西安思坦油田回注水除垢技术

㈠ 油田注水开发技术是什么

在采油过程中，仅利用地层天然能量进行采油，称为“一次采油”。一次采油也被称为“能量衰竭法采油”，采收率一般只能达到15%左右，大部分油气仍残留在油层中。为保持和提高地层能量，提高地层中油气采收率，人们采用油田注水开发技术。

向油层注水，保持或提高地层能量，提高油气采收率的采油方法，早在20世纪20年代美国就已工业化应用。苏联于1946年第一次在杜依玛兹油田采用早期注水、保持油层压力的开发方法。在这期间注水开发的油田越来越多。1936年美国采用注水开发的区块只有846个，到1970年就发展到9000个以上。我国最早大量注水的油田是克拉玛依油田，现各主要油田都采用了注水开发方式。因此，注水已成为世界范围内油田开发的主要手段。

一、油田注水时间的选择

（一）不同时间注水油田开发的特点

不同类型的油田，在油田开发的不同阶段注水，对油田开发过程的影响是不同的，其开发结果也有较大的差异。

1．早期注水

早期注水的特点是在地层压力还没有降到饱和压力之前就及时进行注水，使地层压力始终保持在饱和压力以上。由于地层压力高于饱和压力，油层内不脱气，原油性质较好。注水以后，随着含水饱和度增加，油层内只是油、水两相流动，其渗流特征可由油水两相渗透率曲线所反映。

早期注水可以使油层压力始终保持在饱和压力以上，油井有较高的产能，有利于保持较长的自喷开采期。由于生产压差调整余地大，有利于保持较高的采油速度和实现较长的稳产期。但这种注水方式使油田投产初期注水工程投资较大，投资回收期较长。所以，早期注水方式不是对所有油田都是经济合理的，尤其对原始地层压力较高而饱和压力较低的油田更是如此。

2．晚期注水

油田开发初期依靠天然能量开采，在没有能量补给的情况下，地层压力逐渐降到饱和压力以下，原油中的溶解气析出，油藏驱动方式转为溶解气驱，导致地下原油黏度增加，采油指数下降，产油量下降，气油比上升。如我国某油田，在地层压力降到饱和压力以下后，气油比由77m3/t上升到157m3/t，平均单井日产油由10t左右下降到2t左右。

在溶解气驱之后注水，称晚期注水，在美国称“二次采油”。注水后，地层压力回升，但一般只是在低水平上保持稳定。由于大量溶解气已跑掉，在压力恢复后，也只有少量游离气重新溶解到原油中，溶解气油比不可能恢复到原始值。因此，注水以后，采油指数不会有大的提高。由于油层中残留有残余气或游离气，注水后可能形成油、水两相或油、气、水三相流动，渗流过程变得更加复杂。这种方式的油田产量不可能保持稳产，自喷开采期短，对原油黏度和含蜡量较高的油田，还将由于脱气使原油具有结构力学性质，渗流条件更加恶化。

晚期注水方式初期生产投资少，原油成本低。原油性质较好、面积不大且天然能量比较充足的中、小油田可以考虑采用。

3．中期注水

中期注水介于上述两种方式之间，即投产初期依靠天然能量开采，当地层压力下降到低于饱和压力后，在气油比上升至最大值之前注水。此时油层中将由油、气两相流动变为油、气、水三相流动。随着注水恢复压力，可以有两种情形：

一种情形是地层压力恢复到一定程度，但仍然低于饱和压力。在地层压力稳定条件下，形成水驱混气油驱动方式。据室内模拟和国外文献介绍，如果地层压力低于饱和压力15%以内，此时从原油中析出的气体尚未形成连续相，这部分气体有一定驱油的作用，并由于油—气间的界面张力远比油—水界面、油—岩石界面的张力小，因而部分气泡位于油膜和岩石颗粒表面之间。这对亲油岩石来说，可破坏岩石颗粒表面的连续油膜，有助于提高最终采收率。

另一种情形就是通过注水逐步将地层压力恢复到饱和压力以上。此时，脱出的游离气可以重新溶解到原油中，但天然气组分的相态变化是不可逆过程。当提高压力时，脱出的游离气重新完全溶解所需的压力为溶解压力。显然，溶解压力大于饱和压力。此外，在利用天然能量开采阶段，部分溶解气逸出。因此，即使地层压力恢复到饱和压力以上，溶解气油比和原油性质都不可能恢复到初始情况，产能也将低于初始值。在地层压力高于饱和压力条件下，如将井底流压降至饱和压力以下，尽管采油指数较低，但由于采油井的生产压差大幅度提高，仍可使油井获得较高的产量和较长的稳产期。

中期注水的特点是初期投资少，经济效益好，也可能保持较长稳产期，并不影响最终采收率。地饱压差较大、天然能量相对较大的油田比较适用于中期注水。

（二）选择注水时机应考虑的因素

1．油田天然能量的大小

要确定油田合理的注水时间，就要研究油田天然能量的大小，研究这些能量在开发过程中可能起的作用。总的原则是：在满足油田开发要求的前提下，尽量利用油田的天然能量，尽可能减少人工能量的补充。如有的油田边水很活跃，边水驱动能满足油田开发的要求，就没有必要采用人工注水的方法开发；有的油田原始地层压力与饱和压力相差很大，有较大的弹性能量，也就没有必要采用早期注水。

2．油田的大小和对油田产量的要求

不同油田由于自然条件和所处位置的不同，对油田开发方针和产量也是不同的。小油田，由于储量少、产量不高，一般要求高速开采，不一定追求稳产期，因此也就没有必要强调早期注水。大油田，对国家原油产量的增长起着很大的作用，对国民经济及其他部门的布局和发展有着很大的影响，因此要求大油田投入开发后，产油量逐步稳定上升，在油田达到最高产量后，还要尽可能地保持较长时间的稳产，不允许油田产量出现较大的波动。要确保这个目标的实现，一般要求进行早期注水。如前苏联第二巴库油田大部分是采用早期注水开发。20世纪70年代以后投入开发的西西伯利亚油区的一些大油田也是采用早期注水开发的。如萨马特洛尔油田，1969年4月投入开发，同年10月就开始注水，当年采油140×104t，到1975年产量达到8700×104t，1976年采油速度就达到2%，1980年产量为1.52×108t，地层压力始终保持在原始地层压力附近。

3．油田的开采特点和开采方式

自喷开采的油田，就要求注水时间相对早一些，压力保持的水平相对高一些。原油黏度高、油层非均质性严重、自喷很困难、只能采用机械方式采油的油田，地层压力就没有必要保持在原始地层压力附近，不一定采用早期注水开发。原始油层压力与静水柱压力之比高于1.3以上的油田，即使自喷开采，保持压力的界限也可以比原始压力低，因此注水时间也可以推迟。

总之，注水时间的选择是一个比较复杂的问题。我们既要考虑到油田开发初期的效果，又要考虑到油田中后期的效果，必须在开发方案中进行全面的技术论证，在不影响油田开发效果和完成国家任务的前提下，适当推迟注水时间，可以减少初期投资，缩短投资回收期，有利于扩大再生产，取得较好的经济效益。

二、油田注水方式

油田注水方式是指注水井在油田上所处的部位和注水井与采油井间的排列关系。

采用人工注水开发的油田，油井之间、注水井之间、油井与注水井之间都存在着严重的相互干扰。因此，我们必须深入研究油层性质和构造条件，确定合理的注采井网，进行合理的配产配注。这是油田注水开发中最突出、最关键的一个问题。

油田注水方式可分为边缘注水、切割注水、面积注水和点状注水四种，油田应结合地质条件、流动特征以及开发的要求选择最佳的注水方式。

（一）边缘注水

边缘注水的条件是：油田面积不大，构造比较完整，油层稳定，边部和内部连通性好，油层流动系数（有效渗透率×有效厚度／原油黏度）较高。特别是钻注水井的边缘地区要有较高的吸水能力，能保证压力的有效传递，使油田内部能收到良好的注水效果。边缘注水根据油水过渡带的油层情况又可分为缘外注水、缘上注水和缘内注水三种。

1．缘外注水

缘外注水又称边外注水。这种注水方式要求含水区内渗透率较高，注水井一般与等高线平行，分布在外油水边界以外，如图6-8所示。它的优点是相当于将供给边线移近到油藏开发区，可保持或提高新供给边线的压力。

世界上用这种注水方式开发比较成功的油田，如前苏联的巴夫雷油田，面积为80km2左右，平均有效渗透率为0.6μm2，油层比较均匀而稳定，边水活跃。采用边外注水后，油层平均压力稳定在13.73～15.70MPa之间。在注水后的5年内，石油日产量基本稳定，年采油速度为可采储量的6%左右。我国老君庙油田，面积较小，并有边水存在，在开发初期，L油层和M油层均采用缘外注水方式。

2．缘上注水

当油田在油水外缘以外的区域渗透性差时，不宜缘外注水，而将注水井部署在油水外缘上或在油藏以内距油水外缘不远的地方，即缘上注水，如图6-9所示。

图6-8缘外注水

图6-13面积注水

什么样的油田，选用什么样的面积注水，并无固定的格式。一般说来，油层连通性不好，而又要加速开采，这时注水井就应该多，可采用四点法或反九点法；反之则采用七点法井网开采。在油田开发初期，注水井应少些，到了晚期，注水井数就应适当增多。面积注水方式适用的条件如下：

（1）油层分布不规则，延伸性差，多呈透镜状分布，用切割注水不能控制注入水，不能逐排地影响生产井。

（2）油层渗透性差，流动系数低，切割注水时注水推进的阻力大，采油速度低。

（3）油田面积大，构造不够完整，断层分布复杂。

（4）适用于油田后期的强化开采以提高采收率。

（5）油层具备切割注水或其他注水方式，但要求达到更高的采油速度时也可用面积注水方式。

与切割注水相比，面积注水方式对油层分布适应性要广些，采油速度要高些，但切割注水方式调整的灵活性要大些。

（四）点状注水

点状注水是指注水井零星地分布在开发区内，常作为其他注水方式的一种补充形式。

㈡ 西安市思坦电子科技有限公司怎么样

简介：西安思坦电子科技有限公司创建于1991年，位于西安高新技术产业开发区，是科委授予“高新技术企业”。
法定代表人：刘洪亮
成立时间：2000-06-02
注册资本：900万人民币
工商注册号：610131100019645
企业类型：有限责任公司(自然人投资或控股)
公司地址：西安市高新区科技五路22号

㈢ 各油田都在原油开采的不同时期应用“注水技术“向地下油层注水,用注水技术的原因

油层中有广大的含水区，如含水区和地面相通、且连通性较好并有地内面水补充，则随容石油的开采，油层内空出的体积将被地下水占据，这就形成了天然水压驱动。此外，也可通过专门的注水井向油层补充水量以维持油层压力，这称为人工水压驱动。水压驱动过程实际上是水驱替油的过程，是油水接触界面向井底移动的过程。
水压驱动又分两种情况：当水源十分充足，采出原油所亏空的体积能及时而充分地由水源补充，油藏压力基本不变、没有弹性能量出现时，称刚性水压驱动。当以高于油藏饱和压力的刚性水压驱动方式开采石油时，油层中石油以单相流向井底，油井附近的油藏压力、油井产量和气油比在开采过程中基本保持不变。当进入油藏的水量不足以补偿产油量、油藏压力和产量下降，岩石、油、水的体积膨胀、弹性能量参与驱油时，称弹性水压驱动。若开采初期的油藏压力高于石油泡点压力，则弹性水压驱动的气油比亦基本不变。
水压驱动方式开采油藏时，由于油层能量不断得到补偿，油藏的采收率较高。刚性水压驱动的采收率可达30~75％。

㈣ 谁知道水处理除垢剂配方

氨基三甲叉膦酸 ATMP
Amino Trimethylene Phosphonic Acid (ATMP)

CAS No. 6419-19-8

别名：氨基三亚甲基膦酸、ATMPA、次氮基三亚甲基三膦酸、次氮基三亚甲基磷酸

分子式 N(CH2PO3H2)3 相对分子质量：299.05

结构式

一、性能与用途：
ATMP具有良好的螯合、低限抑制及晶格畸变作用。可阻止水中成垢盐类形成水垢，特别是碳酸钙垢的形成。ATMP在水中化学性质稳定，不易水解。在水中浓度较高时，有良好的缓蚀效果。

ATMP用于火力发电厂、炼油厂的循环冷却水、油田回注水系统。可以起到减少金属设备或管路腐蚀和结垢的作用。ATMP在纺织印染等行业用作金属离子螯合剂，也可用于金属表面处理剂等。

ATMP固体为结晶性粉末，易溶于水，易吸潮，易于运输和使用，尤其适用于冬季严寒地区。由于纯度较高，可用作纺织印染行业的金属螯合剂及金属表面处理剂。

二、技术指标
项 目 指 标
符合HG/T 2841-1997 符合HG/T2841-2005
外 观 无色或淡黄色透明液体 白色结晶性粉末
活性组分(以ATMP计) % ≥ 50.0 50.0 95.0
氨基三甲叉膦酸含量 % ≥
—— 40.0 80.0
亚磷酸(以PO33-计) % ≤ 5.0 3.5 ——
磷酸(以PO43-计) % ≤ 1.0 0.8 0.8
氯化物(以Cl-计) % ≤ 3.5 2.0 2.0
铁(以Fe2+计)含量ppm ≤ —— 20.0 20.0
密度(20℃)g/cm3 ≥ 1.28 1.30 ——
pH(1%水溶液) 1.5-2.5 1.5-2.5 ≤2.0

三、使用方法
ATMP常与其它有机膦酸、聚羧酸或盐等复配成有机水处理剂，用于各种不同水质条件下的循环冷却水系统。用量以1～20mg/L为佳；作缓蚀剂使用时，用量为20～60mg/L。

四、包装与贮存
ATMP液体用塑料桶包装，每桶30kg或250kg；ATMP固体用内衬聚乙烯袋的塑料编织袋包装，每袋净重25kg，也可根据用户需要确定。贮于室内阴凉通风处，防潮、严防曝晒，贮存期十个月。

五、安全防护
ATMP为酸性，操作时注意劳动保护，应避免与皮肤、眼睛等接触，接触后应立即用大量清水冲洗。

㈤ 油田回注水水质稳定技术有哪些。水质稳定技术是不是基本可以等同于会注释处理技术

差不多，但不等同于。 简单说，回注水处理中包括水质稳定技术。
油田回注水处理的作用：一是去除原水中的一些机械杂质，如原油、悬浮物等，使其能够注入地层；另一方面是通过处理，使水质在输送和注入地层时对管线设备、地层等不造成伤害。
油田回注水的处理方法无外乎加入化学试剂（水处理剂），通过过滤吸附等设备，使水质达到回注标准。水处理剂，一般包括絮凝剂、缓蚀剂、阻垢剂、杀菌剂、净化剂、清洗剂、预膜剂、除氧剂等。其中缓蚀剂、阻垢剂、杀菌剂等都是对水质起稳定作用的，都是水质稳定剂，而絮凝剂是水处理剂，但不是水质稳定剂。

㈥ 西安瑞美特油田技术开发有限公司怎么样

简介：西安瑞美特油田技术开发有限公司成立于2012年10月17日，主要经营专范围为一般经营项目：钻井定向技属术服务，测井技术服务，地球物理勘探技术咨询、服务等。
法定代表人：夏兰兰
成立时间：2012-10-17
注册资本：500万人民币
工商注册号：610131100093357
企业类型：有限责任公司(自然人投资或控股)
公司地址：西安市高新区高新路凯创国际2幢9层20906房