CN117027730A - 一种油田注水流程复合清垢方法 - Google Patents
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Abstract
本发明公开了一种油田注水流程复合清垢方法，包含：步骤S1、注入清水，大排量冲洗流程，注入速率5 m3/h‑10 m3/h，直至管线最远末端水质含油降至5 mg/L以下，固体悬浮物含量降至10 mg/L以下；步骤S2、油封，注入第一柴油段塞，注入量0.5立方米，注入速率3 m3/h‑5 m3/h，起到油封作用；步骤S3、清除有机垢，根据设计要求注入清蜡剂溶液段塞等。该复合清垢方法适用于油田各类复杂垢的清除，以柴油、清蜡剂清除垢样表面有机垢（油、蜡等），以多元复合酸逐级电离氢离子，清除无机垢，以均三嗪脱硫剂清除酸化过程中产生的硫化氢。相对于对比单一除垢方法，该复合清垢方法大大提高了流程清洗效率，消除硫化氢外逸造成的危害，降低了二次酸液腐蚀作用。
Description
技术领域
本发明涉及一种油田清垢方法，更确切地说，是一种油田注水流程复合清垢方法。
背景技术
注水开发是油田开发中一种应用广泛的开发方式，油井采出水经过沉降、过滤等处理后，通过注水泵加压，以管线流程输送的方式注入目的层，满足油层压力对石油开采的要求。因长期回注开发过程中采出来的含蜡、含油、含硫、含细菌的高矿化度污水，注水管线普遍结垢、污染严重，结垢使注水管线内径缩小，管线压降增大，致使注水井、注水泵压上升、注水量下降，完不成要求的配注量。
对注水管线中垢样、沉淀物进行分析，主要为碳酸盐、硫酸盐、硫化亚铁、蜡质、泥质等。一般情况下，靠近管线壁的多为硫化亚铁类，属于垢样腐蚀产物，中间层多为硫酸钙、碳酸钙等无机垢类，最外层多为蜡质、沥青质等有机垢类。常规盐酸体系清洗，可以达到一定清洗效果，但存在很大弊端，如盐酸体系仅对无机垢的清除能力较强，但在管线中无机垢被大量蜡质、油质等无机垢包覆，盐酸无法彻底清除其他类型垢样，导致清除效率大大降低，且施工过程中酸液与管线内的腐蚀产物硫化亚铁反应会产生一定量的硫化氢气体，会发生外逸情况，因为硫化氢有毒，20ppm浓度情况下就会对人体产生伤害，其溶于水形成弱酸，造成管线、阀组进一步腐蚀。
发明内容
基于此，有必要针对上述技术问题，提供一种油田注水流程复合清垢方法。
为了解决上述技术问题，本发明采用了如下所述的技术方案：
一种油田注水流程复合清垢方法，其特征在于，所述的油田注水流程复合清垢方法包含：
步骤S1、注入清水，大排量冲洗流程，注入速率5 m3/h-10 m3/h，直至管线最远末端水质含油降至5 mg/L以下，固体悬浮物含量降至10 mg/L以下；
步骤S2、油封，注入第一柴油段塞，注入量0.5 立方米，注入速率3m3/h-5 m3/h，起到油封作用；
步骤S3、清除有机垢，根据设计要求注入清蜡剂溶液段塞，注入速率3m3/h-5m3/h，再注入第二柴油段塞，注入量0.5 立方米，注入速率3 m3/h-5 m3/h；
步骤S4、反应时间，清除有机垢施工完成后，流程管线关闭2 h-4 h；
步骤S5、清除外逸硫化氢，根据设计要求注入第一脱硫剂段塞，注入量为酸液体积的10 %-15 %，注入速率3 m3/h-5 m3/h；
步骤S6、清除无机垢，根据设计要求注入多元复合酸溶液段塞，注入速率 3 m3/h-5 m3/h，再注入酸化缓蚀剂段塞，注入量为酸液体积的2 %-5 %，注入速率3 m3/h-5 m3/h；
步骤S7、清除外逸硫化氢，根据设计要求注入第二脱硫剂段塞，注入量为酸液体积的10 %-15 %，注入速率3 m3/h-5 m3/h；
步骤S8、反应时间，清除无机垢施工完成后，关闭流程管线4 h-6 h；
步骤S9、中和反应，根据设计要求注入碱溶液段塞，注入量为酸液体积的10 %-20%，注入速率5 m3/h-10 m3/h，再注入清水段塞，注入速率5 m3/h-10 m3/h，直至管线末端放喷液pH值≥6.5；
步骤S10、注水流程正常注水。
作为本发明较佳的实施例，在步骤S3中，所述的清蜡剂溶液段塞为体积浓度为20%-30 %的乳液型清蜡剂溶液。
作为本发明较佳的实施例，所述的乳液型清蜡剂溶液由以下重量百分数的组分组成：20 %-30 %二甲苯、10 %-15 %互溶剂、15 %-20 %助溶剂、5 %-10 %1-甲基萘，其余为水。
作为本发明较佳的实施例，所述的互溶剂为烷基酚聚氧乙烯醚、司盘80、吐温-80中的一种或多种，所述的助溶剂由为甲醇、苯甲醇、正丁醇、乙二醇单丁醚中的一种或多种。
作为本发明较佳的实施例，所述的第一脱硫剂段塞和第二脱硫剂段塞均为羟乙基六氢均三嗪溶液。
作为本发明较佳的实施例，在步骤S6中，所述的多元复合酸溶液段塞为体积浓度为30 %-40 %的多元复合酸溶液。
作为本发明较佳的实施例，所述的多元复合酸溶液由以下重量百分数的组分组成：10 %-15 %盐酸、5 %-10 %磷酸、5 %-8 %乙酸、5 %-10 %马来酸、10 %-15 %柠檬酸、2 %-5 %异抗坏血酸、2 %-5 %氨基三甲基甲叉膦酸，10 %-15 %氟硅酸铵，其余为水。
作为本发明较佳的实施例，在步骤S6中，所述的酸化缓蚀剂段塞为酸化缓蚀剂溶液，所述的酸化缓蚀剂溶液由以下重量百分数的组分组成：60 %-70 %咪唑啉季铵盐、10 %-15 %助溶剂，其余为水。
作为本发明较佳的实施例，所述的助溶剂由为甲醇、炔醇、乙二醇单丁醚中的一种或多种。
作为本发明较佳的实施例，在步骤S9中，所述的碱溶液段塞为为体积浓度为10 %-15 %氢氧化钠溶液。
与现有技术相比，本发明有以下有益效果：
本发明提供一种油田注水流程复合清垢方法，该复合清垢方法适用于油田各类复杂垢的清除，以柴油、清蜡剂清除垢样表面有机垢（油、蜡等），以多元复合酸逐级电离氢离子，清除无机垢，以均三嗪脱硫剂清除酸化过程中产生的硫化氢。相对于对比单一除垢方法，该复合清垢方法大大提高了流程清洗效率，消除硫化氢外逸造成的危害，降低了二次酸液腐蚀作用。
附图说明
为了更清楚地说明本发明中的方案，下面将对实施例描述中所需要使用的附图作一个简单介绍，显而易见地，下面描述中的附图是本发明的一些实施例，对于本领域普通技术人员来讲，在不付出创造性劳动的前提下，还可以根据这些附图获得其他的附图。
图1为本发明的油田注水流程复合清垢方法的流程示意图。
实施方式
下面结合附图对本发明的优选实施例进行详细阐述，以使本发明的优点和特征能更易于被本领域技术人员理解，从而对本发明的保护范围做出更为清楚明确的界定。
如图1所示，该油田注水流程复合清垢方法包含：
步骤S1、注入清水，大排量冲洗流程，注入速率5 m3/h-10 m3/h，直至管线最远末端水质含油降至5 mg/L以下，固体悬浮物含量降至10 mg/L以下；
步骤S2、油封，注入第一柴油段塞，注入量0.5 立方米，注入速率3 m3/h-5 m3/h，起到油封作用；
步骤S3、清除有机垢，根据设计要求注入清蜡剂溶液段塞，注入速率3m3/h-5 m3/h，再注入第二柴油段塞，注入量0.5 立方米，注入速率3 m3/h-5 m3/h；
步骤S4、反应时间，清除有机垢施工完成后，流程管线关闭2 h-4 h；
步骤S5、清除外逸硫化氢，根据设计要求注入第一脱硫剂段塞，注入量为酸液体积的10 %-15 %，注入速率3 m3/h-5 m3/h；
步骤S6、清除无机垢，根据设计要求注入多元复合酸溶液段塞，注入速率 3 m3/h-5 m3/h，再注入酸化缓蚀剂段塞，注入量为酸液体积的2 %-5 %，注入速率3 m3/h-5 m3/h；
步骤S7、清除外逸硫化氢，根据设计要求注入第二脱硫剂段塞，注入量为酸液体积的10 %-15 %，注入速率3 m3/h-5 m3/h；
步骤S8、反应时间，清除无机垢施工完成后，关闭流程管线4 h-6 h；
步骤S9、中和反应，根据设计要求注入碱溶液段塞，注入量为酸液体积的10 %-20%，注入速率5 m3/h-10 m3/h，再注入清水段塞，注入速率5 m3/h-10 m3/h，直至管线末端放喷液pH值≥6.5；
步骤S10、注水流程正常注水。
需要说明的是，在步骤S3中，该清蜡剂溶液段塞为体积浓度为20 %-30 %的乳液型清蜡剂溶液。该乳液型清蜡剂溶液由以下重量百分数的组分组成：20 %-30 %二甲苯、10 %-15 %互溶剂、15 %-20 %助溶剂、5 %-10 %1-甲基萘，其余为水。该互溶剂为烷基酚聚氧乙烯醚、司盘80、吐温-80中的一种或多种，该助溶剂由为甲醇、苯甲醇、正丁醇、乙二醇单丁醚中的一种或多种。
在步骤S5和步骤S7中，该第一脱硫剂段塞和第二脱硫剂段塞均为羟乙基六氢均三嗪溶液。
在步骤S6中，该多元复合酸溶液段塞为体积浓度为30 %-40 %的多元复合酸溶液。该多元复合酸溶液由以下重量百分数的组分组成：10 %-15 %盐酸、5 %-10 %磷酸、5 %-8 %乙酸、5 %-10 %马来酸、10 %-15 %柠檬酸、2 %-5 %异抗坏血酸、2 %-5 %氨基三甲基甲叉膦酸，10 %-15 %氟硅酸铵，其余为水。
在步骤S6中，该酸化缓蚀剂段塞为酸化缓蚀剂溶液，该酸化缓蚀剂溶液由以下重量百分数的组分组成：60 %-70 %咪唑啉季铵盐、10 %-15 %助溶剂，其余为水。该助溶剂由为甲醇、炔醇、乙二醇单丁醚中的一种或多种。
在步骤S9中，该碱溶液段塞为为体积浓度为10 %-15 %氢氧化钠溶液。
需要说明是，
在步骤S2中的第一柴油段塞以及步骤S3中的第二柴油段塞的作用有两点：第一、具有强洗油能力，溶解流程内壁垢样表面油污，将油污携带出流程，提高清洗有机垢的效率；第二、可以起到油封的作用，将乳液型清蜡剂溶液与其他药剂水溶液分开，防止不同药剂之间的性能干扰。
在步骤S6中，多元复合酸可实现逐级电离，腐蚀速率低，二次沉淀抑制性能好。酸化缓蚀剂段塞对流程内壁起保护作用，减少腐蚀。
在步骤S5和步骤S7中，该第一脱硫剂段塞和第二脱硫剂段塞在流程中形成液封，吸收酸洗过程产生的硫化氢气体，防止硫化氢外逸。
利用步骤S9中的碱溶液段塞和清水段塞，大排量注入，起到很好的携带作用，将清垢反应产物携带出管线。该注入环节均可由一台撬装式高压注入设备完成，按照不同段塞的设计浓度进行注入，设备排量为最大每小时15方，最高耐压30MPa。
如下表1所示，对比常规清垢方法与复合清垢方法溶解实验情况，此时，实验温度20℃，反应时间4h。
表1
| 名 称 | 实验前垢质量g | 实验后垢质量g | 溶解量g | 溶解率 % | 备注 |
| 常规除垢剂（20%盐酸） | 4.0321 | 0.9214 | 3.1107 | 77.1 | |
| 复合清垢剂 | 4.0472 | 0.1214 | 3.9258 | 97.0 | 用柴油、乳液型清蜡剂各浸泡1h，后放入30%多元复合酸溶液 |
如下表2所示，按照标准SY/T5405-1996，对比盐酸酸液与多元复合酸液的腐蚀性能指标，此时，采用N80挂片，实验温度60℃，反应时间6h。
表2
| 名 称 | 挂片号 | 实验前质量g | 实验后质量g | 腐蚀量g | 腐蚀速率g/m2.h |
| 常规除垢剂（20%盐酸） | 485 | 10.8952 | 10.6758 | 0.2194 | 40.33 |
| 复合清垢剂（30%多元复合酸） | 412 | 10.8002 | 10.7934 | 0.0068 | 1.25 |
如下表3所示，按照标准Q/SLCG 0253-2017 三嗪类液体脱硫剂技术要求，评价脱硫剂除硫效果，此时，实验温度50℃。
表3
| 名称 | 温度℃ | 反应时间min | 硫化氢浓度ppm | 脱硫率% |
| 空白 | 50 | 45 | 1500 | / |
| 空白+脱硫剂 | 50 | 45 | 2 | 99.87 |
显然，该复合清垢方法适用于油田各类复杂垢的清除，以柴油、清蜡剂清除垢样表面有机垢（油、蜡等），以多元复合酸逐级电离氢离子，清除无机垢，以均三嗪脱硫剂清除酸化过程中产生的硫化氢。相对于对比单一除垢方法，该复合清垢方法大大提高了流程清洗效率，消除硫化氢外逸造成的危害，降低了二次酸液腐蚀作用。
不局限于此，任何不经过创造性劳动想到的变化或替换，都应涵盖在本发明的保护范围之内。因此，本发明的保护范围应该以权利要求书所限定的保护范围为准。
Claims (10)
1.一种油田注水流程复合清垢方法，其特征在于，所述的油田注水流程复合清垢方法包含：
步骤S1、注入清水，大排量冲洗流程，注入速率5 m3/h-10 m3/h，直至管线最远末端水质含油降至5 mg/L以下，固体悬浮物含量降至10 mg/L以下；
步骤S2、油封，注入第一柴油段塞，注入量0.5 立方米，注入速率3m3/h-5 m3/h，起到油封作用；
步骤S3、清除有机垢，根据设计要求注入清蜡剂溶液段塞，注入速率3 m3/h-5 m3/h，再注入第二柴油段塞，注入量0.5 立方米，注入速率3 m3/h-5 m3/h；
步骤S4、反应时间，清除有机垢施工完成后，流程管线关闭2 h-4 h；
步骤S5、清除外逸硫化氢，根据设计要求注入第一脱硫剂段塞，注入量为酸液体积的10%-15 %，注入速率3m3/h-5 m3/h；
步骤S6、清除无机垢，根据设计要求注入多元复合酸溶液段塞，注入速率 3 m3/h-5 m3/h，再注入酸化缓蚀剂段塞，注入量为酸液体积的2 %-5 %，注入速率3 m3/h-5 m3/h；
步骤S7、清除外逸硫化氢，根据设计要求注入第二脱硫剂段塞，注入量为酸液体积的10%-15 %，注入速率3 m3/h-5 m3/h；
步骤S8、反应时间，清除无机垢施工完成后，关闭流程管线4 h-6 h；
步骤S9、中和反应，根据设计要求注入碱溶液段塞，注入量为酸液体积的10 %-20 %，注入速率5 m3/h-10 m3/h，再注入清水段塞，注入速率5 m3/h-10m3/h，直至管线末端放喷液pH值≥6.5；
步骤S10、注水流程正常注水。
2.根据权利要求1所述的油田注水流程复合清垢方法，其特征在于，在步骤S3中，所述的清蜡剂溶液段塞为体积浓度为20 %-30 %的乳液型清蜡剂溶液。
3.根据权利要求2所述的油田注水流程复合清垢方法，其特征在于，所述的乳液型清蜡剂溶液由以下重量百分数的组分组成：20 %-30 %二甲苯、10 %-15 %互溶剂、15 %-20 %助溶剂、5 %-10 %1-甲基萘，其余为水。
4.根据权利要求3所述的油田注水流程复合清垢方法，其特征在于，所述的互溶剂为烷基酚聚氧乙烯醚、司盘80、吐温-80中的一种或多种，所述的助溶剂由为甲醇、苯甲醇、正丁醇、乙二醇单丁醚中的一种或多种。
5.根据权利要求1所述的油田注水流程复合清垢方法，其特征在于，所述的第一脱硫剂段塞和第二脱硫剂段塞均为羟乙基六氢均三嗪溶液。
6.根据权利要求1所述的油田注水流程复合清垢方法，其特征在于，在步骤S6中，所述的多元复合酸溶液段塞为体积浓度为30 %-40 %的多元复合酸溶液。
7.根据权利要求6所述的油田注水流程复合清垢方法，其特征在于，所述的多元复合酸溶液由以下重量百分数的组分组成：10 %-15 %盐酸、5 %-10 %磷酸、5 %-8 %乙酸、5 %-10%马来酸、10 %-15 %柠檬酸、2 %-5 %异抗坏血酸、2 %-5 %氨基三甲基甲叉膦酸，10 %-15 %氟硅酸铵，其余为水。
8.根据权利要求1所述的油田注水流程复合清垢方法，其特征在于，在步骤S6中，所述的酸化缓蚀剂段塞为酸化缓蚀剂溶液，所述的酸化缓蚀剂溶液由以下重量百分数的组分组成：60 %-70 %咪唑啉季铵盐、10 %-15 %助溶剂，其余为水。
9.根据权利要求8所述的油田注水流程复合清垢方法，其特征在于，所述的助溶剂由为甲醇、炔醇、乙二醇单丁醚中的一种或多种。
10.根据权利要求1所述的油田注水流程复合清垢方法，其特征在于，在步骤S9中，所述的碱溶液段塞为为体积浓度为10 %-15 %氢氧化钠溶液。
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| CN202311010411.4A CN117027730A (zh) | 2023-08-11 | 2023-08-11 | 一种油田注水流程复合清垢方法 |
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