涠洲12-1海上油田硫酸钡锶垢防垢剂研究

涠洲12-1海上油田注入水(海水)与地层水不配伍,油井结垢严重,垢物含～70%硫酸钡,～30%硫酸锶.以体积比2:8的海水(矿化度35 g/L,含SO24-3 g/L)和地层水(矿化度26 g/L,含Ba2+30 mg/L)混合水为实验水样,测定了五大类15种商品防垢剂70℃时的防垢率,性能最好的5种是:聚天门冬酸PASA,防垢率68.9%,加量25mg/L;聚丙烯酸钠PAAS,67.4%,25 mg/L;部分水解聚马来酸酐HPMA,63.3%,5 mg/L;二亚乙基三胺五甲叉膦酸DETPMP,48.6%,5 mg/L;膦酸聚合物型防垢剂TS-7910,44.9%,25 mg/L.以这5种防垢剂为因素,4种加量(2,4,6,8 mg/L)为水平,按L1645正交表设计实验,考察了16个五组分复配防垢剂的防垢率,在70℃时4+2+4+6+8(mg/L)配方的防垢率最高,为83.0%;在90℃时所有配方的防垢率均较高,有5个配方的防垢率很高,在83.3%～84.8%范围:2+4+4+4+4,4+2+4+6+8,4+8+6+4+2,6+6+2+4+8,6+8+4+2+6;在120℃(油藏温度)时6+6+2+4+8和8+2+8+4+6两个配方的防垢率超过55%(55.7%+56.5%).讨论了防垢剂的作用机理:螯合和吸附.为防止油井结垢,可将防垢率经环空加入油井或置入地层适当部位.图2表3参4.

硫酸钡锶垢清垢剂的制备与性能评价

为了消除硫酸钡锶垢对地层的堵塞,以二乙烯三胺五乙酸、二乙烯三胺五乙酸五钠、乙二胺四乙酸、氨基三甲叉磷酸、乙二胺四甲叉磷酸钠、二乙烯三胺五甲叉膦酸多种螯合剂为主剂,合成了浅黄色的硫酸盐清垢剂,研究了该清垢剂的清垢效率、岩心渗透率恢复率及腐蚀性。结果表明,该清垢剂可有效清除硫酸盐垢,使结垢岩心渗透率恢复。60℃条件下,8%数10%清垢液的清垢效率约80%;升高温度可提高清垢效率,温度从20℃升至80℃时,清垢效率从80.52%增至85.65%;随清垢时间延长,清垢效率增大并逐渐稳定,12 h时的清垢效率达到83.0%;在30数70℃下,水驱后注入10 PV 100 mg/L清垢液,结垢岩心渗透率恢复至原始渗透率的85.56%数92.59%。该清垢剂对油套管的腐蚀性小,25℃和60℃下,10%清垢液对油套管的腐蚀速率分别为0.0404和0.1014 mm/a,低于常用酸液体系,有利于安全施工。

长庆超低渗透油藏华庆油田硫酸钡锶垢的防治

针对华庆油田结垢的实际，分析了其结垢机理和注入水与地层水配伍性，按行业标准筛选出防垢剂CDS-1，在浓度为70mg／L时对硫酸钡锶垢的防垢率达到93．76％。从2009年6月11日起．在该区块按70mg／L的浓度在注水站连续投加，注水压力下降并趋于平稳，注水量上升并趋于早稳，可为类似油田开发提供参考。

油井用硫酸钡锶垢抑制剂XY-1性能影响因素研究

油田开发过程中,由于温度、压力变化,水的化学不相容性等原因,油井出现结垢问题是很普遍的问题,尤其是硫酸钡锶垢,难溶难除,严重影响油井产量和油田效益。本文根据油田硫酸盐垢的防治现状,以顺丁烯二酸酐(MA)、甲基丙烯酸(α-MAA)、丙烯酸甲酯(MAC)为单体,过硫酸铵(APS)为引发剂,水为溶剂制得抑制剂。研究了合成条件对抑制剂性能的影响,评价了其对硫酸钡,硫酸锶垢的防垢性能。实验表明,顺丁烯二酸酐、甲基丙烯酸和丙烯酸甲酯摩尔比为2∶1∶0.5,引发剂过硫酸铵质量为单体重12%,70℃下反应5 h合成的共聚物抑制剂加量在24 mg/L时的防垢率可以达到96%以上。

胜利油田硫酸钡锶垢阻垢剂BR的研究

针对胜利油田纯梁采油厂输水管道结垢严重的问题,研制合成了硫酸钡锶垢阻垢剂BR。以顺丁烯二酸酐/烯丙基磺酸钠合成低相对分子质量顺丁烯二酸酐/烯丙基磺酸钠共聚物,其再和次磷酸钠、丙烯酸钠进行嵌段共聚,合成了硫酸钡锶垢阻垢剂BR。考察了反应温度、反应时间、基团比例对阻垢效果的影响,确定最佳合成条件为：反应温度110～120℃,反应时间5 h,阻垢剂BR中n(磺酸基)：n(羧酸基)：n(磷酸基)=1：7：2。并且考察了阻垢剂BR用量、温度、矿化度等条件对阻垢性能的影响,结果表明,阻垢剂BR具有较好的耐温性和抗盐性。在胜利油田纯梁采油厂纯47—5井输水管道中进行阻垢剂BR的阻垢性能评价试验,结果表明,阻垢剂BR能有效阻止硫酸钡锶垢生成。

姬塬油田硫酸钡锶垢的结垢成因分析

鉴于姬塬油田硫酸钡锶垢防治难度较大,通过对油田注入水样品、储层岩芯样品和油田水样品的测试分析,对其进行了结垢成因方面的研究。结果表明:成垢阳离子主要来源于储层岩石,主要通过长期的水-岩反应进入地层水中,成垢阴离子主要来源于注入水,当地层水与注入水相混合时便形成了硫酸钡锶垢。

硫酸钡锶垢清洗剂DS-8及其在油砂山集输管线清垢中的应用

研制了由一种可溶解硫酸钡的配方物及各种添加剂组成的水溶性液体清垢剂DS 8(密度≥ 1 .2 g/cm3,pH值1 0— 1 4)并考察了各项应用性能。随其水溶液浓度 (体积分数 )的增加 ,DS 8对硫酸钡的溶解量增大 ,但单位体积的溶解量 (溶垢能力 )下降 ,最佳使用浓度为 1 0 %— 2 0 % ;最佳使用温度为 4 0℃ ;在各种难溶盐中 ,DS 8对硫酸钙的溶解能力最强 ,其次是硫酸锶 ,再次是硫酸钡。每升DS 8可溶解硫酸钡 62 .4 g。DS 8完全无腐蚀性 ,对A3钢试片的腐蚀速率仅为 0 .0 0 4 g/m2 ·h( 45℃ ,72h)。青海油砂山油田长 1 2 60m的易结垢集输管线 (垢厚一般 5— 2 0mm ,最厚达 3 0mm)用体积分数 1 7%的DS 8水溶液共 58m3单循环清洗 ,历时 4 3小时 ,共清洗出积垢 94 4 .2 4kg ,其中硫酸钡 4 86.3 6kg ,硫酸锶 95.3 6kg ,硫酸钙 1 7.62kg ,垢泥 3 44 .90kg ;开始清洗时泵压 0 .3 5MPa ,以后降到 0 .0 5MPa以下 ,说明管线已畅通。

南海西部油田井下硫酸钡锶垢防治技术研究与应用

针对南海西部油田油井结硫酸钡锶垢严重影响油井正常生产,同时大幅增加修井和测试作业难度,进行了机械刮管和超声波除垢措施,采取了在油井及注水井井下连续加注化学防垢剂等防垢手段,效果均不佳。为此,开展了化学螯合除垢+挤注缓释防垢工艺研究,优选出效果最佳的除垢剂SD302和防垢剂CN201,除垢剂SD302最佳质量浓度为40%,98℃下硫酸钡垢溶垢率可达95%,防垢剂CN201的MIC值为5 mg/L,当驱替800 PV后,其质量浓度仍可达到MIC值,满足长期有效防垢需求。截至2018年5月底,南海西部油田进行了5口井化学除防垢措施,累计增油约4.5×10^4 m^3。相关实验方法和结论对海上及陆地油田结硫酸钡锶垢油井的治理具有重要指导意义。

硫酸钡锶垢定点除垢物理模拟实验研究

在油田正常生产作业过程中,采出水中含有的Ba^(2+)、Sr^(2+)易与SO_4^(2-)产生沉淀,容易造成管道堵塞,损害生产设备,甚至影响到正常生产。国内外对于硫酸钡锶垢的防治多采用化学方法,但存在着流动过程中二次结垢的问题,防垢效果不佳。为解决传统除垢技术成本高、除垢效果差的问题,提出了一种新的物理除垢方法,该方法运用水处理工艺中的沉淀池原理及浅池沉淀理论,设计定点除垢器实验模型,具有操作简单、便于清理的优点,可以实现成垢离子在指定位置结垢的目的。以反应时间、成垢离子浓度、摩尔浓度比、温度作为影响硫酸钡锶垢结垢的敏感性因素,通过大量实验室定点除垢器物模实验,进行各敏感性因素评价分析。

硫酸钡/锶垢除垢剂配方优化及性能评价

为了清除油气田开发过程中产生的具有结垢致密、溶解度低以及不溶于酸碱等特点的硫酸锶钡垢,采用化学除垢技术,首先筛选了一种螯合主剂,再优选了不同助剂,利用他们之间的协同增效以及改性作用,通过单因素实验确定了最优的硫酸钡/锶垢除垢剂配方为:10%DTPA+6%水杨酸+0.03%聚丙烯酸钾、0.2%吐温-80,同时考察了不同p H、温度以及反应时间下的除垢效果的影响,结果表明,当pH值为12、温度为80℃、反应时间为8 h时除垢效果最佳,在此条件下对硫酸钡和硫酸锶以及实际垢样的除垢率分别为79.41%和80.56%以及59.7%。该除垢剂具有除垢效率高、除垢时间短及成本较低的优点,在油气田除垢方面具有广阔应用前景。

梁南管理区硫酸钡锶结垢和腐蚀的防治

胜利纯梁采油厂梁南区计量站和输油管线结垢(硫酸钡锶垢)腐蚀严重。过去曾采用超声波、磁化、高频电场等物理法防垢,因效果不尽人意且有效期短而放弃使用。油田分别以S层和H层为生产层,大多数油井产出水既富含Ba2++Sr2+,又富含SO42-,因此不能采用可以防止结垢的分层采油、分层处理产出液、分层回注产出污水的工艺。有2个集输站曾使用一种阻垢剂,有一定效果,但出现了阻垢剂的酸性使下游腐蚀加重,所选缓蚀剂使用不便等问题。从11种商品阻垢剂中优选出的J-1,加量30 mg/L时对钡垢、锶垢的阻垢率分别为93.5%和63.6%。从9种商品缓蚀剂中选出的4种缓蚀剂,加量30 mg/L时对A3钢、N80钢80℃缓蚀率均超过94%。经配伍性和组合测试,得到J-1+WD-2阻垢缓蚀剂,二者之比为83.3∶16.7,总加量30 mg/L时在梁南地层水中阻垢率达92%,可使N80钢腐蚀率降至0.0786 mm/a。自2003年12月起,该复配剂在梁南区集输站使用,阻垢、缓蚀效果显著。

油砂山油田原油集输管线中的硫酸钡锶结垢

油砂山油田注水开发后原油集输管线一些区段结垢较为严重。对该油田的结垢情况进行了调查 ,采集了大量垢样 ,对结垢物进行了定性鉴定、定量分析 ,确定结垢物的主要组分为硫酸钡锶 ;根据采出水离子组成分析、地层岩石钡锶元素分析结果 ,初步判定采出水中结垢离子钡和锶并非来自地层岩石矿物 ,而是来自侵入地层的泥浆加重剂重晶石及天青石。

油田硫酸钡、锶垢的高效阻垢剂研究

在油田的开发生产过程中结垢情况复杂,结垢会严重影响油田的生产。本工作针对油田生产系统结垢问题,尤其是硫酸钡、锶垢的防治,开展了复配阻垢剂的评价试验,筛选出了一种钡、锶垢的高效复配阻垢剂,其室内阻垢率可达90%以上,为提高油田的安全生产提供技术保障。

DTPA清除油田钡锶垢的影响因素研究

采用DTPA除垢剂对油田钡垢进行了系统的实验,从加量、质量浓度和温度等7个方面做了研究,从中发现除垢率随其变化的规律和DTPA溶液清除硫酸钡垢的最佳的反应条件;还发现DTPA和草酸的加量为1:1时除垢率为最大;在DTPA和EDTA的复配的量为1:1时,除垢效果达到最好。

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。

油田钡锶垢除垢影响因素的室内研究

采用乙二胺四乙酸(EDTA)的钠盐作为油田钡锶垢的除垢剂,考察了除垢剂加量及浓度、除垢时间和温度等因素对除垢效果的影响,结果表明,在反应温度为50℃、反应时间为24h、pH为9～11、除垢剂加量为150mL及浓度为20mg/L时除垢效果最好。

海上油井高效经济钡锶垢除垢剂体系评价及除垢工艺研究

海上油井钡锶垢清除难度大、作业费用高,需要通过优化除垢剂配方和改进除垢工艺来降低除垢成本。针对涠洲油田群典型井下工况,采用真实垢样开展了除垢剂溶垢实验,从保持除垢效果降低药剂用量和保持药剂用量提高除垢效果两个角度,研发和改进了除垢剂配方;提出了除垢作业与修井作业二合一的工艺改进新思路,初步论证了除垢剂与修井液合二为一的可能性。结果表明,现用药剂SD-132和优选的新剂DTPA的用量降低至8%仍可满足除垢指标要求;研发的以DTPA为主剂的新剂改进配方,在相同质量分数(16%)下比现剂溶垢量可提高13.08%,现剂添加2%~4%DTPA后,溶垢量也可提高14.49%,且新配方对不同类型垢样均适用;除垢剂与修井液二合一具有一定可行性,两者复配后仍可保持良好的除垢和储保性能,若能实现修井作业同时除垢,除垢剂和施工成本将会大大降低,将大幅提高海上油井钡锶垢除垢工艺的经济性。

油田注水井管线结垢分析及阻垢剂研制与应用

青化砭油田注水井管线结垢严重,以马来酸酐-丙烯酸-甲基丙烯酸羟乙酯(MAH)、EDTMPS、PASP和HDTMPA为原料,研制了一种复合型阻垢剂ZGJ-6,能同时高效阻止碳酸钙、硫酸钙、硫酸钡锶垢,当投加量60 mg/L时,对钙盐(碳酸钙、硫酸钙)垢的阻垢率达94.52%,对硫酸钡锶垢的阻垢率达95.32%,阻垢效果优于常规阻垢剂。现场应用实验表明,在管线中投加ZGJ-660 mg/L后,试片光亮无结垢,同压力下的月平均注水量下降幅度和同注水量下的月平均压力提高幅度为2%~3%,变化平缓,从根本上解决了管线的结垢问题。

纳滤法处理富含SO_4^(2–)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。