注水系统结垢影响因素研究学士学位论文.docx
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注水系统结垢影响因素研究学士学位论文
目录
1绪论3
1.1油田结垢概论3
1.1.1油田生产系统的结垢问题概述3
1.1.2油田可能发生结垢的地方3
1.1.3油田结垢的危害3
1.2注水井结垢概述4
1.2.1注水井结垢问题概述4
1.2.2注水井结垢危害及实例研究4
2注水井结垢机理研究6
2.1结垢机理理论研究现状6
2.2油田结垢影响因素9
2.3注水井结垢机理及影响因素11
2.3.1碳酸盐结垢机理及影响因素12
2.3.2硫酸盐结垢机理及影响因素12
2.3.3其他沉积物结垢14
3控垢除垢方法研究15
3.1油田结垢一般控制方法15
3.1.1物理条件控制法15
3.1.2从水中除去成垢物质15
3.1.3避免不相容的水混合16
3.1.4除垢剂控制法16
3.2物理防垢技术16
3.2.1物理法防垢机理分析16
3.2.2物理法防垢技术17
3.3化学防垢技术18
3.3.1化学防垢机理分析18
3.3.2化学法防垢技术19
4注水井结垢预测方法研究20
4.1结垢趋势预测模型20
4.1.1推荐方法——Oddo-Tomson饱和指数法20
4.1.2其他方法21
4.2用Oddo-Tomson饱和指数法预测硫酸盐和碳酸盐结垢22
4.2.1硫酸盐垢的饱和指数方程23
4.2.2如何预测硫酸盐结垢25
4.2.3碳酸盐垢的饱和指数方程26
4.2.4如何预测碳酸盐结垢27
5注水井结垢预测计算机程序设计28
5.1程序设计工具28
5.2用Oddo-Tomson饱和指数法预测注水井碳酸盐结垢计算机程序28
5.2.1程序代码28
5.2.2程序界面30
5.2.3实例运算30
5.3用Oddo-Tomson饱和指数法预测注水井硫酸盐结垢计算机程序32
5.3.1程序代码32
5.3.2程序界面34
5.3.3实例运算34
6结论与建议35
6.1主要结论35
6.2对今后工作地建议36
致谢38
参考文献39
毕业设计(论文)原创性声明和使用授权说明
原创性声明
本人郑重承诺:
所呈交的毕业设计(论文),是我个人在指导教师的指导下进行的研究工作及取得的成果。
尽我所知,除文中特别加以标注和致谢的地方外,不包含其他人或组织已经发表或公布过的研究成果,也不包含我为获得及其它教育机构的学位或学历而使用过的材料。
对本研究提供过帮助和做出过贡献的个人或集体,均已在文中作了明确的说明并表示了谢意。
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指导教师签名:
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作者签名:
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1绪论
1.1油田结垢概论
1.1.1油田生产系统的结垢问题概述
在油气田生产过程中,油、气、水和泥浆是都需要经过底层或管道运输的流体,当诸如温度、压力、酸碱度等条件发生变化时,在底层通道或传输设备中都有可能产生油垢、水垢或泥垢。
在油、气和泥浆中,或多或少含有水,特别是油气田开发后期的增产注水过程中含水量越来越多。
含水量的增加以及压力、温度等条件的变化,或者液体与液体、液体与固体及注入水与地层水的不配伍,这些因素常使油田产生无机垢。
大量的无机垢产生给油田的正常生产带来巨大危害。
1.1.2油田可能发生结垢的地方
研究表明只要有油、气、水和泥浆流过的地方都可能结垢。
从油气田勘探开发的整个过程和地层结构来看,这些地方包括:
油、气、水储集层的空隙间、裂缝间及岩缝间;井下泵体内,井下钻具内,井筒、套管、抽油杆等,井下钻采设备的流体传输通道周围的地层喉道处;油井、注水井井口集输管汇,油气水分离设备、地面油气传输管线,油气集输管线,储运设备注水系统管线;水套炉,加热炉盘管和热水伴随管线及多井计量装置等。
当结垢条件(物理、化学、热力学和流体力学)成熟时,这种可能就成为现实。
最易结垢的地方也是最易发生垢堵、卡死和最易腐蚀、损坏设备的地方。
人们普遍认为,流体通道(如地层空隙,井筒输油管线和各种流体导管等)的截面大小、形状和内表形态以及特殊地段与是否结垢的严重程度有直接的关系。
因此,依据垢的形成机理不难判断易结垢的地方,是那些截面的突然变化、形状突然改变、内表粗糙、地层裂缝处、管道拐弯处等。
1.1.3油田结垢的危害
在长期的生产作业实践中,发现结垢的危害主要反映在两个方面,一是对通道的影响;二是对管道的腐蚀。
具体表现在如下几个方面。
(1)与水接触的设备管道内表面结垢后,往往还有粘泥附着管道内表面,可能造成不同程度的堵塞和管道腐蚀。
(2)结垢往往使管线的截面积变小,设备的处理能力降低,必然增加输液能力或处理费用,这样既出现减产,又增加成本。
(3)地下岩层和油气通道也会产生水垢和污染物堵塞的麻烦,造成成本上升,甚至使油气井停产,造成较大的经济损失。
(4)注水系统发生水垢堵塞问题时,垢物和污染物、盐类、氧化铁等粘结在一起,造成注水压力上升,流量下降,增加能耗并降低生产能力。
(5)在气田使用电潜泵排水采气时,垢会使泵效率下降,增加维修时间和生产成本。
(6)水套炉中结垢后不仅降低热效率,浪费能源,而且直接影响正常生产甚至停产。
(7)化学结构经常造成生产损失或油、气井的报废,沉积物会堵塞井眼、油管、阀门,井下泵也会发生堵塞,地面管线及设备的运转受到限制。
(8)最为严重的是,当垢物堵塞和腐蚀管道时,压力增加可能出现管道爆裂现象,造成不良后果。
1.2注水井结垢概述
1.2.1注水井结垢问题概述
通过第一节内容的分析我们知道在油气田生产中结垢现象是普遍存在的,是凡和流体接触的生产设备或地层在一定的条件下都有结垢的可能性。
结垢的部位广泛且危害性很大。
本文主要针对注水井的结垢实际情况,对油田注水井结垢的成因、机理、除垢方法及预测模型进行全面的分析和研究。
注水井是用来向油层注水的井。
在油田开发过程中,通过专门的注水井将水注入油藏,保持或恢复油层压力,使油藏有较强的驱动力,以提高油藏的开采速度和采收率。
由于注水井直接和流体解除因此它也是油田生产过程中最容易产生垢的地方。
注水井结垢的机理很复杂,受很多因素影响,本文将在以后的章节中具体介绍。
1.2.2注水井结垢危害及实例研究
结垢会给注水带来严重的危害,降低注水系统效率,增加修井次数,腐蚀注水管线,堵塞油层,使注水压力不断上升,损坏注水设备,缩短油水井的免修期,严重的造成油水井报废。
以下是几个由于注水井结垢而给油田生产造成危害的典型例子。
大庆榆树林油田注入水中钙离子和碳酸氢根离子浓度较高,在注入水过程中,随着注入水由地面进入地层,温度及流速均发生改变,导致注水系统结垢现象非常严重。
根据现场作业测量,油管平均年结垢达3.68mm厚,结垢导致的地层堵塞使注水井吸水能力下降,严重影响该油田的开发效果。
该油田从1992年注水开发到1994年6月,注水井油管内壁结垢厚度高达9.2mm。
朝阳沟油田因结垢平均年检泵270井次,占平均年检泵井次的四分之一。
由于注入水水质与储层流体不配伍而造成的注水井堵塞,使得渤海油田部分老区进入生产中后期,注水井吸水能力逐渐变差,注入压力越来越高,而地层能量得不到及时补充,给油田生产带来不利影响。
同时由于海上油田采油强度较大(平均单井日采油量100m3左右),地层亏空较严重,注水井日注入强度较大(平均单井日注入量400m3左右),注水井堵塞问题对油田生产的影响就更为显著。
华池油田自1997年正式投入大面积注水开发以来,华152区的结垢问题越来越严重,据现场调查,结垢主要分为地层结垢和注入系统结垢。
结垢导致地层产能下降,井泵垢卡、断脱频繁、检泵周期缩短,集输受阻,从而使现场管理难度加大,停产维修、清理管线费用加大,员工劳动强度加大,严重影响生产。
目前结垢已成为影响该油田正常生产的主要问题。
胜利油田现河低渗油区属高压低渗稀油砂岩油藏,低渗透油田本身就难注水,而注水井中由于温度、压力、离子组成等条件的改变又经常会形成水垢。
结垢又会降低注水效率,造成堵塞,给生产带来极大危害。
通过上述注水井结垢实例我们可以得出结论,注水井结垢会给油田的实际生产带来相当大的影响,因此研究注水井结垢问题有其实际意义和实用价值,这也是本文撰写的初衷。
2注水井结垢机理研究
2.1结垢机理理论研究现状
油田结垢大体可分为两种情况:
(1)温度、压力等热力学条件改变,导致水中离子平衡状态改变,成垢组分溶解度降低而析出结晶沉淀。
(2)离子组成不相溶水相混合产生沉淀。
油田水垢的形成过程可简略表示如下:
水溶液~溶解度一过饱和度一晶体析出~晶体长大一结垢。
对于垢形成过程,溶液过饱和状态、结晶的沉淀与溶解、与表面的接触时间等是关键因素。
其中过饱和度是结垢的首要条件。
微溶盐类的过饱和度与溶解度相关外,还受热力学、(结晶)动力学、流体动力学等多种因素影响。
将以上共识上升到理论,从而形成目前关于油气田结垢机理,国内外学者主要形成以下理论:
(1)水溶液(地层水、地表水、地层水和回注污水)中是否包含有成垢离子,当离子反应平衡被打破时,这些成垢离子就会结合形成溶解度很小的盐类分子。
(2)微溶盐类的溶解度随温度、压力变化情况。
微溶盐或难溶盐类在单一溶液中和混合溶液的过饱和程度的变化情况。
(3)结晶作用:
在过饱和度水溶液中存在晶种,溶液中成垢组分在晶体间内聚力以及晶体与金属表面间的粘着力作用下析出晶体。
研究微溶盐类的结晶过程表明,在没有杂质的单一盐类和碳酸钙或硫酸钙的过饱和溶液中,可以达到很高的过饱和程度而没有结晶析出。
一旦结晶析出,晶体的晶格规则,排列整齐,晶体间的内聚力以及晶体与金属表面间的粘着力都很强,所以形成的垢层比较结实而且连续增长。
如碳酸钙是具有离子晶格的盐,Ca2+离子上带部份正电荷;CO32-离子带部份负电荷,只有当碳酸钙晶体带部份正电荷Ca2+离子和另一个碳酸钙晶体带部份负电荷CO32-离子碰撞,才能彼此结合,因此碳酸钙是按一定的方向,具有严格次序排列的硬垢。
然而,在油田水中,水垢的形成过程往往是一个混合结晶过程。
水中的悬浮粒子可以成为晶种,粗糙的表面或其它杂质离子都能强烈地催化结晶过程,使得溶液在较低的过饱和度下就会析出结晶。
悬浮粒子和析出的晶体共同沉淀,使晶格中含有一定数量的杂质。
此外,油田水中往往有几种盐类同时结晶,形成的晶体群的晶格排列将是无规则和不整齐的,在晶格中间会出现很多空隙,悬浮物质会在空隙内沉积。
这些因素都将导致垢层内聚力下降,混合结晶形成的垢层比较疏松,对水的流速变化和阻垢处理都比较敏感,垢层达到一定厚度就不再增长。
(4)沉降作用:
水中悬浮粒子(如铁锈、砂地、泥渣等)在沉降力和切力作用下,当沉降力大则容易结垢;水中悬浮的粒子,如铁锈、砂土、粘土、泥渣等将同时受到沉降力和切力的作用。
沉降力促使粒子下沉,沉降力包括粒子本身的重力、表面对粒子的吸力和范德华力,以及因表面粗糙等引起的物理作用力等。
剪应力也称为切力,是水流使粒子脱离表面的力。
如果沉降力大,则粒子容易沉积;如果剪应力大于水垢和污泥本身的结合强度,则粒子被分散在水中。
杂质的粘结作用或水垢析出时的共同沉淀作用都会增加粒子的沉降力而使粒子加速沉积。
因此在水流动部位,被沉积的污泥和析出的结晶叠加在一起形成的垢层一般不会连续增长。
但在水的滞流区,由于剪应力很小甚至接近于零,水垢和污泥则主要在这些区域积聚,在滞流区积聚的水垢和污泥仅依靠化学剂是很难去除的。
此外,水中微生物的生长和繁殖将会加速结晶和沉降作用。
腐蚀会使金属表面变得很粗糙,粗糙的表面将催化结晶和沉降作用。
较高的温度则往往会使某些已经沉积的污垢形态变得难于清除,例如一些碳酸氢化合物将变成硬壳状;沉积铁的氢氧化物也可脱水变硬和发生相转变。
当水中含有油污或烃类有机物时,有机物的分解,氧化或聚合作用形成的产物往往具有粘结作用。
(5)流体动力学因素:
主要是液流形态(层流、紊流)、流速及其分布。
紊流使水质点相互碰撞,流速增加使液流搅合程度增大,沉淀晶体凝聚加剧,促使晶核快速形成。
流速对油田结垢的影响目前有两种相反的研究结论:
一种是以Hassan和Zahakis以及Muller-SteinHagen和Branch等研究报道为代表的,认为流速提高能抑制结垢,这是由于流速提高,增大了流体结沉积物的切应力,从而加剧了垢质自表面脱除。
而Ritter,Chernozubov等则发现,流速提高能够促进结垢生长,这是由于结垢过程中离子扩散阻力较大,或沉积物附着力很强而流体切应力相对较弱的结果。
值得注意的是,在有关流速影响的一些研究报道中,研究者并未将温度控制恒定,由于流速提高,温度降低,结垢速率降低,但并不是单纯的流速变化所致。
(6)结晶过程理论研究现状对于像碳酸钙这类微溶盐类,碳酸钙析出浓度远大于碳酸钙的饱和浓度。
图2.1是用等浓度的钙硬度和碱度(以CaCO3计)mg/L作纵坐标,用温度作横坐标,得到的碳酸钙溶解度曲线和碳酸钙结晶析出曲线。
图2.1碳酸钙的溶解度线和碳酸钙析出曲线
此图可分成三个区域:
在结晶曲线上的是沉淀区,在溶解度曲线以下的是溶解区,在两条曲线之间的区域称为介稳区。
介稳区出现的原因是在晶格生长过程中,由于受到水中离子或粒子的扩散速度的影响,或者说受到传质过程的控制造成的。
若盐类在水中的溶解度较大,则水中溶解的离子和粒子浓度都较高,晶核形成后很容易生长,这时盐类溶解度曲线和晶体析出曲线基本可重合,因而不会出现介稳区。
但在微溶或难溶盐类的饱和溶液中,由于离子和粒子浓度都很低,因此晶格并不生长,只有在离子或粒子浓度较高的过饱和溶液中,晶格才开始生长和析出晶体。
所以介稳区可以认为是过饱和区,在这个区域中晶核形成但晶格并不能生长,晶体也不能析出。
从微溶盐类结晶过程的实验中,我们得到微溶盐类的溶解度曲线和结晶析出曲线。
微溶或难溶盐类的过饱和程度和晶体生长速度的关系见图2.2。
图中的虚线表示晶体的理论曲线;而实线表示晶体的实际生长曲线。
从图中可看出,当溶液的浓度达到很高的过饱和程度才有晶体析出,晶体一旦析出后就会很快生长。
图2.2微溶或难溶盐类晶体生长速度示意图
介稳区具有以下几个特点:
1盐类的溶解度越小,介稳区就越宽。
②介稳区与温度有关。
从碳酸钙溶解度曲线图上可看出:
低温时介稳区较宽;高温时介稳区较窄。
因为温度升高使活化能增加,加速了离子和粒子的扩散速度,导致晶体的生长加快。
③介稳区与溶液中的杂质有关。
已经证明亚铁离子对碳酸钙晶体有明显的催化作用,二氧化硅等杂质也都可加速晶体生长。
因此在有杂质的溶液中,介稳区都将变窄。
④投加阻垢剂可扩大介稳区。
投加阻垢剂可起两方面的作用:
一是在晶体中引入杂质,阻碍晶体的进一步生长,或使晶体的晶格发生变形,使晶体变得疏松肿胀而易被水流带出系统。
二是加入了离子,使它吸附于晶核的活化中心,阻抑晶核的继续生长。
2.2油田结垢影响因素
从现场来看,就结垢的具体原因,人们经过多方探索形成了许多共识,注水井结垢亦与这些因素有一定关系:
(1)水质影响:
自然界的水都含有杂质,当使用条件(如温度、压力、流速和热传递等)合适时,尤其当注入水中含有固体杂质时,与水接触的油气管道表面、地层喉道处就容易被腐蚀或阻塞而结垢。
(2)在油田水中通常产生沉淀反应,如果将两种或两种以上的不同水在管道或在地层中混合,就有可能在注水井或生产井中出现结垢。
(3)采出的油和气中大多含水(称为伴生水),其中混有盐类、CO2和H2S(又称为淡卤水),经分离油气后的伴生水仍然含有少量的油类。
因而在油、气和水的传输过程中,容易产生水垢和油垢。
(4)在地层压力、温度、PH值及盐度合适的条件下,一些矿物(如CaSO4,CaCO3)溶解于水中并达到最大浓度,当水通过地层进入井筒中或被注入到地层中时,由于温度和压力下降,使其中所含的溶解固体的平衡条件发生变化,水溶解矿物的能力下降,形成过饱和现象,导致沉淀而生成水垢。
(5)冷却水系统大多是开式循环系统,冷却水借助凉水和空气冷却且反复循环使用,杂质增多,水质变坏,加剧了冷却水使用中的结垢。
(6)同时采几个地层的原油时,采出的水和由地面注入的水在化学性质上互不相溶,在通道内发生不相溶反应而生成水垢。
(7)在油气的伴生水中一般含有CO32-,HCO3-,Ca2+等致垢物,当输送温度过高时,在管道中形成CaCO3垢的将越来越多。
(8)井底地层中常常有一些不稳定的、游离的泥砂,比重较大,在一定条件下,随油气开采可能被携带到井筒和管道中结成泥垢,造成砂堵。
(9)在某些有缺陷的管段的拐弯处,油气的流线、流速、压力及密度都出现突然变化,因而容易结垢聚集而堵塞通道。
(10)在油气生产作业中,井下温度和压力时常变化,水质(比如修井流体、注入水、增产措施流体等)也经常改变。
同时,油井投产流速及生产压差的控制不当,或者是热力学变化,固、液界面压力场的吸附作用及微生物出现等,都会在油井或地层内产生结垢。
(11)流速的影响。
水介质的流速会影响成垢物质的结晶过程,使垢不易生成。
在其他条件不变的情况下,水的流速越大,结构倾向越小。
即使在有明显结垢趋势的水流中,结垢现象也不明显。
(12)含盐量的影响。
在含有氯化钠或除钙离子和碳酸根离子以外的其它溶解盐类的油田水中,当含盐量增加时,便相应提高了水中的离子浓度。
由于离子间的静电相互作用,使Ca2+离子和CO32-离子的活动性减弱,结果降低了这些离子在碳酸钙固体上的沉淀速度,溶解的速度占了优势,从而碳酸钙溶解度增大。
将这种现象称为溶解的盐效应。
反之,油田水中的溶解盐类具有与碳酸钙相同的离子时,由于同离子效应而降低了碳酸钙的溶解度。
2.3注水井结垢机理及影响因素
在注水开发的过程中,当注入水进入地层中时形成水、油、气及地层岩石等组分构成的复杂多相体系。
在这里除了注入水与地层水、原油的混合外,还有注入水与岩石的溶解反应不相容水产生的沉淀与溶解、气体的分配与逸出,粘土的膨胀运移等,严重破坏了地层各相间的平衡,从而造成了注入水与地层复杂的化学反应。
注入水与岩石的互相作用中,首先是水对岩石的溶蚀,如岩石中的石膏、方解石、白云石的淡水溶解。
在地层水中Ca2+、SO42-、CO32-与岩石处于稳定平衡状态,而淡水的注入,使平衡遭到破坏,使得岩石中的盐类向溶解方向转化。
通常水洗倍数为3至5倍时,即使岩石的石膏含量小于百分之一,也可使水完全成为硫酸钙的饱和溶液。
水和岩石的另一个作用是岩石中硫化物,如开式注水系统,水中的氧可使二价的硫化物转化为硫酸盐或铁的氢氧化物。
在注水的过程中,也可发生水与地层原油中某些组分的溶解或碳氢化合物的降解,以及碳氢化合物与硫酸盐的反应如:
CaSO4+CH4=CaCO3+H2O+H2S
7CaSO4+C9H2O=7CaCO3+2CO2+3H2O+7H2S
油田水结垢的形成是一个十分复杂的过程,一般认为它是由以下四个步骤组成:
第一步:
水中的离子结合形成溶解度很小的盐类分子;
第二步:
结晶作用,分子结合和排列形成微晶体,然后产生晶粒化过程;
第三步:
大量晶体堆积长大,沉积成垢:
第四步:
在不同的地层条件下,形成不同产状的结垢物。
目前已发现水中能产生的垢大约有120余种,但一般认为,油田生产过程中最为常见的垢主要为碳酸钙、硫酸钙、硫酸钡等,而且大部分为混合垢,很少见到单一的垢型。
因此,我们根据垢的结合类型将其分为两大类:
碳酸盐垢和硫酸盐垢。
2.3.1碳酸盐结垢机理及影响因素
油田多采用污水回注,通常矿化度极高,且含有多种成分的离子,不同水型
的水混合或回注过程中,环境条件如温度和压力等发生变化,常使原来稳定的体系失衡,产生沉淀,沉积在管线表面或岩石空隙表面形成结垢。
绝大多数油田水析出的垢均为碳酸钙。
国内外的研究结果表明,结垢的基本原因是水中结垢离子含量较高而引起碳酸钙的沉淀。
水中钙离子和碳酸根离子结合生产碳酸盐垢的反应式如下:
Ca2++CO32-→CaCO3↓①
Ca2++2HCO3-→CaCO3↓+CO2+H2O②
碳酸盐垢是油田生产过程中最为常见的一种沉积物。
在PH值低于7.5时,只有极少数的HCO3-离子离解成CO32-离子,而油田水的PH值大都低于7.5,多数地层水中都不含或只少量含有CO32-。
因此②式作为表示碳酸钙沉淀的反应更具有普遍性。
从油田生产中出现的结垢问题看,碳酸钙结垢主要是受CO2分压、温度、PH值、以及矿化度的影响。
具体如下:
存在CO2时,CaCO3溶解度增加,CO2分压越高,CaCO3的溶解度越大;地下水或地面水一般含有不同程度的碳酸,而水中三种形态碳酸在平衡时的浓度比例取决于PH值,三种碳酸在平衡时的浓度比例与水的PH值有完全相应的关系,水中的PH较高时就会产生更多的碳酸钙沉淀;反之,水的PH值较低时,则碳酸钙不易产生;温度对CaCO3的影响与大多数物质的情况相反,当温度升高CaCO3在水中的溶解度降低从而可形成垢;矿化度的增加会使CaCO3的溶解度增加。
2.3.2硫酸盐结垢机理及影响因素
油田硫酸盐垢主要是有CaSO4、BaSO4、SrSO4,而以CaSO4最为常见。
BaSO4垢容易在强水洗的注水井的附近和油井见水初期发生,在水井与油井之间的地层带上,以及弱水洗的中高含水期间的容易生产CaSO4、BaSO4混合垢。
硫酸盐从水中沉淀的反应如下:
Ca2++SO42-→CaSO4↓
Ba2++SO42-→BaSO4↓
Sr2++SO42-→SrSO4↓
硫酸盐垢的形成主要是由于两种不相容水的混合,即在富含成垢阳离子的油层中注入含SO42-的注入水,致使在近井地带结成硫酸盐垢。
在注入水中不含SO42-的一些油田也发生严重的硫酸盐结垢现象。
在这种情况下,地层中的注入水中硫酸盐的富集是由于下述过程造成的:
(1)岩石中所含石膏的溶解作用,如果岩层的孔隙度20%,体积为1m3岩石中含水200L,岩石密度2.3g/cm3,石膏含量1%。
就这种情况来说,1m3岩石中石膏为23kg,而石膏的最大溶解度是5kg/cm3,所以200L水中仅能溶解1kg的CaSO4。
这个数量足以使2.3倍体积的水达到完全饱和状态,也就是说在岩石含石膏的条件下,在油田整个开发时期都能使注入水被CaSO4完全饱和,当条件改变时可导致石膏垢的沉淀生成。
(2)岩石中硫化物被水中所含溶解氧化,产生SO42-,硫化物是生成层中常见的成分,FeS含量一般占岩石0.5至1.0%,在地面水域环境中,溶解氧一般为5至14mg/L。
所以在未经除氧的系统中,注入水在地层中发生如下反应:
2FeS+7O2+2H2O=2FeSO4+2H2SO4
(3)注入水与油藏内封存的水混合。
注入的淡水一但同油藏水混合,就会形成比注入水的硫酸盐含量更高的水混合物。
但这种水仍难达到饱和。
为此需要附加的SO42-或Ca2+离子源,则可能产生过饱和现象或结垢。
SO42-的来源是岩石孔隙间表面脱附作用所致,这一点已从室内试验证明。
对于影响硫酸盐垢形成的因素:
(1)硫酸钙:
油田上硫酸钙垢以石膏(CaSO4·H2O)和无水石膏(CaSO4)两种形式出现。
一般在40摄氏度以下生成石膏,40摄氏度以上为无水石膏。
其溶解度一般受温度、
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