酸化防垢一体化技术的应用
中和—水解酸化—混凝气浮法处理山梨酸废水
中和—水解酸化—混凝气浮法处理山梨酸废水摘要：通过对山梨酸各生产过程产生的废水的分析，对其进行分级分段处理。
首先进行石灰石预中和、隔油处理、再氢氧化钙中和沉淀，使部分污染物转为沉淀物得以去除，并将废水的pH值提高到9～10。
在生化阶段，采用水解酸化—好氧工艺，分解废水中的山梨酸，同时将大分子有机物分解为易生化的小分子有机物，BOD5与COD之比值从0.19提高到0.28，改善了废水的可生化性。
实际工程运行效果表明：石灰石预中和、隔油处理、氢氧化钙中和沉淀、两级水解酸化—好氧处理、混凝气浮处理可将废水的ρ（COD）80 000 mg/L降至500 mg/L 以下，主要污染指标均达到园区污水处理厂的进水标准。
关键词：山梨酸；生产废水；中和；水解酸化；混凝气浮山梨酸（Sorbic Acid）化学名为2，4一己二烯酸，是国际上公认的一种很好的食品防腐剂，能抑制细菌、霉菌、酵母菌的生长。
山梨酸生产方法有很多种，目前最先进的生产工艺均采用乙烯酮—巴豆醛法。
该工艺主要有4部分组成：乙烯酮的制备；乙烯酮与巴豆醛缩合成聚酯；聚酯水解成山梨酸；山梨酸的精制。
1 废水的产生及其水质在山梨酸的生产过程中产生的废水主要来自三部分：稀醋酸提浓排出的废水、盐酸解聚后山梨酸的冲洗水、焦油中回收山梨酸产生的废水，废水水质情况如表1所示。
2 废水处理山梨酸的防腐作用对霉菌、酵母菌有效，而对厌气菌和乳酸菌不起作用；当pH值大于6时，山梨酸的抑菌作用急剧降低。
因此，对山梨酸废水，可先进行中和预处理后、再采用厌氧—好氧处理等相结合的工艺。
本工程针对山梨酸各生产过程产生废水的特点进行分级分段处理，具体处理方法如下。
2.1 工艺流程混凝中和处理盐酸废水的工艺流程如图1所示。
2.2 工艺流程简述及工艺特点2.2.1 高浓度盐酸废水的预处理高浓度盐酸废水在螺旋式搅拌滚筒中与石灰石作用，进行反应，去除大量的盐酸，中和至pH为3～4，自然流入隔油池，将析出的焦油经撇油机撇出，这样可去除其中的大部分悬浮状态的有机物，可将原水COD去除60%以上。
河南油田地层挤注法化学防垢技术研究
浓度 随驱 出液体积的变化见图 ３ 。
随着使 用浓度 的增大 而增大 ， 当使 用浓度 大于
８ｍ ／ 时防垢率达到 ９ ％以上 ， 明该防垢剂在 ｇＬ ０ 说 高浓度下防垢效果较好 ；Ｔ的防垢能力较强 ， Ｘ 浓
度为 ２ｍ ／ ｇＬ时 即 可达 到很 好 的防垢 效 果 ；Ｇ的 Ｚ
４ 现场试 验
８— ９井是 双河 油 田江河 区块 Ⅶ 的一 口采 油
井， 曾采用电泵生产 ， 电泵被垢 卡在井 下取 不出 来 ， 经 过 酸 浸 处 理 后 才 取 出 ， 于该 井结 垢 严 后 鉴
重， 不得 不 改抽 ， 改抽 后 检泵 周 期 平 均为 ３个 月 。
图 ４ 产 出液 中钙离 子和 防垢剂 的浓 度 随时 间的变 化
２ ０
０
浓度／ ｇ・ － ｍ Ｌ
剂的合理复配 ， 能够降低使用浓度 ， 提高防垢剂效 率， 节约成本。Ｈ Ｐ Ａ Ａ和 Ｈ Ｈ Ａ Ｐ的防垢性 能不相 上 下 ， 前者 的成本 略低 于后 者 ， 但 因此 选 择 Ｈ Ｐ ＡＡ
为防垢剂 。
２ ２ 岩 心的 吸 附与 解 吸附实验 ．
浓度下有很好的防垢效果 ， 但在低浓度下 防垢效 果较 差 ， 剂 Ｈ Ｄ 单 Ｅ Ｐ和 Ａ Ｍ Ｔ Ｐ在 低浓 度 （ ６ ２— ｍ／ ） ｇＬ 下防垢效果较好。为进一步提高 防垢剂的 效率 ， 降低成本， 使各种防垢剂 的优势互补 ， 进行 防垢剂复配 ， ｍ（ Ｅ Ｐ ： （ Ｔ Ｐ ： Ｐ ）＝ 按 Ｈ Ｄ ） ｍ Ａ Ｍ ） ｍ（ Ａ １ １２ ： ：得到的复配剂定为 Ｈ Ｐ 按 ｍ（ Ｅ Ｐ ： Ａ Ａ， Ｈ Ｄ ）ｍ （ Ｔ Ｐ ：ｒ Ｈ ）＝１ １ ２ 到 的复配 剂定 为 Ａ Ｍ ） ｒ（ Ｐ ｔ ：：得
水解酸化+接触氧化+混凝沉淀原理
水解酸化+接触氧化+混凝沉淀原理1. 引言1.1 什么是水解酸化水解酸化是一种水处理技术，通过向水中加入化学药剂来降低水的酸度。
在水中，存在着一定量的氢离子和氢氧根离子，当水的酸度增加时，氢离子的浓度会增加，导致水的PH值下降，水呈酸性。
水解酸化就是通过加入碱性物质来中和水中的酸性物质，使水的PH值逐渐恢复到中性或碱性。
水解酸化的主要作用是改善水的饮用水质量、减少污水中的有害物质、促进水中有害物质的沉淀和沉淀。
水解酸化的过程是一个化学反应过程，通过加入化学药剂使水中的酸性物质与碱性物质发生中和反应，生成氧化物质或其他中性物质，并释放出对水体有益的离子物质。
水解酸化不仅可以改善水质，还可以减少管道、设备的腐蚀，延长使用寿命。
水解酸化在工业生产、家庭生活中都有着广泛的应用。
通过水解酸化处理水质，可以保护环境，改善生活质量。
1.2 什么是接触氧化接触氧化是一种利用氧气的化学反应来去除废水中有机物质的高效处理技术。
在接触氧化过程中，氧气与废水中的有机物质在催化剂的作用下发生氧化反应，有机物质被转化为无害的物质，从而实现废水的处理和净化。
接触氧化过程中，氧气通过气体或气泡的方式与废水充分接触，促进氧气和废水中的有机物质之间的反应速度，加快废水处理的效率。
接触氧化技术被广泛应用于废水处理领域，特别是对高浓度有机废水的处理效果显著。
通过接触氧化，可以将有机废水中的有害物质氧化成无害的物质，提高废水的处理效率和质量。
接触氧化还可以减少处理过程中的化学药剂使用量，降低处理成本和环境污染。
接触氧化是一种高效、环保的废水处理技术，在工业生产和环境保护中具有重要的应用价值。
通过不断优化技术和提高设备性能，接触氧化技术将更好地满足不同领域对废水处理的需求，为实现清洁环境和可持续发展作出贡献。
1.3 什么是混凝沉淀混凝沉淀是一种常见的水处理技术，主要是通过添加混凝剂使水中的悬浮物和胶体颗粒凝聚成较大的团簇，然后沉降下来形成沉淀物。
梁家楼油田酸化技术优化与应用
个 小层 。储 层具 有 中等 酸敏 和 中等水 敏 。梁家 楼 油 田Ｓ ３中属于 中 、 低渗透 油 藏 ， 由于储 层 物性 较 差 ， 自 然 产 能低 ， 酸化 是 主 导 增 产工 艺 之 一 。针 对 岩 性 复 杂， 储 层物 性差异 大 、 伤 害类 型 多 、 结 垢严 重等 特点 ，
塞。
甲基 四胺 ， 氢 氟 酸在 地 层 中消 耗 后 促 使该 多 级 反应 向正方 向进 行 ， 从 而不 断 提 供 氢 氟 酸 以保 持 酸 液 的 活性 ， 达到 深部 酸化 的 目的 。 ２ ０ ０ ８ 年 以来 ， 有机 酸在
梁 家楼 油 田共应 用 １ １ 井次 ， 有效 ９ 井次 ， 有 效率 ８ １ ．
９ ， 累增油 ４ ８ ７ ９ ｔ 。
１ ． ２ 氟 硼 酸
典 型井 例 ： 梁ｌ ｌ ２ —４ ７ 井， 该 井为 ２ ０ ０ ４年 ９ 月压
裂投 产 ， 由于压 裂 施 工 时 ， 油管 破 裂造 成砂 堵 ， 导致
施 工失 败 ， 压裂液 在 油层 滞 留严 重 ， 投产后产 量持续
化氯 复 合 氧化 剂解 除有 机 堵塞 ， 主要 是利 用二 氧化
针 对 不 同 的储 层 物 性 及 损 害类 型 ， 优 化 酸 液体 系， 提 高酸液 针对 性 ：
１ ． １ 有机 酸
氯与“ 酸” 的 协 同作 用 ，解 除 近 井底 地 带无 机 物 、 高 分子 聚 合物 、 生 物 细 菌 及其 代谢 产物 所造 成 的污染 堵塞 ， 达 到解堵 的 目的。 稳 定性 二 氧化氯溶液 进入地
除垢防垢一体化工艺技术应用
除垢防垢一体化工艺技术应用摘要结垢是影响原油生产的主要因素之一,它不仅严重影响产量,同时还造成作业成本的增加。
纯梁采油厂低渗透油藏结垢现象严重,油井每年因结构检泵作业520井次左右,相应造成的更换油管数量达1.4万多根,更换抽油杆约1.3万根以上,造成的直接经济损失约1300多万元。
水井作业转大修中60%是由于腐蚀结垢造成套破或拔不动管柱引起,增加作业维护费用亦在1000多万元。
前期酸洗除垢措施有效期短,因而除垢防垢措施已成为技术人员的主要攻坚工艺,经过技术人员多年的努力,已经配套形成了比较完善的除垢防垢一体化工艺。
关键词低渗透油藏;结垢;酸洗;除垢防垢;技术应用0 引言纯梁油田主要以低渗透油藏为主,低渗透油藏探明石油地质储量 1.3947×108吨,占采油厂已探明储量的63.2%。
面对储层物性差的低渗透油藏,结垢更是对纯梁油田的开发造成严重的影响。
主要表现在:一是油井管柱结垢严重,造成作业工作量和作业费用增加;二是储层结垢日益严重,影响油井的生产和注水井的注水。
纯梁采油厂油井每年因结构检泵作业520井次左右,相应造成的更换油管数量达1.4 万多根,更换抽油杆约1.3万根以上,造成的直接经济损失约1 300多万元。
水井作业转大修中60%是由于腐蚀结垢造成套破或拔不动管柱引起,增加作业维护费用亦在1 000多万元。
因而除垢工艺显得尤为重要。
作业过程中发现,井筒下部结垢较上部明显,垢物沉积呈倒梯形分布,特别是炮眼部位结垢尤为严重。
从垢样分析统计来看,碳酸盐垢占到近50%,是主要的垢型;从区块结垢油井的生产情况来看,当油井综合含水上升到近40%或以上时,结垢非常明显,表现为:油井液量下降、作业时下探管柱遇阻、磨铣后冲出大量垢,酸洗后增液明显。
1 酸洗除垢有效期短对于结垢严重的井,酸洗除垢存在着有效期短,结垢周期短的问题。
以樊41块为例,该块垢型为CaCO3垢,7口油井中,有2口井(樊41-3、樊41-16)结垢严重,1年左右的时间实施了3次酸洗,但酸洗有效期仅为3~7个月。
新型酸化工艺技术在吐鲁番采油厂的应用
摘
要 ： 着 东濮 凹 陷勘探 程度 的 不断提 高 ， 随 岩性 及构造 一 岩性 等隐蔽 油 气藏 已成 为主要 的勘探 对
象 。通过文 东斜坡带 目 区地震综合解释技术应用效果分析阐述 了 标 适合于东濮凹陷隐蔽油气藏 区域地 震勘探 的储 层 预测 等地 震综合 解释技 术 。 关 键词 ： 隐蔽 油 气藏 ； 细勘探 ； 震综合 解释技 术 ； 震模 型 ； 精 地 地 三维 可视化 技 术 中图分 类号 ： ２８ ＴＥ ５ 文 献标识 码 ： Ａ 文章编号 ：０ ６ ７ ８ （０ １ １一 Ｏ ２—０ １０ － ９１２ １ ）９ １６ ２
２ １ 年第 １ 期 ０１ ９
地 震 综 合 解 释 技 术在 文 东 斜坡 带 的应 用
霍 新 立 张 宁。张 戈 李 哲 。 ， ， ，
（． １ 中原 油 田分 公 司采 油 一 厂 ；． 原油 田勘 探 局工 程 建 设 公 司 西 部 工 程 处 ；． ２中 ３ 中原 油 田分 公 司 采 油 二 厂 ）
表１ ２ １ 年 ＹＭＤ膜增注效果分析 ００
嚣
神１ 注 曲 １井 水 线 ５
累
ＹＭＤ 膜 增 注 是 基 于 一 种 化 学 成膜 剂 ， 能 够 其 在 岩 心孔 喉和 水 膜 之 间 优 先 吸 附和 有 序 排 列 ， 成 形 层非 常 薄 的 分 子沉 积 膜 ， 膜 剂 能 够 使原 来 吸 附 成
从 神 １ ５井 历 年 酸 化施 工 效 果 看 ， 均 日增 注 １ 平 仅 １ ｍ ／ ， 均增 注 量 为 １ ９ ０ ｄ 平 ５ ８方 ，０ ０年 １ ２１ １月 １ ４ 日实 施 ＹＭＤ膜 酸 化 ， 日增 注 ４ ｍ ／ ， 累 计 增 注 ７ ｄ 已 ３６ 方 ， ９ ４ ＹＭＤ膜 增 注效果 显 著 。 ２ ２ 多氢酸 应 用效果 ．
cprs防垢原理
cprs防垢原理CPRS防垢原理一、引言CPRS（Cyclic Partial Residual Stress）是一种防垢技术，它通过改变水体中的物理性质，减少水垢的形成。
本文将介绍CPRS防垢原理及其应用。
二、CPRS防垢原理CPRS防垢原理基于水体中的物理化学反应，通过改变水中溶解固体物质的溶解度，减少水垢的生成。
具体而言，CPRS防垢原理主要包括以下几个方面：1. pH值调节水体中的pH值是影响水垢形成的重要因素之一。
通过调节水体的pH值，可以改变水中溶解固体物质的溶解度。
一般来说，将水体的pH值控制在7左右，可以有效地防止水垢的生成。
2. 温度控制温度也是影响水垢形成的重要因素之一。
温度升高会加速水中溶解固体物质的溶解度，从而增加水垢的生成。
因此，通过控制水体的温度，可以减少水垢的形成。
3. 离子交换水体中的离子浓度对水垢形成有直接影响。
通过添加特定的化学物质，可以使水中的钙、镁等离子与这些化学物质形成络合物，从而降低水中的离子浓度，减少水垢的生成。
4. 磁场作用磁场可以改变水中溶解物质的结晶形态，从而影响水垢的生成。
通过在水管道中设置磁场装置，可以改变水中溶解物质的结晶方式，使其更不易形成水垢。
三、CPRS防垢应用CPRS防垢技术已经在多个领域得到了广泛应用。
以下是几个典型的应用案例：1. 工业锅炉工业锅炉中常常出现水垢问题，导致热效率下降、设备损坏等。
通过采用CPRS防垢技术，可以有效地减少水垢的生成，提高锅炉的使用寿命和热效率。
2. 冷却系统冷却系统中的水垢会导致冷却效果下降，甚至引发设备故障。
采用CPRS防垢技术，可以避免这些问题的发生，保证冷却系统的正常运行。
3. 自来水管网自来水管网中的水垢会降低供水质量，甚至引发水源污染。
通过CPRS防垢技术的应用，可以减少自来水管网中的水垢，保证供水的安全和清洁。
四、总结CPRS防垢原理通过调节水体的pH值、控制温度、离子交换和磁场作用等方式，减少水垢的生成。
新型酸化技术在大港低渗区块的应用
图 ２为 不 同 浓 度 Ｓ ６ １酸 度 曲线 。 可 以 看 Ａ０ 出 ， 于不 同浓度 的 Ｓ ６ １ 初始 ｐ 对 Ａ０， Ｈ差别 不大 。从 Ｎ Ｏ 的消耗 可见 ， ａＨ 浓度 越大 的 Ｓ ６ １最终 能释放 Ａ０
土与 Ｈ Ｆ的反应 ； ②极强的吸附能力 ， 能催化 Ｈ Ｆ与
石英 的反应 ， 管反 应 速 度 比土酸 慢 ， 随时 间 的 尽 但
增加 ， 石英的溶解度将增加 ， 对石英 的溶解度 比土 酸 的要 高 出 ５ ％左右 ； 分散 性 和 防垢 性 能 ， 对 ０ ③ 其
硅 酸盐 沉淀 的控制 能力 明显 优于 常规 土酸 、 缓速 土
酸等 ； 能保持 或恢 复地 层 的水湿性 。该酸 液体 系 ④
的应用试 验 ， 为酸 化领 域增 加一项 实 用且有 效 的 将
第１ ７卷增刊
２１ ０ ０年 １ ２月
文 章 编 号 ： ０ ６— ５ ５ ２ １ ）Ｏ一 １５—０ １０ ６ ３ （ ０ ０ Ｓ ０ ２ ２
特 种 油 气 藏
Ｓ ｅ ｉｌＯｉ ｎｄ Ｇａ ｓ ｒ ｏｒ ｐ ｃ ａ ｌａ ｓ Ｒｅ ｅ ｖ ｉｓ
Ｖｏ． ７ Ｓ ｐ ． １ １ ｕ ｐ
— ．－ ３ Ｈ １ ＿ ＿ ％ Ｅ ．
ห้องสมุดไป่ตู้
新 型酸 液 体 系 与 土 酸 酸 液 体 系 相 比具 有 以 下 特 点 ＿ 。： 】 Ｊ①缓 速性 ， Ｉ 多氢 酸与 地层 反应 时 ， 化学 吸 附 作用会 在黏 土表 面形成 硅 酸 一铝 膜 的隔层 ， 阻止 黏
图 １ ３ Ｓ ６ １与 ３ ＨＣ 对 比 酸 度 曲 线 ％ Ａ０ ％ １
中 图分 类 号 ：Ｅ ５ ． Ｔ ３７ ４ 文献标识码 ： Ａ
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硬 度/mg.L
硬 度/mg.L
-1
200 150 100 50
40
0
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时 间/ h
时 间/ h
时 间 /h
40℃下樊41块水样结垢趋势
70℃下樊41块水样结垢趋势
90℃下樊41块水样结垢趋势
从图中可以看出无论是单井水还是混合水，其总硬度在常压下都随温度的 升高而减小，也就是在常压下随着温度的升高，水样的结垢趋势增加。
一、樊41块油井结垢情况与成份分析
二、樊41块油井结垢原因分析 三、阻垢剂的机理和室内评价 四、酸化防垢一体化工艺技术 五、现场应用效果
五、现场应用效果
在F41块共实施酸化防垢一体化工艺5井次，有效率100 ％，累计增油6776吨，除F41x3井外，其他井都继续有效， 现场应用见到非常好的效果。
结垢部位 油层以上部位结垢 油层以上部位结垢 油层以上部位结垢 口袋结垢 井筒结垢 油层以上位置结垢 油层以上位置结垢 井筒结垢 油层以上部位结垢
作业遇阻情况 2694.1米处遇阻 2692.35米处遇阻 2689米处遇阻 2764.5米遇阻 2660米遇阻 2666.53米遇阻 2675米遇阻
7
F41X3
F41X3
典型井例：樊41斜3井 该井生产油层S3中：2713.8-2738.0米，2005.04至2006.09， 17个月内由于地层与套管结垢共作业3次，平均检泵周期只有6 个月，且结垢位置在油层以上20米。 2006.09实施酸化防垢一体化后，10个月液量、含水稳定，累 计增油784吨，有效期为319天。07年8月杆断检泵时，通井遇阻 于2764.5米，在油层下界26米，与挤阻垢剂前相比，检泵周期 大大延长，结垢速度明显延缓，这说明酸化防垢一体化对于抑 制樊41块油井结垢具有较强的针对性。
序号 1 2 3 4 5 井号 F41x3 F41X1 F41 F41X10 F41-6 施工日期 06.9.22 2006.06 07.04 07.07 07.07 措施前 12.8/4.9/62％ 35.4/6.2/82.5％ 不出液 0.8/0.1/83％ 8.8/1.3/85％ 措施后 40.6/7.1/82％ 55.6/14/74％ 27/8.6/68％ 27.2/0.7/97.3％ 64/9/86％ 目前 43.8/6.7/84.8％ 48.4/14/70％ 20.6/7.4/64％ 38.7/4.1/89％ 45/7.3/84％ 累计增油 784 3716 1062 406 808 有效期 319 继续有效 继续有效 继续有效 继续有效
压力对结垢的影响
240
150
220
-1
120
硬度/mg.L
硬度/mg.L
200
-1
180
90
160
60
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9
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7
7
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2
1
压力/MPa
压力/MPa
130℃、压力递减(12-6Mpa)对樊41块混合水总硬度的影响
80℃、压力递减(8-1Mpa)对樊41块混合水总硬度的影响
得出结论：压力降低，垢晶析出
技术特点
变“只除垢，不防垢”为“防治结合”的垢处理模式， 在提高油井产量的同时，延缓油层、井筒结垢速度，延 长油水井的作业周期。 变“井筒加药防垢”为“油层挤注防垢”，酸处理后， 油层岩石充分暴露，增强了防垢剂的吸附效率，延长了 防垢剂的释放时间。 挤注防垢与井筒周期加药相比，具有可以长效抑制地 层与井筒内碳酸钙垢晶的形成，避免了井筒加药中人为因 素的影响等优点。
在樊41块油井生产过程中，采出液由地层到炮眼再到井口， 压力处于急速递减状态，而井筒温度变化不是很明显，因此 压力变化对结垢的影响程度远远超出了温度的影响，压力变 化是结垢产生主要影响因素。
一、樊41块油井结垢情况
二、樊41块油井垢成份和结垢原因分析 三、阻垢剂的机理和室内评价 四、酸化防垢一体化工艺技术 五、现场应用效果
一、樊41块油井结垢情况
樊41块油井结垢严重，由于井筒以及炮眼附近结垢，严重制约了 油井正常生产。表现为：油井液量下降快、管杆腐蚀严重，井筒通井 遇阻、磨铣垢量大、酸洗后增液明显，但有效期短。
序号 井号 作业情况 结垢部位 作业遇阻情况
2004.5 酸洗
1 F41 2005.1检泵 2006.1 检泵 2007.3酸洗 挤防垢剂 2006.3.9-3.18酸洗 2 F41X1 2006.5 酸洗 2006.6挤防垢剂
工艺所
2007年11月
樊41块96年投入开发；97年实施注水开发。
含油面积1.9km2，石油地质储量110万吨。
目前该区块有油井10口，井口日液水平
232.1吨，日油水平47.3吨，综合含水79.4%。
一、樊41块油井结垢情况
二、樊41块油井垢成份和结垢原因分析 三、阻垢剂的机理和室内评价 四、酸化防垢一体化工艺技术 五、现场应用效果
矿化度/
mg· -1 L
835 17165 15515
从表中可以看出：樊41块采出水和混合说的钙离子浓度明显高于 清水的浓度，而且碳酸氢根离子的浓度也高出清水的3倍左右。而 镁离子浓度增加不明显。说明Ca2+ 比Mg2+更容易形成碳酸钙垢析出。
垢样组成 硫酸盐/w％ 8 碳酸盐/w％ CaCO3 86.5 MgCO3 5.5
三、阻垢剂的机理和室内评价
目前大量研究表明：防垢剂的防垢作用是通过对碳酸钙垢沉 积过程的影响实现的。碳酸钙垢的形成，包括不稳定相的生 成和消失、介稳相的生成和消失、稳定相的生长3 个阶段。
防垢机理：SAI320防垢剂的防垢作用是通过螯合与吸 附机理同时作用体现出来的，其中吸附机理起到主要 作用。SAI320吸附在介稳相的活性点上，阻止了其向 稳定态方解石的转变，即诱导期增长，抑制了碳酸钙 垢的生长。
从上表可以看出，酸化防垢一体化在在樊41块表现出了较强的针对性。
井号
作业情况 2005.4.13-5.1酸化 2005.10.11-10.26酸洗 2006.9.3酸洗 挤防垢剂 2007.8检泵测压
结垢部位 油层以上部位结垢 油层以上部位结垢 油层以上部位结垢 口袋结垢
作业遇阻情况 2694.1米处遇阻 2692.35米处遇阻 2689米处遇阻 2764.5米遇阻
结 论
通过酸化防垢一体化技术，明显改 善了F41块油井的结垢现状，延长了油 井的作业周期，取得了非常好的增油效 果，具有很强的针对性推广价值。目前 我们在纯化油田也应用了1井次，目前 正观察效果。
四、酸化防垢一体化工艺技术
一次施工管柱，同时实现油层酸化和挤注防垢的工艺，降低作业成本。
磨铣处理 井筒垢 井筒垢处理 工艺流程 关井
16-24 小时,增加 防垢剂的吸附
使岩石充分 裸露出来
酸处理油层
排出含高浓度 钙、镁离子的 残酸 排液
注入后置液
挤防垢剂
下泵开抽
将防垢液挤入地层一定 防垢剂将吸附 深度,提高吸附量 在岩石表面上
结垢部位 井筒结垢 井筒结垢 井筒结垢 井筒结垢 井筒结垢 井筒结垢 复射酸化 挤防垢剂 井筒结垢 井筒结垢 油层中部结垢
作业遇阻情况 2722.07米处遇阻 2680.69米遇阻 2716.43米处遇阻
4
F41X10
2006.6 2007.6底 2007.7底
2714米遇阻 2787米处遇阻 2663.14米处遇阻
8
F41-6
从上述统计表看出，垢堵油层非常普遍，结垢遇阻位置一般 在油层以上100米左右，且作业有效期较短。
一、樊41块油井结垢情况
二、樊41块油井垢成份和结垢原因分析 三、阻垢剂的机理和室内评价 四、酸化防垢一体化工艺技术 五、现场应用效果
垢的成份分析
采集樊41地层清水、单井采出水和回注水样品描述后进行化学分 析，确定样品水中的易结垢的阳离子
油层上井筒
井筒结垢 井筒结垢 油层上部结垢 炮眼及油层以上井筒 油层以上部位结垢
2962米处遇阻
2692.04米遇阻 2656米处遇阻 2656米遇阻
序号 3
井号 F41-16
作业情况 2004.5月酸化 2005.11.2-11.10酸化 2006.7.18-8.4酸洗、复射 2004.12.23-2005.1.3酸化 2005.9.22-9.29酸洗
5 6
F41X14 F41-4
2006.5.12-5.17检泵 2004.11.8-11.20补孔合采
序号
井号
作业情况 2005.4.13-5.1酸化 2005.10.11-10.26酸洗 2006.9.3酸洗 挤防垢剂 2007.检泵测压 2006.3检泵 2006.8 找井况 2006.10 大修后卡封 2007.1 检泵 2007.7 酸洗 2007.8 挤防垢剂
X衍射定性分析
可以看出导致樊41块油水井结垢的主要因素是 碳酸钙沉淀的生成。
结垢原因分析
温度对结垢的影响
360 320 280 240
-1
清水 单混合
350 300 250
清水 单井 混合
200 160 120 80
硬 度/mg.L
200 160 120 80 40 0 0 4 8 12 16 20 24 28 32 36 40
样品名称 清水 单井水 混合水
pH
6.0 6.5 6.5
Ca2+/ mg· -1 L
10.60 77.43 122.71
Mg2+/ mg· -1 L
10.33 12.04 15.16