西峰油田注入水磁处理防垢技术

以西峰油田注入水为研究对象,分析磁处理技术在不同温度、流速、延迟放置时间和磁场强度等条件下的防垢效果;同时研究了磁处理前后水分子聚集体微观结构的变化规律及磁化防垢的机理。结果表明,磁场强度、水流速度、温度以及磁化后延迟时间均影响磁处理防垢效果,其中,温度对磁处理的防垢效果影响最大;对于Ca2+浓度为1 800 mg/L的水样,在油藏温度条件下,磁场强度为99.22 A/m(7 900 Oe)、水流速度为5 mL/min时的防垢率为9.66%,而常温条件下的防垢率则高达85.34%;同时,在外加磁场的作用下,氢键结构被破坏,聚集水分子中氢原子受到的吸电子作用减弱,从而有利于水分子聚集体的分散,可以极大地减弱成垢离子的聚集。图4表5参12     

油田BaSO_4垢除垢技术研究进展

介绍了BaSO4垢防垢、除垢方法,即避免不配伍的水相混、使用化学剂、机械除垢、磁防垢和电子除垢等,还介绍了BaSO4防垢剂和阻垢剂的研究现状,最后指出了防垢剂的发展趋势。     

磁化器在石脑油加氢装置管线上的应用

将外磁式除垢器(即磁化器)用于管道和设备的除垢防垢,不失为一种解决石化厂管线结垢问题的新方法。本文介绍了磁化器的除垢机理及其选用条件,还对采用磁化器前后管线的结垢程度、结垢物的化学成分以及设备的有关操作数据进行了比较。     

磁化技术在炼化企业水处理中的应用

工业循环冷却水的结垢问题一直受到人们的关注,目前多采用化学方法对水质进行处理,但会造成一定程度的二次污染。实践证明,磁化水处理不但可以防垢,而且可以除垢和防腐蚀。影响磁化水处理效果的主要因素有:水的硬度、锅炉工作压力、循环水温度和流速。文章对磁水器产品的选用和安装要求进行了介绍。     

姬塬油田防垢、除垢技术应用研究

阐述了电磁防垢、超声波防垢、物理除垢、清管仪清垢等防垢、除垢技术的机理,介绍了这几种防垢、除垢技术在姬塬油田多层系复合开发中的应用并进行了分析,认为电磁防垢和超声波防垢效果较好,能够有效保护集输站场重点设备;物理除垢可以有效去除不配伍层系混合产生的垢晶;清管仪可清除集输管道和注水管道的结垢.这几种防垢、除垢方式的配合使用,解决了生产运行中站场防垢、管道除垢等难题,使生产能够安全、平稳、高效运行,在姬塬油田多层系开发中具有较大的发展前景和推广应用价值.     

油气田防垢技术与应用

油气田防垢技术可分为化学法、物理法和工艺法。化学法的防垢机理是应用化学防垢剂的某些特性阻止垢的生成；物理法的防垢机理是应用某些物理仪器设备的功能抑制垢的形成；工艺法的防垢原理是改变或控制某些作业工艺条件来破坏或减少垢的生成机会。简要介绍了油气作业中化学防垢技术的应用，并介绍了化学防垢剂的评价及其化学防垢效果的评定。     

磁场对碳酸钙溶液结晶过程的影响

用测定混合溶液的电导率的方法,测定了磁化前后饱和溶液在碳酸钙结晶沉淀过程中液相电导率的变化。实验证明：若磁场的磁感应强度为０．２Ｔ,磁处理可使混合溶液的电导率显著降低,溶液中成核速率及晶体生成速度明显增大;实验数据证明,晶核生成速度及晶粒长大速度都可用一级反应速度方程描述;在优化磁场作用下,溶液中的成核速度远远大于晶体生长速度,溶液中有大量微晶生成时,稳定性增强,因此具有防垢效应;溶液浓度越高,其磁效应越强;在优化参数情况下,溶液的湿度越高,磁处理效果越好,但磁处理的记忆效应将大大削弱,因此磁处理的温度范围以６０℃～９０℃为宜。实验结果对认识磁防垢的机理有参考价值。     

油气田除垢机理与应用技术探讨

油气田除垢技术有化学法,物理法,机械法和其他方法,其中化学法除垢机理同防垢机理基本一致,只是在具体应用时处理剂量和处理方法上有所不同;物理法的除垢机理同防垢机理也基本一致;机械法的除垢原理是采用机械工具,在适当操作下去除流体通道内的垢物。除垢技术主要用于油层和井筒解堵与防腐中。     

磁防垢机理非磁能效应

本文对文献[1]中列出的一些磁化防垢机理提出了异议,同时指出,磁场中分子排列取向的观点有可能成为磁化技术的防垢机理。     

高频电磁感应清防垢技术应用研究

注水是油田稳产、增产的重要环节.伴随地下原油采出的污水经处理后,通常又回注到地层中.由于地层水矿化度高、机械杂质含量高,使注水管网腐蚀结垢,导致注水系统能耗增大、生产效率降低,甚至影响正常生产.注水管网的清防垢技术有多种,化学清防垢技术目前仍然是油田常用技术,但成本高、环境负荷大.近年来,超声波、电场、磁场、电磁场等物理处理技术也得到了应用,高效物理场结合化学处理是未来油田水处理技术的发展方向.文章探讨了一种新型的频率扫描式高频电磁清防垢装置的机理、参数设计及应用效果,该装置阻垢、清垢和辅助杀菌效果明显,对于油田降低生产运行成本、节能降耗、防腐杀菌、减轻储层垢类污染损害等具有重要意义.     

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。     

油气层损害的机理及处理

文中从油气层损害引起不同渗透率降低的角度划分地层损害的类型，综述地层损害的机理、表现及相应的处理方法。通常，微粒堵塞、油堵、垢堵、细菌堵塞造成地层绝对渗透率降低，乳状液堵塞、水堵、润湿性改变引起油相渗透率降低。     

白19井排水管线的化学清洗

对于产水气田,地面集输系统结垢时有发生,结垢会造成设备及管线堵塞和腐蚀,对排水采气工艺的实施影响极大。文中介绍了西南油气田分公司蜀南气矿白19井排水管线的结垢及化学清洗情况,并结合现场施工对排水管线的化学清洗提出了几点认识与建议。     

油气田开发中硫酸盐垢的形成及防垢剂和除垢剂研究与应用进展

结垢对于油气田开采、注水及排水工艺的实施危害极大。本文简要阐述油气田开发中硫酸盐垢的形成原因及防垢防垢技术,着重介绍硫酸盐垢防垢剂和除垢剂研究与应用进展。     

文留油田注入水水质改性对采收率的影响

文留油田产出水矿化度高 ,所含成分具有强腐蚀、结垢倾向 ,储层具有中强水敏性 ,要求注入水质的指标高 ,所以必须通过完善注水工艺流程和加入高效水处理药剂进行水质改性。改性后的水质成分发生了很大变化 ,和地层水有较好的配伍性 ,注水井注水状况好转 ,水驱动用储量增加 ,对提高采收率产生了积极的影响     

中西部含油气盆地喜山期强烈隆升剥蚀与大气田的成藏效应

地层强烈隆升与天然气成藏效应的关系一直是地质学界关心的重要问题之一，但对于中国中西部含油气盆地喜山期的强烈隆升剥蚀与大气田的成藏效应之间关系的系统研究却很少。为此，通过对我国中西部地区不同盆地不同区带喜山期的强烈隆升剥蚀及其与大气田成藏效应关系的分析，认为这种强烈隆升与剥蚀对大规模天然气的聚集成藏，不仅具有重要作用，而且还会因所处地质条件的不同而产生较大的成藏效应差异，主要表现在3个方面：①膏盐发育区的挤压冲断与快速隆升剥蚀，产生流体高效抽吸效应；②大规模储集体发育区持续隆升剥蚀，产生大面积水溶气的减压脱溶效应；③高泥地比与高热演化区持续隆升剥蚀，产生大面积地层减压吸水效应。之所以会产生上述3种不同的成藏效应，是其成藏地质条件差异大所造成的。结论认为：流体高效抽吸效应，主要形成于有膏岩与盐岩封盖很好的冲断构造带；大面积水溶气脱溶效应主要发生在储集体巨大、天然气充注不足的地层；大面积泥岩吸水效应，主要发育于气源较充足且烃源岩热演化程度高、泥岩含量高的地层。     

三元复合驱抽油机井结垢及悬点载荷试验研究

三元复合驱抽油机井容易结垢,并引起卡泵事故.在室内建立抽油机井模拟试验台,在清水中加入能产生结垢的化学物质模拟井液,在不同冲程和冲次下试验,并与清水井液的试验结果比较,得知结垢会引起悬点载荷和示功图变化.研究结果为监测这2个参数,预防结垢危害奠定基础.     

井筒结垢及除垢研究

对井筒结垢的机理进行了探讨,指出介质高含水率、含较多细菌、高矿化度,且溶有一定量的腐蚀性气体H2S、CO2和O2,以及结蜡现象的出现是导致井筒结垢的主要原因。同时对温度、压力、流速、pH值等影响结垢的参数进行了分析。提出了预防井筒结垢的方法,例如,选用耐蚀材料,添加化学药剂等,并提出了化学除垢、机械除垢等井筒除垢的方法,可为井筒的结垢分析及除垢提供理论指导。     

罗52区地层水与注入水水质分析及结垢趋势预测

在油田注水开发过程中,如果有两种以上不相容的水相遇,就容易产生无机垢,结垢造成了油田开采过程中大量的经济损失。本文首先通过一系列的实验研究,分析了罗52区地层水和注入水的水质特征,总结了目前碳酸钙和硫酸钙结垢趋势的预测方法,进而对不同配比下地层水与注入水混合后碳酸钙和硫酸钙的结垢趋势进行了预测。实验结果表明:罗52区地层水与两种类型注入水按不同比例混合后,基本上无碳酸钙和硫酸钙结垢趋势,即两种水样静态配伍性较好,这将有利于油田的注水开发。     

Assessment of the effectiveness of new “green” scale inhibitors used in reverse-osmosis seawater desalination

Seawater desalination by reverse osmosis is widely used for drinking and utility water supply. But the formation of sparingly soluble salts in membrane devices remains a major problem, complicating the operation of reverse-osmosis (RO) membrane systems. The most effective measure to prevent the calcium carbonate and sulfate scaling of membranes is the technology of dosing inhibitors into feed water. Although a variety of effective scale inhibitors have been developed over the last two to three decades, research in this area is currently focused on the development of new types of reagents, the so-called “green” antiscalants, which do not contain phosphorus and are readily biodegradable. The use of such inhibitors does not cause eutrophication of water bodies by RO desalination concentrates discharged into them. The use of scale inhibitors has become particularly demanded in the case of desalination of seawater, since the water is alkalized and an increase in the pH sharply increases the scale deposition rate. In this study, six new phosphorus-free “green” antiscalants have been tested and compared with conventional inhibitors (Aminat-K). Experimental relationships that made it possible to determine the rate of formation of calcium carbonate in membrane devices and to compare the performance of different scale inhibitors in reducing the rates at different pH values are presented.