非同层油田采出水结垢性质研究

国内油田对非同层产出液普遍采用集输处理工艺流程来节约生产成本,同时采用回注处理工艺可以提高原油的采收率,提高经济效益。但不可避免的将会造成地层、设备和管线结垢。结垢问题给油田的正常生产带来不利影响,解决油田系统的结垢问题已经成为一项研究的重要课题。本文通过对结垢性质进行探讨,可以有效地解决油田生产存在的一些问题。     

采出水配伍性及结垢趋势评价方法与展望

综述了国内外油田水配伍性实验原理及评价方法,包括静态配伍性实验和动态配伍性实验,并对比评价了各种方法在工程实际应用中的优缺点。同时描述了垢的形成机理并提出了几种不配伍性导致的结垢趋势评价方法,分别是静态模拟实验法、动态模拟实验法、计算机预测法。最后展望了结垢趋势预测的最佳方式,需全面考虑热力学、流体力学以及结晶动力学等因素,注重水的结垢速率研究,从而开发更通用更准确的结垢预测模型是今后发展的方向。     

采出水配伍性及结垢趋势评价方法与展望

综述了国内外油田水配伍性实验原理及评价方法,包括静态配伍性实验和动态配伍性实验,并对比评价了各种方法在工程实际应用中的优缺点。同时描述了垢的形成机理并提出了几种不配伍性导致的结垢趋势评价方法,分别是静态模拟实验法、动态模拟实验法、计算机预测法。最后展望了结垢趋势预测的最佳方式,需全面考虑热力学、流体力学以及结晶动力学等因素,注重水的结垢速率研究,从而开发更通用更准确的结垢预测模型是今后发展的方向。     

致密油藏采出水结垢趋势和配伍性研究

为实现致密油藏某层采出水有效回注,在了解致密油藏某层采出水水质特点的基础上,采用ScaleChem软件对致密油藏某层采出水、 侏罗系采出水、 地下水结垢类型和结垢量随温度的变化趋势进行分析,并对各水样混合的配伍性进行评价.研究结果表明,致密油藏某层采出水结垢量大,结垢类型为BaSO4、CaCO3,与侏罗系采出水和地下水...     

大港南部油田回注污水结垢性与配伍性研究

大港南部油田注水水源为南部各污水站处理后的采油污水,若处理后水的水质未达到注水标准,碳酸钙结垢会引起注水压力上升,严重影响油田生产.对大港南部3个区块的6种水样的分析结果表明,官-联和枣-联两个区块的成垢离子Ca2 、Mg2 、HCO3-的含量都不高,而西二联的HCO3-含量很高,根据碳酸钙饱和指数SI和稳定指数SAI预测得出港西回注水有一定的结垢倾向.配伍性实验结果表明:在油层温度(85℃)下密闭恒温7 d,南部区块的两组水样均无沉淀;港西地层水和回注水(55℃)按不同体积混合后产生沉淀,浊度变大,配伍性差.     

胡四联采出水回注系统结垢性和配伍性研究及治理对策

胡四联采出水回注水源为胡十转长4+5、长6、长7、长8和长9层原油脱出水,该回注采出水经过排污除油、大罐沉降、过滤后水质基本达标,由于水中成垢离子相互作用导致该站结垢严重,注水流量计结垢厚达5mm,影响正常运行。通过现场调研、水质分析、结垢趋势预测、配伍性实验和垢样分析得出:该站回注采出水中含有大量成垢离子(Ca²+、Mg2+、Mg²+、Ba2+、Ba²++Sr2++Sr²+和SO_42+和SO_4²-、HCO2-、HCO^-),形成的垢的主要成分为酸不溶垢(以BaSO_4为主)和少量碳酸盐、硫化物及铁氧化物。阻垢剂性能评价结果表明:现有钡锶阻垢剂ZG-558和SW-188阻垢率均可达标,从其他站点使用情况来看,SW-188适应性更强,但ZG-558价格更便宜。     

淖尔油田采出水呈弱酸性机理分析研究

油田采出水酸碱性是油田水物理化学性质的综合反映,是水一岩相互作用、油田水长期化学演化的结果;它对油田生产系统腐蚀、结垢具有重要影响。分析油田采出水酸碱性形成机理可为腐蚀、结垢治理方案选择提供理论基础.     

油田采出水处理工艺研究

利比亚大象油田采出水处理工程设计拟选用自然沉降除油-氮气诱导气浮-压力核桃壳过滤的工艺流程.为验证选定工艺流程的可行性,优化工程设计方案,本研究采用实际油田采出水,对自然沉降、气浮、过滤等处理单元进行模拟试验.试验结果表明,采用斜板油水分离器除油-氮气诱导气浮-压力核桃壳过滤的工艺流程处理利比亚大象油田采出水是可行的,...     

绥靖油田采出水系统腐蚀结垢机理研究与对策

本文针对绥靖油田采出水系统存在的主要问题,在对大路沟一区、三区和化子坪区水质组成性质特点进行大量分析和监测的基础上,详细研究了绥靖油田采出水腐蚀、结垢的原因及影响因素,确定出了有效的防腐阻垢方法和对策,筛选评价出了适应采出水组成性质特点的水处理剂,研制适用各区块的套管保护液,并在现场推广应用,有效缓解采出水系统的腐蚀结垢,确保采出水系统长期、安全、稳定运行和注水效果.     

延长油田注水系统的结垢特性趋势研究

针对延长油田注水系统在油田开发过程中存在普遍的结垢问题,对延长油田某采油厂注水系统的结垢特性趋势从污水在井下输送系统和油层中的结垢试验分析进行了研究.同时,对硫酸钙的溶解性随注水因素影响的规律性也进行了研究.结果表明:延安组与长2油层产出水质混合会产生碳酸钙结垢,与长6油层产出液混合有碳酸钙与硫酸钙结垢.,硫酸钙的溶解度随随氯化钠浓度的增加而增大,随温度提高先增大后减小,随二氧化碳含量的增加而先减小后增大,而气压的增加对硫酸钙溶解度的影响极小.     

八面河油田注入水结垢趋势及配伍性预测研究

通过软件对八面河油田面138区块注入水和地层水的结垢趋势以及它们之间的配伍性进行理论预测,预测结果表明,面138区块注入水和地层水均有结垢趋势,且配伍性不好,需要在注水过程中采取相应的防垢措施.     

二氧化碳驱油环境下采出水结垢室内评价研究

采用Ryzner稳定指数和Stiffs ＆ Davis饱和指数对油田现场高矿化度、高钙离子浓度采出水的结垢趋势进行理论预测,并利用高温高压釜模拟注CO2驱油井下工况,开展了不同温度、CO2分压条件下井下采出水的结垢评价,模拟实验结果表明,现场采出水在模拟工况条件下的结垢率均在10%以上,温度和CO2分压的变化对采出水结垢率的影响较小。在试样表面光滑和模拟实验流速条件下,旋转试样表面未形成完整致密的CaCO3包覆垢层。     

乌干达油田注水配伍性及储层保护技术研究

本文针对乌干达某油田注水过程中注入压力上升较快、酸化施工频繁这一问题,在室内开展了储层粘土矿物、注入水与地层水配伍性、含油污水以及悬浮物对岩心的损害等研究。研究结果表明:储层粘土矿物含量较高,其中高岭石含量为53.52%,伊/蒙间层矿物含量为10.5%,粘土易水化膨胀造成注水压力偏高;注入水与地层水配伍性较差,注入水:地层水=6:4时,结垢量为115mg/L;质量浓度为2%的FP-6防膨剂的防膨率高达96.52%,质量浓度为30%的阻垢剂BHF-12A的阻垢率为96.2%。注入200PV含油量为20 mg/L的溶液对岩心的损害率高达46.88%;注入100PV粒径中值为5μm、浓度为11mg/L的悬浮物溶液对岩心的伤害率为28.83%。措施液驱替实验中,段塞式注入、连续式注入(120PV溶液)时对岩心伤害率分别为26.15%、14.49%,建议在施工过程中采取连续式驱替方式。     

油田采出水对注水系统腐蚀机理的探讨

目前,我国油田已经进入注水开采中后期,采出水占采出液60%～70%,甚有高达90%以上。采出水中富含H2S、HCO3^-、溶解氧、硫酸盐还原菌（SRB）、Cl^-、CO2这些都是导致腐蚀的主要原因。通过对集输站注水管线腐蚀产物进行电镜扫描（SEM）、能谱（EDS）分析、X衍射及腐蚀产物成分定量分析（容量法）;通过室内静态腐蚀挂片实验,研究具有腐蚀物质不同浓度对腐蚀性的影响,进一步探讨腐蚀机理。     

吉林油田注水结垢研究

应用SJG-Ⅲ型多功能岩心驱替结垢实验装置,结合红岗油田红168区块水质和储层岩心,通过对注水过程中Ca2+离子浓度的变化和实验岩心渗透率的变化两个方面,来评价结垢对储层造成的伤害程度。     

油田采出水的特性及处理技术

总结了油田采出水的特性及现场采用的水处理工艺流程,比较不同处理方法的适用范围及优缺点。指出目前油田现场采出水处理存在的问题,特别是对大庆油田聚合物驱和三元复合驱采出水进行了深入分析,阐明了污水处理难度大的原因是聚合物增加污水粘度,表面活性剂使污水严重乳化,并指出处理该污水的有效途径。     

油田采出水回注系统用缓蚀剂产品的研发

由于油田采出水水质不稳定,大量金属离子、溶解氧和细菌等存在加快地面管道、设施设备的腐蚀,严重影响了三次采油技术的实施.本文主要分析了油田采出水回注系统腐蚀因素,同时对滨港公司研发的缓蚀剂系列产品的设计思路进行简述.通过室内对比实验数据表明,滨港公司研发的缓蚀剂系列产品可将腐蚀速率有效控制在0.035 mm/a之内,且与...     

延长油田某区块地层水结垢特性预测与判断

通过应用结垢预测理论对延长油田某区块长2、长6、长7、延8、延9和延10地层水的结垢特性进行了预测判断。预测结果表明,延长油田地层采出水属高矿化度污水,有氯化钙、碳酸氢钠和硫酸钠水型,易结垢离子含量较高,主要结垢形式为碳酸钙垢。不同水体混合配伍后有不同程度的结垢特性,长2和长6属于相同水质,与其他水体配伍性差,易生成难溶的硫酸钡垢。长7、延8、延9、延10四个水体混合配伍需采取碳酸钙和硫酸钙阻垢防垢措施。     

超滤膜处理油田采出水试验研究

为提高回注水水质,对PVDF超滤膜在油田采出水处理过程中操作参数的选择及膜污染机理进行了研究,通过现场试验,分析了不同的操作参数对膜通量的影响,超滤膜对含油量及悬浮物的去除效果,膜污染清洗方法。结果表明,超滤膜过滤的优化操作条件为:在确定出水水质达到SY/T 5329-94低渗透油田注水水质A1级标准条件下,温度50℃,浓水回流体积比50%,在线反冲洗周期25 min;NaOH和HNO3联合清洗有助于恢复超滤膜膜通量。