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MOGO除垢解堵专家

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O.,( 秀清垢解堵技术无腐蚀、无伤害超强溶垢剂目录前言1第一部分 垢 的 问 题21. 垢 的 形 成2. 垢 的 预 测3. 垢 的 去 除4. 垢 的 抑 制第二部分 垢 的 解 决3第三部分 选 井2. 处 理 设 计3. 现场应用,施工步骤前 言进开发,期间参考了独联体的油公司的成功除垢解堵经验,经过细致的分析研究市场,在国内成功推出 望获得您的重视,并得到您的支持。力和温度变化形成的盐类的积垢,沉积在油层近井地带、射孔井眼、油管柱井壁、电潜泵的表面,热交换器的表面,造成近井地带的渗透率降低,油井的产量减少,泵的工作状况被破坏、油流不畅的严重问题,从而来保持高产。可以充分消除常规解堵的“二次沉淀”影响,产品可单独使用,也可做为酸化施工的添加剂。其单独使用还是做为酸化添加剂应视井眼附近的结垢情况而定。 其它增产工艺相比较具有的创造性。这种解堵激产剂可以和钙、镁、铁等离子在水溶液中生成稳定的螯合物,且螯合物不受酸、碱的影响,所以消除了“二次沉淀”。形成的稳定的螯合物,几乎不受氢氧根与碳酸根的影响。酸钡、硫酸锶等难溶垢的问题,清除油层生产层道和管内的积垢,建立新的孔隙和流道,恢复油气流渗透率。于产品具有明显的阻垢性能,所以滞留成分可以在比较长的发挥效应,使得工艺期大大增长。乎没有腐蚀。工艺的优越性还体现在:一些酸敏等特殊油藏,或特殊重垢结的比较严重的近井地带,或油管、泵等,是常规酸化工艺无法解决的。用简便、安全无污染,是对我国传统解堵技术的新发展。第一部分 垢的问题一、垢的形成在产油设备或地层岩石中无机垢的沉积是一个严重而又普遍的问题。 例如,在热交换器内的垢质的出现会降低设备的效率。在油管、地层和射孔内垢的存在会降低流体的流动,结果使产油量下降。油田的开发进入中高含水期后,油水井结垢成为制约油田原油生产的重要因素。目前油田结垢情况主要表现在三个方面:一类是井深内结垢速度惊人,致使采油管柱固结于垢中无法解 除;二类是井身及产油层内结垢趋势明显,常因泵筒、筛管被堵死而不得不频繁修井; 三类是结垢速度相对缓慢递减,动液面较低。垢是析出的矿物沉淀物, 它可以沉淀在油管、射孔眼和地层内,形成原因是多方面的,例如在生产过程中因井筒或井筒附近温度和压力低引起的,当不配伍的水(地层水和滤液或注入水)混合引起的等等。垢的矿物类型很多,最常见的是:碳酸盐垢(C 硫酸盐垢(硫酸钙,硫酸钡,硫酸锶等),氯化物垢,铁垢,硅质垢,氢氧化物垢,有机沉淀物等等。盐类的沉积物在油层近井地带、井壁、电潜泵的表面,热交换器的表面,伴之而来的是油层近井地带的渗透率降低,油井的产量减少,泵的工作状况被破坏。为了保持高产我们必须解决这个严重问题。一般遇到的垢质的成份是钙、 钡、锶的碳酸盐或硫酸盐,铁也经常发现。 沉淀的成份和它们的结构取决于油田的具体条件, 象硫酸钡和硫酸钙这样的沉淀是致密、坚硬和不渗透的沉积物。 这种沉积物往往被原油中的沥青质、胶质、蜡质薄膜和细屑所覆盖,所以解决困难度变加大了。垢 的 沉 积来自溶液中的物质的结晶形成了垢的沉积。过饱和溶液 晶核形成 沉 淀过饱和溶液是垢形成的主要原因, 当溶液中溶质比平衡时的浓度高时,便会出现过饱和状态。由于地层温度和压力条件的变化也会导致体系平衡状态的改变,从而导致不溶性沉淀物的析出。随着温度升高到60-80 ℃ 和压力的降低,沉淀的形成和沉积的机率也变的更大。晶核是最初形成的沉淀, 通常是在现场的管壁、容器、焊接口或井底地层岩石上出现外来结晶而引起晶核的形成。硫酸盐成垢钡、 锶和钙离子存在于一种水中,硫酸根离子存在于另外一种水中, 当两种水混合时会导致过饱和现象出现。硫酸盐的沉积会导致地层堵塞和油产量下降。 (例如许多的油田水以氯化钙水为其特点,这种水与含有大量SO4 2产生硫酸钙-石膏沉淀)。碳酸盐成垢碳酸钙垢的形成是通过另一反应机制。 因为很少水含有真正的碳酸盐离子,潜在的垢是来在碳酸氢钙的分解: → + 阻流器、 井底安全阀和分离器) 释放出二氧化碳从而将上述反应的平衡移向右边同时产生碳酸钙( 。如果生成的碳酸钙数量超过了它在水中的溶解度,沉淀便会发生。垢的形成和表面组份我们做能量分布X-射线分析(EDAX) 时,观察到从生产管道和地面设备中除去的以硫酸钡和硫酸锶为主要成份的垢, 通常含有一薄层的碳酸盐垢和表面接触。显然这层碳酸盐垢的薄膜提供了随后出现的晶核形成点。 硫酸钡合硫酸锶直接在干净的钢铁表面上形成晶核是很少的。在地面设备中多层垢是典型的沉积, 有关每层垢的组成,垢的渗透率等资料可以通过能量分布X射线分析法来分析垢的横切面而得到。铁垢通常形成很黑的不结实的沉积, 它们会引起严重的问题, 因为硫化亚铁和氢氧化铁(最普遍的组成)是最容易造成堵塞的物质。二、垢 的 预 测为了建立一个完好合适的防垢除垢体系, 首先要确定垢的形成的可能性。虽然国外许多的方法用来计算各种垢质的成垢倾向,如 并发展成为一套完整的计算机程序 ,用来分析垢的形成和温度 , (一般用离子强度、温度、压力等因素,进行静态试验、化学计算和计算机软件进行结合确定。 )但是对于各种油田复杂的情况, 这些分析技术并不能全面科学的进行预测,我们知道,大多数的垢质不只含有一种矿物, 而且由于长期的原因, 各不同阶段形成的垢质,组份也不断发生变化, 同时各垢质由于夹带蜡质、胶质和沥青质等成份产生黑色的垢层。 所以,针对这种情况,我们也在寻找更加科学有效,精细的方法,以便更加有效的解除垢质问题。三、垢 的 去 除化学溶解机理用酸或者螯合剂除去碳酸钙是常用的方法, 对低溶解度的盐如硫酸钡采用机械和螯合剂的方法去除也是尽十年来应用的方法。 主要成分为复合螯合剂、表面活性剂、分散剂组成 ),它们可以通过各种有效的方法去除上述垢质。这些药剂通过饱和替代原理或螯合作用原理从化学上联接的金属离子( )形成水溶性的物质。其中饱和替代原理是利用某种化学物质在饱和状态中替代不溶于酸的重垢(硫酸钙等) ,转化为能够溶于酸的物质从而深入进行酸化施工,提高采油指数 ,这种方法我们借鉴俄罗斯一些油田的实际经验, 现场实验证明,清除结盐石油井的采油指数可以提高 2 倍。第二方式我们关心的是称为螯合作用的螯合形式,这是由含有供电原子的化合物和金属离子结合形成环状的结构。我们可以探讨硫酸钡垢存在的体系。 在水/盐水中硫酸钡的溶解度介于5-100 mg/l,因而在溶液中存在一些钡离子:a 2+ + - (1)+ + L (2)"L"代表螯合剂因为在反应(2) 中钡被螯合,所以会有更多的硫酸钡溶解以便维持反应(1) 的平衡,随着反应的继续进行,硫酸钡逐渐被溶解。→←→←在实验室中我们已经观察到在垢的表面会形成一层薄的、软的几乎成胶状的沉淀。 这是一层金属螯合物的膜,可以假定发生了如上所述的溶液反应。 这种形式并不取决于实验溶液内垢的去向。←体 ) + L → 非常致密的非孔性垢有比较低的溶解速率。 部分油井用适合的溶垢剂处理一次就可清除干净设备或使油井恢复满意的生产水平, 个别井次需要两次或酸化辅助处理或采用物理方式(扩孔或水喷射)在用溶垢剂处理取得更好的效果。设备表面厚的垢沉淀可用水喷射除去,剩下的薄膜可以用 样可以除去表面的晶核点并延迟垢的再沉积。或使用 加溶剂等其它成分,配套技术)一次清除有机无机垢质来解决。用酸除去碳酸盐是众所周知的方法,但是硫酸钡和硫酸锶的垢去除方法虽然有: 盐酸或其它酸和还原剂/多价螯合剂或加EDTA解除, 但是效果并不明显,主要原因是因为EDTA螯合剂对硫酸钙溶解性能一般, 对硫酸钡和硫酸锶的溶解性能太低的缘故。 我们通过研究还发现对于碳酸盐为主要储油地层, 在酸化前先进行 去的垢总量会大大增加。和钙的硫酸盐和碳酸盐垢有效,此外含有铁化合物(氧化物,氢氧化物或碳酸盐)的沉淀也可被除去。在井下和地面处理时垢的溶解速率和垢的溶解总量一样重要, 处理时间太长是不容易接受的,因为损失了宝贵的产油时间, 在无机垢中吸着油沉淀的存在经常减缓溶解速率,所以 备的内表面由沥青,胶质,石蜡和无机垢质组成的混合垢质,解决上述问题。影响垢溶解效果的因素垢的溶解度影响二价阳离子被螯合的速率亦即溶解的速率。因为螯合作用仅仅发生在垢的表面,因此垢表面积对于液体容积之比决定溶解速率十分重要。过量的螯合剂是有利于垢质溶解的。这点便可引导出下列结论即在一定的空间内,浓度更高是有利的;但不一定总是对的。 接触时间接触时间越长, 一般处理的效果越好。对油井的处理时间一般最短时间12小时, 最长 72小时。清洗油井管道视工件不同4-8小时, 处理油井可适当延长时间,来增强效果。 另外可以根据井温来决定时间长短,一般温度越高,处理时间可适当减短。 时间( h) 4 24 48静态 200 260 1180搅拌动态 1020 2570 4890搅拌程度 增加搅拌可以提高螯合剂接触垢质的效率。 搅拌对垢溶解的效率( a)温 度温度高 ,溶解速度越快。下图可以看出温度对溶解速率的影响。一般使用温度 60硫酸钡和硫酸锶的溶解度也随着增加 相同的温度下,被溶解的锶的量大约是钡的三倍。但是 碳钢和高铬钢) 很低,几乎可以算没有腐蚀。对于中性钢丝实验腐蚀性同蒸馏水相似。70 ℃ 无氧情况下实验结果如下:项目指标腐 蚀 介 质25% 馏水 盐水 空白极限拉伸强度 N/822 1902 1846 证应力 N/502 1610 1610 1430伸长率% 扭力 (100× D) 45 45 34 36缠绕实验 8+ 8+ 8+ 8+腐蚀斑点%,或 合进行井下处理。 适当加氯化钾可以增强溶垢性能。对处理液我们发现除氧也可增强除垢效果。溶垢剂的水中浓度根据处理条件不同在 4间选择(V/V),一般 10用酸除垢使用酸化工艺可以迅速高效的除去垢质, 但是对于一些重垢的解除效果不是很好, 另外使用酸化工艺后能够加速垢的形成。 高浓度的钙离子和氯离子仍然和残留的碳酸钙一起保留下来。 这种情况会加速晶核的形成。而且酸处理的周期比较短。酸处理虽然加入防止产生氢氧化铁的物质, 但是仍然会产生一些氢氧化铁沉淀,引起堵塞。酸复合应用,可以有效的去除油井内的碳酸钙垢和水井的垢质,两次处理的周期比常规酸化的周期要短。四、垢的抑制垢剂可以抑制细菌垢和垢质的形成。以作用晶核结构扭变,非规则性结晶很难形成。在地层、射孔和油井管道设备用处理后,再加部分 以防止油井等再生成垢。 阻垢剂用量随着处理有效期长短决定,通常80- 100天。来酸,烷基和芳基磺酸盐等协同使用也可以。可以采用两种方法来有效的解决盐垢的沉积, 这也是预防不溶性沉积物最有前景的处理方式:控制介质的界效应”,及抑制所形成的晶体的继续长大。加入酸使注入水的 是,溶液的腐蚀性提高了,所以利用“临界效应”是我们一般常用的有效方式,这种方法系利用药剂遮盖盐的微晶核,来防止或限制盐垢结晶的成长,并让它们保持悬浮状态。 1、 成稳定环状的结构物质而起作用; 合氨基多羧酸盐和增效剂等多组分复合而成。防 垢 机 理 (1) 由于防垢剂的吸附,使垢表面的正常结垢状态受到干扰,发生歧变,抑制垢晶体的继续长大,从而使垢处于不饱和状态,易于冲走解除。(2) 离子型防垢剂在垢表面形成静电吸附,使垢表面带电,抑制垢晶体的聚结,从而达到抑制垢质再次沉积的目的。2、吸附作用机理阻垢剂可以通过下面方式选择:A、相溶性 必须与地层水相溶。B、静态实验C、动态实验 成垢溶液通过毛细管, 毛细管浸泡在现场相似的环境中,如果产生垢便会产生高压,说明阻垢性能不好。D、岩芯模拟实验。第二部分 垢 的 解 决一、 选 井选择合适的井作除垢处理,应认真鉴别,对油层和油田的特点作全面的研究以确定形成垢的可能性。油田水是形成某些垢质的主要原因, 调查和分析的重要内容之一便是鉴别清除垢质的类型及最可能形成垢的区域。再对每口井进行具体的调研分析,确定辄待解决的井。这些都是化学工艺工程师需要做的工作,有了这些材料,我们才能对井下处理进行细致的设计。处 理 设 计影响各种处理效果的参数: 井的容积,接触时间,化学药剂浓度等在前面一章已经介绍过。 为了进行有效的处理设计需要大量有关被处理井的资料,这些资料包括:(1) 确定处理容积,泵的效率及处理方式等,保证施工处理液在一定的时间停留作用于正确的位置。1. 完井资料完钻井深 垂直深度 油管和套管外径 (重量 ) 底温度 压力 历史产量井底封闭 井底流动 井口封闭 隙度 %横向流动倾向 渗透率 %高铁矿物是否存在? 流体产率 %是否产砂?对于多储层完井,还要各个产区的详细资料。垢样组成井底垢厚度估测第一次出现垢的时间油管结垢估算量 (是否全管都结垢 )油井有无钻井泥浆污染污染存在 ,是否主要是硫酸钡 ,或其它成份油井是否酸处理过 (时间 ,结果 )阻垢处理历史 (时间 ,效果 )其他施工资料(2)垢的存在和历史除垢资料(3)油、水历史资料和近期情况资料1、采出水分析资料钠 钾 钙 镁 铁 钡氯化物 碳酸氢盐 硫酸盐 碳酸盐 锶 油井生产历史油流速 含水量 油井水渗透发现时间 其它三、现场应用,施工步骤清 除 垢 质 的 步 骤1、 在处理溶垢剂前,先注入含有稀释 是为了减少油井再生产时乳化液形成的可能性。2、 用含有氯化钾 2-7%(或防膨剂等)的溶液顶替破乳剂溶液和地层水,把它们从成垢区域顶替到下方, 防止垢溶剂于地层水钙镁离子发生反应,影响效果。(本步骤可省略)3、 注入浓度高的 4- 20%),加入速度依照井口允许最大压力决定, 注入必须保持连续性。4、 如果油管结垢厉害,那么顶替液也可由充满油管,(溶垢剂可以同其它100管道和射孔内,是否过量冲洗取决于井底压力的大小。5、关井一段时间后(12-24小时或更长,一般 2反排到地面,经常取样分析。 对于含有沥青、石蜡、胶质和无机垢质的混合积垢井下,管道,设备处理工艺,如井下油泵的清洗。可采用连续泵入 一般浸泡4- 12小时, 或者稍长一些,反排即可。采用此工艺,可以延长井下油泵和井, 管道等的清洗周期。该配方可以根据现场的实际情况调整配方,如根据垢质的成份不同调整适宜的配方比列,成功性会更好, 该药剂具有独特的清洗效果,操作工艺十分简单,劳动强度底,对金属腐蚀性极小,应用前景广阔。根据经验:在现场应用时要添加少量的表面活性剂增强积垢润湿效果和穿透性能,一般 可以了。根据油井结垢的严重程度,现场作业工艺分为三种。(1)当采油管柱或环形空间中积垢较厚已影响起下管柱作业时,先用三牙轮钻头或套铣筒钻去井壁结垢,再用 1浸泡除去残留在管壁或射孔眼中的余垢,充分洗井后再挤入清垢剂以解除产油层的垢堵.此即机械法与化学法联合施工工艺.(2)当井筒结垢较快但尚不影响修井作业时,先用清垢剂浸泡井筒,充分洗井后再向地层挤入清垢剂.此即二步法施工工艺.(3)当井筒结垢轻微、产油层内垢堵严重时,可只向产油层内挤入清垢剂.此即一步法施工工艺.(二) 合机理和其它增产措施配合)否单独使用还是做为酸化添加剂应视井眼附近的结垢情况而定。这是因为 二次沉淀 ” ,作为一种高效螯合剂,将络合解堵工艺和其它酸化增产工艺相配套。 、铁等离子在水溶液中生成稳定的螯合物,螯合物不受酸、碱的影响,消除了“ 二次沉淀 ” 。螯合物也几乎不受氢氧根与碳酸根的影响。在油藏条件下同酸化配合可以很好发挥作用,将重垢的解除率增大。这就是该络合解堵复合工艺技术特点。 高综合效果。根据国外的经验,该技术施工简易,效果比常规酸化采油指数提高1-2倍。(三)清洗管道近井工艺对于管内结垢比较严重的井,可以采取循环泵清洗的工艺。比如 取循环泵 8小时,在配制药剂中添加了活性剂、柴油、溶剂等其它成分,一次就清洗成功。特殊油藏可以添加溶剂,增强效果。(四 ) 艺实例例一: 0方成功清除油井近井地带、管内和泵的积垢,计算为 460量由施工前的 15吨恢复到 46吨的产量。例二: 中有管道清洗的,包括近井地带处理的,成功率近 100%。产量都恢复正常。特别是常规酸化无法解决的井更是取得良好的效果。例三:米勒( 田十口井采取该工艺 7%取得增产明显的效果。例四:某海洋油田井桶和井眼因结垢造成产能严重下降,采取加热 20方, 80℃ 在井眼填充, 40方加热循环洗井 12小时,随后关井 2d,开井,产能恢复到开采初期的水平,泵效提高,检泵周期提高 2倍。例五. 层水中含有约 1000锶 )离子,而注入水为硫酸钠型,二者严重不配伍。产液 6 d, 2t/ d。 2001年 7月开始井底严重结垢,产液量和产油量分别下降到 0. 6 . 2t/ d,动液面由 1107263m,修井时在生产管柱上发现 2— 3垢施工时先用盐酸清洗井底和射孔眼,再充分洗井至返排液为中性,最后挤入 0方施工。施工后产液量上升到 7. 8d,产油量上升到 3t/ d,动液面上升到 1172m。其后,增产油量稳定在 1t/ 效期长达 20个月。例六 11井强酸敏性地层,渗透率 15990年投产,不到半年日产液量即分别由初期的 6 工前这井检泵周期已缩短到 1周左右,开井时间不足一半,泵效只有 5%和 23%.每次检泵均见到花管筛孔几乎全被厚达 3采用 产液量分别提高到措施 6倍,保持了高产,修井周期延长,在 15个月的有效期内,采液量净增 1208油量净增 782吨。例七 该项技术用来解决电泵井生产过程中因结垢而造成的叶轮堵塞、泵效降低严重等问题,现场应用中选井条件如下:①井下电泵工作正常;②产出水结垢倾向严重;③油层供液充足;④无管漏、砂卡等异常现象。施工工艺:在电泵正常运转的前提下,由油套环空直接挤入 电泵循环排出,以清除电泵叶轮上沉积的污垢。现场施工压力及清垢剂用量根据井况和电泵排量而定。井 9井于 2001年 9月 16日下电泵生产.初期日产液 46 t,后受结垢影响,产液量降至 30 均日产油 3. 18 L。为恢复油井产能.于 10月 6日对该井进行清垢处理,由油套环空挤入清垢剂 6 t,施工压力控制在 2 施清垢作业后该井运行平稳,日产液增至 57t,平均日增油 8. 6 t。取得了显著成果。例 8 水井 透率平均 5酸敏,在投注初期的 8个月内,吸水指数从 2. 4d·. 7d·田地层水中 量高,局部地区含有高浓度的 而注人水为 者在地层内易产生碳酸盐或硫酸盐沉淀,这是造成油层堵塞的重要原因之一。采取稀盐酸酸洗和 堵后,d·注水量从 13 2效期都超过了 五 ) 给海上油田工作的建议根据国内外经验,垢堵一般发生在射孔孔眼 虑垢质含有碳酸钙、氧化铁无机垢,和其它油垢,如果油垢多,需要加入有机清洗方案,一般来说,可考虑:先用稀盐酸进行井筒和近井地带酸洗,反排干净后实施 . 先盐酸酸洗。( 阻垢剂 缓蚀剂1%+润湿剂 1%+铁离子稳定剂 2%。)2. 反排。3. 用清水配制 润湿剂 1%(最好能够加温 80以上,加热可以使反应加快,效果提高。可以考虑蒸汽加热,或加热设备)。4. 关井 48. 开井生产。施工注意事项:1、不能用锈迹严重的配制池配制和储存,应在施工前将有此问题的池子尽量洗干净;2、运输清水或药剂的车辆,应在运输前彻底清洗干净;3、为将药剂使用有效,需使用清水配制,4、对于油水井和集输系统结垢严重的现象,为有效提高检泵周期,延长洗井周期,可采取日常加药的方式,日常加药 50— 200mg/l。般 10以与水任意比混合,放置稳定性好。(实验也可采取 48h,72h,效果更好)。1. 清垢能力测定 1:取 5蒸馏水(清水)475拌均匀,放入 500确称量 15动均匀,密闭, 60℃ 恒温搅拌 24h(或静置 ),用两层滤纸过滤,继续用 500算溶垢量。以 ≥ 200三部分 清垢能力测定 2:取 5蒸馏水(清水)475拌均匀,放入 500确称量 15动均匀,密闭, 60℃ 恒温搅拌 24h(或静置 ),用两层滤纸过滤,继续用 500算溶垢量。以 ( ≥100. 清垢能力测定 1:取 5蒸馏水(清水)475拌均匀,放入 500确称量 15动均匀,密闭, 60℃ 恒温搅拌 24h(或静置 ),用两层滤纸过滤,继续用 500算溶垢量。以 ( ≥100g . 洗油能力:涂在钢片上的稠油油样 10g,浸在 4% 50 60℃ 放置 2小时完全溶去。5. 降粘率实验 :用清水配制 4%浓度的 草桥高稠原油 100g,在恒温水浴中 55恒温 20清水配制的 4%20入原油中,搅拌观察,降粘率 ≥ 95%。6. 原油凝点测试: 4%药剂 30℃ ;电导率( 50℃ , S/M) :0 0 测试只做参考)7. 表面张力: 28 (参考 )8. 腐蚀性测定:参考 10%3钢片的腐蚀速度。( 60℃ , 72h) ≦ (参考数据)腐蚀介质 腐蚀速度g/ 况10% 片光亮如初,无锈,试液清亮未变色蒸馏水 片表面形成黑色锈膜,有黄色锈斑,试液有锈色。自来水 片表面形成黑色锈膜,有黄色锈斑,试液有悬浮锈屑动态模拟试验参考001油水井模拟清垢试验地层水与注人水配伍性测试结果表明,西一油田地层水中 量高,局部地区含有高浓度的 而注人水为 者在地层内易产生碳酸盐或硫酸盐沉淀,这是造成油层堵塞的重要原因之一。为模拟因注水引起的油层堵塞倾向和挤注法清防垢效果,将西一地层岩心饱和地层水,测水相渗透率 用注入水连续排驱,测定水相渗透率 算岩心伤害率 [( 后注入 10%的 闭岩心模型,在地层温度下静置 48h,测定水相渗透率 算渗透率恢复率 [(在连续注水后多数岩心的渗透率 心伤害率最大达到 68. 32%。而经除垢剂处理后多数岩心的渗透率 是由于螯合物除垢剂不但清除了岩石孔隙中的盐垢沉积,而且对地层中原有的矿物成分或机械杂质也有一定溶解作用。002试验为证实 察 入水的配伍性,在人造砂岩岩心中进行清垢模拟试验.所用岩心模型为用油田天然岩心粉粒装填的一维管状模型,试验温度 50℃ 。所用地层水含有高浓度 用注入水含有高浓度 混后将在岩心中迅速形成垢堵。试验流程为:①饱和地层水,测水相渗透 ②将地层水与注入水混合驱入岩心,放置 24小时后测水相渗透率 反向注入入约 0. 20%工作液,放置 24小时,④以测定 的方向再水驱测定最终水相渗透串 述流程未考虑残余油的影响,用来模拟注水井的解堵。为模拟采油井的解堵,在饱和地层水之后增加了油驱步骤,然后测定残余油状态下的水相渗透率 k:,此后的流程与上述相同。下表列出岩心试验有关参数和试验结果.003试验(防垢)岩心动态流动实验条件为:常压, 90℃ ,注人流量 0. 1mL/. 00167s),中原天然岩心长度 6. 364径 2. 46 心截面积 4. 753 心动态流动实验步骤如下:岩心抽真空并饱和模拟注入水 (不结垢水 )后,依次注入模拟注入水 (2现场注入水 (3. 5加入不同浓度防垢剂的现场注入水:5. 0(2 2. 0 (2 0. 5 (3 0. 2 (2. 5注入过程中监测流量、压力等参数,每隔 0. 5 入过程中岩心渗透率保持率的变化如图 2所示。从图中渗透率保持率曲线可以看出,在实验条件下渗透率保持率变化较大,表明岩心中有结垢物产生并堵塞岩心孔隙,结垢程度较严重,在现场注入水中加入一定量的防垢剂后岩心渗透率基本保持不变,说明该防垢剂可阻止钙垢的生成,并可部分消除结垢物对岩心孔隙的堵塞,防垢效果良好。盛世石油科技有限责任公司真 诚 推 荐O., LTD
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