涠12-1油田钡锶垢防治技术研究

涠12-1海上油田注入富含SO42-的海水,地层水含大量二价金属离子,一些油井和地面管线结垢严重。垢样主要成分为硫酸钡、锶,含少量硫酸钙、碳酸亚铁。为此研制了钡锶垢防垢剂NYJH。在等量海水、地层水混合水中,加量30 mg/L的NYJH在90℃下防钡垢率为95.0%,防锶垢率为94.6%,用富含Ba2+、Sr2+的混配水饱和的岩心的渗透率保留率,注入2 PV加和不加NYJH的海水并在70-100℃放置后分别为93.5%-96.7%和85.6%-93.2%,注入5 PV加和不加NYJH的海水并在90℃放置后分别为>90%和80.6%,四轮次交替注入总量140 PV的加和不加NYJH的海水和混配水并在90℃放置后分别为88.7%和67.9%。在涠2-1油田注水站,以40 mg/L的加量在注入水中连续投加NYJH共20天,在2口油井监测,采出水中Ba2+Sr2+浓度迅速大幅上升并维持,停加8天后缓慢下降,表明NYJH对该油田井下钡锶垢的抑制能力很强。图4表3参6。     

涠洲12—1油田油井结垢现状分析及对策研究

分析涠洲12—1油田油井结垢现状,认为注入水和地层水矿化度高,富合成垢离子,以及温度和压力条件的变化是涠洲12—1油田油井形成硫酸钡、硫酸锶和碳酸钙垢的主要原因。同时对清垢剂DTPA进行了室内评价,结果表明：DTPA的溶垢效果随温度的增加而增加,并且反应时间越长,溶垢效果越好;在实际使用过程中,DTPA的溶垢效果在pH—10时最佳;当NaCl加量低于1000mg／L时,DTPA溶液溶垢能力随着NaCl加量的增加而增大;当NaCl加量超过1000mg／L时,DTPA溶液溶垢能力随着NaCl加量的增加而降低;并且加入草酸增效剂后,DTPA清垢剂的溶垢能力大大提高。     

适用于涠洲油田阻垢溶垢剂的筛选与研制

涠洲12-1油田注入水为富含硫酸根离子的海水,与含钡、锶等离子地层水不配伍是导致该油田生产系统结垢的主要原因。优选的复配阻垢剂QC-1和溶垢剂WL-740能够满足涠洲12-1油田现场应用。     

低相对分子质量聚丙烯酸钠复合防垢剂的研制与评价

江苏油田因其地层水与注入水不配伍,结垢现象严重,对其部分区块的油井产出水进行分析,得到其钡离子浓度最高可达444.6 mg/L,锶离子浓度最高可达70.4 mg/L。考虑使用成本等因素,选取低相对分子质量聚丙烯酸钠、水解聚马来酸酐和聚天冬氨酸三种螯合物作为原料进行高效硫酸钡锶垢防垢剂的多元复配,得到低相对分子质量聚丙烯酸钠、水解聚马来酸酐以及聚天冬氨酸质量比为2.0~2.5:3.0~3.5:3.0~3.5的新型高效硫酸钡锶垢防垢剂。     

长庆超低渗透油藏华庆油田硫酸钡锶垢的防治

针对华庆油田结垢的实际,分析了其结垢机理和注入水与地层水配伍性,按行业标准筛选出防垢剂CDS-1,在浓度为70mg/L时对硫酸钡锶垢的防垢率达到93.76%。从2009年6月11日起,在该区块按70mg/L的浓度在注水站连续投加,注水压力下降并趋于平稳,注水量上升并趋于平稳,可为类似油田开发提供参考。     

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。     

涠洲油田群注入水伤害研究

通过对涠洲油田群黏土矿物、敏感性、注入水质以及注入水自身结垢、注入水与地层水混合结垢等伤害因素的系统分析、评价,查找出注入水悬浮物含量及其粒径是目前涠洲油田注入水伤害的主要因素,其次为注入水自身结垢和注入水与地层水混合结垢伤害。提出了控制水质和改善防垢效果的建议,对更好地解决涠洲油田注水伤害问题具有一定的指导意义。     

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     

涠洲油田群生产污水作为注入水可行性研究

根据涠洲油田群生产污水的来源情况,对各油田不同区块代表性油井的产出水进行了水质分析,明确了不同油田不同层位地层水的性质,并根据各油田不同年份产水量预测及注水量需求,确定不同时期生产污水水样中各油田产出水的混合比例,模拟配制代表性水样。在对代表性水样水质分析的基础上,重点对生产污水的结垢、腐蚀进行了系统评价。研究结果表明:涠洲油田群不同时期代表性生产污水自身和与地层水混合后均具有结碳酸钙垢和硫酸钡垢的趋势;代表性的生产水样自身结垢量均在310mg/L以上,与地层水混合后,结垢量明显增加;腐蚀以氧腐蚀和细菌腐蚀为主。若进一步增加污水处理设备,优选防垢和防腐剂,使处理后的生产污水水质达到合适的指标,作为储层注入水水源是可行的;生产污水作为注入水水源既能满足节能减排的要求,又有利于保护海洋环境。     

长庆白豹油田注水井结垢的防治

长庆白豹油田剖16井区注水2年后注水压力上升,注水量减小.注入水为富含SO24-(0.171 g/L)和HCO3-(0.366g/L)的洛河层水;生产层长4 5和长3地层水则富含Ba2 和Sr2 (1.69和2.19 g/L)及Ca2 、Mg2 .用X射线能谱法检测,储层岩心中不含Ba2 、Sr2 .50℃下实测,注入水、地层水均不结垢,混合水中注入水和地层水体积比由2/8增至8/2时,硫酸钡锶垢生成量由0.0831 g/L增至0.332 g/L,碳酸钙垢生成量由0.169、0.182 g/L减至0.040、0.000 g/L,总结垢量由0.252、0.265增至0.373、0.332 g/L.集输系统垢样表面主要元素经测定为Ba、Sr、O、S,用X射线衍射法测得主要垢成分为Ba0.75Sr0.25SO4.按行业标准筛选出的含磷复合防垢剂YHS-1,当加量为20 mg/L时对硫酸钡垢的防垢率达75%.从2005-09-03起,在剖16井区按20 mg/L加量在注入水中连续投加YHS-1,注水压力下降并趋于稳定,注水量上升并趋于稳定,油井生产平稳,未出现因结垢而检泵的情况.图2表5参2.     

油田注入水脱硫酸根防钡锶垢现场试验研究

胡尖山油田注入水(洛河层水)的硫酸根含量高,部分区块存在严重的硫酸钡锶垢问题,为此在盆二注水站试验了脱硫酸根水处理工艺,采用纳滤膜有选择性的脱除SO42-,硫酸根平均脱除率在85%以上,5口纳滤水注水井压力平稳并有所降低(6.68MPa下降到5.36MPa),试验区对应的15口采油井产量保持平稳。该工艺对高含量钡锶垢油田的防治具有广泛应用价值,经济效益较大。     

高含钙水体条件下高效钡锶阻垢剂的筛选及复配研究

针对油田高含钙高钡锶水体结钡锶垢问题,通过筛选评价多种阻垢剂并对其进行复配,希望找到一种较好的高效钡锶阻垢体系。实验结果表明：钡锶阻垢剂CT具有较好的阻钡锶垢性能,60mg／L加量下。对硫酸钡（Ba^2＋：400mgFL）垢和硫酸锶（Sr^2＋：2500mg／L）垢的阻垢率均大于90％;CT对低钙高钡锶离子水体具有较好的阻垢性能;CT与TH-607B具有复配增效的作用;当CT与TH-607B以质量比1：1进行复配时,其对高钙高钡锶水体阻垢性能最好,80mg／L加量下,阻垢率就可达到83．42％,满足油田高钙水体阻钡锶垢要求,加量为100mg／L时,阻垢率更达到了90％以上,能够满足油田高含钙高钡锶水体阻垢的需要。     

油田采出水中微量含磷防垢剂的测定

在油田开发中对于会产生严重结垢的油井,投加防垢剂是一种简单、有效的措施。为了提高防垢效果和优化防垢剂加量,需要准确、快速地检测出采出水中的防垢剂含量。针对油田防垢剂主要为含磷防垢剂且加量少的特点,建立了硫酸亚铁铵返滴法和钼锑抗分光光度法2种检测方法并将其用于检测。检测结果对比分析表明,硫酸亚铁铵返滴法受采出水中还原性物质干扰大,而钼锑抗分光光度法则受采出水中还原性物质干扰小,相对偏差小于7.85%,可以用于油田生产含磷防垢剂投加现场分析监测。     

胜利油田硫酸钡锶垢阻垢剂BR的研究

针对胜利油田纯梁采油厂输水管道结垢严重的问题,研制合成了硫酸钡锶垢阻垢剂BR。以顺丁烯二酸酐/烯丙基磺酸钠合成低相对分子质量顺丁烯二酸酐/烯丙基磺酸钠共聚物,其再和次磷酸钠、丙烯酸钠进行嵌段共聚,合成了硫酸钡锶垢阻垢剂BR。考察了反应温度、反应时间、基团比例对阻垢效果的影响,确定最佳合成条件为：反应温度110～120℃,反应时间5 h,阻垢剂BR中n(磺酸基)：n(羧酸基)：n(磷酸基)=1：7：2。并且考察了阻垢剂BR用量、温度、矿化度等条件对阻垢性能的影响,结果表明,阻垢剂BR具有较好的耐温性和抗盐性。在胜利油田纯梁采油厂纯47—5井输水管道中进行阻垢剂BR的阻垢性能评价试验,结果表明,阻垢剂BR能有效阻止硫酸钡锶垢生成。     

复杂断块油田产出水结垢机理研究

中原油田由于地质构造破碎、油藏复杂 ,开发难度大。高矿化度地层水的存在使得油层开采时井筒和油水集输管网结垢十分严重。通过对其典型计量站产出水结垢机理研究发现结垢物质主要是硫酸钙 ,利用Skillman计算方法判断介质的结垢趋势和程度 ,通过现场的防垢试验 ,找出了理想的防垢剂 ,阻垢率达 80 %左右     

硫酸钡防垢剂MMS的制备及其性能评价

采用水溶液聚合方式制备了硫酸钡防垢剂MMS。最佳工艺条件为:n(MA)∶n(MAA)∶n(SAS)=1∶0.8∶0.1,引发剂用量1%,单体质量分数20.48%,pH=2、温度80℃,反应时间5h。在不同条件下评价防垢剂性能,防垢率最高可达99%。并根据MMS分子结构特点探讨了对硫酸钡的防垢机理。     

涠洲12-1油田注伴生气近混相驱替机理实验及模拟研究

近混相驱可以在降低注入压力的同时尽可能使驱替效果达到与混相驱相同的低界面张力驱替效果。以涠西南油田群外输气回注涠洲12-1油田地层原油的互溶性膨胀试验和多次接触过程PVT实验数据为基础,结合PVT物性参数及相态特征的模拟计算,分析了涠洲12-1油田注伴生气膨胀特征和多次接触非混相驱和近混相驱特征。研究表明,涠洲12-1油田地层原油在目前地层压力(20.47~20.77 MPa)下,当注入气摩尔比例达到0.68左右时,体系达到理论上的一次接触混相状态,对应的理论混相压力在39.45 MPa以上。注涠洲12-1油田外输气形成的驱油机理为多次接触动态非混相驱和较弱的近混相驱,要达到明显的近混相驱和混相驱,则需要把注入压力提高到40 MPa以上。     

硫酸锶垢除垢剂的影响因素研究

油田开发过程中,由于温度、压力的变化,以及地层水的化学不相容性等因素的影响,油井出现结垢是非常普遍的问题,尤其是硫酸锶垢,难溶难除,严重影响油田的正常生产。本文根据油田硫酸锶垢的防治现状,对EDTA二钠盐、NHJ、柠檬酸和聚丙烯酸钠（PAAS）进行复配,确定了油田硫酸锶垢除垢剂的有效配方。考察了除垢剂复配比例、浓度、温度、pH、除垢时间等因素对除垢效果的影响,确定了其最佳复配比例及使用条件：EDTA二钠盐/NHJ/柠檬酸/聚丙烯酸钠复配比例为1.5/2.0/1.5/2.0,除垢剂浓度为0.20 g/L,温度为70℃,pH为9,除垢时间为4 h。此时,EDTA二钠盐、NHJ、柠檬酸与聚丙烯酸钠四元复配会取得更好的除垢效果,1 g除垢剂除垢量为0.2478 g。     

油砂山油田原油集输管线中的硫酸钡锶结垢

油砂山油田注水井开发后原油集输管线一些区段结垢较为严重,对该油田的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,确定结垢物的主要组成分为硫酸钡锶,根据采用出水离子组成分析,地层岩石钡锶元素分析结果,初步判定采出水中结垢离子钡和锶并非来自地层岩石矿物,而是来自侵入地层的泥浆加重剂重晶石及天青石。