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。     

纯2块注入水结垢理论预测与试验研究

油田注入水无机垢结垢趋势预测是油田开发过程中遇到的技术难题之一。针对胜利纯化油田纯2块注水开发过程中注水压力升高的问题,对纯2块注入水结垢问题进行了理论预测和试验研究,结果表明,纯2块注入水与地层水配伍性较差,注入水中钙、镁离子被地层岩心吸附或在地层中结垢现象严重,是造成注水压力升高的主要原因之一。     

纯2块注入水结垢理论预测与试验研究

油田注入水无机垢结垢趋势预测是油田开发过程中遇到的技术难题之一。针对胜利纯化油田纯2块注水开发过程中注水压力升高的问题,对纯2块注入水结垢问题进行了理论预测和试验研究。结果表明,纯2块注入水与地层水配伍性较差,注入水中钙、镁离子被地层岩心吸附或在地层中结垢现象严重,是造成注水压力升高的主要原因之一。建议在处理后的注入水中加入Ca2+、Mg2+稳定剂,减少其在地层的吸附或使其不在地层结垢,从而减轻地层堵塞。纯2块注入水结垢理论预测与试验研究@盛国富     

油田注入水与地层水结垢程度评价方法

针对传统的垢物质量分析法(称重配伍性实验)只能表征注入水与地层水混合后悬浮物含量的变化,缺乏结垢程度定量评价的方法及标准,为改进传统的垢物质量分析方法,从定性、定量两方面研究了注入水与地层水结垢的类型及结垢强度,提出悬浮垢、沉降垢和总垢等概念,建立了油田注入水与地层水结垢综合评价参数和标准;以渤中28-2S油田馆陶组注入水与明化镇组地层水为例,利用X-射线衍射、扫描电镜和光学显微镜等研究垢的类型和含量。研究结果表明,渤中28-2S油田注入水与地层水严重不配伍,配伍程度评价综合指数为3.33;注入水与地层水混合后结垢程度综合指数为3.87,结垢程度为中等偏强,易形成CaCO_3垢;总垢实测垢量为27.5数94.0 mg/L,注入水与地层水混合体积比1∶1时的结垢量最大,沉降垢是总垢的主要来源。结垢程度评价方法具有科学性和客观性,可用于评价油田各类流体间结垢程度。     

适用于涠洲油田阻垢溶垢剂的筛选与研制

涠洲12-1油田注入水为富含硫酸根离子的海水,与含钡、锶等离子地层水不配伍是导致该油田生产系统结垢的主要原因。优选的复配阻垢剂QC-1和溶垢剂WL-740能够满足涠洲12-1油田现场应用。     

M油田注水井堵塞原因分析及解堵增注措施研究

M油田经过较长时间的注水开发后,部分注水井出现了注水压力升高的现象,且经过常规酸化解堵措施后,有效期较短,因此,需要研究更加高效合理的解堵增注措施以满足该油田注水开发的需要。通过对M油田注水井堵塞原因分析,结果表明,该油田注入水和地层水中均含有较多的成垢离子,在储层温度和压力条件下容易结无机垢对储层造成堵塞,另外,注入水中悬浮物含量和含油量较高,容易对注水井造成固相颗粒堵塞和原油乳化堵塞。岩心驱替实验结果表明,注入水和地层水混合结垢对储层天然岩心的渗透率损害率可以达到45%以上,注入水中固相颗粒对岩心的渗透率损害率达到35%以上,而注入水中原油乳化对岩心的渗透率损害率达到30%以上。解堵增注措施研究结果表明,高效复合解堵增注液能够有效解除M油田储层段天然岩心的堵塞损害现象,达到良好的降压增注效果。     

长庆白豹油田注水井结垢的防治

长庆白豹油田剖16井区注水2年后注水压力上升,注水量减小.注入水为富含SO24-(0.171 g/L)和HCO3-(0.366g/L)的洛河层水;生产层长4 5和长3地层水则富含Ba2 和Sr2 (1.69和2.19 g/L)及Ca2 、Mg2 .用X射线能谱法检测,储层岩心中不含Ba2 、Sr2 .50℃下实测,注入水、地层水均不结垢,混合水中注入水和地层水体积比由2/8增至8/2时,硫酸钡锶垢生成量由0.0831 g/L增至0.332 g/L,碳酸钙垢生成量由0.169、0.182 g/L减至0.040、0.000 g/L,总结垢量由0.252、0.265增至0.373、0.332 g/L.集输系统垢样表面主要元素经测定为Ba、Sr、O、S,用X射线衍射法测得主要垢成分为Ba0.75Sr0.25SO4.按行业标准筛选出的含磷复合防垢剂YHS-1,当加量为20 mg/L时对硫酸钡垢的防垢率达75%.从2005-09-03起,在剖16井区按20 mg/L加量在注入水中连续投加YHS-1,注水压力下降并趋于稳定,注水量上升并趋于稳定,油井生产平稳,未出现因结垢而检泵的情况.图2表5参2.     

防腐防垢综合配套技术在开发中后期油田集输系统中的应用

针对进入油田开发中后期出现的高含水油田集输管线腐蚀、结垢日益严重,使用周期短,更换报废频繁等问题,对其腐蚀、结垢原因进行了系统分析,指出了高液量、高矿化度、高含砂量、富含成垢离子、异型水混输、输液介质、压力温度变化等因素是造成集油管线腐蚀结垢的主要原因.近几年,通过采用非金属管线替代普通钢管线、"一站双线"的流程、异水型水分输、旧管线修复内衬防腐、大站分水、酸洗除垢、防垢剂防垢等综合配套技术,提高了高含水期集油管线的有效使用周期,管线腐蚀结垢状况得到极大改善,从而提高了油田综合开发效益.     

华北油田地层水与注入水结垢趋势预测及影响因素

在注水开发过程中,油层或采出系统结垢会大大影响生产效率。开展地层水与注入水结垢规律和机理研究,可对现场除垢技术提供理论指导。采用Davis-Stiff饱和指数法和Ryznar稳定指数法,对华北油田京11区块地层水和注入水在不同温度、p H和成垢离子质量浓度等影响因素下的结垢趋势进行了预测,同时开展静态结垢实验研究了模拟水样的结垢规律。结果表明:华北油田京11区块地层水和注入水的离子组成和质量浓度非常接近且均具有严重的结垢趋势,且地层水的结垢趋势略高于注入水,垢样主要为碳酸钙;模拟水样的实际结垢率可达61%;温度、p H以及成垢离子质量浓度的升高均能大幅提高模拟水样的结垢率,结垢率的增长幅度随温度和p H的升高逐渐增大,而随成垢离子质量浓度的升高逐渐减小。     

纳滤法处理富含SO42-油田注入水的防垢阻垢作用

针对姬塬油田注入水富含SO_4~(2–),在注水过程中易与高矿化度地层水中的Ba~(2+)、Sr2+形成难溶性硫酸钡锶垢的问题,采用纳滤膜脱除SO_4~(2–)成垢离子防止垢的生成。研究了源水经纳滤处理前后与地层水的配伍性及其对岩心的损害,考察了该技术在姬塬油田的现场应用效果。研究结果表明,采用纳滤膜处理技术可有效降低注入水中的SO_4~(2–)含量,防止结垢产生的地层损害。经过纳滤处理后,源水中SO_4~(2–)含量由2499.88 mg/L降至428.03 mg/L,SO_4~(2–)脱除率达到82.9%。纳滤水与地层水以不同比例混合后的结垢量均小于源水与地层水混合的结垢量,纳滤水的阻垢率为70.4%数74.2%;纳滤处理前后,源水对岩心的伤害率分别为46.13%和1.47%,纳滤水可有效抑制对岩心的损害。现场试验表明,注入水经纳滤脱SO_4~(2–)工艺处理后,姬W注水站注入水中的硫酸根减少80%以上;试验区36口井注水压力平均降低1.41 MPa,11口吸水剖面测试井剖面厚度平均增加1.35 m,显示出良好的处理效果。