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。     

哈得4油田清污混注的结垢机理研究

对塔里木哈得4油田水驱所用的清水与污水混合结垢机理进行了室内实验研究。污水为典型的高矿化度(252.6 g/L)高含铁(Fe3+78 mg/L,Fe2+14 mg/L)CaCl2型水,清水为矿化度25.34 g/L、含SO42-5.52 g/L的Na2SO4型水,两种水相混时可产生硫酸钙垢和铁(Ⅲ)垢。污水、清水按4∶6和6∶4体积比混合后,30℃和90℃下72小时结垢量高达1.0-2.3 g/L;根据成垢离子浓度测定值,污水、清水按2∶8-8∶2体积比混合后,CaSO4成垢反应30℃时在0.5小时内基本完成,≤70℃时混合后2小时SO42-浓度保持稳定,90℃时浓度下降,仍会结垢。污水、清水体积比为2∶8、4∶6、8∶2的混合水,70时结垢量分别为3.8、3.6、4.23、.3 g/L,垢成分主要为CaSO4.2H2O和混合氢氧化铁。污水、清水、4∶6和6∶4混合水腐蚀性小,30℃、72小时腐蚀性测试中测得腐蚀速度分别为2.5×10-4、1.68×10-3、5.0×10-4、7.3×10-4mm/a。表8参14。     

油田采出水中成垢物质CaSO4·2H2O、CaCO3的溶解度

CaSO4·2H2O、CaCO3是油田采出水中的主要成垢物质,但对高矿化度油田采出水还缺乏以上两种物质的溶解度基础数据,影响了油田采出水结垢预测的准确性。实验测定了油田采出水常见成分NaCl、KCl、Mg2 等浓度变化对CaSO4·2H2O和CaCO3(方解石态)溶解度的影响,总结了其对CaSO4·2H2O和CaCO3(方解石态)溶解度的影响规律。以期为预测CaSO4·2H2O和CaCO3(方解石态)在油田采出水中的溶解度和探索高矿化度油田采出水成垢机理提供基础数据。     

陆梁油田作业区生产系统结垢机理研究

从井筒到地面集输系统的管线及加热设备结垢给陆梁油田的生产带来了极大危害。对陆梁油田垢样组分分析,垢样的主要成分为CaCO3、硅垢、少许硫酸亚铁;通过油田采出水水质分析,发现水中含有大量Cl^ -、HCO3^-及Ca^2＋,矿化度高。从离子反应平衡式、热力学因素、动力学因素、酸碱度、CO2分压及含盐量的角度,着重研究了这些因素对CaCO3的溶解度的影响,探讨陆梁油田生产系统结垢机理,为结垢预测、阻垢剂的筛选提供理论依据,从而解决生产中的实际问题。     

CO2吞吐对储层结垢趋势的影响研究

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。     

陇东油田长效清防垢工艺研究与应用

实验针对陇东油田的结垢现状与特点,分析了结垢机理及其影响因素,研究了适合处理该油田油层结垢的化学剂进行清防垢的工艺技术。研究表明:对井筒内以碳酸钙垢为主的油井井筒内防垢选用浓度为2 mg/L的(羟基乙叉膦酸)HEDP的防垢剂;对以硫酸钡垢为主的油井井筒内结垢可选由(聚天冬氨酸)PASP与(乙二胺四甲叉膦酸)EDTMP按3:2复配而成,其质量浓度为50 mg/L的防垢剂;对马岭侏罗系油藏油井井筒内既有碳酸钙又有硫酸钡垢的预防,可选用浓度为30 mg/L的JN-518防垢剂;对地层中既有碳酸钙垢又有硫酸钡垢的油藏内部防垢可用JN-518防垢剂,其浓度应随注水时间的改变而改变。现场试验表明:井筒和地层内加入实验室研究的清防垢剂后,清防垢率明显上升,经济效益显著。     

油田采出水中CaSO4·2H2O溶解度预测

二水硫酸钙是油田产出水中常见的一种成垢物质,但对高矿化度油田产出水还缺乏必要的溶解度基础数据,影响了硫酸钙结垢预测的准确性。实验考察了油田采出水常见成分NaCl、KCl、Mg2 等浓度变化对CaSO4·2H2O溶解度的影响,总结了其对CaSO4·2H2O溶解度的影响规律,在此基础上依据NaCl-KCl-MgCl2混合溶液中CaSO4·2H2O溶解度数据,对25℃下油田采出水中CaSO4·2H2O的溶解度建立经验预测公式。该公式适用于以NaCl、KCl、MgCl2为主要成分、最大浓度不超过300g NaCl/L、120g KCl/L、800mg MgCl2/L的电解质溶液,涵盖了常见油田采出水。     

SIB阻垢剂研制及应用

长庆吴旗油田注水开发已进入中高含水期,地层、井下和地面集输系统结垢严重。水质分析数据表明,不同层位(Y9,Y10,Y7,长2)地层水水型多样,Na2SO4型水含SO42-高达2740~5550mg/L,CaCl2水含Ca2 高达1200~8200mg/L,这两种水在井下、地面产生CaSO4垢;各层位地层水均含大量Ca2 和HCO3-,在地面产生CaCO3垢。井下和地面2个垢样的主要成分为CaCO3(占79.0%和68.9%),其次为CaSO4(占1.63%和16.7%)及Fe2O3,FeO,MgCO3等。由多元胺、亚磷酸、溶剂、表面活性剂及助剂制备了膦酸盐型复配阻垢剂SIB。在实验室配制的水样中,加量为15~100mg/L时,SIB对CaSO4垢的阻垢效果明显好于对比阻垢剂ATMP和XXYY1816-1,对CaCO3垢的阻垢效果好于2种对比阻垢剂;体积比5∶20的刘坪站污水和Y7层地层水混合水样空白失钙率高达71.95%,SIB的阻垢率高于ATMP,远高于XXYY1816-1,加量40mg/L时为86.4%。在吴旗油田,以SIB取代原用阻垢剂XXYY1816-1,加量由100~150mg/L降至50mg/L,经环空加至油井井底并加入集输系统前部,使油井正常生产,集输系统清垢周期由2个月延长至不短于1年。表5参3。     

鄯善油田油井腐蚀结垢原因探讨

通过对采出水水质、垢样/腐蚀产物检测和结垢饱和指数计算,分析了鄯善油田油井腐蚀结垢原因,并优选了缓蚀剂和防垢剂的种类和投加量。结果表明,油井腐蚀结垢并存,腐蚀产物为FeS和FeCO_3,垢成分为CaCO_3;结垢的主要原因是CO_2分压降低;而腐蚀的原因为采出水Cl~-含量高、矿化度高、在井底条件下pH值低以及S~(2-)促进腐蚀和垢下腐蚀等;优选出的HCA-5C缓蚀剂和WCSI-2防垢剂,能有效防止油井腐蚀结垢,当HCA-5C缓蚀剂质量浓度为100 mg/L时,N80钢的腐蚀速度不大于0.076 mm/a;当WCSI-2防垢剂加量为20 mg/L时,其防垢率不小于90%。     

防止三元复合驱后油井结垢的清防垢剂的制备与应用

为解决三元复合驱后油井结垢问题,分析了三元复合驱后油井结垢的机理及垢的成分,以羟基五甲叉膦酸、膦基聚马来酸酐防垢剂、C₁₂-C₁₈脂肪醇聚氧乙烯（10）醚、USP2 烷基为十五烷基、乌洛托品、硒化钠等原料合成了清防垢剂,研究了清防垢剂浓度对清垢和防垢效果的影响,并在华北油田百余口油井进行了应用。研究结果表明,三元复合驱油井所结垢为碳酸盐垢和硅垢的复合体,清防垢剂加量为20～30 mg/L 时,清垢率大于60%、防垢率大于95%。现场应用结果表明,清防垢剂不仅解决了垢卡泵、井筒管杆的结垢问题,而且节约油井能耗。三元复合驱后油井平均检泵周期由约70 d 延长至约600 d,单井能耗降低23.19 百分点,达到了满足油田生产正常运行和节能的目的。表2参25     

高效钙阻垢剂的合成及性能评价

实验以马来酸酐(MA)、丙烯酰胺(AM)、丙烯酸(AA)及烯类磺酸单体L-1为原料,过硫酸铵和亚硫酸氢钠溶液为氧化-还原引发体系,合成出水溶性阻垢聚合物MAAA,并依据SY/T 5673—93行业标准进行静态阻垢实验对阻垢效果进行合成条件及性能评价。结果表明,MAAA对Ca2+有很好的络合能力,而且分散性能明显,在阻垢剂加量为20mg/L,时,对CaCO3和CaSO4阻垢率分别为100.0%和98.2%。     

环保型阻垢剂聚天冬氨酸的合成及性能评价

以马来酸酐和铵盐为原料,磷酸为催化剂,合成了聚天冬氨酸（PASP）阻垢剂。确定了PASP最佳合成工艺条件：铵盐为碳酸铵,铵离子与马来酸酐摩尔比为1．2：1,氨化时间2h,马来酸酐用量为9．8g时,水解碱（2mol／LNaOH溶液）加量45mL。阻垢性能评价表明,当PASP加量为10mg／L时,对硫酸钙的阻垢率达98．3％;在80℃时,阻垢率仍达90％以上。     

聚合物防垢剂XD-1的合成及室内防垢性能评价

介绍了以丙烯酸（AA）和烯丙基磺酸钠（AS）为单体,过硫酸铵为引发剂,水为溶剂合成二元共聚物防垢剂XD-1的方法.考察了聚合条件、XD-1用量、XD-1与其他防垢剂复配对防垢率的影响.结果表明,在单体AA与单体AS摩尔比约1.0,聚合体系为中性,XD-1用量为20 μg/g条件下,防垢剂XD-1防垢率达80%以上,尤其是防硫酸钙垢率远高于防碳酸钙垢率;XD-1与HL-1防垢剂以1～2：1的质量比复配使用时,防垢效果更好,说明防垢剂XD-1与其他防垢剂具有协同效应.     

樊学油田多层混输结垢原因及治理措施探讨

针对樊学油田地面集输系统结垢问题,开展了不同层位的注入水、地层水水质分析,配伍性研究及垢样分析等系列实验;明确了结垢机理及垢样组成,并优选出阻垢剂,阻垢率达到86%以上。现场进行了4个增压点和1个转油站加药试验,跟踪结果表明:加药后结垢速率降低8~10倍,防垢率80%以上,防垢效果明显。     

HEDP防垢剂对CaCO3表面Zeta电位的影响

为探讨HEDP防垢剂的防垢机理，将等量的Ca^2＋和CO3^2-的水溶液混合，适时测定了CaCO3生成过程中的表面Zeta电位。结果表明，CaCO3表面带负电；生成过程中加入的防垢剂，对CaCO3的表面Zeta电位没有明显影响。此外，也测定了由等量的Ca^2＋和CO3^2-的水溶液混合所制备的CaCO3粉末在溶解过程中的表面Zeta电位，发现在溶解过程中，CaCO3的表面Zeta电位值和溶液pH值不断降低。制备CaCO3粉末时，防垢剂加入与否，对所生成的CaCO3粉末在溶解过程中的Zeta电位没有明显影响；在CaCO3粉末溶解时，分散体系中防垢剂加入与否，所测表面Zeta电位值也没有明显差别。     

温度对碳酸钙结垢过程的影响

针对复合驱中使用的化学剂中有聚丙烯酰胺、表活剂和碱碳酸钠,研究了不同温度下碳酸钙结晶沉淀过程中晶核生成和晶粒长大的速度及活化能。同时研究了聚丙烯酰胺的存在对其影响。     

新型防垢剂的合成研究

以丙烯酸（AA）、丙烯酰胺（AM）和自制单体（MG）采用水溶液共聚合方法合成了一种新型防垢剂。考察了合成条件对该共聚物防垢率的影响,得到最佳反应条件：单体质量比70：15：15,反应温度70℃,反应时间5h,引发剂用量1．4％。并对共聚物性能加以评价。     

碳酸钙结垢及聚合物的影响研究

针对复合驱中使用聚丙烯酰胺,碳酸铵和表面活性剂,研究了碳酸钙结垢的速度,包括晶核生成速度和晶粒长大速度,以及聚合物的存在对这些速度的影响。对认识复合驱中碳酸钙结垢规律有一定意义。     

防垢剂XCZ-1的合成及其性能评价研究

结垢对于油气田开采、注水及排水工艺的实施危害极大。碳酸盐垢是油气田开发生产中最常见的无机垢,研制新型碳酸盐垢防垢剂,有极重大的理论和实际意义。本文采用环己酮、乙二胺、甲醛以及亚磷酸为原料,按照一定的配比通过两次曼尼希反应制备出胺甲基膦酸化醛、酮、胺缩聚物防垢剂XCZ-1。研究了反应条件(反应时间、反应温度、反应物配比等)对产品防垢性能的影响;采用红外光谱法表征了产品的分子结构;探讨了防垢剂加量、防垢温度、防垢时间、溶液pH值、溶液矿化度等因素对产品防碳酸钙垢性能的影响,以及防垢剂对碳酸镁垢、碳酸钡垢的防垢性能。