油田结垢机理及防治技术ppt课件.ppt

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。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。分布规律2．近井地带与注水地层结垢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①碳酸盐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4.8×10-9，在25℃，溶解度0.053g／L。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.81mmol／L，如果这些盐在加热炉中全部分解成为CaC03，则可能有ll.81mmol／L的CaC03生成，CaC03溶解度仅为6.9×10-5mol／L，即每吨水中可产生l.173kg的垢。
②硫酸盐结垢机理
马岭油田岭77井延10地层水中CaS04的含量为19．1×10-3mol／L，而在常温下，CaSO4的溶解度为7．8×10-3mol／L，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S042-11.7g／L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2．结垢的影响因素分析▲水的成份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
（2）从水中除去成垢物质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。
(4)防垢剂2.地面集输系统的防垢试验效果检测3．油井井下防垢措施及工艺油井结垢，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3—5mm，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。4．注水地层结垢的防治技术安塞油田长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