陕北低渗透油田采出水与清水回注可行性研究

清污混注技术目前已经成为油田注水开发工艺的重要手段,也是合理利用资源的有效途径,但是会引起结垢方面的一些问题。为了防止清污混注的结垢问题可能对地层、管线和设备造成的伤害,需要对清水和地层水(长7)进行配伍性实验研究。实验采用静态模拟法来研究混合水的配伍性,通过对水质离子含量分析、结垢量、失SO2-4量、失Ca2+量和垢型的分析,对清水和地层水(长7)的混合性质进行研究。结果表明:采出水(长7)与清水混合后形成的主要结垢类型为硫酸钡和硫酸锶。清水与地层水(长7)的混合体积比为2∶8时,混合水的失SO2-4量与结垢量达到最高,分别为127.4 mg/L和290.5 mg/L,达到地面结垢最大化,可以一次性除去成垢离子。絮凝处理后的混合水与地层水(长7)的混合体积比为7∶3时,混合水的失SO2-4量与结垢量达到最低,分别为1.89 mg/L和1.00 mg/L,与地层水配伍性良好,可以进行回注。     

高含水后期注入水结垢影响因素研究

在油田开发中,无机结垢给油田的正常生产带来巨大的危害。本文通过研究发现油田注入水有碳酸钙结垢的倾向。在采用清污混注技术时,应用结垢预测技术优选注水配比降低结垢的可能。     

江汉油田清改污对生产的影响

江汉油田王场注水系统由清水改注采出污水具有良好的经济与环保效益.为了研究回注污水对油田生产的影响,对注水沿程水质进行分析,对注入水地层适应性进行评价,对污水水质恶化原因进行解释.结果表明：注入水中Ca2＋、Mg2＋、Fe3＋和SRB含量较高,其中Ca2＋、Mg2＋含量因沿程管线结垢逐渐降低,Fe3＋含量因腐蚀逐渐升高,SRB含量因注水系统密闭也明显升高;污水的抑制性比清水好.;污水回注油层后因结垢、Fe3＋沉降及SRB繁殖代谢导致油层渗透率明显下降,沿程水质恶化对油田生产的影响不客忽视.     

长庆油田清水脱硫酸根离子研究及应用

长庆油田采用清水注入地层驱油,部分区块清水中含有SO42-离子,地层水高含Ba2+/Sr2+离子,生成硫酸钡锶垢导致注水系统结垢严重,影响正常的生产。通过研究和现场应用,采用膜法脱除工艺清水中硫酸根离子,有效解决注水结垢问题,满足油田开发需要。     

油田注入水结构评价及治理措施

对青化砭油田注水系统的长6地层水及注入水进行了水质分析,采用饱和指数和热力学溶解度法对结垢类型及趋势进行理论预测的基础上,并对混注水进行配伍性分析,运用化学分析、XRD、SEM等手段分析了典型结垢部位垢样,并提出了综合防垢措施。     

油田注入水结垢评价及治理措施

对青化砭油田注水系统的长6地层水及注入水进行了水质分析,采用饱和指数和热力学溶解度法对结垢类型及趋势进行理论预测的基础上,并对混注水进行配伍性分析,运用化学分析、XRD、SEM等手段分析了典型结垢部位垢样,并提出了综合防垢措施。     

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。     

胜利山注水项目区水质配伍性及阻垢研究

注水水质是影响油田开发效果和经济投入的重要因素之一,水质不配伍不仅会造成地层堵塞,吸水能力下降,使层内、层间矛盾恶化,影响油田开发效果,也会堵塞注水管网,导致注水系统压力升高,注水成本增加。为提升油田注入水水质,避免伤害储层,以吴起胜利山项目区为例,针对当前阶段水源不足,清污混注的现状,以理论计算为基础,结合试验求证的方式,对水质配伍性和结垢情况展开了研究。     

油田采出水结垢及配伍性实验理论研究

目前,我国大部分油田已经进入开发的中后期,普遍采用的是注水开发工艺、多层位混合开采和多层位混合输送的处理工艺。若注入水和地层水之间不配伍或者不同层位采出水之间配伍性差,就会形成各种类型的油田结垢。结垢不仅造成储层堵塞,会给储层带来伤害,也会给设备和集输管道带来不同程度的腐蚀,降低设备的传热速率和堵塞管道的危害。本文主要介绍了油田采出水中垢的结垢成因、结垢危害、结垢趋势预测以及防垢技术,并以此作为配伍性实验理论研究的基础,对混采混输及回注工艺具有一定的现实指导意义。     

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。     

油田注水开发结垢问题浅析

注水开发油田的注水系统结垢是油田生产中常见的问题,油田注入水与地层水的不配伍往往会造成注水系统结垢,这种问题往往造成注水井吸水能力、地层压力及油气采收率下降,并最终影响油田的开发效果和经济效益。本文将对油田注水开发过程中产生的垢物的成份及性状、鉴别方法、结垢机理以及注入水与地层水静态配伍性进行分析。     

油田清污水混注研究

目前大多数油田实现了污水的回注,但污水采出量却满足不了本油田注水量的需要,须注入部分清水,但清污水混注会产生严重的腐蚀、结垢和细菌繁殖等问题,造成了水处理设备及注水管线过早的报废,注水井堵塞频繁等严重后果。本文从油田注水开发的现状出发,进行了清污水混注研究。通过对混注时清、污水混合比例、防垢、杀菌、防腐、水处理药剂配方的室内实验,并经现场试验,得出了该油田清污水混注时最佳混和比例,水处理剂配方等。     

气田高温回注水管道结垢机理研究

低温或常温气田回注水结垢的机理研究已经比较成熟,但对于气田高温回注水的结垢研究尚不够深入.气田高温回注水结垢受成垢离子种类和浓度、pH值、温度以及矿化度大小的影响.单一成垢离子和成垢离子浓度低以及pH值和温度下降都可以抑制水垢的生成,水的矿化度变大对水垢的生成有促进作用;而硫酸盐的存在对硫酸盐垢的形成有很大的促进作用....     

华庆油田三叠系延长组地层水配伍性研究

华庆油田三叠系延长组油藏采用注水开发且以污水回注为主,由于多层系采出水组成性质的差异,容易对储层造成污染。本文在分析华庆油田延长组地层水的性质、各离子含量以及水型的基础上,将主力开发层位长6地层水与其他层位地层水按不同比例混合后,在不同温度下测定混合液中的成垢离子含量,计算结垢量,分析结垢类型,并对结垢趋势进行预测。研究结果表明:长6地层水与其他层位地层水混合后均有不同程度的结垢现象,且以碳酸钙垢为主,可见多层系水的不配伍性是导致注水开发过程中长6储层污染的主要原因,从而为污水选择性回注及防垢解堵提供了理论依据。     

宋芳屯油田采油污水回注方案优选研究

本针对宋芳屯油田M层采油污水回注的问题,开展采油污水回注方案优选研究。结合区块资料及实际生产状况,通过室内模拟注水实验,制定该油田采油污水回注的最优方案。实验发现,采油污水对储层污染程度较大,随着污染程度升高,储层渗透率降低,因此,需要对其进行处理后再回注。在室内实验中,发现清污混注能有效减轻注入水对储层的污染。最终结合实验结果,优选出合适的回注方案:采用清污混注的注入方式,清污比50∶1,其中添加1.5%有机磷酸酯作为防垢剂,1.0%四羟甲基硫酸磷作为杀菌剂。     

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.     

稠油油田采出水处理工艺研究与应用

鲁克沁油田是一个注水开发的稠油油田,随着油井注水受效比例增大,提液增产工作量增加,采出水量呈不断上升趋势。为实现油田经济、有效注水,减轻环境污染,降低油田开发成本,进行了采出水生化处理后回注工艺的研究与应用。在采出水处理工艺上,优选"倍加清"4号、7号联合生物菌群,对有机质平均去除率达到96%;进行加药方案优化研究,确定了絮凝剂、除氧剂、杀菌剂等最佳加药方案,现场采出水经处理后,悬浮物、粒径中值、含油、细菌等水质主要控制指标均达标,同时系统运行平稳,实现了合格污水回注。另外,在室内分别进行了注清水和污水后对储层的伤害情况进行研究,确定了清污混注时的最佳混配比,为油田下步清污混注奠定了技术基础。     

陆上油田注水井结垢分析及防治措施

注水开发过程中,由于注入水水性不稳定或与储层流体不配伍,以及修井液高矿化度性等因素,易造成注水井井筒及注水层结垢。通过对陆上油田高尚堡地区历年注入水水性变化研究,分析成垢离子增加的原因并采取针对性措施进行防治。     

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。     

大水沟油区注入水水质腐蚀与防护技术

对大水沟油区注入水的腐蚀性进行了研究.经过清污混合处理,除去水中的成垢离子后,注入水的pH值调节为7～8,加入除氧剂及缓蚀剂,使注入水的腐蚀速率降低至0.022 mm/a以下,达到了油田回注水的防腐要求.