黄3长6区集输站结垢机理与防垢措施

为了解决黄3长6区采出水结垢导致管线、设备堵塞而严重影响集输站运行的问题,通过对集输站和单井的水样、垢样进行分析,明确了黄3长6区结垢原因,针对性地开发阻垢药剂,并报道了现场应用情况。黄3长6区集输站垢堵严重的主要原因是单井采出水不配伍,导致站场集输系统硫酸钡锶结垢堵塞。开发的高效钡锶阻垢剂(HDTMPA、P-M-P(5000)质量比为4∶1),在加量为60 mg/L的情况下,对硫酸钡的阻垢率达到90.9%。室内适用评价实验表明,该阻垢剂对集输站A、B汇管模拟水的阻垢率高达90%和93%。现场应用结果表明,添加该阻垢剂可大幅降低A、B站场的结垢程度,有效解决了黄3长6区结垢问题,从而保障黄3长6区集输站长周期平稳运行。

聚环氧琥珀酸用于涠洲12-1海上油田生产系统防垢

涠洲12-1海上油田地层温度120℃,除油井井筒内产生硫酸钡锶Ba0.5Sr0.5SO4和硫酸钙CaSO4.H2O混合垢外,平台生产系统内的结垢几乎全部(96.3%～98.8%)为硫酸钡锶垢:Ba0.5Sr0.5SO4,Ba0.75Sr0.25SO4,Ba(SO3)0.3(SO4)0.7。通过马来酸盐环氧化及碱中和得到的环氧琥珀酸PESA,在150℃加热10小时后其红外光谱图无明显变化。按行业标准规定的方法,在50～120℃测得PESA对硫酸钡垢的防垢率随加量增加而增大,达到最大值后略有降低,加量5mg/L时约为85%～86%,加量25～50mg/L时不低于93%。PESA已使用于涠洲12-1海上油田,在井口连续加药,加药量30mg/L,平台生产系统结垢大量减少,按成垢离子浓度计算,防垢率超过85%。

钡锶垢阻垢剂AMHE的阻垢性能研究

钡锶垢阻垢剂AMHE是质量比1∶1的三元共聚物AA/MA/HPA与乙二胺四甲叉膦酸钠EDTMPS的复配物。其阻垢率按照行业标准SY/T5673 1993在加盐(NaCl)水样中测定,测定Ba2+浓度用分光光度法,Sr2+、Ca2+浓度用EDTA滴定法。对于硫酸钡垢,在相同加量下AMHE的阻垢率明显优于两单一组分;在Ba2+浓度为185 1mg/L的水样中AMHE的阻垢率,加量12mg/L时为97 8%,加量15mg/L时为100%;水样中Ba2+浓度增大时AMHE加量应增大。AMHE对于硫酸锶垢的阻垢率,Sr2+浓度为901 5mg/L、加量为12mg/L时达100%,Sr2+浓度为2253 8mg/L、加量为90mg/L时接近100%。AMHE是硫酸钡、锶垢的优良阻垢剂。加量9mg/L的AMHE对碳酸钙垢的阻垢率,在Ca2+浓度413mg/L的水样中为96 0%,在Ca2+浓度620mg/L的水样中为70 5%。AMHE也是适用于较低Ca2+浓度环境的碳酸钙垢阻垢剂,其阻垢性能不如AMHP(AA/MA/HPA与PBTCA的复配物)。图6参10。

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。

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。

长庆低渗透油藏地层结垢防治技术

注水开发的长庆低渗油藏地层结垢严重，20世纪90年代通过钻10口结垢检查井揭示了地层结垢特点，据此开发了依次注入吸附型防垢剂和螯合型除垢剂的地层清防垢技术。所用防垢剂是含铁离子稳定剂的膦酸盐复配物NTW-3，在油砂上吸附后可长期起防垢作用，工作液浓度一般不低于1％。所用除垢剂有主要针对钙垢的CQ-1和后期的CQ-3，主要针对钡锶垢的Remval Ba，工作液浓度一般不低于10％，前者应较高，后者应较低。1991～2006年在47口油井实施注入NTW-3＋CQ-3（或CQ-1）或＋Removal Ba的清防垢作业，42口井增油，有效期平均11．4月，详细介绍了4个井例，包括2口中等和中低渗井和2口特低渗井。特低渗西峰油田2001年开始注水，注水压力高达11．5～15．0MPa，注水半年后注水井吸水指数下降；岩心实验表明注入0．05％NTW-3＋10％Removal Ba或CQ-3可解堵，2002-2004年在6口注水井实施清防垢解堵，使吸水指数趋于稳定，有2口井的有效期超过2年。图3表5参4。

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。

新型油田用钡、锶阻垢剂性能研究

针对油田中后期生产中结垢严重,尤其是锶、钡垢难以得到解决的问题,研制了TS-7610A￣D系列锶钡阻垢剂。参考SY/T5673—1993试验方法,模拟现场的各种条件,对该系列药剂进行了综合评价。TS-7610C在该系列药剂中具备相当优异的性能,试验条件下其投加质量浓度为30mg/L时对硫酸钡的阻垢率可达95%以上,同时具有良好的阻碳酸钙、硫酸钙性能,在高温、高pH、高盐及加入破乳剂条件下,仍能保持较好的阻垢效果。可作为油田生产中添加的阻垢剂使用,尤其适用于存在锶、钡结垢问题的地区。

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。

华庆油田一套井网两层开发水质配伍性与阻垢技术研究

华庆油田属特低渗油田,为有效提高效益,在开发过程中采用一套井网延长组长6、长8两层开发,地层水之间、注入水与地层水之间的配伍性与阻垢技术研究是油藏开发面临的首要问题。通过水质配伍性分析认为,长6、长8层水之间结垢以碳酸钙为主,结垢量在50-100 mg/L,注入水与长6、长8层水之间以硫酸钡锶垢为主,结垢量在80-490 mg/L。研究筛选出TH-60阻垢剂针对硫酸钡垢,阻垢率达60%以上,现场试验5个增压站,有效遏制了集输管线结垢趋势。

长庆白豹油田注水井结垢的防治

长庆白豹油田剖16井区注水2年后注水压力上升,注水量减小。注入水为富含SO42-(0.171 g/L)和HCO3-(0.366 g/L)的洛河层水;生产层长4+5和长3地层水则富含Ba2+和Sr2+(1.69和2.19 g/L)及Ca2+、Mg2+。用X射线能谱法检测,储层岩心中不含Ba2+、Sr2+。50℃下实测,注入水、地层水均不结垢,混合水中注入水和地层水体积比由2/8增至8/2时,硫酸钡锶垢生成量由0.0831 g/L增至0.332 g/L,碳酸钙垢生成量由0.169、0.182 g/L减至0.040、0.000 g/L,总结垢量由0.252、0.265增至0.373、0.332 g/L。集输系统垢样表面主要元素经测定为Ba、Sr、O、S,用X射线衍射法测得主要垢成分为Ba0.75Sr0.25SO4。按行业标准筛选出的含磷复合防垢剂YHS-1,当加量为20 mg/L时对硫酸钡垢的防垢率达75%。从2005-09-03起,在剖16井区按20 mg/L加量在注入水中连续投加YHS-1,注水压力下降并趋于稳定,注水量上升并趋于稳定,油井生产平稳,未出现因结垢而检泵的情况。

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。

一种三元共聚物阻垢剂的合成及反应条件的确定

油田结垢是石油开采过程中非常普遍的现象,特别是油田进入注水开发中后期,由于结垢,造成管线、储层伤害等,严重影响油田的开发效果与经济效益。通过调研相关文献,进行室内实验,合成出一种三元共聚物AA_MA_HPA阻垢剂,并通过测试得出其最佳反应条件。

一种钡锶阻垢剂的研制与性能评价方法研究

研究了一种三元共聚物钡锶阻垢剂AMCP,并进行了静态与动态评价。三元共聚物最佳合成条件为温度80℃,引发剂质量分数0.2%,反应时间4 h,静态阻垢率64.6%。三元共聚物与乙二胺四亚甲基膦酸钠复配后得到阻垢剂AMCP-21,静态阻垢率提高到82.4%。对阻垢剂AMCP-21进行动态评价,结果表明,随着阻垢剂质量浓度、温度的增加,动态阻垢率是逐渐增加的;在70 000 mg/L的高矿化度条件下,阻垢率仍能在80%以上。在动态评价仪中加入100 mg/L阻垢剂AMCP-21,连续冲刷30 h,测试管壁上结垢不明显。该阻垢剂可有效解决油田集输系统和设备因结垢而损坏的问题,提高石油开发的经济效益。

一种新型油田用钡锶阻垢剂TH-607B的性能研究

针对油田生产中结垢严重,尤其是锶、钡垢难以解决的问题,研制了一种新型油田用钡锶阻垢剂TH-607B。通过与多种常规油田阻垢剂的阻垢性能进行对比,研究了其抑制碳酸钙、硫酸钙、硫酸钡、硫酸锶垢的情况。通过考察各种条件对TH-607B的阻垢率的影响,探究了TH-607B对油田水中钡、锶阻垢的适用范围。试验结果表明,TH-607B在高温、高盐、低pH或高pH下均具有良好的阻钡锶垢能力;其良好的耐高温、耐盐性、宽pH范围适应性将使其具有广泛的应用。现场应用表明,TH-607B对油田水结垢和腐蚀问题起到很大改善作用,阻垢率达90%以上。

刘峁塬区域注水系统硫酸钡阻垢剂筛选与试验效果评价

姬塬油田刘峁塬区块,2008年投入开发,由于地层水、注入水物性不同,已给该区域注水系统带来结垢问题,因此需要投加阻垢剂以确保系统的正常运行。本文通过注水系统结垢原因分析,明确了注水系统结垢机理为系统中钡锶离子,硫酸根离子含量高而引起的硫酸钡锶结垢。通过硫酸钡阻垢剂的室内评价以及在刘峁塬区域的现场使用,GS-1、CQ-Z01硫酸钡阻垢剂应用效果优良,阻垢率均在90%以上。

一种新型钡锶阻垢剂的研究及性能评价

姬塬油田随着开发过程的进行,集输及注水系统结垢问题突出,严重影响正常生产。通过对油层水型分析、配伍试验以及结垢产物等方面的分析研究,明确了油层主要垢型及结垢机理,合成出了新型钡锶阻垢剂。评价结果表明该阻垢剂能破坏垢体晶型,同时还有电荷分散和螯合增溶作用。