油田结垢机理及防治技术ppt课件

,油田结垢机理及防治技术,2007年4月西安,油田进入含水期开发后，由于水的热力学不稳定性和化学不相容性，往往造成油井井筒、地面系统及注水地层的结垢问题，给生产带来极大的危害。由于结垢等影响，造成油井产液量下降，管线及加热炉堵塞，同时结垢也增加了油井的起下作业，严重者造成油井停产或报废，造成经济损失。,注水油田结垢机理及防治,油田结垢概况（以长庆油田为例）长庆马岭、安塞等油田，525口井、100多个站存在结垢问题。极个别井的修井周期仅一个月或十天左右；有的井套损后，结垢严重，隔水采油封隔器座封困难；有的井因结垢堵死，抽油杆被拉断，油井被迫关井。注水地层结垢，则可堵塞油层，使采油指数下降，从而影响油田的开发效果与经济效益。,一、油田结垢的分布规律,Ba(Sr)SO4垢,Ba(Sr)S04垢一般在油井中少见，尽管马岭南区调查112口生产井，产出水含Ba2+的井有57口，且Ba2+含量很高，但这些井却并不结垢，如南11井、南75井，Ba2+高达1600mgL以上，因无S042+，未见结垢。调查的86口结垢井，结BaS04垢仅有5口，水型为CaCl2型，结垢部位在井下油管及筛管外。Ba(Sr)S04垢绝大多数出现在地-面集输(计量)站，如马岭油田中区及南区20个站中，结BaS04垢的有11个站。结垢部位为集油管线管汇、收球包及输油泵内。Ba(Sr)SO4结垢完全是两种不相容水混合的结果。,分布规律,CaS04垢在调查的86口井中，有l1口，占12.8%，水型多为Na2SO4型。也有CaCl2型的。油井CaS04结垢一般在井筒底部的油管外或套管内壁。CaS04结垢，主要由于两种不相容水的混合，如南176井，Na2S04水型，采油层位为Y4+5与Y9，即不同层位合采；岭405井，采油层位Y4+5，Y8及Y10，这两口井都在井筒油管内(外)结CaS04垢。岭212井在采油初期生产层位Y7，Na2SO4水型，Y10系CaCl2型，但产出液中不含水，无结垢，后来Y10层位见水，两层合采，即在尾管发现CaSO4结垢。在地面站，也常因不同层位的生产井来水混合而结CaS04垢，主要结垢部位在收球筒及总机关处。,CaS04垢,分布规律,分布规律,2近井地带与注水地层结垢,依据室内水驱模拟试验资料、结垢机理研究结果、现场防垢试验和结垢取芯井岩矿鉴定资料，已有充分论据说明地层结垢是存在的。尤其是结垢检查井从1300多米以下地层所获得的岩芯及其分析资料，说明马岭注水地层结垢的主要机理是富含S042的注入水与地层水中的Ba2+、Sr2+、Ca2+混合后发生化学沉淀引发的。结垢的分布规律与过去仅以热力学理论为基础所进行的物理模拟和数值模拟不尽相同，地层中发现有大量与粘土伴生的硫酸钙、硫酸钡垢。一般距油井井筒50330米。,分布规律,马岭油田水化学特征与结垢关系,二、油田结垢机理及影响因素,碳酸盐结垢机理,碳酸盐垢CaC03，CaMg(C03)2是由于钙、镁离子与碳酸根或碳酸氢根结合而生成的，反应式如下：Ca2+C032-=CaC03Ca2+2HC03=CaC03+C02+H20Mg2+2HC03-=MgC03+C02+H20,结垢机理,结垢机理,碳酸盐垢是油田生产过程中最为常见的一种沉积物。常温下，碳酸钙溶度积为4.810-9，在25，溶解度0.053gL。在油田地面集输系统，由于温度升高，压力降低，C02释放，使CaC03沉淀的可能性增加；而在油井生产过程中，当流体从高压地层流向压力较低的井筒时，C02分压下降，水组分改变，就成为CaC03溶解度下降并析出沉淀的主要原因之一。马岭油田中12井水含Ca(HC03)2为1l.81mmolL，如果这些盐在加热炉中全部分解成为CaC03，则可能有ll.81mmolL的CaC03生成，CaC03溶解度仅为6.910-5molL，即每吨水中可产生l.173kg的垢。,结垢机理,硫酸盐结垢机理,油田硫酸盐垢主要有CaS04，BaS04和SrS04，而以CaSO4最为多见。硫酸盐从水中沉淀的反应式如下：Ca2+S042-=CaS04Ba2+S042-=BaS04Sr2+S042-=SrS04对于CaS04垢，在38以下时，生成物主要是石膏CaS042H20，超过这个温度主要生成硬石膏CaS04，有时还伴有半水硫酸钙CaS04l2H20。由于油田地层水中Ba2+较Sr2+高，所以生成的钡垢(重晶石)较锶垢(天青石)为常见。,结垢机理,马岭油田岭77井延10地层水中CaS04的含量为19110-3molL，而在常温下，CaSO4的溶解度为7810-3molL，显然此水是CaS04的过饱和水。但在单一层水中，未发现CaS04垢。而当该井水与含S042-11.7gL的中212井产出水混合则在地面系统的收球包及泵内产生大量的石膏垢沉积。岭212井合采延10与延7层，早期延10层不含水，只有延7层低产水，油井无结垢情况，后来，延10层出水，该井也同时出现了结石膏垢的情况。BaS04结垢以地面站为主，凡结钡垢的站所辖油井一般高含Ba(Sr)离子，单井结垢问题并不突出，而当不同层位生产井来水在站内混合，则导致垢的产生。,结垢机理,结垢机理,2结垢的影响因素分析,结垢机理,水的成份,水中盐含量增加，通常能增大垢的溶解度，这是一种盐效应。由于在含盐量低的水中，妨碍成垢离子吸引和结合的非成垢离子较少。如对CaC03来讲，它在200gL盐水中的溶解度较在高纯水中大2.5倍；而BaS04，在120gL盐水中溶解度比纯水中大13倍。,压力和温度,碳酸钙的溶解度随着温度的升高和C02的分压降低而减小，后者的影响尤为重要。因为在系统内的任何部位，压力降低都可能产生碳酸钙沉淀。Ca2+2HC03CaC03+C02+H20,结垢机理,结垢机理,结垢机理,三、油田防垢技术的应用及效果,（1）控制物理条件,影响结垢的因素有温度、压力、水中含盐量、pH、成垢离子浓度以及水的流动状态、管线形状及其它环境等条件。要控制垢的生成，则可以控制和调节其中一些条件，就可以改变盐垢的析出程度，抑制垢的生成。从设计角度考虑，输油管线的内壁应光滑或施以涂层，减少弯管，增加水的流速等。,防垢技术,（2）从水中除去成垢物质,防垢技术,不相容的水是指两种水混合时，沉淀出不溶性产物。不相容性产生的原因是一种水含有高浓度的成垢阳离子，如Ca2+、Ba2+、Sr2+等，另一种水含高浓度成垢阴离子，如C032-、HC03-或SO42-。当这两种水混合，离子的最终浓度达到过饱和状态，就产生沉淀，导致垢的生成。在油田生产过程中，应尽可能避免不相容水的混合：对于套管损坏井，不同层位水互窜，可能引起结垢，则须采用隔水采油工艺；注入水如果与地层水不相容，尽量选择优良水质，或施加处理措施；污水回注时，将清水与污水进行分注，以免引起结垢与腐蚀问题的发生。,（3）避免不相容的水混合,防垢技术,(4)防垢剂,油田使用防垢剂为常用的控制结垢措施。这种方法简便、易行。使用时需对防垢剂进行合理的评价与选择。国内外常用的防垢剂有有机膦酸盐（脂）类，高分子聚合物及其衍生物、有机膦酸盐与聚羧酸盐复合类。近年开发了有机膦羧酸、含膦聚合物类防垢剂。这种防垢剂分子中含膦酸基团（-PO3H2），又含羧酸基团(-COOH),兼具防垢、缓蚀功能。长庆油田先后开发三元共聚物BS-2E、有机磷酸酯类TS-610、和改型聚羧酸类KF31、BS-2000等，在油田应用，也获得良好的效果。,防垢技术,2.地面集输系统的防垢,防垢技术,试验效果检测,成垢离子平衡分析现场挂片检测设备直观检查现场生产动态分析南107站：加药前Ba2+常测不出，以BaS04的沉积形式存在。加药后水中Ba2+为192349mgL，说明结垢量减小。另外结垢及除垢周期也从过去的23个月延长到半年至一年。垢质变得松散，易于除去。从而证明化学防垢减轻或抑制了流程中的结垢。,防垢技术,3油井井下防垢措施及工艺,（1）油井长效固体防垢块,防垢技术,油井结垢，也曾采用从环形空间投加防垢剂的方法，取得了好的效果。泉36井投产一年，井下结垢严重，泵上油管垢厚35mm，固定凡尔卡死。检泵后30天，又结垢卡死。垢的组分主要是BaS04。后从环形空间投加聚马来酸酐，加药16个月，两次检泵均无垢，检泵周期从24天延长到218天。南92井结BaS04垢，难以处理，后井口装加药包，定期加防垢剂，加药量按日产水计为40ppm，试验180天，加药后产液量及产油量稳定，且有上升，修井周期由过去的两个月延长到六个月。,（2）油井连续注防垢剂,防垢技术,4注水地层结垢的防治技术,防垢技术,安塞油田长6油层产出液中，也含大量的Ba(Sr)离子，与注入水源水质不相容，存在地层结垢的可能性。在该油田三个站推广投加防垢剂的方法，以抑制地层结垢，保护油层，均取得良好的效果。油田新开发区块:靖安油田南一区、绥靖油田大路沟一区长6油层、西峰油田董志区长8油层以及其它新开发区块的长4+5油层产出水中都不同程度含有Ba(Sr)离子，也存在明显的结垢趋势。所以这些区块也都从注水开始进行了防垢。,防垢技术,（2）近井地层结垢的挤注法处理,防垢技术,防垢技术,CQI清垢剂为一种含有的螯合剂的碱性溶液。通过与垢中某种成分的直接螯合形成可溶性产物，而随产出液排出。另外这种螯合作用破坏了垢块的骨架，垢块中的有机质、酸不溶物等脱落为垢泥，再随洗井液排出井筒。它的应用克服了传统酸化导致的管线、设备腐蚀、地层基岩孔隙结构破坏及垢的二次沉淀等问题，适用于硫酸盐及酸敏地层。CQ2清垢剂