结垢

油水井结垢原因分析及解堵剂评价研究发布：多吉利来源：随着注水开发时间的延长和油水井多次作业过程中压井液、注入液等对油井附近油层的侵害,在低渗透、非均质、裂缝性砂岩油藏中各种污染堵塞相继发生。为解除此类油田油层的污染堵塞,提高油井产能,降低水井注入压力,寻求该类油田特点的增产增注技术,本文通过对油田现场原油、地层水、注入水及垢样的分析,探讨了地层堵塞的原因,并进行了解堵剂的评价研究。1.有害成分分析根据现场样品,为确定有害成分中水不溶物的含量及有害离子组成情况,将现场提供的原油样品经脱水后进行常规分析,以确定原油的性质及组份;对注入水进行常规分析,以确定各种组分的含量;地层水经过滤,其滤液用于分析各种离子的含量,垢质称重经甲苯萃取后,用比色法测定油污的含量。另取相同垢质干燥称重,计算出不溶物含量、灰化,转入马弗炉,在800℃下灼烧40min,冷却后称重,计算其中有机物和无机物的含量,并测定其中的成份。结果表明,垢质多为无机难溶盐。高温灼烧后的样品垢片一面伴有砖红色斑点,另一面为窝蜂状,中间夹杂有晶体的物质,说明垢质在形成过程中有机垢被包裹在垢质中间,并夹杂了硅质等成分,随结垢时间的延续,这种垢质结合也越加紧密,形成了质地坚硬、层理致密的垢质层。将高温灼烧后的无机物用酸溶解,然后进行过滤、定容,用WYZ-1100型原子吸收分光光度计,以标准曲线法测定铁含量。分析结果表明:垢质中的铁含量大大超过了0.006%,按经验数值推算,当地层流体的pH值高于3.5时Fe3+就会产生沉淀,显然无论是在注水还是开采过程中,这样的pH值环境是完全存在的,因此以铁离子形成的地层堵塞物也是必然存在的。用化学常规分析方法对滤液中的Ca2+、Mg2+、Fe2+、Fe3+、SO42-、Cl-、HCO3-、CO32-等离子的含量进行测定,pH值用精密试纸测定。根据分析结果及反应的现象看,初步推测垢质中有大量的难溶无机盐,主要是碳酸盐、硫酸盐及硫化物,其中冻胶状、黑色粘稠物质通过测定主要有害离子含量的变化证实了是由各类细菌和分泌物引起的。加入含过硫酸铵等物质的盐酸,测定主要有害离子含量。结果表明:加入盐酸后,垢质中总铁的含量及钙镁离子含量显著增加,说明垢质中有硫酸盐还原菌、铁细菌及其腐蚀产物、碳酸盐、硫酸盐和硫化物。2.垢质形成的原因(1)由于水样及垢质中有较高的钙、镁离子存在,用酸溶解沉淀物后,溶液中的钙、镁离子含量显著增加,说明堵塞物中有CaCO3、MgCO3盐存在。(2)从原油物性来看,该类原油属于低硫石蜡基原油系列,具有中等比重、低粘度、低含硫量以及凝固点、含蜡量、含胶质、沥青质高的特点,因此当油井作业致使油层温度降低时,会有蜡质、胶质、沥青质析出而堵塞油层。(3)垢质中含各种细菌、腐蚀物,如FeS、Fe(OH)2、Fe(OH)3,还有岩石颗粒及铁细菌分泌的大量粘性物质等,岩石颗粒和腐蚀物被粘性细菌物质所包裹,形成胶冻状沉积物,堵塞了地层。3.有机解堵剂评价研究(1)技术针对性及对策。针对回注污水中含有油污、机械杂质、悬浮物以及细菌严重超标的实际情况,应采用有机复合解堵技术。首先采用有机解堵剂解除油膜或乳状液及贾敏效应;然后采用缓速复合酸进行酸化解堵,解除机械杂质以及固相颗粒造成的损害。(2)实验研究。首先是溶蜡实验,取1.0g油井蜡样棒置于20mL有机解堵剂中,分别在不同温度下恒温溶解,观察、记录完全溶解反应时间。从实验结果看出,有机解堵剂溶蜡效果好,油井蜡样在温度为60℃条件下,有机解堵剂在20min内可以完全溶解。其次是岩心模拟实验,岩心洗油、烘干、抽真空,以4%NH4Cl盐水饱和,在50℃条件下,正向驱替4%NH4Cl至流量稳定,计算其渗透率为原始渗透率,反向驱替由蜡、胶质、沥青质等物质组成的模拟有机堵塞物,再正向驱替有机解堵剂20PV,最后用4%NH4Cl驱替至流量稳定,计算其渗透率,与原始渗透率对比,评价解堵效果。实验结果表明,该有机解堵剂有效解除了模拟有机沉淀堵塞,并且因解堵剂配方中含有酸液成分,解堵后岩心渗透率还有一定的提高。(3)有机解堵剂性能特点及用途。该解堵剂由芳香族溶剂和酸液及添加剂组成,能有效解除有机沉淀、垢质、油膜、乳液和水锁等伤害。用于有机沉淀伤害严重的油井和油污伤害严重的注污水井,一般结合酸液使用,也可单用。4.氧化解堵剂评价研究(1)技术针对性及对策。针对细菌粘液、压裂液残渣、调堵凝胶等有机聚合物造成的堵塞,采取由稳态氧化剂、活化剂、互溶剂和缓蚀剂等组成氧化解堵剂进行解堵。(2)实验研究。氧化降粘性能实验结果表明,氧化解堵剂在反应2h后,可使有机聚合物粘度降到小于3.0mPa·s。因此能很好地解除压裂液、凝胶及细菌粘液等造成的伤害。缓蚀性能实验结果表明,该解堵剂缓蚀性能较好,腐蚀速度指标达到石油行业一级标准。杀菌性能实验结果表明,该解堵剂具有较强的杀菌能力,30min后基本能完全杀灭细菌。(3)氧化解堵剂性能特点及用途。该解堵剂能有效解除因细菌粘液、压裂液残渣、调堵凝胶等有机聚合物造成的堵塞。它主要用于注污水井、压裂井及调堵井。5.效果评价及现场应用分别取上述两种配方体系50mL,置于10g垢样中在2h内可以完全反应完毕,底部水层清澈透明。上部油状物悬浮均匀,不堆集,有明显的分界面,都能满足解除垢质的需要,用相邻地区的探井天然岩心作评价流动实验,渗透率恢复值可以达到80%以上。解堵工艺实施步骤:①对垢堵塞井在注解堵剂前进行大排量返排,直至返排液中堵塞物含量最少为止;②返排结束后,从油管或油套环空注入解堵剂,排量以不超过地层的临界流速为宜,地层的临界流速由速敏实验测定;③解堵剂注入结束后,关井6h开井放喷,排液。该项技术在吉林油田进行了现场应用,见到了较好的增产效果,从两口解堵井效果看,日产油均有较大幅度的提高,达到了预期的解堵增产目的。大港北部油田回注污水结垢性与配伍性研究发布：多吉利来源：[摘要]大港北部油田注水水源为北部各污水站处理后水。通过对北大港、南大港和板桥3个区块的8种水样进行了研究，应用Stiff&Davis公式，根据CaCO3饱和指数和稳定指数预测得出北大港唐南回注水有一定的结垢倾向。配伍性试验结果表明，8种对应水样按不同体积比例混合，恒温密闭168h，均不产生沉淀；北大港及板桥的地层水和回注水经过滤处理后清澈透明，羊三木回注水经过滤处理后仍然浑浊，水的浊度大。[关键词]地层水；油田注入水；结垢性；配伍性；大港北部油田注水开发油田是二次采油的主要方式，随着油田开发的不断进行，提液量加大，导致采出液含水量逐渐升高，回注污水量加大，地层水在集输的过程中，热力学参数(如温度、压强等)发生急剧变化，使水质水性变化大，其中CaCO3结垢是导致注水压力上升的主要因素之一。大港北部油田包括北大港、南大港和板桥等3个区块，其主力开发层系为上第三系明化镇、馆陶组和下第三系东营组、沙河街组，是一个复合式叠加连片的复杂断块构造油气田，储层岩石类型以长石砂岩为主。笔者通过研究其水质成份的变化，对该油区回注水碳酸钙结垢趋势、地层水和回注污水之间的配伍性进行了研究，以用于指导现场注水工作。1水样离子成份及水质分析大港北部油田3个区块的水样离子成份分析中数据可以看出，北大港唐南精细回注水矿化度比地层水矿化度低近900mg／L；南大港羊三木回注水和地层水、羊二庄回注水和地层水矿化度基本一致，表明该区块连通性好，但南大港羊二庄回注水与地层水的水型不一致，前者的水型为NaHCO3，而后者的水型为CaC12；板桥回注水矿化度较地层水矿化度要低6000mg／L。采用SY／T5329—94《碎屑岩油藏注水水质推荐指标及分析方法》标准方法中注入水水质分析方法，对3种回注水水样进行了水质分析结果可知，几种注入水的悬浮固体、粒径中值、总铁含量等均超标，尤其是南大港羊三木回注污水水质较差，色度大，浑浊，明显见油，平均腐蚀率超过标准，难以达到局控注水指标。2结垢趋势预测2．1预测方法应用Stiff&Davis公式，采用CaCO3饱和指数SI和稳定指数SAI.2．2预测结果地层水(采出水)和处理后水饱和指数S在一O．16～0．25范围，SAI在7．60～8．50范围。综合这2项指数可以得出，唐南精细回注水有一定的结垢倾向，其他几种水样作为注入水是较稳定的，结垢性趋势较小。3配伍性试验注入水与地层流体不配伍主要表现在两者按不同比例混合后是否产生沉淀。对3个区块的8种水样在各自的储层温度下，按不同比例混合，恒温密闭168h，观察水样外观变化，用浊度法来分析其结果。从配伍性试验结果可以看出，北大港唐南精细回注水与唐一站港68K井地层水有混浊现象，而且温度升高，结垢倾向增加，表明两者配伍性差，此种水在注水过程中要进行防垢处理；羊二庄回注水与地层水配伍性较好；羊三木回注水中悬浮物较多，水体浑浊难以处理，与羊三木8-17井地层水中混合后浊度增加，而在恒温后悬浮物沉于瓶底，使上层水质变得较清，导致浊度变小；而板桥板14回注水与板884井地层水由于含有大量HCOF，升高温度后产生一定的浑浊，但无沉淀生成。4结论1)板桥回注水矿化度较地层水矿化度要低6000mg／L；唐南精细回注水矿化度比地层水矿化度低900mg／L；羊二庄回注水与地层水的水型不一致，前者的水型为NaHCO3，而后者的水型为CaC12；羊三木回注水和地层水、羊二庄回注水和地层水矿化度基本一致，表明该区块目前连通性好。2)唐南精细回注水水质稳定性差，结垢倾向明显，要引起足够的重视；其他区块水质稳定，不会产生CaCO3垢。3)由配伍性试验结果可以看出，唐南回注水与地层水配伍性差，结垢趋势明显，温度升高，结垢加剧，应加强防垢处理；其他2个区块水质配伍性好。油田采出液混合结垢原因及垢沉积规律摘要：通过对油田集输管道结垢的垢样分析、各单井采出水分析等基础试验,分析研究了混合结垢的原因。在此基础上进行了垢的生成速度、垢的沉积速度等试验,总结了集输管道结垢规律。主题词：集输管道；结垢原因；垢沉积规律1.基本情况宝浪油田宝中1#计量转油站于1997年建成投产,该站块现有采油井12口,各单井来液在计量转油站混合后,通过¢159集输干线管输至宝浪联合站。宝中1#计量转油站建站之初没有发现结垢问题,一直运行比较顺利,2001年以后出现结垢现象,到2002年结垢问题已经非常严重,经常影响油田的正常生产。其特点是井口回压从投产至今一直比较稳定(除汇管堵塞引起回压升高外),而计量间的汇管和外输管道结垢问题比较突出,严重时两个月可将¢159管线堵塞仅余¢50左右的通径。21结垢原因影响液体介质结垢的因素非常多,具体到油田采出液结垢的影响因素大体有:温度、压力、pH值、介质成分、矿化度、流动状态等。这些因素的变化可以导致采出液中的成垢离子结合为不溶性的盐或使不溶性的固体颗粒聚结沉积,从而附着在设备管道内壁形成垢。某一种因素的变化并不是对所有类型的垢都起同样的影响作用,而是对一种或几种类型的垢的形成过程作用比较明显,对另外的垢形成没有作用或作用较小。宝中1#计量转油站集输管道中所结的垢主要是硫酸钡、硫酸锶,因此温度、压力、pH值变化对结垢不会有太大的影响,另外从工艺上来看这三项影响因素从单井管到汇管没有明显的变化;流动状态变化只是影响沉垢的部位,而不会影响成垢化合物的形成。真正能影响1#计量转油站集输管道结垢的原因只有介质成分和矿化度的变化。矿化度的变化要达到明显影响垢的溶解度,必须有相当大的变化值。根据有关资料,宝中1#计量转油站所有油井产出水的矿化度在25000～30000mg/L,这么小的变化对硫酸钡和硫酸锶溶解度的影响几乎可以忽略不计。因此,宝中1#计量转油站集输管道结垢原因研究主要针对介质成分的变化开展工作。事实上是研究各单井采出水中成垢离子浓度的变化。在对宝中1#计量转油站单井取样时发现12口采油井有5口井采出液不含水。因此,仅对7口含水井进行了取样,脱除产出水后,分析成垢离子。结果表明:2119#、2218#井的含油污水中钡、锶含量非常高,尤其是钡的含量已