南海西部油田钡锶防垢剂挤注体系

南海西部油田注水开发中富含SO_4~(2-)的海水与含有Ba~(2+)、Sr~(2+)的地层水不配伍,导致近井地带硫酸钡锶垢结垢现象严重。根据防垢剂挤注技术的具体要求,进行了钡锶防垢剂配伍性实验、静态防垢率实验、热稳定性能实验以及岩心动态吸附/解吸附实验,对四种主要成分为HEDP与PESA的复合防垢剂进行评价,结果表明:在120℃下,防垢剂HYZ-101通过调节pH值之后配伍性较好;当质量浓度≥5 mg/L时,其静态防垢率90%;在120℃下热处理30 d后,防垢率下降幅度很小,防垢率仍90%;动态吸附/解吸附实验表明,低pH下防垢剂的吸附/解吸附性能较高pH下更好。因此优选出防垢剂HYZ-101来解决南海西部油田结垢问题。     

甘谷驿油田泡沫与储层配伍性实验研究

由于在注泡沫驱过程中,当泡沫到达储层后,会与储层的地层水、岩石接触发生一些物理化学反应,使得储层的渗透能力发生变化。针对此问题,利用甘谷驿油田提供的泡沫液d、地层水及储层岩石样品进行了泡沫和地层水、储层岩石配伍性的实验研究。结果表明,泡沫液d与地层水在体积比为7∶3时,配伍性较差,此时可考虑实施分注或采取加大防垢力度的措施来避免注水结垢。经分析此时悬浮物主要为CaCO_3和CaSO_4,可考虑加入有机膦酸类、聚磷酸盐等防垢剂来加强防垢措施。由于单纯的泡沫对岩心的损害较大,注泡沫会使储层的渗透率下降,经过现场的应用,显示循环注空气泡沫效果良好。建议配伍实验步骤:过滤、混配、升温。     

南海西部油田钡锶防垢剂挤注体系研究

南海西部油田注水开发中富含SO_42-的海水与含有Ba₂₊、Sr₂₊的地层水不配伍,导致近井地带硫酸钡锶垢结垢现象严重。根据防垢剂挤注技术的具体要求,进行了钡锶防垢剂配伍性实验、静态防垢率实验、热稳定性能实验以及岩心动态吸附/解吸附实验,对四种主要成分为HEDP与PESA的复合防垢剂进行评价,结果表明：在120℃下,防垢剂HYZ-121通过调节pH值之后配伍性较好;当质量浓度≥5mg/L时,其静态防垢率＞90%;在120℃下热处理30天后,防垢率下降幅度很小,防垢率仍＞90%;动态吸附/解吸附实验表明,低pH下防垢剂的吸附/解吸附性能较高pH下更好。因此优选出防垢剂HYZ-121来解决南海西部油田结垢问题。     

膦酸盐型防垢剂的研制

研究了一种分子结构中含有较多膦酸基的膦酸盐型防垢剂．对这种防垢剂的合成条件进行了正交试验优化．按优化条件合成的防垢剂对碳酸钙垢、硫酸钙垢、硅酸钙垢均有预防作用；在最佳浓度下对碳酸钙和硫酸钙的防垢率接近１００％，对硅酸钙的防垢事可达９０％以上，这种防垢剂溶液对钢铁的腐蚀率低于油田模拟注入水，且对地层无伤害，可用吸附法设置在近井地层中使用．     

注水井井筒中碳酸钙结垢预测

以注水井井筒为研究对象,根据注水沿井筒的流动过程与地层间的传热过程,将传热学理论和结垢预测技术相结合,考虑注水量、温度、压力、pH值以及离子质量浓度等因素对注水井井筒碳酸钙结垢的综合影响,建立注水井井筒中碳酸钙结垢预测的数学模型,并开发注水井井筒中碳酸钙结垢预测软件.运用该软件对胜利油田某一油区的注水井井筒进行结垢预测.结果表明,注水井井筒中碳酸钙垢的预测结果与实际测试结果相符,且能预测注水井中碳酸钙垢随着时间、井深、温度、压力及水质等参数的变化情况,可为油田采取防垢、除垢措施提供依据.     

油田水结垢研究

油田水结垢是油田生产中常见的问题，严重影响生产的顺利进行，本文综述了国内外有关研究概况，分析了结垢类型及成垢原因，讨论了油田水质和水垢的分析方法、结垢趋势预测的原理以及对防垢剂评价的有关问题。简述了结垢预测研究的发展和现状，指出了存在的问题和解决问题的可能途径。     

油田水结垢研究

油田水结垢是油田生产中常见的问题，严重影响生产的顺利进行，本文综述了国内外有关研究概况，分析了结垢类型及成垢原因，讨论了油田水质和水垢的分析方法，结垢趋势预测的原理以及对防垢剂评价的有关问题，简述了结垢预测研究的发展和现状，指出了存在的问题和解决问题的可能途径。     

某油田原油分离器水相出口管线防垢新思路

生产流程管线结垢是油田生产中常见的问题,结垢会堵塞管道、降低设备的处理量,影响油田安全平稳生产。生产现场传统的防垢方法以防垢剂注入为主。针对某海上油田原油分离器水相出口管线结垢问题,通过垢样化验,掌握结垢的成分,从水质状况、流程参数等多方面因素进行全面分析,找到油田管线结垢问题的关键点,通过流程调整、参数优化等措施,使原油分离器水相出口管线结垢问题得到解决,节约了大量的人力物力成本。     

油田注水结垢影响因素研究

模拟某油田注水环境,通过测定模拟水样失钙率和SEM观察垢物晶型,分析常压静态和高温、高压动态条件下油田结垢的影响因素．试验结果表明：在常压静态条件下,随着矿化度的提高,水样中NaCl浓度提高,失钙率先提高后下降;在高温、高压动态条件下,随着温度的升高和pH值的增加,模拟水样的失钙率提高,油田结垢趋势增强;随着压力、流速的增加,模拟水样的失钙率下降,油田结垢趋势减弱．SEM观察结果表明：某油田结垢的主要原因是温度变化和注水与地层水混合后pH值的变化,阻垢措施应为：调节注水的酸碱度和选用耐温性好的阻垢剂．     

某油田生产系统结垢问题分析和治理

渤海某油田生产水系统实际运行温度与ODP设计温度存在较大偏差，原设计使用防垢剂无法满足现场实际生产需要，给生产系统的工艺管线、设备、阀门等安全正产带来严重影响。平台对生产系统装置运行动态进行分析，研究地热水、生产水水质结垢机理，得出水源水质、压力、温度等是影响结垢的重要因素，积极采取对应的解决措施，彻底解决流程中目前存在的结垢问题。为其他生产系统防垢除垢提供了可借鉴的维护管理经验。     

中原油田储层结垢预测

详细分析研究了中原油田地层产出水、注入水和各种处理水的离子组成及特点，并采用结垢指数法、饱和系数法和饱和指数法对储层结垢进行了预测．结果表明：中原油田文一污、文二污、濮一污泵前注入水和各种处理水等在油藏条件下都有结垢趋势存在，结垢物质主要为ＣａＣＯ３、ＣａＳＯ４、ＢａＳＯ４、ＳｒＳＯ４，其中ＣａＣＯ３的结垢趋势最大，ＣａＳＯ４、ＢａＳＯ４、ＳｒＳＯ４的结垢趋势相对较小；随着储层温度增加；ＣａＣＯ３、ＣａＳＯ４、ＳｒＳＯ４的结垢趋势增加；ｐＨ值增加，ＣａＣＯ３的结垢趋势增加．     

吉林油田注水系统结垢趋势预测

针对吉林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,同时对实验室仿真模拟实验中的结垢样品进行了Ｘ射线衍射分析,理论预测结果表明,吉林油田注水系统中可能会形成碳酸盐垢而不会形成硫酸盐垢,理论预测和实验室仿真实验完全相符,为吉林油田注水系统选择合适的阻垢剂提供了依据。     

油田采油阻垢剂筛选研究

为了筛选出适合某油田使用的阻垢剂,通过分析油田水质及垢样的 XRD,发现垢样成分主要为碳酸钙和硫酸钙. 在测定了 11 种阻垢剂钙容忍度的基础上,采用静态实验法和模拟油田水体法,测定了各种阻垢剂的阻垢率,对比后,筛选出了适合油田水质特点和垢体类型的 POCA 阻垢剂,在 80 ℃油田水质环境下,其添加质量浓度为 20 mg/L 时,阻垢率为 81.27%,钙容忍度高于 20 000.     

固体防垢块中的HEDP粉末的制备

用固体防垢块防止油井结垢,有效期长。为筛选制作这种固体块所需的材料,评价了7种膦酸盐防垢剂,发现羟基乙叉二瞵酸(HEDP)对碳酸钙垢具有较高的防止能力,且热稳定性好。将HEDP防垢剂水溶液由一定浓度的NaOH中和后,经烘干、粉碎,可制得水溶性好、防垢率高的HEDP钠盐粉末;另一种方法是在HEDP水溶液中按n(Ca(OH)₂)/n(HEDP)=1.75的比例加入Ca(OH)₂,经过滤、烘干后,可得到能在水中缓慢溶解的HEDP粉末,其主要成分是Ca₂HEDP。上述两种HEDP粉末同聚乙烯混炼,可制备出固体防垢块。     

机械采油实验室测控系统的实现

运用液压技术、传感器技术和计算机测量控制技术建成的“机械采油实验室”,能模拟石油开采过程中的井下环境,通过对模拟机械抽油机运动的控制以及对井下各种环境的控制过程,测量出抽油机的运动规律和机械出油量,以期研究机械采油环境和采油效率。该技术在石油工业应用中有着优良的前景;运用在线(on-line)方式修正控制参数,具有一定的准实时性,控制效果良好。通过比较几种运动规律下的采油效率,给提高实际采油效率提供参考方法。     

环氧琥珀酸共聚物的制备及对硫酸钡的阻垢作用

将环氧琥珀酸(ESA)、丙烯酸(AA)、丙烯酸羟丙酯(HPA)三种单体共聚,再将该三元共聚物与膦羧酸(PBTCA)复配,制备了一种阻垢剂EAHP。初步探讨了该阻垢剂对硫酸钡垢的阻垢机理。结果表明,在m_ESA:m_AA:m_HPA:m_PBTCA=1:0.5:0.5:0.5、催化剂的质量分数0.3%、温度88~93℃和反应时间4h时,可制得阻垢性能优异的阻垢剂。阻垢剂的加入量为15mg/L时,其对硫酸钡的阻垢率达到100%,远优于各种常见的阻垢剂,从而为原油开采中遇到的硫酸钡阻垢难题提供了一种解决办法。该阻垢剂对硫酸钡的优异阻垢性可能是—OH和—COOH基团及—O—基团共同作用的结果。。     

神经网络用于油田地面集输管道结垢预测

利用典型的误差反传神经网络理论,对油田地面集输管道结垢进行预测和评判,避开了各种因素对其结垢影响规律的难题,准确地预测和评判地面集输管道的结垢情况。应用人工神经网络分析某油田地面集输系统管道的结垢情况后表明,人工神经网络无需建立数学模型,学习过程通过自动调节神经元之间的连接权值完成,在选取有代表性的训练样本情况下,人工神经网络能够成功地预测和评判地面集输管道的结垢情况。     

Influence of PPCA inhibitor on CaCO3 scale surface deposition and bulk precipitation at elevated temperature

Scale formation is a serious and costly problem encountered in the oil and gas industry. Polyphosphinocarboxylic acid (PPCA) is a common commercial organic scale inhibitor used in the oil and gas industry which is normally referred to a nucleation inhibitor. In this paper, the effect of PPCA on calcium carbonate scale is studied systematically and some new insights into the mechanisms of PPCA inhibition are given. Traditionally, the studies of scale formation and inhibition have focused on bulk precipitation or surface deposition. Few studies have focused on the difference between surface deposition and bulk precipitation processes. In this paper, the effect of PPCA inhibitor on calcium carbonate scale formation is studied both in the bulk solution and on the metal surface in supersaturated scale formation solutions which represent typical waters encountered in oil and gas production. It is clear that PPCA inhibits both bulk precipitation and surface deposition but to a different degree. At 4 ppm PPCA, the inhibition efficiency of surface deposition is greater than the inhibition efficiency of bulk precipitation. It is assumed that the inhibitor film formed on the metal surface at the highest concentration of PPCA (4 ppm) prevent the adsorption of scale crystals on the metal surface. In addition, PPCA suppresses aragonite and calcite crystal formation and results in the least stable vaterite crystal dominating the scale.     

不同降压体系降压效果实验研究

北一区三类油层储层物性变化大、剩余油分布零散,导致其水驱挖潜难度大,在水驱开发过程中往往出现注水井注入压力高,吸水能力差的问题,针对上述问题进行实验室降压增注实验研究,对比不同配方降压剂对水驱提高采收率的影响,并根据北一区三类油层注入水有严重的结垢趋势,提出在降压剂配方中加入阻垢剂的措施。纳米聚硅和生物酶体系的降压率分别为18.79%,16.86%,4种活性剂体系的降压率分别是22.09%,25.47%、20.20%,21.55%,活性体系的降压率会随着注入量的增加出现小幅度的上升。综合分析实验结果提出两种可供现场使用的方案:注入甜菜碱一元活性体系,注入浓度为0.2%,注入量为0.1 PV;由0.2%石油磺酸盐和0.6%阻垢剂组成二元体系,优选0.15 PV的注入量。