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针对大庆外围低渗透油田油水井结垢现状,从结垢机理研究入手,本着先研究其结垢成因、再研究处理措施的总体思路,详细分析了油水井结垢机理,实验研究了温度、压力、地层水矿化度、注入水的流动状态等因素对结垢的影响,得出了大庆外围油田油水井井筒、地层中的结垢量及结垢规律。在此基础上,根据垢的类型和成因,研究了相应的油水井清、防垢剂配方及施工工艺,现场试验取得了较好的效果。 相似文献
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文章对江河油田油、水井出砂,结垢问题进行了讨论,根据典型砂,垢样品的化验结果分析了油,水井出砂,结垢的机理成因,并对防砂,防垢的方案和对策进行了探讨。 相似文献
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针对榆树林油田注水井结垢十分严重的特点,在室内利用现场注水样开展注水井结垢及防垢探讨性试验研究。提出了榆树林油田的注水井在40℃左右Ca2+形成CaCO3量最大,而井壁结垢量最严重的部位在80℃左右温度区内。同时注水井系统所形成的水垢80%进入地层,仅有20%左右结在管壁上。另外通过试验指出TH-169防垢剂在80℃条件下,投加8mg/L,其阻垢率可达80%以上,稳定时间在15天以上,优于油田现有的其他阻垢剂。 相似文献
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长庆低渗透油藏地层结垢防治技术 总被引:1,自引:0,他引:1
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。 相似文献
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针对大庆外围低渗油田油水井结垢严重的状况,开发了油水井清防垢技术。注水井清垢解堵剂是侧重解无机垢堵塞的多功能综合解堵酸液,对碳酸盐垢的溶解率达98.57%,对储层岩心的溶蚀率为13.85%,在外围各油田160口井应用,成功率96%,有效期1年以上,单井平均日增注44 m3,注水压力平均降低0.7 MPa。注水井防垢剂Ⅰ由有机磷酸盐、垢分散剂、铁离子络合剂等组成,加量30 mg/L时1~5天防垢率均为100%;在榆一联13口井使用,1年后平均注水压力仅上升0.8 MPa,平均视吸水指数仅下降0.06 m3/d.MPa,即3.70%;在1口加剂井1400 m(45℃)、1600 m(55℃)、1800 m(65℃)处挂片1年,测得结垢速率分别为0、0.0025、0.0062 mm/a,以3口对比井相应平均值为基准,防垢率分别为100%、97.15%、94.21%。油井清防垢剂ES为含有无机、有机溶剂、渗透剂、螯合剂、防垢剂等多种组分的油包水型乳状液,对油井垢的平均溶蚀率>90%,加量10~50 mg/L时对碳酸钙、镁垢的防垢率均大于HEDP;通过油套环空加入37口结垢井,加量200 kg,加药周期1个月,使检泵周期延长至1年以上。表6。 相似文献
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水的热力学不稳定性和化学不相容性,是造成油水井井筒管柱、工具设备、地面集输系统、注水系统及地层结垢的根本原因。深入了解注水系统结垢趋势及结垢机理,为寻找和开发更好的防垢技术和工艺提供依据.是开展油田防腐蚀工作的必经之路,本文就污王十六转、坪四注、贺一转、招一转这四个站区回注水进行测试分析.预测结垢状况并提供相应的处理办法,以期解决安塞油田回注水腐蚀、结垢状况。 相似文献
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油田投入注水开发后,注水系统容易产生结垢,严重影响地面注水系统运行和注水井吸水能力。从马王庙油田注水系统结垢机理和防垢措施进行总结,提出下一步防垢的主要任务。 相似文献
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《石油化工腐蚀与防护》2015,(5)
秦家屯油田是东北油气分公司的开发老区,通过现场作业发现油水井腐蚀结垢严重,增加了作业成本。为了解决腐蚀结垢问题,分析秦家屯油田油水井采出水和注入水,并对垢样进行了分析,确定秦家屯油田油水井结垢腐蚀的主要影响因素,使用相应的处理措施,现场应用效果显著。 相似文献
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