实施分液处理,达到管线防垢目的

2022-09-10

一、一矿纯东管理区结垢现状

33#站管线、32#站管线结垢频繁, 多次管线除垢。, 造成压力急剧升高, 严重影响油井生产。

二、结垢情况分析

1. 产出液的不配伍性

(1) 油藏类型的复杂多样性, 必然带来产出液的不同和多样化。地层水的不配伍必然会产生化学变化。

2. 结垢类型

两站结垢主要存在两种类型:碳酸盐垢和硫酸盐垢。

(1) 碳酸盐垢

碳酸盐水垢外观为白色或灰白色, 质硬而脆, 附着坚牢, 难以剥离刮除, 以碳酸钙为主, 还含有少量以氢氧化镁形式存在的镁盐。

(2) 硫酸盐垢

硫酸盐主要包括硫酸钙、硫酸钡和硫酸锶垢。这种垢具有结垢速度快, 处理难的特点。

管理区通过现场采集垢样送工艺所化验, 经X射线衍射分析表明垢样中硫酸钡含量65%, 硫酸锶含量占30%, 其余为有机物及杂质。

3. 结垢影响因素

垢的成因十分复杂, 成垢离子是结垢的物质基础, 外因是成垢的条件, 外因主要是指水的温度、系统压力、含盐量、PH值等的变化。

(1) 温度影响

碳酸钙的溶解度随温度升高而减小, 硫酸钡的溶解度随温度升高而略有升高, 但变化不大。

(2) 流体动力学因素

影响结垢的流体动力学因素, 主要是溶液流动形态 (层流、紊流) 、流速及其分布。在油田结垢环境中, 管线内不光滑表面、已腐蚀表面、计量器表、阀门、泵体附近易出现紊流状态, 使局部过饱和度增大而产生结垢。

(3) 流型不配伍

单井来液混合后集输管线、接转站管线结垢的主要原因为不同生产层位的采出液不配伍。

33#站油井5口, 其中C5-21、C5-22、C5-25、C5-26等4口油井属于C5S2块油井, 生产S2段, C5X28油井属于C5S4块, 主要生产C1-5组, 自2007年C5X28油井投产以来, 该站管线结垢严重。

32#站外输为DN100复合管, 长度1250m, 该站外输肩负着32#、81#以及36#站等14口油井的原油输送任务。81#站油井主要生产S2段, 32#站油井主要生产C1-5组, 各单井生产层位不同, 采出液流型不配伍是该站外输结垢的主要原因。

4. 结垢部位

(1) 单井来液混合后集输管线、接转站管线结垢的主要原因为不同生产层位的采出液不配伍, 垢的成分主要为硫酸钡、硫酸锶、碳酸钙垢。

(2) 计量器表、阀门、泵体结垢主要原因为在该部位水的流态发生变化, 出现紊流状态, 使局部过饱和度增大而产生结垢, 垢的成分主要为硫酸钡、硫酸锶、碳酸钙垢。

三、现场外输管线结垢原因分析

油井水型离子进行对比分析

1.管理区33#站原外输结垢严重, 通过对33#站5口油层水离子浓度对比发现Ca2+离子浓度:C5S4块>C5S2块。

2.对32#、36#、81#站32#站等16口油井水型离子进行对比分析。

通过对比, 得出以下几点结论:

(1) 不同生产层位油井对比:Ca2+离子浓度, C1-5>S2;H CO3-离子浓度C1-5

(2) 生产不同区块油井对比:Ca2+离子浓度, C5S4块>C6块>C5S2块;HCO3-离子浓度C6块>C5S2块>C5S4块。

(3) 、32#站5口油井与C11-4、C11X8井离子浓度基本一致, 82#站与C6-351井离子浓度一致。

四、除垢防垢效果及结论

目前防垢的基本原理是采用化学的、物理的和工艺的方法。

1. 化学防垢剂

在33#站首先是采用化学药剂防垢法, 通过连续均匀投加螯合性阻垢剂, 减缓管线垢物形成。该化学防垢剂机理是:反应+络合 (螯合) , 即防垢剂在水中解离后的阴离子可与成垢的阳离子通过反应+络合产生稳定的水容性的环状结构起防垢作用。投加缓释剂后, 该井结垢情况有所改善, 但还不能从根本上解决结垢问题。