白于山区长4+5油藏地层产出水结垢现状与防治

针对靖安油田白于山区长4+5层产出水结垢现状,从结垢机理研究入手,本着先研究其结垢原因、再研究防治对策的总体思路,详细分析了长4+5层产出水结垢原因,并研究了防治对策。     

姬塬油田结垢机理与趋势分析

分析了姬塬油田地层水和注入水的水质,以及集输系统垢样的主要组成;对注入水和地层水进行了配伍性试验,研究了不同见水程度地层水的结垢趋势.实验结果表明,该油田结垢的主要原因是注入水和地层水中富含成垢离子,主要垢型是碳酸钙和硫酸钡垢;单层开采井结垢主要原因是产出水中的Ca(HCO3)2分解;注水地层结垢的主要原因是三叠系油层的高钙、高钡离子水与高碳酸氢根和硫酸根的注入水混合;集输过程中结垢主要原因是见水程度不一致的地层水里富含成垢离子.     

中原油田文二联地区注入水动态结垢趋势试验研究

采用盘管式动态结垢模拟试验仪对中原油田文二联地区产出水、室内处理水、现场处理水以及混配水进行了动态结垢模拟试验。结果表明，文二联产出水在地层温度下，有一定量的沉淀结垢物形成；室内处理水也有少量的沉淀结垢物形成，与产出水相比，沉淀结垢量要低一些；现场处理水基本沉淀结垢物产生；产出水与现场处理水混配后，沉淀结垢量明显上升，但与产出水和室内处理水的配伍性相比，明显好转；温度高，盐析现象严重是引起沉淀量上升的主要原因。     

姬塬油田H3区块清防垢技术研究

姬塬油田位于鄂尔多斯盆地西部,属多层系开发油田,地层水矿化度高,主要为Ca Cl2水型,洛河层注入水为Na2SO4水型,注入水与地层水不配伍,导致系统结垢日趋严重。为了解决多层系开发中的结垢问题,以姬塬油田最具代表性的多层系H3区块为研究对象,进行地层、井筒及地面集输系统结垢机理及防垢技术研究,探索极为有效的清防垢技术。     

高温高压凝析气藏井筒结垢及除垢研究

塔里木油田迪那2高温高压凝析气藏共有生产井25口,其中有19口井存在井筒结垢堵塞的问题。由于迪那2气田目前主要是产凝析水,国内外尚无凝析水结垢的系统研究成果。现有的除垢剂除垢效果慢、成本高,急需开展高温高压凝析气藏井筒的结垢分布规律、垢成分、结垢原因及除垢措施研究。通过对井筒精确分段取样、室内测试、结垢原因分析及除垢措施研究,明确了井筒结垢主要集中在井筒变径的局部位置;凝析水结垢主要是生产过程中部分束缚水转变为可流动地层水,部分充填物的溶解提供了矿物离子,井筒变径位置的涡流作用引起流场、流态和相态变化,导致液体的聚集和再蒸发,从而产生结垢（盐析）;土酸酸化可高效解除井筒结垢堵塞。开展了高温高压凝析气藏井筒凝析水结垢分析研究,提出除垢措施,提供了井筒凝析水结垢的理论基础,有效恢复了气井的正常生产。     

梁家楼油田硫酸钡锶垢成因分析

梁家楼油田集输站及其外输管线结垢严重。垢样含无机物约95％，用X射线衍射法测定，该垢成分为硫酸钡锶Ba0.75Sr0.25SO4。根据4个集输站21口油井产出水水质分析数据，产出水富含Ba^2＋＋Sr^2＋和（或）SO4^2-，一般而言，生产层为S层的油井产出水富含Ba^2＋＋Sr^2＋，生产层为H层的油井产出水富含SO4^2-，两种水混合引起集输站及外输管线结垢。在4个注水站的回注污水中，Ba^2＋＋Sr^2＋和SO4^2-浓度很低或较低，远低于产出水中的相应浓度。2口井S层岩心薄片分析鉴定结果表明地层胶结物中含重晶石（BaSO4），且推论含天青石（SrSO4），这是S层地层水中成垢离子的来源，使一部分油井井筒或井口至集输站管线结垢，并造成该生产层不同油井产出水中成垢离子浓度的巨大差异。讨论了硫酸钡、硫酸锶的溶解度及温度、压力、含盐量的影响。将分别含4mmol／L Ba^2＋、4mmol／LSr^2＋、8mmol／L SO4^2-的3种溶液混合，生成的沉淀物经X射线衍射法检测，为Ba0.75Sr0.25SO4结晶，利用溶度积数据对该垢的生成作了初步讨论。表4参1。     

油田水结垢机理及预测研究进展

油田水结垢是影响油田开采和集输的重要问题之一，结垢机理及结垢预测研究对保障油田正常生产具有重要意义。通过对油田水的结垢机理和结垢预测方法进行研究，讨论不同结垢趋势预测方法的基本原理、判断依据及适用性，总结结垢量预测方法和结垢监测技术的基本原理和特点。研究发现，结垢趋势预测方法适用于判断油田水是否结垢和结垢程度，结垢量预测方法能定量判断结垢量或结垢速率，其中结垢预测软件使用最为广泛，但能够预测换热壁面实际结垢速率的方法较少。因此，综合热力学和动力学等因素建立能准确用于预测油田水实际结垢速率的理论模型，形成一套结垢量预测和结垢监测技术相结合的油田水结垢评估体系是今后的研究方向。     

绥中36-1油田水源井结垢产物与机理分析

绥中36-1油田水源水矿化度9548 mg/L,含Mg²⁺、Ca²⁺819.94 mg/L,注水管线结垢严重。通过偏光显微镜、扫描电镜、X-射线衍射仪检测表明,水源水在井下管柱、地面海管产出的钙质垢的晶形、晶粒大小、产状等均明显不同。井下管柱壁上的产出垢为方解石,晶形晶面完好,晶粒粗大,以镶嵌状、连晶状产出,垢产物包含的主要元素为O、Si、Ca、C,含少量Mg、Fe、S等,代表了储层温度、压强和未加阻垢剂条件下垢的特征;地面海管产出钙质垢为晶体大小不均、菱面体状的方解石晶体与针柱状的文石晶体互层,垢产物包含的主要元素为O、Ca、C,含少量Mg、Fe。结垢机理分析表明,阻垢剂阻断了文石向方解石的转化。油管、海管中钙质垢的特征对比为研究阻垢剂对晶体生长特征、阻垢机理提供了很好的矿场实例,为室内阻垢剂评价效果提供了佐证。     

姬塬油田注入水与地层水配伍性研究

姬塬长8储层在采用清水进行注水开发过程中,存在注水压力高、吸水指数低、注水见效慢、注采严重失衡等问题,严重影响油田开发效果。本文在对该区块注入水、地层产出水组成分析的基础上,将结垢趋势预测和室内模拟实验相结合,详细分析评价了注入水与地层水的配伍性。配伍性实验结果表明:姬塬长8储层地层水为CaCl2水型、注入水为Na2SO4水型;地层水与注入水以任意比例混合后,在30℃下均无垢生成,80℃下均产生了碳酸钙结垢而无硫酸钙垢形成。结垢趋势预测结果表明:在30℃下地层水与注入水混合后基本不生成碳酸钙垢;在50℃下,随着地层水比例的增加,碳酸钙结垢趋势增加,当地层水与注入水之比为4∶6 10∶0时,显示会有碳酸钙垢生成;在80℃下,碳酸钙垢趋势明显增加,地层水与注入水以任意比例混合后均会产生碳酸钙垢;在30℃、50℃、80℃下地层水与注入水以任意比例混合后均无硫酸钙垢结垢趋势存在。综上所述,姬塬长8储层注入水与地层水配伍性差、结垢是造成姬塬长8储层注水压力高的主要原因之一。     

绥中36—1油田CaCO_3和CaSO_4结垢趋势预测

结垢是注水井堵塞的主要原因之一。本文以 Lauglier的结垢指数法和Skilman 等人的热力学溶解度法,分别预测了绥中 36-1油田的CaCO_3 和CaSO-4 结垢趋势,并通过室内岩芯动态结垢试验,研究了绥中36-1油田模拟注入水与地层水相混时对岩芯渗透率的伤害情况。     

现河采油厂油井结垢原因分析与治理

油田进入中、高含水期开发阶段,结垢情况日趋严重,从采油井、注水井到各个油水泵站、配水间以及地面的输液管线都存在不同的结垢现象,其中油井结垢尤为突出,严重影响原油产量和油井的检泵周期。通过大量试验,分析了现河采油厂油井结垢的主要类型与形成垢质的主要原因,优选了适合油井结垢防治的主要方法,提出了地面连续加药和吞吐加药相结合的防垢方式,取得了明显效果。     

延长油田两区块注入水与地层水的配伍性

对延长油田川46井块和老草湾区块注入水与地层水进行化验分析。注入水与地层水按不同比例进行混合,8h后反应基本完成,混合结果除川46井块的长4+5层外,其余3个都发生一定量结垢。以川46井块的长6层水为例,在45℃恒温下放置48h进行阻垢实验,阻垢剂EDTMPS阻垢效果明显,添加量50mg/L效果要好于100mg/L。     

JY油田长8油藏结垢机理与防治对策研究

JY油田在经历较长时间的注水开发后,高压欠注井逐年增加,储层开始出现明显的结垢现象。在对井筒、集输站点的垢样分析化验后,发现在存在碳酸钙垢的同时,还存在硫酸盐垢。通过对JY油田现场水质分析的同时,还分析了该油田结垢机理及影响因素,对长8油藏的结垢原因也进行了进一步的分析,并对注入水及地层水进行配伍性研究,寻找更适合于JY油田的防治对策。     

炼油厂高含盐浓水泵结垢原因分析及对策

浓水提升泵是炼油厂处理回用浓水的必要设备,文中对浓水提升泵的垢样进行了分析。找到了浓水沉淀结垢的影响因素,并通过考察沉降时间和水质加药量及pH调节,发现了结垢的原因,提出了防止浓水提升泵结垢跳闸的对策。     

天东90井气田水管线结垢原因分析

针对天东90井气田水管线结垢现象,从微观及宏观上研究了气田水结垢的形成机理,结合生产实际情况对该井气田水结垢的主要原因及主导因素进行了分析并得出结论:认为气田水矿化度高及压力变化导致CO2逸出是天东90井气田水管线结垢的主要原因。在此基础上对防止气田水结垢措施进行了探讨,提出了合理建议。     

安徽采油厂油井腐蚀结垢分析及对策

安徽采油厂部分油井腐蚀结垢严重,导致油井作业频繁,影响油井正常生产。通过对腐蚀结垢井的腐蚀结垢产物分析及产出液分离水的细菌含量检测和离子组成分析,结合现场在用阻垢剂的性能评价等多种手段,对该油田的油井腐蚀结垢原因进行了综合分析和阐述,并根据分析结果提出初步解决方案。     

新场须二气井采气流程结垢机理及阻垢技术

新场气田须二气藏为含CO₂气体的CaCl₂水型有水气藏,气井产出水量大,温度在70～90℃之间,矿化度高达114 700 mg/L,气井采气管线、排污管线及排污阀门在生产过程中频繁出现结垢堵塞,严重影响气井正常生产。针对采气流程结垢特征,在对结垢机理分析的基础上采用Scale Chem软件模拟了流体压力、温度、结垢离子浓度及pH值等因素变化对采气流程结垢的影响,理清了产出水结垢机理及结垢主控因素。在此基础上进行了阻垢方法调研并优选出了适宜新场须二气井生产特征的化学阻垢工艺。结合气井产出流体特点,优选具有耐热、耐酸碱性及抗钙盐结垢的XH-442系列阻垢剂开展现场阻垢试验与应用,应用后阻垢率达97.6%,有效解决了须二气井结垢堵塞问题,保证了气井正常生产。     

油田集输系统腐蚀结垢与防治

油田采出液集输系统结垢在油田开发过程中是一个普遍存在的问题。对油田集输系统腐蚀结垢的机理和原因进行了分析。油田地层水矿化度高和成垢离子含量高为结垢的产生提供了重要的物质基础,是集输系统产生难溶结垢的主要原因。提出了一系列防治油田集输系统腐蚀结垢的综合配套技术措施,从而有效地延长了集输系统的使用寿命,提高了油田综合开发效益。     

W11-4N油田海底管道在线清垢技术研究

对W11-4N油田A1井、A2井、A6井产出水和上岸取样口分离水这些单一及混合水样结垢趋势开展预测,结果表明,单井水及单井水等体积混合的水都有结垢倾向,而上岸取样口分离水无结垢倾向(表明上岸水是在管道中结过垢的水),这与海底管道实际结垢的情况一致。W11-4N油田管道垢样的主要成分为Ca9MgNa(PO4)7质量分数约为65%、CaCO3质量分数约为20%、SiO2质量分数约为8%、FeCO3质量分数约为7%。清垢剂研究结果表明,清垢率随所加垢样量的增加而减少,随清垢剂体积、清垢时间的增加而增加;随着温度升高,清垢率增加,但温度高于75℃后,清垢率下降。最终得到了在线清垢剂体系的配方为:50000mg/L主清垢剂QG-3+50000mg/L络合剂LH-1+150mg/L渗透剂ST-4+200mg/L缓蚀剂HS-2。100ml和200ml质量浓度为1×105 mg/L的主清垢剂QG-3水溶液中加1.0g除油垢样,清垢率最高分别为81.85%、91.4%。     

复杂断块油田产出水结垢机理研究

中原油田由于地质构造破碎、油藏复杂，开发难度大。高矿化度地层水的存在使得油层开采时井筒和油水集输管网结垢十分严重。通过对其典型计量站产出水结垢机理研究发现结垢物质主要是硫酸钙，利用Skillman计算方法判断介质的结垢趋势和程度，通过现场的防垢试验，找出了理想的防垢剂，阻垢率达80％左右。