油田注入水碳酸钙垢结垢机理分析与结垢预测

CaCO3垢是油田注入水中主要的结垢类型，严重影响油田开发效果。通过4种水样在不同温度下的结垢试验及岩心驱替试验，研究CaCO3结垢机理并进行理论预测。结果表明：（1）未处理油田注入水结垢严重，且结垢程度随温度上升而加剧，90℃时Ca^2 ,Mg^2 下降率达52．3％；（2）岩心驱替试验显示，CaCO3晶体在岩石孔隙中和喉道表面均可析出；（3）处理后的水样位于CaCO3溶解度的介稳区，水质稳定，不会产生CaCO3垢；（4）理论预测与试验结果一致。表4参10（伊先清摘）。     

油田注入水碳酸钙结垢预测研究

碳酸钙结垢是油田注水井中主要的结垢类型,严重影响油田的开发效果。目前预测碳酸钙结垢趋势和结垢量,都需要通过查图版来获得关键参数,结垢预测计算比较复杂。通过分析碳酸钙结垢机理,以实验测得的参数值为基础,采用多元回归的方法对待查图版的曲线进行拟合,编制计算程序,简化了结垢预测的计算,并能对影响结垢的因素进行敏感性分析。实例计算证明了这种方法的可靠性,为控制油田注入水水质提供了理论依据。     

华池油田无机结垢预测软件开发及应用

对于注水开发油田而言,无机结垢已成为影响油田开采的主要问题。快速准确的预测油田结垢情况也成为油田开发的技术难题之一。本文应用Oddo-Tomson饱和指数法开发出油田无机结垢预测软件。并利用华池油田华152数据对软件进行验证。华池油田的实践证明,华池油田单井结垢多以CaCO3垢为主,但也发现了以CaSO4和BaSO4为主的混合垢。预测结果与现场检测结果基本一致,软件是可靠的。     

油田水碳酸钙结垢预测及实验验证

碳酸钙垢是我国大多数油田结垢的主要类型,严重影响油田的开发效果。在概述碳酸钙结垢机理的基础上,主要研究碳酸钙结垢的影响因素及预测方法,并通过分析渤海SZ36-1油田的地层特征及注入水特征,结合上述预测方法,编制相应的结垢预测软件,最后通过静态结垢实验验证了理论预测结果。     

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。     

商河油田注入水结垢趋势及伤害试验分析

对商河油田注入水进行了水质及垢样试验分析；应用溶度积和电离平衡常数理论，建立了5种类型垢的预测模型；应用自行开发的结垢预测软件，对商河油田四净站来水进行了结垢趋势预测；采用岩心驱替试验评价了商河油田注入水结垢对地层的伤害程度。结果表明，商河油田注入水结垢趋势严重，以CaCO3垢为主，对地层存在一定的伤害。     

无名岛注入水的结垢机理及影响因素

无名岛开采层位属于特低渗透油藏,储层温度平均高达79 ℃,注入水硬度偏高,存在严重的碳酸盐结垢趋势,垢质组成以碳酸钙为主,堵塞在岩体喉道及孔隙,造成注入压力升高.储层温度高、注入水与地层水配伍性差是注入水结垢造成压力升高的主要因素.温度升高有利于结垢,当温度在75～80 ℃时,结垢速度最快,结垢量最大.当注入水浓度高于60％时,水体的稳定性较差,而地层水含量高于70％,水体较稳定.可采取加钙沉积剂或防垢剂的方法对结垢现象进行有效抑制.     

临南油田注水系统碳酸钙垢结垢趋势预测

油田注水系统中常见的垢是CaCO3垢。通过分析临南油田回注污水水质参数，对地面注水系统中碳酸钙垢的结垢趋势进行了理论预测，研究了注水管线沿程水质参数中成垢离子Ca^2 ,Mg^2 的变化。结果表明，临南油田处理后的回注污水水质稳定，不会产生碳酸钙垢。     

油砂山油田管线结垢类型及成因分析

油田生产过程中的结垢问题常会严重地影响油田的正常生产和开发效果。针对油砂山油田目前结垢较为严重的情况,对该油田的现场结垢情况进行了调查采集了大量垢样,对结垢物进行了定性鉴定,定量分析,确定了结垢物组分及结垢类型,并通过对产出液中的油水分析,地层岩石元素分析等手段,对该油田的结垢成因进行了综合分析和阐述,从而为制定有效的除垢,防垢措施奠定了基础。     

涠洲12-1油田中块油井结垢防治

涠洲12-1油田位于南海西部海域,富含SO42-的注入水(海水)与含有Ba2+、Sr2+的地层水不配伍,导致该油田中块油井结垢现象严重。所结垢为硫酸钡锶垢,硫酸钡含量约占70%,硫酸锶含量约占30%。分析了成垢机理,并对可能的7种防垢方案进行了对比分析,认为注入井调剖与油井注防垢剂组合方案是涠洲12-1油田中块油井防垢的最佳方案。     

曲堤油田水质分析及防腐技术

曲堤油田经过多年的高速开采,大部分区块的含水已经进入中高含水期,如曲九沙四下单元综合含水达到88．6％。含油污水的腐蚀性强、区块矿化度高,油水井管线、采油泵等腐蚀严重,腐蚀产物容易堵塞管线、影响泵效、堵塞地层、大大缩短生产周期和增加生产成本。因此,对该油田水样进行了分析,针对分析结果进行了缓蚀剂室内评价实验。实验对比了多种缓蚀剂的效果,优选出最佳缓蚀剂BS-X,针对曲104块、曲15块、曲10块油田的水质特征,选出了该缓蚀刺的最佳用量。BS-X投入现场使用后管线穿孔、管杆泵腐蚀明显下降,由腐蚀造成的躺井率下降近10百分点,大大缩短检泵周期、降低了生产成本。     

SZ36—1油田注水系统结垢趋势预测及防垢研究

针对SZ36－1油田注水系统的特点,对碳酸盐垢趋势分别进行了理论预测和实验验证,结果表明,SZ36－1油田注入系统会形成碳酸盐垢,但不形成硫酸盐垢,根据此结垢特点为SZ36－1油田注水系统研制了LY－1防垢剂,在现场一口注水井中试用3个月,防垢效果良好。     

成像测井技术在塔河油田碳酸盐岩储层评价中的应用

自1999年塔河油田引进声成像、电成像等成像测井新技术以来,极大地提高和带动了塔河油田奥陶系碳酸盐岩缝洞型储层的测井解释技术进步,尤其是在塔河油田储层的识别和有效性评价以及储层参数定量评价方面有了明显的提高。该文作为成像资料应用领域的拓展和创新,着重探索了成像测井资料在储层流体识别领域的应用效果,总结出了一定的规律和认识。     

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。     

埕岛油田海底管线断裂分析及措施

埕岛油田海底管线在生产过程中出现了断裂。通过对海管断裂原因进行调查分析,认为环境载荷(如风、浪、地震等)的作用,海上作业引起的外力破坏以及疲劳断裂是引起海管失效的主要原因。实现海管自动化检测、增设清管装置、加强悬空治理以及提高管材质量可有效防止断管事故发生。     

现河注水井井筒结垢趋势预测及防垢剂评价

胜利现河高压低渗油藏注入水含大量Ca2 和HCO3-,不含SO42-。采用Stiff-Davis和Ryznar方法预测该油藏注水井碳酸钙沉积结垢趋势,注水井井口(35℃)轻微结垢,轻度腐蚀,随井深增加,结垢性将趋于增大,在井底(3000 m,90℃)将非常严重。实测了四通化工和东辰化工两种商品防垢剂对水样的防垢率和腐蚀率。空白和加防垢剂水样在50-90℃下结垢量随温度升高而增大,在70-90℃下增幅加大,在相同温度下结垢量随防垢剂加量增大(5,10,15 mg/L)而减小,两种防垢剂在70℃防垢率最高,分别为56.1%和50.4%,前者防垢性能较好,加量15mg/L时50℃和90℃防垢率分别为51.5%和36.9%。生成的垢含96?CO3,不含硫酸盐。N80钢片在水样中的腐蚀率随温度升高而增大,50℃时为0.0443 mm/a,90℃时为0.154 mm/a,加入防垢剂使腐蚀率增大,加量15 mg/L时,四通化工在70℃、东辰化工在60℃使腐蚀率增加的幅度最大,分别为58.4%和92.8%。图3表3参5。     

超重质原油井下密闭取样工艺研究及其在塔河油田的应用

塔河油田12区奥陶系油藏原油密度大,属于超重质原油;原油动力粘度高,流动性能极差;地层压力高、地层温度高;主要采用掺稀生产,掺稀点深度一般为5500m 左右。通过超重质原油井下密闭取样工艺的研究,对改进高压物性取样器、研制加热转样装置、优化取样工艺,首次成功于5950m 取得合格的高压物性样品,首次成功转样并成功进行高压物性分析,创造了高压物性取样点压力最高、粘度最高、温度最高、深度最大4项国内纪录,形成了一整套超重质原油井下密闭取样工艺技术。     

塔河油田六区奥陶系油藏综合治理对策研究

塔河油田六区奥陶系油藏自2007年底以来因含水上升导致递减加大,开发效果明显变差;2009年5月开始进行油田综合治理,因含水上升是影响开发效果变差的主要因素,治理目标为稳油控水,确保油田稳产。针对塔河油田奥陶系碳酸盐岩油藏以缝洞为储集体的特点,通过对不同多井缝洞单元储层发育特征、油藏开发特征研究,根据不同缝洞单元含水上升特点,理清治理思路,制定了不同的治理对策。文中主要介绍典型堵水单元S66单元和典型注水单元S74单元的实施效果。     

葡西油田储层敏感性实验分析

针对葡西油田油层的地质特征 ,对葡西油田主要目的层葡萄花油层和黑帝庙油层进行了储层敏感性评价 ,其中包括速敏性评价、水敏性评价、盐敏性评价、酸敏性评价、碱敏性评价。评价结果表明 ,葡西油层存在一定的速敏性、水敏性和碱敏性。葡萄花油层的临界速度为 5 77m/d ,黑帝庙油层的临界速度为 1 4 8m/d ,水敏程度葡萄花油层和黑帝庙油层都表现为中等偏强 ,盐敏性为中等 ,临界盐度为 6 5 0 0× 10 - 6 。对于土酸、葡萄花油层和黑帝庙油层均表现为中弱酸敏。现场进行酸化时 ,应对目的层进行酸方筛选。对该油田的注水开采提出了合理建议     

长庆低渗透油藏地层结垢防治技术

注水开发的长庆低渗油藏地层结垢严重，20世纪90年代通过钻10口结垢检查井揭示了地层结垢特点，据此开发了依次注入吸附型防垢剂和螯合型除垢剂的地层清防垢技术。所用防垢剂是含铁离子稳定剂的膦酸盐复配物NTW-3，在油砂上吸附后可长期起防垢作用，工作液浓度一般不低于1％。所用除垢剂有主要针对钙垢的CQ-1和后期的CQ-3，主要针对钡锶垢的Remval Ba，工作液浓度一般不低于10％，前者应较高，后者应较低。1991～2006年在47口油井实施注入NTW-3＋CQ-3（或CQ-1）或＋Removal Ba的清防垢作业，42口井增油，有效期平均11．4月，详细介绍了4个井例，包括2口中等和中低渗井和2口特低渗井。特低渗西峰油田2001年开始注水，注水压力高达11．5～15．0MPa，注水半年后注水井吸水指数下降；岩心实验表明注入0．05％NTW-3＋10％Removal Ba或CQ-3可解堵，2002-2004年在6口注水井实施清防垢解堵，使吸水指数趋于稳定，有2口井的有效期超过2年。图3表5参4。