SCALE FORMATION ALONG THE INJECTION

SCALE FORMATION ALONG THE INJECTIONWATER
PATH IN WATER-FLOOD OPERATIONS
At the injection wellhead, injection water temperature is usually
much lower than reservoir temperature. When it travels
down the injection well-string, the water cools the surrounding
formations, and its temperature and pressure increase. If the
water is saturated at surface conditions with salts whose solubility
decreases with increasing temperatures (e.g. anhydrite),
scale may form along the well-string.
Scale precipitation from the injection water may happen
behind the mixing zone as a consequence of temperature and
pressure changes. This is particularly true of waters containing
salts whose solubility decreases with increasing temperature
and decreasing pressure. Forward of the mixing zone only reservoir
brine (with oil) is present in the rock pores. Behind the
mixing zone, only injected water in equilibrium at local temperature
and pressure (with residual oil) exists. In the mixing
zone, precipitation of insoluble salts may occur due to the interaction,
at local temperature and pressure, of chemical species
contained in the injection water with chemical species present inthe reservoir brine.
Nevertheless, at a different pressure, the remaining clear
water moves ahead mix again with reservoir brine and scale
precipitation may again take place. This cycle is repeated
until the remaining clear water reaches a production well.
Pressure and temperature decrease along the flow string up to
the surface in the production well, and further changes in
thermodynamic conditions occur in the surface equipment.
This may again result in scale formation. Normally, these scales
do the most damage in the well-bore when there are major
falls in pressure but hardly any temperature changes [16].
There are three principal mechanisms by which scales
form in both offshore and onshore oil field system [17, 18]:
a) Decrease in pressure and/or increase in temperature of
a brine, goes to a reduction in the solubility of the salt
(most commonly these lead to precipitation of carbonate
scales, such as CaCO3).
Ca (HCO3 )2

ผลลัพธ์ (ไทย) 1:

การสร้างขนาดตาม injectionwater
เส้นทางในการดำเนินงานน้ำท่วม
ที่หลุมผลิตฉีดอุณหภูมิของน้ำฉีดมักจะ
ต่ำกว่าอุณหภูมิอ่างเก็บน้ำ เมื่อมันเดินทางลง
ฉีดดีสตริงน้ำเย็นรอบ
ก่อตัวและอุณหภูมิและความดันที่เพิ่มขึ้นของ ถ้า
น้ำอิ่มตัวที่สภาวะพื้นผิวที่มีความสามารถในการละลายเกลือที่มี
ลดลงด้วยการเพิ่มอุณหภูมิ (เช่นแอนไฮไดรต์)
ขนาดอาจพร้อมทั้งสตริง.
ขนาดฝนจากน้ำฉีดอาจจะเกิดขึ้นหลัง
โซนผสมเป็นผลมาจากอุณหภูมิและการเปลี่ยนแปลงความดัน
นี้เป็นจริงโดยเฉพาะอย่างยิ่งน้ำที่มีเกลือ
ที่มีการละลายลดลงด้วยอุณหภูมิที่เพิ่มขึ้นและความดัน
ลดลงไปข้างหน้าของเขตการผสมอ่างเก็บน้ำเพียง
น้ำเกลือ (น้ำมัน) มีอยู่ในรูขุมขนหิน หลังโซน
ผสมน้ำฉีดเพียง แต่อยู่ในภาวะสมดุลที่อุณหภูมิท้องถิ่น
และความดัน (กับน้ำมันที่เหลือ) ที่มีอยู่ ในการผสม
โซนตกตะกอนของเกลือที่ไม่ละลายน้ำอาจเกิดขึ้นเนื่องจากการมีปฏิสัมพันธ์
ท้องถิ่นที่อุณหภูมิและความดันของสารเคมีชนิด
ที่มีอยู่ในน้ำด้วยการฉีดสารเคมีชนิดปัจจุบัน inthe อ่างเก็บน้ำน้ำเกลือ.
แต่ที่ความดันที่แตกต่างกันน้ำใส
ที่เหลือย้ายไปข้างหน้าอีกครั้งด้วยการผสมน้ำเกลืออ่างเก็บน้ำและขนาด
ฝนอีกครั้งอาจจะเกิดขึ้น รอบนี้ซ้ำแล้วซ้ำอีกจน
น้ำใสที่เหลือมาถึงการผลิตที่ดี.
ความดันและอุณหภูมิที่ลดลงตามการไหลของสตริงถึง
พื้นผิวในการผลิตได้เป็นอย่างดีและการเปลี่ยนแปลงต่อไปใน
เงื่อนไขความร้อนที่เกิดขึ้นในพื้นผิวอุปกรณ์.
นี้อีกครั้งอาจส่งผลในการสร้างวัด ปกติเครื่องชั่งเหล่านี้
ทำความเสียหายมากที่สุดในดีเจาะเมื่อมีสำคัญ
ตกอยู่ในความกดดัน แต่การเปลี่ยนแปลงอุณหภูมิแทบจะไม่ใด ๆ [16].
มีสามกลไกหลักโดยที่เครื่องชั่ง
รูปแบบทั้งในต่างประเทศและบนบกระบบน้ำมัน [17, 18]:
) ลดความดันและ / หรือการเพิ่มขึ้นของอุณหภูมิของ
น้ำเกลือไปสู่​​การลดการละลายของเกลือ
(ส่วนใหญ่เหล่านี้เพื่อนำไปสู่​​การเร่งรัด ของคาร์บอเนต
เกล็ดเช่น CaCO3).
แคลิฟอร์เนีย (HCO3) 2