HH油田注入水与储层流体配伍性研究

HH油田属于典型的低孔特低渗储层油田。注入水与储层流体的配伍性对注水开发方案设计极为重要。通过开展HH油田注入水与C8、C9储层地层水的水质测定、结垢趋势预测和静、动态配伍性实验以及注入水与储层原油的配伍性实验,明确了HH油田注入水与C8、C9储层流体配伍性。结果表明,HH油田注入水与C8、C9地层水不配伍,存在碳酸钙垢趋势,且随着注入水比例的增加、温度的升高,碳酸钙结垢越严重,注入水与地层水比例为9∶1时结垢指标SI值为2.354,SAI值为2.873,结垢程度严重;注入水与地层原油之间配伍性良好。该研究结果对HH油田注水水质指标标准制定、注水开发方案制定及水质处理等研究提供了依据。     

渤海SZ36-1油田注水结垢趋势预测与试验验证

无机结垢是油田注水过程中的严重问题之一,结垢造成了在油田开采过程中较大的经济损失,为了高效开发油田。应对结垢进行科学合理的预测,从而采用相应的防治措施。本文主要通过对渤海SZ36-1油田的地层特征及注入水特征的分析,判断所结的垢可能为碳酸钙垢和硫酸钙垢,编制相应的软件对碳酸钙垢和硫酸钙垢进行了预测。并通过静态结垢试验验证了理论预测结果。结果表明,在该油田的注水过程中有碳酸钙垢形成,但硫酸钙垢不是主要成垢类型;结垢量随温度的上升而增大。     

酸洗除垢解卡工艺技术在低渗油藏的应用研究

随着油田开发进入中高含水期,油田地层水与注入水不配伍以及侏罗系与三叠系之间不配伍,造成油井、管线和站点结垢总量较大,油田结垢防治已成为油田开发生产中主要难题之一。M油田长2、长4+5、长8等层位储层水含有大量的钡、锶和钙离子,最高可达100g/L之上,氯化钙为主要水型,来源水是硫酸钠和碳酸钠型,两者相结合会导致严重的不配伍性,产生大量的钡、锶、钙垢,此外,还有其它无机垢。本文研究了酸洗除垢技术的技术原理及室内实验分析区块垢型,针对性的提出酸洗除垢技术的主要化学成分,并在现场开展了应用,效果显著。     

SZ36-1油田注水水质及注水井堵塞原因分析

绥中36-1油田注水井普遍存在结垢堵塞现象,导致注水压力升高,注入量下降,管柱遇卡,检修困难等问题。从注水水质分析、结垢预测、注入水与地层水配伍性、垢样分析等方面,研究了注水井堵塞机理。研究发现注入水结垢趋势强,SRB细菌与总铁含量超标,水质配伍性差是造成SZ36-1油田注水井堵塞的主要原因。V_(注入水)∶V_(地层水)=60∶40时,结垢最严重,钙镁离子损失总量达到36.94 mg/L。垢样主要成分为Fe S、Ca CO_3、Mg CO_3等。     

油田注入水与储层流体配伍性的研究

针对大港沈家铺油田注入能力下降的问题,本文先进行结垢预测,再通过室内静态评价实验和动态评价实验以及岩心流动实验,验证预测结果,通过对结果的分析可得到注入水和储层流体的配伍程度及注入水和地层水混合后对岩心渗透率的影响。结果表明：大港沈家铺128区和109-1区的注入水与地层水混合后有结垢趋势,产生的无机垢对储层具有堵塞伤害性,笔者建议油田采用防垢措施,改善水质。     

齐家北油田水井结垢原因分析

齐家北油田在调试过程中发现调试遇阻井23口,从作业井的现场情况看:全部是油管壁结垢导致调试仪器遇阻,由此可见,齐家北油田水井结垢现象十分严重。本文通过室内实验研究,化验分析注入水、地层水及垢样成分,结合油层特点,分析水井结垢原因,为今后除垢防垢工作的开展提供了依据。     

弱碱三元注入系统结垢因素研究

针对弱碱三元注入系统严重的结垢问题,取注入站静混处部分垢样进行成分分析,并对弱碱三元体系成垢的影响因素,以及工业碱的成垢规律开展研究,同时提出相应的处理建议。结果表明,工业碱是三元体系成垢的主要因素;污水与碱接触24小时内,体系的结垢量基本达到平衡;室内模拟实验证明,采用沉淀后的碱表二元水配制三元体系能够较大幅度降低成垢量。     

姬塬油田结垢治理技术浅析

姬塬油田开采层位多,地层水、注入水矿化度高,富合成垢离子多样.三叠系注水地层存在严重的BaSO4垢,侏罗系注水地层结垢成分主要以CaCO3和CaSO4为主;两层系地层水配伍性差,加之混层开发、混合处理的集输模式,导致集输系统结垢严重,垢物是以BaSO4和CaCO3为主的混合垢.     

林湾油区清污混注水体结垢机理及防治方法研究

林湾油区采用清污混注的注水开采方式,注水系统结垢严重,影响正常生产。分析油田注入水(清水、回注水)水质,进行了清水与回注水之间的结垢趋势预测;采用X-射线衍射法(XRD)对清污混注系统的水垢样品进行了分析研究。结果表明,清水与地层水之间不配伍,水垢以硫酸钡锶垢为主,混有少量的碳酸钙垢。详细探讨了影响油田注入水不配伍的机理,提出了预防方案。     

强碱三元复合驱工业区块开发后期结垢差异分析

由于强碱三元复合驱体系的注入,强碱与地层中的岩石和地层水反应,产生碳酸垢和硅酸盐垢,在三元主段塞中后期,结垢严重井产液量大幅下降、套管结垢后内通径变小影响作业且采出井频繁卡泵导致采出时率下降,影响开发效益。针对大庆某开发区的两个工业化强碱三元复合驱区块结垢严重程度对比发现,静态和动态上的差异都会影响结垢严重程度,分析认为静态上,不同区块的地质发育和开采层位对结垢有一定的影响,同时动态上,地层水中成垢阳离子浓度变化和流体注入速度对结垢严重程度也有很大的影响。因此,有必要对结垢严重程度的差异进行分析,实施对应的物理和化学除垢。     

华庆油田一套井网两层开发水质配伍性与阻垢技术研究

华庆油田属特低渗油田,为有效提高效益,在开发过程中采用一套井网延长组长6、长8两层开发,地层水之间、注入水与地层水之间的配伍性与阻垢技术研究是油藏开发面临的首要问题。通过水质配伍性分析认为,长6、长8层水之间结垢以碳酸钙为主,结垢量在50-100 mg/L,注入水与长6、长8层水之间以硫酸钡锶垢为主,结垢量在80-490 mg/L。研究筛选出TH-60阻垢剂针对硫酸钡垢,阻垢率达60%以上,现场试验5个增压站,有效遏制了集输管线结垢趋势。     

广利油田水质结垢因素分析

广利站采用电化学预氧化技术后注入水水质得到明显改善,但近期局部区域结垢现象突出。对污水站、注水站、配水间到井口的注入水水质进行了分析,利用结垢趋势预测及垢样的分析等手段,最终确定了结垢的主要影响因素,为下一步改善水质减缓结垢趋势提供参考。     

姬塬油田地面系统清防垢技术研究及应用

姬塬油田多层系开发,地层水矿化度较高,且注入水与地层水配伍性差,随着姬塬油田开发进程加快,地面集输系统结垢问题日见普遍且逐年突出,给原油生产及现场管理带来了诸多困难,为有效解决姬塬油田结垢严重的问题,积极开展清防垢治理研究,通过水质、垢型分析得出结垢机理,针对结垢机理筛选出了适合姬塬油田使用的高效阻垢剂;地面系统通过试验多种物理法除垢工艺,配套加药装置,优化加药位置,建立了地面清防垢体系,有效解决了姬塬油田结垢地面系统结垢严重的问题。     

油田污水水质改性技术应用现状

油田污水有机物、悬浮物、细菌含量和成垢离子含量高,容易造成注水系统结垢、腐蚀严重和堵塞地层。对油田污水水质进行改性研究,降低了水中有机物、悬浮物、细菌含量,减轻水质结垢和腐蚀速率,防止注入水水质恶化,提高注入水的水质。水质改性技术在国内油田应用效果显著,可进一步推广应用。     

大庆油田弱碱三元复合驱注入端结垢特点分析

为更有效的防治弱碱三元复合驱存在的注入端结垢现象,研究了弱碱三元复合驱注入端的结垢特点,分析了注入端不同部位的垢样成分,检测了注入水质中各重要元素的组分,分析了碳酸盐垢样与配注工艺垢样,通过确定低压三元与高压二元配注工艺所产生的垢样主要化学组分,并进一步结合相关工艺流程,深入了解结垢特点,寻找结垢规律,可为科学合理地制定相关清垢措施提供理论依据。     

中渗砂岩储层脉动注水解堵实验研究

常规稳定分层注水通过地层原有孔隙、裂缝向地层回注大量的水，一定程度上解决了注水段间的均质差异问题，但容易出现因注入水水质不合格，导致堵塞地层，造成注入压力逐渐升高，为解决此问题，提出了脉动注水解堵增注技术，并开展了脉动解堵实验研究。从水力脉动对无机垢和有机垢的解堵方面开展相关实验研究分析，实验现象表明，水力脉动可产生低频、高幅压力和震动波使地层形成裂缝网和破碎堵塞物，可有效抑制无机垢的沉降，剥离有机垢，解除堵塞，增大渗流通道，减小流动阻力，进而增大渗透率，为油流提供有效通道，提高采收率，最终达到改善水驱开发效果的目的。     

绥中36-1油田注入水结垢情况分析及结垢防治

绥中36-1油田的注水管网中发现有结垢物存在,针对绥中36-1油田注水系统的特点,对碳酸盐垢、硫酸盐垢的结垢趋势分别进行了理论预测、计算机预测和实验验证,确定油田注水存在结垢倾向。经过对垢物的分析,确定其为碳酸钙垢,但不能形成硫酸盐垢。根据结垢特点,为绥中36-1油田注入水系统研制了BHF-04防垢剂,在现场注水井中加入BHF-04防垢剂试用了2个月后,注水管网中没有新的结垢物生成,防垢效果良好。     

反渗透海水淡化中无机结垢的现象及实时监测

从反渗透法海水淡化过程中无机结垢现象着手,多方面介绍了常见的无机垢,阐述了浓差极化现象与膜无机结垢的关系,即浓差极化是膜结垢产生的直接因素。此外,反渗透过程中浓差极化、膜面结垢、膜孔内结垢共同构成了传质阻力;接下来以减小反渗透过程中浓差极化为出发点,主要讨论了可以除去海水中成垢离子的纳滤技术在预处理过程中的应用。最后结合传统无机垢监测技术,介绍了实时观察器、光学断层相干扫描、超声时域反射等多种直观的实时在线监测方法。     

海上油田注入水配伍性研究及防垢剂性能评价

针对海上油田注水井注水压力升高较快、达不到配注要求及注水储层堵塞严重等问题,通过水样离子组成分析、结垢趋势预测、静态配伍性及动态配伍性等试验,对目标油田注入水与地层水之间的配伍性进行了研究,并优选了复配比例(w)为1:1的PESA,FGJ-2复配防垢剂。注入水配伍性研究结果表明:目标油田注入水与地层水之间的配伍性较差,存在严重的结碳酸钙垢趋势,最大静态结垢量可达到500 mg/L以上,且注入水对储层天然岩心存在比较严重的结垢堵塞。防垢剂优选及性能评价结果表明:采用优选出的复配防垢剂,当其加量为100 mg/L,试验温度为90℃,时间为16 h时,对混合水样的防垢率能够达到98%以上。采用加入复配防垢剂的注入水驱替天然岩心,当驱替100 PV时,岩心渗透率保留率仍在90%以上,复配防垢剂能起到较好的防垢效果,可有效降低水样结垢对岩心造成的堵塞损害。     

中原油田产出水集输中的无机垢预测

油田开发中产生无机垢不仅阻碍油气生产,降低经济效益,还可能造成生产事故。中原油田文侧215-5井产出水中SO42-和HCO3-含量分别为1734mg/L和2343mg/L;文215-2和文侧215-4井产出水中Ca2 和Sr2 含量分别在11100mg/L和630mg/L以上;文215-10井产出水离子成份复杂。如果这四口井产出液集输,很可能产生无机垢。预测结果表明:随着文侧25-5井产出水所占比例的增加硫酸盐和碳酸钙的结垢趋势和程度增强。室内实验和现场应用证实这四口产出水混合时有大量白色垢生成,经X衍射分析为硫酸钙、硫酸锶和碳酸钙垢,结垢程度和类型与预测结果基本一致,证明了预测结果的准确性。