三元复合驱采油井化学清防垢技术

作为石油开采整体的一环,特别重视石油的开采效率.因为石油是不能再生的资源,所以开采既存的石油的时候,必须增加石油产量.经过油田采油的长期过程,科学技术更新,能产生三元复合采油方法.这样的方式的运用,能使石油的采取率提高一层,但这引起了非常复杂的定义问题.在使用这种采油方法上,必须采取必要措施,消除和防止污染.在三元复合...     

三元复合驱采出系统防垢研究

2－2－23井于1996年11月开始注三元复合液,1997年8月发现采出液中的钙离子降至检出限以下,1998年2月发生卡泵现象。随着采出液中碱含量的增加,从井底到地面系统的结垢问题也越来越严重。三元复合驱的注入液由聚合物、表面活性剂和碱组成,在碱性液驱油的过程中,碱液与地下岩石矿物质发生反应,致使采出液中的硅离子含量增高。采出液从底上升到地面的过程中,随着压力不断下降,采出液中所含气体大量释放出来,当采出液中离子含量超过其饱和浓度时,就会有结晶体的折出,并沉淀在抽油杆表面和油管内壁,生成含硅酸盐类的混合垢。     

胜利油田三元复合驱替液用防垢剂研究

孤岛西区实施三元复合驱后，注采系统出现较重的碳酸钙结垢。胜利ASP三元复合驱替液含碱（碳酸钠）1．0％～1．5％，配制驱替液用水为回注污水，矿化度6188mg／L，含Ca^2＋Mg^2＋78mg／L，用Odd—Tomson法计算，地层条件下CaCO3饱和指数Is〉0，有CaCO3结垢趋势，PTB值为210，表明CaCO3生成量较多且质硬。筛选出的4种多聚膦酸盐类防垢剂，70℃时高加剂量下（100mg／L，DZ-4和He-7；200mg／L。HE-8和P-10）的防垢率，在模拟污水中为100％。在现场污水中分别为95．4％，58．7％．86．5％和84．0％。以DZ-4为主剂进行二元复配，得到70℃时在用现场污水配制的三元复合驱替液中防垢率超过85％的2个低加荆量配方：DZ-4＋HE-7（20＋100mg／L），DZ-4＋Pq0（20＋50mg／L）。在三元复合驱替液中加入防垢刑单荆，加荆量50mg／L时对动态界面张力的影响不大；加剂量50、100mg／L时对粘度影响也不大。图1表5参2。     

三元复合驱油井结垢分析及防垢剂研制

针对三元复合驱油井结垢严重这一问题 ,分析了三元复合驱油井结垢机理 ,研制了FHE复合防垢剂。通过室内静态挂片试验和动态模拟试验检验了FHE复合防垢剂在不同含量下的防垢率。试验结果表明 :FHE复合防垢剂的最佳用量为 4.0～ 5 .0mg/L ,其防垢率达 92 .64 % ,完全满足油田生产实际需要     

三元复合驱采油井结垢物质组成分析研究

使用X射线衍射、扫描电镜、电子能谱、电子探针、化学分析等方法,分析研究了大庆油田三元复合驱试驱区2口采油井中垢的矿物组成和化学组成。垢样中所含的化学元素有硅、铝、钙、铁、钠、钡;化合物有SiO2(67.7%～71.4%)、Al2O3(3.49%～5.56%)、CaO(6.22%～9.04%)、Fe2O3(～2.45%)、BaO(2.0%～12.0%,一口井垢样),这些氧化物合计占垢样总质量的～80%。垢样中有吸附水存在。垢样的主要矿物成分为非晶质二氧化硅、六方球状方解石、普通方解石,次要矿物有碎屑石英、长石、粘土颗粒,还鉴定出多种微量矿物。介绍了主要矿物和前2种次要矿物的形态、成分、结构特征。结垢类型主要为非晶SiO2垢。根据一口井的数据,在三元复合驱过程中,由于发生水岩反应,油井采出水中Ca2+、Mg2+和HCO-2浓度由102mg/L增至3.0×103mg/L,Si离子浓度3消失,CO2-由465mg/L增至2366mg/L(水驱时为129mg/L),pH值由8.5升至11.27。图4表3参2。     

三元复合驱矿藏采油井结垢及清垢剂的研究及应用

大庆油田NaOH/ORS-41/HPAM三元复合驱区块的采油井结垢严重。简要分析了这些采油井结垢的原因，对取自2口采油井井下的4个垢样进行了分析。垢样的主要化学成分有：有机物（原油和聚合物）、CaO、MgO等；主要矿物成分为非晶质二氧化硅和六方球状方解石、普通方解石及硫酸钡等；次要矿物成分为碎屑状石英、长石、粘土和黄铁矿等；垢由粗粒层和胶泥状细粒层交替沉积而成；垢的主要类型为硅垢和碳酸钙垢。在垢分析的基础上研制了一种清垢剂，其总体配方（质量百分数）为：10％－15％复合酸（氢氟酸、盐酸、有机酸）＋6％－8％垢转化剂＋8％－12％螯合剂＋2％－4％表面活性剂＋4％－6％缓蚀剂＋水。该清垢剂45℃时对大庆各区块油井垢的溶蚀率不小于80％，溶蚀反应可在2h内完成，腐蚀速率仅为0．80g/m^2。用该剂处理了结垢严重的4口采油井，单井每次用量为10－20m^3，清垢效果良好，检泵周期大大延长。图1表4参2。     

孤岛油田三元复合驱油井结垢机理分析与治理措施

针对孤岛油田西区三元复合驱试验过程中出现的井筒堵塞问题，应用X—射线衍射、扫描电镜分析等方法，对其结垢机理、垢样的组成及其预防措施进行了研究。结果表明，孤岛油田垢样的主要成分为碳酸钙、碳酸镁和少量硫酸钙等。结垢出现时，采出液中pH值升高，Ca^2 和Mg^2 及HCO3^-明显减少。矿场采用HMP防垢剂，防垢效果明显。     

三元复合驱机采井缓释防垢技术

1．防垢机理 根据三元垢的成分分析，防垢剂应具有防钙垢和防硅酸盐的功能。本产品是含有羧基、羟基、膦基、磺酸基、氨基的多功能基团分子，单体上的羟基、羧基溶于水溶液时，都能离解成H^＋和酸根阴离子，这样的链状分子上有大量负电荷，形成了带有几个负电荷的链状阴离子，这种长链带电荷的多价阴离子被碳酸钙晶核吸附，由于同性电的相斥，使晶粒分散于水溶液中，防止它们聚凝而形成大的晶体。膦基具有极强的与二价阳离子螯和能力；磺酸基具有强烈的分散作用。多种功能基团并存于同一分子中，不同分子量聚合物共存于同一产品中发挥其协同防垢作用。     

三元复合驱替过程中防垢实验研究

为防止三元复合体系驱油过程中岩石矿物的溶蚀，研究了在强碱条件下，阻碍二氧化硅溶解的行之有效的方法，室内选用充填石英砂或油砂的不钢管模型和天然岩心，通过改变碱型或加入适宜和适量的防垢剂，使用紫外分光光度方法，检测流出液中硅的浓度，计算防垢率，以确定各方案的防垢效果，结果表明，改变碱型，即用碳酸钠代替氢氧化钠，不使用碱直接驱替，还是用三元复合体系驱替，流出液中硅浓度均有明显下降，因此，将氢氧化钠用碳酸钠代替可以起到防垢的作用，不改变碱型，在驱替液中加入防垢剂也能使流出液中硅浓度明显降低，达到防垢的目的。     

弱碱三元复合驱结垢分析及除防垢技术研究

北三西弱碱三元复合驱矿场试验投产后，在注入液配制设备中经常产生大量的结垢物并出现注塞泵部件结垢无法工作的问题，而且随着试验的不断推进，注入系统中的结垢问题日益突出，给现场试验造成极大不便并增加了维修成本。本文以弱碱三元复合驱的结垢问题作为切入点，通过大量的化验数据分析了结垢原因和结垢机理，研究了一系列除防垢技术，并提出了下一步的攻关方向。     

油井缓蚀剂GS-1的研制与应用

胜利垦西和孤岛下馆陶油藏产出流体腐蚀性强。垦西断块2口油井产出水、气水质、组成分析及腐蚀性测试结果表明，主要腐蚀因素是地层水和产出气中的H2S和CQ以及随注入水进入地层的SRB菌的生长繁殖。为此研制了油井缓蚀剂GS-1，合成方法如下：有机酸和多胺在二甲苯中反应生成酰胺咪唑啉，加入甲醛、PCl3、水使之膦甲基化，调pH=8，用甲醇稀释至产物浓度为40％，即为GS-1。GS-1对A3和N80钢试片的静态缓蚀率，在饱和H2S和CO2、矿化度169g／L的人工盐水中，加剂量30mg／L时为≥90％（55-60℃，72h），在垦西K24．5井产出水中，加剂量50mg／L时为≥80％（60℃，7d），均远好于对比药荆LG-8和SF-103。在孤岛中一区和垦西油田6口油井使用GS-1，单井日加量25k，使检泵周期由1．5～3个月延长至6个月以上。表9参1。     

大庆外围油田油水井清防垢技术

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。     

ClO2作为杀菌剂在油田污水处理中的应用

在室内考察了由市售双组分"复方消毒剂"配成、质量浓度800mg/L的稳定溶液态ClO2作为油田回注污水杀菌剂的各项性能。加剂量为5mg/L时可杀灭污水中全部SRB菌和TGB菌;加剂量为5～18mg/L时可将75.1%～96.5%的Fe2 (34.5mg/L)转化为Fe3 ;ClO2使污水腐蚀速率略有增大,但即使加剂量为20mg/L,也不会超过允许值(≤0.076mm/a);ClO2与各种水处理剂配伍。在日处理污水量5.0×103～6.0×103m3的胡二污水站进行了为期1个月的ClO2应用试验。该站采用石灰乳—聚丙烯酰胺—稳定剂处理工艺,处理后水pH值为8.5,在试验后期降至7.5。"复方消毒剂"两组分分别泵输至混合管线内反应,产生高浓度高活性ClO2并注入污水处理系统,加剂量逐步降低,在最后10天维持3mg/L。滤后水SRB菌数降至0,TGB菌数降至101个/mL,水质其余指标保持良好,一些指标有改善。图1表5参2。     

高效低毒的复配油井缓蚀剂GC-02

中原文明寨、马寨油田采出水腐蚀性强，使用的芳胺类油井缓蚀剂DF-97毒性较大且效能较差。在80℃(井下温度)考察了低毒性的支链脂肪胺盐AU和咪唑啉盐MY-01及其复配物在油田采出水中对A3钢试片的缓蚀性能，发现AU有用量限量，MY-01 AU的缓蚀性能好于2种单剂，质量比为9／1时缓蚀性能最好，此复配缓蚀剂代号为GC-02。GC-02的缓蚀率随加量增大(10～140mg／L)而增大，加量为40mg／L时超过79％。GC02在用量10～120mg／L时的缓蚀效果好于现用缓蚀剂DF-97和QY-SL(咪唑啉类)。现场使用加量定为80mg／L，每隔3～7天按计算量从环空投加一次，6口油井由使用DF-97改为使用GC-02后，采出水中总铁含量平均由10．6mg／L降至4．7mg／L，井口挂片腐蚀速率由0．152mm／a降至0．025mm／a，单井缓蚀剂月投加量由300kg减至250kg。图1表3参1。     

含油污水处理在中原油田防腐中的作用

中原油田回注污水矿化度高(40～150g／L)，钙镁离子含量高(4～6g／L)，呈酸性，pH值6．0～6．5，腐蚀性很强，污水处理和注水管线、设备腐蚀严重。列表给出了中原油田12座污水处理站来水(油田产出水)的离子组成和2001～2002年5个季度腐蚀速率监测数据。介绍了1994年以来开发的使水质完全达标的两项注入水处理技术：将污水pH值提高至8．0～9．0，絮凝，稳定化的水质改性技术，1997年已全部在12座污水站应用，处理中产生大量污泥，高pH值下的结垢性是一个受到关注的问题；在pH=7．0条件下用过氧化物预处理、混凝的强氧化预处理技术，使污泥量减少50％以上，结垢倾向减轻。中原油田注入水的年平均腐蚀速率已由0.705mm/a(1994)降至0．0986mm／a(2001)。接近行业标准推荐值≤0．076mm／a。注入水引起的腐蚀已大大减轻。表6参3。     

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。     

注水开发过程中储层参数变化规律的测井地质评价

油田长期注水开发过程中,由于地层压力的变化、注入水的长期冲刷以及一系列注采工艺措施的实施,储层性质会发生明显的变化,研究这些变化对于老油田增产挖潜措施的制定具有重要意义。以北大港油田港西开发三区为例,以水洗前后岩心分析资料为依据,利用测井地质研究为主要手段,探讨了复杂断块油田储层参数变化规律,提出了该区剩余油的分布模式以及今后油田挖潜的重点。