胜利桩西长堤油田集输流程的改进及防垢剂的研制

原油集输管线流量大、含水高、水中钙镁离子含量高；管线长、变径是胜利油田桩西采油厂长堤油田集输管线、外输泵、沉降罐等结垢严重、速度快、不得不频繁酸洗的主要原因。研制出了对集输管线中含油污水处理效果较好的ZGF－1防垢剂，并更换了加药点，筛选了加药浓度，使桩西该区块油田结垢严重的状况得到极大改善。     

防垢剂BZF—2的研制与应用

桩西油田产出原油综合含水已达６０％－７０％，原用防垢剂ＨＥＤＰ已失去有效抑制集输站结垢的性能。本工作针对结垢最严重的桩５２站的应用，研制了以有机膦化合物和聚氧乙烯醚为主成份的防垢剂ＢＺＦ－２，在室内考察了不同条件下的防垢率，腐蚀性，配伍性等性能，在桩５２站进行了为期４个月的现场试验，加量为１０．３ｍｌ／ｌ，防垢率≥９８．０％，加药设备管线的腐蚀率大大降低。     

弱碱三元复合驱注入端加药防垢技术研究

弱碱三元复合驱作为三次采油技术的重要组成部分,可比水驱提高采收率20%以上。但在注入体系中,碳酸钠会与水中金属离子发生反应产生碳酸盐沉淀,沉淀会附着于站内设备、管线、近井地带以及井下管柱处,形成碳酸盐垢,影响采出率时以及开发效果。对于弱碱三元复合驱来说,结垢区域主要集中在站内及管线,采取的除垢措施为站内酸洗或管线投球,尚无防垢措施。在室内防垢率实验中,当投加的防垢剂浓度为200 mg/L时,防垢率达85%以上。开展防垢剂与弱碱三元复合驱体系协同性研究,检测结果表明,防垢剂对体系无影响且与体系配伍性较好。之后开展4注1采现场试验,加药浓度为200 mg/L, 7个月后检测中心井采出液防垢剂浓度为28.47 mg/L,表明注入端投加的防垢剂已运移到采出端,注入端加药时率高,保持在99%左右,与采出端加药效果对比,离子数据变化规律基本一致,加药后采出井未作业见垢。试验结果表明,弱碱三元复合驱注入端加药防垢技术可行,可实现注入-采出全过程防垢,缓解弱碱三元复合驱站内、管线及地层结垢。     

防垢剂BZF－2的研制与应用

桩西油田产出原油综合含水已达６０％－７０％，原用防垢剂ＨＥＤＰ已失去有效抑制集输站结垢的性能。本工作针对结垢最严重的桩５２站的应用，研制了以有机膦化合物和聚氧乙烯醚为主成份的防垢剂ＢＺＦ－２，在室内考察了不同条件下的防垢率、腐蚀性、配伍性等性能，在桩５２站进行了为期４个月的现场试验，加量为１０．３ｍｌ／ｌ、防垢率≥９８．０％，加药设备管线的腐蚀率大大降低。     

集输油系统与污水、注水系统联合防垢技术

联合防垢系指在集输油系统的脱水转油站或中转站投加防垢剂,使含水油集输系统、含油污水处理系统及用清水与含油污水混注的注水系统都能达到防垢目的(以前是在集输油系统与清、污混注系统分别投加防垢剂).采用联合防垢技术的优点是:①一处投加防垢剂的量比两处分别投加的量少;②减少一个投药点,可节省基建投资;③弥补了混注系统往往不按技术要求投加防垢剂,很难进行防垢管理的不足.     

南五三元复合驱防垢技术现场应用试验

对大庆油田南五三元复合驱结垢井的垢质和结垢规律进行了分析;同时,有针对性筛选防垢剂,进行防垢技术现场应用研究与试验.结果表明,在油井正常进行防垢加药期间,抽油泵的电流呈逐渐下降趋势,能延长单井检泵周期;有结垢趋势采出井添加防垢剂后,结垢得到缓解;结垢严重井添加防垢剂及采取定期清垢措施后,采出井可平稳运行,效果显著.     

防腐防垢综合配套技术在开发中后期油田集输系统中的应用

针对进入油田开发中后期出现的高含水油田集输管线腐蚀、结垢日益严重,使用周期短,更换报废频繁等问题,对其腐蚀、结垢原因进行了系统分析,指出了高液量、高矿化度、高含砂量、富含成垢离子、异型水混输、输液介质、压力温度变化等因素是造成集油管线腐蚀结垢的主要原因.近几年,通过采用非金属管线替代普通钢管线、"一站双线"的流程、异水型水分输、旧管线修复内衬防腐、大站分水、酸洗除垢、防垢剂防垢等综合配套技术,提高了高含水期集油管线的有效使用周期,管线腐蚀结垢状况得到极大改善,从而提高了油田综合开发效益.     

油田防垢技术研究与应用进展

油井及集输系统结垢是我国油田注水后期存在的普遍问题.油气生产过程中由于压力、温度变化以及地层水和注入水不匹配,可在近井地带、射孔孔眼、井下油管、泵、地面设备、管道内形成垢,造成堵塞或产液量下降,阻碍原油生产.投加防垢剂是主要的防垢技术,成本低、效果明显,在国内外油田得到了广泛应用.文章概述了油田的结垢原因、类型和各种防垢方法.重点介绍了井下挤注防垢技术,并列举了国内外油田典型的应用实例,指出井下挤注防垢技术在国内油田的应用前景.与其他投放方法相比,挤注防垢剂可防近井地层、井下油管及地面管道内结垢,工艺过程简单,可靠性高,能降低油田综合生产成本.     

采油污水防垢缓蚀评选

针对胜利油田桩西采油厂桩５２站结垢腐比较严重的问题，采用部颁标准，对油田常用的１０多种防垢剂和缓蚀剂进行了防垢评选和防垢，缓蚀性能优选试验，评选出两种适合原油集输系统的防垢缓蚀剂，考察了它们在低氧环境下的防垢，缓蚀效果。     

地面集输系统结垢机理及清防垢技术研究

针对姬塬油田站点和管线结垢严重问题,开展了结垢现状、垢质特征、结垢机理、成垢影响因素分析,同时结合系统结垢机理、结垢特征,按照“前端预防、过程控制、结垢治理”的思路,采用“前端脱水+分层集输+同层回注”工艺进行前端防垢,应用“物理+化学”技术进行过程控垢,采取“高压射流+数控脉冲+机械切削”技术进行管路和设备治垢,逐步形成了适用于姬塬油田地面系统清防垢技术体系,使地面集输系统结垢得到有效控制,年节约维护费用4000万元。     

原油集输系统的结垢及处理

本文根据大庆油田萨中地区除垢与防垢工作的实践,并用饱和度系数公式进行分析,指出原油集输系统的水中存在饱和的Ca~(2+)、CO_3~(2-)、HCO_3~-离子和加热温度过高是管线结垢和堵塞的主要原因。还介绍了化学除垢解堵方法,并提出降低输送温度及投加防垢剂的防垢方法。     

采油生产中的自动防垢系统

1 采油生产自动防垢系统的构成采油生产自动防垢系统由三部分构成 ,即现有设施 (油井、矿场集输和原油处理管线 )、防垢设计及油藏开发、油井生产过程分析。其中现有设施和防垢设计部分 ,均由结垢综合预测及根据数据库对油井 (设施 )的阻垢剂和防垢工艺 (性能、使用条件、设备等 )优选子程序构成 ;油藏开发和油井生产过程分析部分 ,均由根据模拟数据库对油藏开发和油井生产进行分析的子程序构成。2 .采油生产自动防垢系统的实施(1)对于现有设施 ,必须在油井生产过程中时常检查其结垢的可能性。采用该系统可在 1ｍｉｎ内 ,计算 10 0个水样化…     

姬塬油田集输系统工艺法防垢模式的评价

姬塬油田的樊学区块,由于各层系地层水配伍性差,加之混层开发及混合处理的集输模式,导致集输系统结垢严重,直接影响到原油正常生产,存在严重的安全隐患。为保障系统平稳运行,采用以工艺法防垢为主,化学、物理法防除垢为辅的综合清防垢体系,逐步形成了"原油分层集输、分层处理、净化油合层输送、采出水分层回注"的工艺模式,结垢治理取得了较大成效。针对近两年工艺法防垢的现场应用情况及效果分析,评价工艺法防垢的应用效果。     

英台油田集输系统防垢

1.概述 2002年英台采油厂原油产量将达到100×10~4t,是目前吉林油田产量最高的采油厂。其地面集输系统采用的是掺输工艺,但在掺输过程中,掺水泵因结垢出现定期抱死现象;中转站集输系统中大部分的阀门关闭不严,导致计量不准确。同时,由于大量的垢沉积在掺水管线中,造成有效掺水管径变细,最终导致掺水系统压力增高,掺输液量     

硫酸钡防垢剂的制备与性能评价*

油田结垢通常会导致地层及管线堵塞,导致开发成本增加,采收率降低。针对这一问题,将低分子量聚丙烯酸钠、水解聚马来酸酐和聚天冬氨酸3种防垢性能较好的螯合剂复配制得硫酸钡防垢剂,评价了防垢剂对硫酸钡垢的防垢性能、悬浮性能和对管线的腐蚀性能等。结果表明,硫酸钡防垢剂中低分子量聚丙烯酸钠、水解聚马来酸酐和聚天冬胺酸的最佳质量比为2∶2∶3。在钡离子质量浓度为300 mg/L、温度为50℃的条件下,防垢剂加量高于12.5 mg/L时即具有优良的防垢效果,防垢剂加量为100 mg/L时的防垢率可达到95%以上。防垢剂的耐温性较好,对管线的腐蚀性较低。防垢剂可影响硫酸钡垢的沉降和垢晶核的正常生长,使所得垢结构规律且更加松散,有利于后续的机械清垢处理,满足油田的正常生产需要。图7表1参13     

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。     

DQG-1电泵井清防垢剂研制与应用

大庆油田在用的电泵井采出水中HCO3-含量较高,存在结垢趋势,其中个别井结垢严重,造成电泵叶轮结垢堵塞,电泵井过载停机.针对垢样组分研制了DQG-1型电泵井清防垢剂,该清防垢剂与地层原油配伍性好,与用10%盐酸直接溶解垢样对比,溶蚀率和反应速度均有较大提高.现场试验2口井,平均检泵周期由139 d延长到目前的320 d,已延长了181 d,取得了较好的清防垢效果.     

胡尖山油田XYZ区块集输系统结垢原因分析及建议

胡尖山油田XYZ区块目前有严重结垢站点9座,预防结垢以化学防垢为主,化学助剂的投加浓度为20 mg/L~100 mg/L,物理防垢为辅(物理除垢仪器)。随着XYZ区块进入含水期开发,由于水的化学不相容性,造成集输系统的严重结垢,给生产造成极大的困难。本文主要通过结垢的机理,结垢周期以及XYZ区块开发过程中遇到的实际问题对XYZ区块集输站点结垢的原因进行分析,并对下一步预防结垢提出部分建议。     

含磺酸基硫酸钡防垢剂的制备与性能评价

为防止油田开发过程中硫酸钡垢的形成、提高防垢剂的耐温性和耐盐性,从防垢功能基团以及有机物相对分子质量两方面考虑,选取丙烯酸(AA)、顺丁烯二酸酐(MA)、2-丙烯酰氨基-2-甲基丙磺酸(AMPS)和甲基丙烯酸(MMA)为原料,以过硫酸铵为引发剂,采用水溶液聚合法合成了硫酸钡防垢剂,对原料配比进行了优化,研究了防垢剂加量、温度、pH值对防垢率的影响及防垢剂与地层水的配伍性。结果表明,当AA、MA、AMPS和MMA占总反应物质量比分别为30%、52.5%、5%和12.5%,过硫酸铵用量为反应单体总量的1.5%时,制得的硫酸钡防垢剂相对分子质量接近9640.69,产物纯度为62.3%。在50℃的集输管线温度下,防垢剂在加量高于12.5 mg/L时即有优良的硫酸钡防垢效果,加量为100 mg/L时的防垢率可达85%以上。防垢剂在弱碱性环境中有较好的防垢效果。防垢剂耐温性良好,在低浓度下能有效防止硫酸钡晶体的生长和附着。防垢剂与地层水的配伍性良好,与含有多种阳离子的模拟地层水在50℃下混合静置24 h无沉淀生成,满足油田使用要求。图6表4参16     

吴旗油田结垢原因及防垢研究

采用X-射线衍射方法分析了吴旗油田现场垢样成分,进而研究了吴旗油田井下及集输系统结垢原因和防垢措施。结果表明,吴旗油田现场垢样的主要成分为碳酸盐垢;结垢原因主要为采油过程的CO_2分压降低、合层开采井不相容产出水的混合以及采出液加热破乳或加热输送导致的温度升高等;优选的SIB防垢剂能有效抑制吴旗油田产出水结垢,经现场应用能大幅度延长集输系统清垢周期。