贝中油田油井结垢预测与防垢剂的筛选

贝中油田采出水含有较高的钙、镁离子,预测表明油井具有较强的结垢趋势。按照《油田用防垢剂性能评价方法(SY/T 5673—1993)》的要求,进行防垢实验。对多种防垢剂的筛选评价表明,防垢剂FBR的综合性能可较好地满足防垢需求,且当其加量为25 mg/L时,在现场条件下防垢率可以达到95%以上,现场试验也表明该防垢剂能很好地满足降垢需求。其他类似油井可以采用该药剂防垢。     

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。     

Cb区块油井结垢原因分析与对策研究

针对Cb油田油井结垢问题,通过对油井采出水进行水质结垢预测趋势预测、微生物生长环境、垢样检测等方面综合研究分析,发现结垢原因是SRB腐蚀造成。室内对JS-2除硫抑制剂进行效果评价,在投加浓度100 mg/L时可有效降低采出水中硫化物和SRB的数量。     

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     

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     

缓蚀阻垢剂HZ-X2的合成、性质及应用

中原文留油田油井含水高于85％，采出水中CO2与HCO3^-构成弱酸性缓冲体系，腐蚀性和结垢性很强，油井、集输和注水系统既出现腐蚀，又发生结垢。针对该油田研制并生产了新型缓蚀阻垢剂HZ－X2。简介了合成方法及产品技术性能，讨论了缓蚀和阻垢机理，详述了室内测试结果，简介了现场试验和应用情况。该剂由缓蚀成份咪唑啉及其衍生物、阻垢成份膦基丙烯酸－马来酸（酐）共聚物及溶剂制成，易溶于水，可溶或分散于油，不增加原油的乳化。在室内测试中，加量＞100mg/L时在65℃采出水中的静态缓蚀剂＞75％，在70℃油水混合液（30：70）中的动态缓蚀率＞70％。加量≥20mg/L时，在75℃采出水中对Ca、Mg垢的阻垢率＞84％。在现场试验中，从1口油井油套环空按产水量加入该剂100mg/L，在20天内使采出水中含铁量下降，腐蚀速率降至接近0.07mm/a。在文留油田现场应用中，不同油井加入适量药剂（60－100mg/L)，加药周期一般15d左右，采出水平均腐蚀速率由0．408mm/a降至0.075mm/a，结垢速率由3－7mm/a降至0.121mm/a。表3。     

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。     

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CO2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。     

梁南管理区硫酸钡锶结垢和腐蚀的防治

胜利纯梁采油厂梁南区计量站和榆油管线结垢（硫酸钡锶垢）腐蚀严重。过去曾采用超声波、磁化、高频电场等物理法防垢，因效果不尽人意且有效期短而放弃使用。油田分别以S层和H层为生产层，大多数油井产出水既富含Ba^2＋＋Sr^2＋，又富含SO4^2-，因此不能采用可以防止结垢的分层采油、分层处理产出液、分层回注产出污水的工艺。有2个集榆站曾使用一种阻垢剂，有一定效果，但出现了阻垢剂的酸性使下游腐蚀加重，所选缓蚀剂使用不便等问题。从11种商品阻垢剂中优选出的J-1，加量30mg／L时对钡垢、锶垢的阻垢率分别为93．5％和63．6％。从9种商品缓蚀剂中选出的4种缓蚀剂，加量30mg／L时对A3钢、N80钢80℃缓蚀率均超过94％。经配伍性和组合测试，得到J-1＋WD-2阻垢缓蚀剂，二者之比为83．3：16．7，总加量30mg／L时在梁南地层水中阻垢率达92％，可使N80钢腐蚀率降至0．0786mm／a。自2003年12月起，该复配剂在梁南区集输站使用，阻垢、缓蚀效果显署。表4参2。     

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。     

绿色环保型阻垢剂的研究与应用

为了解决下寺湾油田雨岔区块油井管杆结垢严重的问题,通过现场调研和取样化验分析,发现采出水中Ca~(2+)、Mg~(2+)、CO_3~(2-)、SO_4~(2-)等成垢离子含量较高,同时采出水中细菌含量超标,尤其是SRB菌含量高达10~3/m L。结合雨岔区块油井结垢的主要原因,室内以聚环氧琥珀酸(PESA)和聚天冬氨酸(PASP)作为主剂,优选了缓蚀剂、杀菌剂、分散剂等助剂,优选出绿色环保型阻垢剂配方,并对其缓蚀阻垢性能、生物降解性能进行了测试。现场应用结果表明,措施井平均Ca~(2+)保持率达到81.6%,平均缓蚀率达到80.6%;措施井免修期由75 d提高到247 d;该阻垢剂体系有较好的阻垢和缓蚀双重功效,能够解决下寺湾油田雨岔区块的油井结垢问题,减少油井维护性作业井次,降低油井生产成本。     

HZ油井缓蚀阻垢剂在华北油田的应用

为解决油井由于腐蚀结垢严重影响油田正常生产问题,采用有机酸和有机胺及助剂合成了HS-1油井缓蚀剂,同时与阴离子及两性离子表面活性剂等多种助剂复配,研制出了HZ系列缓蚀阻垢剂.利用静态挂片法和容量法进行了缓蚀率与阻垢率的测定.该剂在华北油田现场应用60余口井,缓蚀率达70%,阻垢率达95%,加药井平均检泵周期延长3倍,节约检泵费用840余万元,具有较好的推广应用价值.     

某区块浅层煤层气井结垢普查及成垢原因研究

某区块煤层气井结垢现象明显,严重影响了生产.对气井结垢成因研究发现,162口井中有46口井结垢情况严重,比例为28.40％;59口井中等程度结垢,比例为36.42％;57口井轻度结垢,比例为35.18％.水质分析结果表明,采出水矿化度较高,Ca2+和HCO3-浓度大;并且pH值大多大于7.0,为弱碱性.X射线衍射分析结...     

中原油田套管内腐蚀机理及腐蚀控制技术

套管腐蚀问题严重制约着中原油田的发展。通过套管腐蚀调查与腐蚀机理研究发现,中原油田注水井套管普遍存在严重内腐蚀,SRB细菌是腐蚀的主要影响因素。油井套管内腐蚀较轻,其中HCO3-在油井套管内腐蚀因素中占主要地位。针对造成套管内外腐蚀的主要原因,研究了套管内腐蚀控制技术。对于油井套管内腐蚀,研制了GHJ高效油井缓蚀剂及固体缓蚀剂;对于注水井套管内腐蚀,研究了高pH值注入水定期洗井技术与环空保护液XHK-1、XHK-2。现场应用证明,套管腐蚀控制技术有效地减缓了油水井腐蚀速度,改善了油水井井况,取得了明显的社会和经济效益。     

气田回注系统结垢机理及对策——以四川盆地邛西气田为例

气田开发进入中后期采用废弃井回注方式处理排出的地层水是一种较环保的方法,但管线结垢导致通径变小,严重影响了回注效率,注水泵高负荷运转也存在较大的安全隐患。为此,对气田水样及管道垢样进行了化验分析,找到了结垢物的主要成分——以碳酸钙、硫酸钡及硫酸锶为主,其余成分包括少量腐蚀产物(如Fe2O3)和一些地层砂粒及少许有机物,分析发现输送地层水压力降低及悬浮物超标是形成无机结垢物的主要原因。进而选择了4种缓蚀阻垢剂,对四川盆地邛西气田白马8井的回注水样进行了缓蚀性能及阻垢性能的测试筛选,结果显示XH-442B型缓蚀阻垢剂性能相对较好。进而对该型试剂在不同浓度下的性能进行了进一步的测试,发现浓度大于40mg/L时可以起到有效的阻垢作用。在白马8井的2台注水泵出口在相同工况下进行了长达6个月的现场对比试验,结果表明XH-442B型缓蚀阻垢剂浓度在40~50mg/L时具有良好的缓蚀阻垢作用,可降低回注压力并提升回注系统运行时效。     

曲堤油田水质分析及防腐技术

曲堤油田经过多年的高速开采,大部分区块的含水已经进入中高含水期,如曲九沙四下单元综合含水达到88．6％。含油污水的腐蚀性强、区块矿化度高,油水井管线、采油泵等腐蚀严重,腐蚀产物容易堵塞管线、影响泵效、堵塞地层、大大缩短生产周期和增加生产成本。因此,对该油田水样进行了分析,针对分析结果进行了缓蚀剂室内评价实验。实验对比了多种缓蚀剂的效果,优选出最佳缓蚀剂BS-X,针对曲104块、曲15块、曲10块油田的水质特征,选出了该缓蚀刺的最佳用量。BS-X投入现场使用后管线穿孔、管杆泵腐蚀明显下降,由腐蚀造成的躺井率下降近10百分点,大大缩短检泵周期、降低了生产成本。     

采油井投加缓蚀阻垢剂方式探讨

依据缓蚀阻垢剂的作用原理及抽油井的工作参数,对采油井投加缓蚀阻垢剂的方式进行了分析。采油井生产参数分析表明,药剂的抽汲规律与产液量、冲次等参数有关。应用现场油井的产出水,对油井缓蚀阻垢剂的成膜性能、膜的后效性（持久性）及预膜质量浓度进行了研究。其结果表明,成膜后A3试片的膜能够持续4-5d发挥作用,出现缓解腐蚀现象,动态腐蚀速率小于或等于0．125mm·a^-1。通过对生产参数的拟合运算,分析了连续加药和周期加药的应用条件,据此确定了组合投药方式。     

缓蚀剂引起气井油管堵塞原因分析及对策

在目前的技术条件下，对含硫气井井下油、套管，最经济、最有效的保护措施就是加注适宜的缓蚀剂。缓蚀剂的选择应有针对性，不同气井腐蚀因素不同，其缓蚀剂品种也将不同。针对四川盆地东部地区气井近年来出现的因缓蚀剂引起的油管堵塞和现场实际解堵情况，结合井下垢物分析及解堵过程中对堵塞物的推断，分析得出：缓蚀剂引起油管堵塞的主要原因是缓蚀剂适应性差、加注制度不合理、缓蚀剂质量缺陷以及腐蚀产物裹夹等综合因素，提出了缓蚀剂入井前需进行配伍型试验，并要求加注缓蚀剂的气井必须定期洗井，同时加强缓蚀剂质量控制、现场管理和生产管理等措施，确保了气井在加注适宜的缓蚀剂下腐蚀得以延缓，同时尽可能地减少了因缓蚀剂造成的井筒堵塞，为生产决策提供了依据。     

陕北某气田井筒堵塞原因分析

陕北某气田井筒存在腐蚀和结垢,导致井筒堵塞严重.选取22口典型堵塞井为研究对象,通过堵塞因素与日均减产量之间的灰关联分析井筒堵塞主要影响因素,同时基于主成分分析对气井影响因素进行降维处理,并研究与井筒堵塞之间的关系.结果表明,引起陕北某气田井筒堵塞的原因主要有井筒腐蚀、CaCO3结垢和气井出砂;引起气井堵塞的主要原因排...     

杏子川油田DC区块防腐工艺研究与应用

为了解决杏子川油田DC区块油井管杆腐蚀严重的问题,通过现场调研和取样化验分析,发现DC区块油井管杆腐蚀主要原因是CO2、H2S和细菌共同作用。结合DC区块油井管杆腐蚀的原因,室内研制了低膦型固体防腐阻垢剂,优选了除硫剂、二氧化碳中和剂、杀菌剂等助剂,从而确定缓蚀阻垢体系配方,然后将其干燥、固化制得固体缓蚀阻垢管。在杏子川油田DC区块进行了5口井的现场应用,措施后油井采出液平均腐蚀速率由0.682 mm/a降至0.05 mm/a,总铁离子含量由2.4 mg/L降至0.4 mg/L,油井平均免修期由41 d提高到210 d。现场应用表明,该固体缓蚀阻垢管能够改善杏子川油田油井管杆腐蚀状况,延长油井管杆的使用寿命,减少油井维护性作业井次。