采用纳滤膜法和沉淀法处理清水以去除其中成垢阴离子,纳滤处理对SO_4~(2-)的去除率为93.0%,对HCO_3~-的去除率为35.3%;在Ba Cl_2加量为700 mg/L时,沉淀法对SO_4~(2-)的去除率为91.5%。两种方法处理后的清水与回注污水配伍性良好,说明两种方法均能取得较好的防垢效果。     

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。     

气田水中SO_4~(2-)与Ba~(2+)(Sr~(2+))共存特例和形成“水垢”堵塞的探讨

四川各矿区水化分析中曾偶遇 SO_6~(2-)与 Ba~(2+)(Sr~(2+))共存同一水中的特例,按理它们绝不可能共存同一水中的。因它们互为特效沉淀剂,且BaSO_4(SrSO4)的溶解度极低。它的存在会形成“水垢”堵塞缝隙,是影响油气生产的主要因素之一。一、特例成园探讨四川盆地油气勘探中偶遇特例,这类水样有