油田结垢机理及防治技术ppt课件

2007年4月，Xi安油田进入含水开发阶段，由于水的热力学不稳定性和化学不相容性，经常造成油井井筒、地面系统和注水地层结垢问题，给生产带来很大危害。由于结垢的影响，油井产液量减少，管道和加热炉堵塞。同时，结垢也增加了油井的启动和关闭操作。严重者导致油井停产或报废，造成经济损失。油田结垢概况(以长庆油田为例)长庆马岭油田和安塞油田525口井、100多个站存在结垢问题。极少数油井的修井周期只有一个月或十天。有些井在套管损坏后结垢严重，这使得封隔器难以进行水密生产。一些油井被结垢堵塞，抽油杆被拔出，油井被迫关闭。注水地层结垢会堵塞油层，降低采油指数，从而影响油田的开发效果和经济效益。1。油田垢、硫酸钡(锶)垢和硫酸钡(锶)垢的分布规律在油井中普遍罕见。虽然在马朗区调查了112口生产井，发现了57口生产水含有Ba2和高Ba2含量的井，但这些井没有结垢，如Ba2高达1600毫克/升或以上的南11井和南75井，由于没有S042，也没有结垢。在调查的86口结垢井中，只有5口井有BaS04结垢，水型为氯化钙型。标尺位于井下油管和筛管的外部。Ba(Sr)S04规模主要发生在地面集输(计量)站，如马陵油田中南部地区的20个站中，有11个站积累了BaS04规模。结垢部位在集油管、集球袋和输油泵中。硫酸钡结垢完全是两种不相容水混合的结果。分布规律，调查的86口井中CaS04垢，l1，占12.8%，水型多为Na2SO4型。氯化钙也可用。油井中的CaS04结垢通常在油管外部或井筒底部的套管内部。CaS04结垢主要是由于两种不相容水的混合，如南176井和Na2S04水型。采油层位为Y4-5和Y9，即不同的层位一起生产。凌405井，Y4-5、Y8和Y10产油层，均在井筒油管内(外)有CaS04垢。凌212井在采油初期产出层位Y7、Na2SO4水型和Y10氯化钙型，但产出液不含水、不结垢。后来，层位Y10见水，分两层产出，即在尾管中发现硫酸钙结垢。在地面站，由于来自不同层位的生产井的水的混合，经常会形成CaS04垢，并且主要的垢形成部位是球接收筒和主要器官。CaS04等级，分配规则，分配规则，2。近井地带结垢与注水地层。根据室内水驱模拟试验数据、结垢机理研究结果、现场防垢试验和结垢取心井岩矿鉴定数据，有足够的论据证明地层结垢存在。特别是，从结垢检查井以下1300米以上地层获得的岩心和分析数据表明，马岭注水地层结垢的主要机理是将富含S042的注入水与地层水中的Ba2、Sr2和Ca2混合后的化学沉淀。标度分布规律不同于以往基于热力学理论的物理模拟和数值模拟。地层中发现大量与粘土相关的硫酸钙和硫酸钡垢。一般距离井筒50 330米。分布规律、马陵油田水的化学特征和结垢关系、2、油田结垢机理和影响因素、1)碳酸盐结垢机理、碳酸盐结垢CaC03，CaMg(C03)2是由于钙、镁离子与碳酸盐或碳酸氢盐的结合。反应式如下：Ca2 c 032-=CAC 03 ca 2hc 03-=CAC 03 c 02=H2O 2 HC 03-=MGC 03 c 02=H2O，结垢机理、结垢机理、碳酸盐垢是油田生产过程中最常见的沉积物。在常温下，碳酸钙的溶度积为4.810-9，溶解度为0马陵油田12井井水中的钙(HC03)2含量为1.81毫摩尔/升，如果所有这些盐在加热炉中分解成氯化钙，可能会生成1.81毫摩尔/升的氯化钙。CaC03的溶解度仅为6.910-5 mol/l，即每吨水中可产生l.173kg水垢。结垢机理硫酸盐结垢机理油田硫酸盐垢主要包括硫酸钙、硫酸钡和硫酸锶，以硫酸钙最为常见。硫酸盐从水中沉淀的反应公式如下：Ca2 s042-=CaS 044 Ba2S 042-=bas 04sr 2s 042-=SRS04。对于CaS04垢，产品主要是38以下的石膏CaS042H20，超过此温度主要生成硬石膏CaS04，有时伴有硫酸钙半水合物CAS 04l/2h2o。钡垢(重晶石)比锶垢(天青石)更常见，因为在油田地层水中Ba2比Sr2高。结垢机理，马岭油田凌77井延10地层水中的硫酸钙含量为19.110-3 mol/l，常温下硫酸钙的溶解度为7.810-3 mol/l，明显为硫酸钙的过饱和水。然而，在单层水中没有发现CaS04水垢。然而，当井水与含s042-11.7 g/l的中212井产出水混合时，在地面系统的球收集袋和泵中会产生大量石膏垢沉积物。凌212井的综合生产延迟为10层和7层。前期延迟10层不含水，只有7层低产水，油井无结垢。后来，10层的延迟产生了水，并且井也有石膏结垢。BaS04结垢主要发生在地面站。钡垢站管辖的油井钡(锶)离子普遍偏高，单井结垢问题不突出。然而，当来自不同层位的生产井的水在站内混合时，将会产生水垢。缩放机制，缩放机制，2。分析结垢的影响因素、结垢机理、水的组成和水中含盐量的增加通常会增加水垢的溶解度，这是一种盐效应。由于水的低盐含量，较少的非结垢离子阻碍结垢离子的吸引和结合。至于氯化钙，它在200克/升盐水中的溶解度是在高纯度水中的2.5倍。硫酸钡在120克/升盐水中的溶解度是在纯水中的13倍。压力和温度，碳酸钙的溶解度随着温度的升高和CO2分压的降低而降低，而后者尤为重要。因为在系统的任何部分，碳酸钙沉淀都可能由于压力降低而发生。Ca2 2hc 03CAC 03 C02h20，结垢机制，结垢机制，结垢机制，III。油田防垢技术的应用及效果，(1)物理条件的控制。影响结垢的因素包括温度、压力、水中含盐量、酸碱度、结垢离子浓度、水流状态、管道形状和其他环境条件。为了控制水垢的形成，可以控制和调节一些条件，从而改变盐垢的沉淀程度，抑制水垢的形成。从设计的角度来看，输油管道的内壁应该是光滑的或有涂层的，以减少弯曲并增加水的流量。防垢技术，(2)去除水中的结垢物质，防垢技术，不相容水是指两种水混合时沉淀的不溶性产物。不相容的原因是一种水含有高浓度的结垢阳离子，如Ca2、Ba2、Sr2等。而另一种水含有高浓度的结垢阴离子，如C032-、HC03-或SO42-。当两种水混合时，离子的最终浓度达到过饱和状态，导致沉淀和结垢。在油田生产过程中，应尽可能避免不相容水的混合：对于套管损坏的井，不同层的水会相互交叉，可能造成结垢，必须采用防水采油技术；如果注入水与地层水不相容，尽量选择水质好的或采取处理措施；污水回注时，清水和污水应分开注入，以免结垢和腐蚀。(3)避免不相容的水混合和防垢技术，(4)防垢剂，防垢剂是油田常用的防垢措施。该方法简单可行。使用时需要对阻垢剂进行合理的评价和选择。国内外常用阻垢剂在长庆油田先后开发了三元共聚物BS-2E、有机磷酸酯TS-610、改性聚羧酸KF31、BS-2000等。在油田应用中也取得了良好的效果。防结垢技术，2。地面集输系统防垢、防垢技术、测试效果检测、成垢离子平衡分析、现场挂片检测、设备目视检查、现场生产动态分析、南107站：Ba2在加药前未正常检测，以BaS04沉积物形式存在。投加后，水中的Ba2为192-349毫克/升，表明结垢量减少。此外，结垢和除垢周期也从过去的2-3个月延长到半年到一年。灰尘变得松散，易于清除。这证明化学防垢减少或抑制了过程中的结垢。(1)油井长效固体防垢剂、防垢技术和油井防垢也采用了从环空加入防垢剂的方法，取得了良好的效果。泉36井投产一年后，井内规模严重。泵上的油管厚3-5 mm，固定阀卡住。在检查泵30天后，泵被污染并卡住。水垢的成分主要是BaS04。此后，从环形空间添加聚马来酸酐16个月，并且两次泵检查没有规模。泵的检查时间从24天延长到218天。南92井BaS04垢难以处理。在后井口安装药筒，并定期添加防垢剂。剂量为40ppm，基于每天的产水量。经过180天的测试，液体和石油产量稳定上升。修井期从过去的两个月延长到六个月。(2)油井连续注入防垢剂和防垢技术。注水地层结垢防治技术、防垢技术。安塞油田长6油层产出液中也含有大量的钡(锶)离子，与注入水源水质不相容，存在地层结垢的可能性。添加防垢剂的方法在油田三个站推广应用，抑制地层结垢，保护油层，取得了良好的效果。油田新开发区块：长4-5油层、绥靖油田大路沟一区长6油层、西峰油田东至长8油层等新开发区块的产出水中均不同程度地含有钡(锶)离子，且有明显的结垢趋势。因此，从注水开始，在这些区块进行了防垢。(2)挤注处理近井地层结垢，防垢技术，防垢技术，CQ一号除垢剂是一种含螯合剂的碱性溶液。可溶性产品是通过与水垢中的某一成分直接螯合而形成的，并与产出液一起排出。此外，这种螯合作用破坏了垢块的骨架，垢块中的有机物和酸不溶性物质落入垢泥中，然后随冲洗液排出井筒。它的应用克服了传统酸化造成的管道和设备腐蚀、地层基岩孔隙结构破坏和结垢二次沉淀的问题，适用于硫酸盐和酸敏感地层。CQ-2除垢剂是一种有机酸化合物，对碳酸盐岩和铁塞具有良