高含钡锶离子采出水成垢趋势分析方法研究

油田注水开发导致采出液的含水量逐年增加,部分区块采出液水体结垢导致集输管线堵塞等各种问题日益严重。根据耿83区高含钡锶离子的特点,分别采用常规水分析方法、原子吸收光谱法和等离子体原子发射光谱法测试采出水和注入水的水样离子组成成分、水样矿化度、水型等。实验结果表明,在高矿化度含多种阳离子的水溶液中,原子吸收光谱法测试结果更准确。采用原子吸收光谱法对该区块结垢特征系统分析,计算结垢理论值,得出主要为硫酸钡和硫酸锶垢型。将现场垢样通过能谱和扫描电镜分析,验证得到与水样分析出的垢体一致。该方法能准确判定出垢体和垢型,为进一步采取有效的防垢、清垢措施提供重要的依据。     

高含钡锶离子采出水成垢趋势分析方法研究——以耿83区刘六增压站采出水为例

油田注水开发导致采出液的含水量逐年增加,部分区块采出液水体结垢导致集输管线堵塞等各种问题日益严重。根据耿83区高含钡锶离子的特点,分别采用常规水分析方法、原子吸收光谱法和等离子体原子发射光谱法测试采出水和注入水的水样离子组成成分、水样矿化度、水型等。实验结果表明,在高矿化度含多种阳离子的水溶液中,原子吸收光谱法测试结果更准确。采用原子吸收光谱法对该区块结垢特征系统分析,计算结垢理论值,得出主要为硫酸钡和硫酸锶垢型。将现场垢样通过能谱和扫描电镜分析,验证得到与水样分析出的垢体一致。该方法能准确判定出垢体和垢型,为进一步采取有效的防垢、清垢措施提供重要的依据。     

陕北油田X联合站复合清垢技术研究与应用

由于地形与成本制约,陕北油田X联合站接收多层系来液,不同层位地层水不相配伍导致联合站内管线结垢严重、阻垢困难、成本攀升等一系列问题,严重影响联合站的正常运转。本文通过对采出水进行水质分析与垢样的组成分析,进一步通过配伍性实验明确不同层位采出水配伍性、结垢物成分和结垢量,通过化学阻垢与模拟计算定点机械清垢相结合的复合式清垢工艺有针对性地解决了现场混层集输的实际问题。结果表明：不同层位采出液中CO32-、SO42-、Ca2+、Mg2+、Ba2+、Sr2+成垢离子含量均较高,延8、延10层位与长2、长6层位地层不配伍并具有较强的结垢趋势;100mg/L的YS-1阻垢剂可有效改变晶体结构,使其不易黏附在管壁上,通过FLUENT软件模拟计算选择X联合站流速最慢、结垢物最易沉积管段安装清管器将松散的垢进行定期清除,解决了由于多层位采出液集输管线相遇的严重结垢而产生的频繁堵塞问题,在低成本、高效开发中、老油田具有广阔的应用前景。     

靖安油田大路沟三区防垢防腐研究

针对靖安油田大路沟三区采出水腐蚀、结垢严重的问题,对采出水水质性质进行跟踪对比,对集输流程垢样进行组分分析,并对各点腐蚀机理进行探讨,提出了有效的防腐措施.通过综合治理,较好的解决了腐蚀、结垢问题.     

三元复合驱掺水系统结垢影响规律研究

在三元复合驱生产过程中,包括掺水管道、掺水炉等在内的地面掺水集输系统中存在严重的淤积、结垢,直接造成集输能耗上升,设备、管线极易损坏或寿命缩短等一系列威胁油田正常开发的生产难题。以大庆杏北油田三元复合驱开发区块为研究对象,分析了其地面掺水系统中的结垢物组成。并通过模拟试验研究了影响掺水系统结垢的因素与规律。结果表明,掺水系统中是集硅垢、碳酸垢、腐蚀垢等于一体的含油混合垢,且以硅垢为主,含量占到45%以上。掺水温度、掺水量、掺水压力及含聚浓度均对结垢有影响,但在三元复合驱集输系统正常生产工况条件下,含聚浓度对于垢质的沉积具有更显著的影响。500 mg/L左右的见聚浓度是结垢速率的高峰期。     

陆梁油田生产系统结垢机理及防垢对策研究

在陆梁油田生产系统中,生产井筒、抽油杆、集输管线、分离器、加热炉、注水管线等部位都存在不同程度的结垢现象,严重影响了油田的正常生产和安全。水质分析表明陆梁油田的采出水、注入水和地表水均为高矿化度水,有氯化钙和重碳酸氢钠两种水型,水质极不稳定,具有成垢的离子条件。垢物成份分析表明主要以碳酸钙垢为主。说明陆梁油田不同层位的采出水、注入水互不相容,在一定的温度和压力等条件下,一经混合则发生结垢。提出了相应的防垢对策,对保证油田的正常生产具有重要意义。     

华北油田油井腐蚀原因分析*

针对油井腐蚀、结垢严重影响油田正常生产的问题,开展了腐蚀、结垢原因及机理分析研究。通过对不同断块不同油层200多口油井采出水离子、腐蚀结垢产物、腐蚀速率仿真计算以及油田生产中发现的腐蚀结垢实际情况的综合分析,认为：产出液含水量升高是产生油井腐蚀的直接原因。由于地层水偏酸性,游离CO2,H2S,HCO?3含量高,矿化度高,电化学反应强烈是腐蚀存在的机理;而产出液中Ca2+,Fe3+,Fe2+及Mg2+含量的不同是导致多油井结垢程度不一致的根本原因。为快速定性地明确油井腐蚀、结垢类型和结垢治理奠定了基础。     

安塞油田酸性采出水回注水的腐蚀性及改性研究

对安塞油田王南塞160区块酸性采出水回注造成地面系统、井筒的严重腐蚀现象进行了分析。选取王十六转集输站酸性采出水进行室内静态腐蚀挂片测试及其SEM结构分析,结果表明安塞油田采出水对挂片的腐蚀速率远远小于控制指标,采出水系统造成的均匀腐蚀不严重,主要产生局部腐蚀。分别采用SEM和XRD对腐蚀结垢进行研究,结果表明腐蚀与结垢并存,造成腐蚀的主要因素是溶解氧、HCO3-和细菌,主要腐蚀产物为Fe O(OH)。为了控制污水的酸性腐蚀,对王十六转采出水进行改性和性能评价。在240~350 m L/t污水中加入10%Na OH溶液,将酸性水p H值调节至7.0左右,改性后水中∑Fe、SO42-、HCO3-含量明显降低,从而降低采出水的腐蚀速率和结垢趋势。     

延长油田H区块长8注水结垢分析及配伍性研究

基于目前油田对采油污水回注要求及低渗储层物性差、产能低的特点,为达到保护储层、合理注水及有效开发的目的,本文以延长油田H区块为例,进行室内水质分析、采出水与地层配伍性实验、采出水结垢预测及配伍性研究。研究得:(1)采出水属于CaCl_2水型,与浅层水与地表水水型一致;(2)长8地层水主要结垢类型为SrCO_3与BaSO_4;(3)长8采出水是影响结垢量的主要原因,H区块长8地层采出水与地表水或浅层水的配伍性较好,但仍需加入少量阻垢剂;(4)水样对该储层伤害率为39.5%,处理后水样伤害率可降低至15%以下;研究结果对该区块注水优化及同类储层具有一定实际意义。     

渤海K油田电潜泵化学解卡技术研究与应用

针对渤海K油田电潜泵泵卡影响生产且物理解卡不彻底的问题。分析了渤海K油田电潜泵结垢是泵卡主因,垢样主要由胶质、沥青质和碳酸钙镁、铁垢以及钡锶垢组成；采用了低浓度的盐酸体系,具有多级电离、缓速性的多氢酸体系和以螯合剂为主的解堵体系的化学解卡技术思路,对电潜泵堵塞物中的无机垢进行酸洗、浸泡；形成了由钙镁垢体系、盐酸体系和多氢酸体系组成的多功能性化学段塞,并开展了垢样溶蚀性评价和部件腐蚀性评价。结果证明化学解卡技术配套体系对现场垢样溶蚀率高,同时对电缆、胶筒等电潜泵部件没有腐蚀风险。该技术在渤海K油田应用16井次,解卡成功率100%,启泵累产油7×10⁴m³,增产效果显著,为渤海油田提供了一种高效、安全、经济的电潜泵化学解卡技术。