【技术实现步骤摘要】
本专利技术涉及油田注入水处理，尤其涉及一种油田注入水的碳酸盐结垢控制方法。
技术介绍
1、结垢问题在稀油油田普遍存在，在稀油油田油藏开采、污水回注过程中，回注水与地层水不配伍，破坏了原来地层水的化学平衡，结垢离子成垢析出。
2、不同区块、不同层位的油田污水水型不配伍，化学反应生成沉淀也会导致结垢，结垢现象可能出现在从地层到井筒到地面集输系统的任何地方、任何位置。
3、例如，某稀油油田处理站净化污水为mgcl2型，该区目前的5口水源井清水为nahco3和cacl2型，清污混注注入水之间存在不配伍的问题，从而导致地面注水管网结垢现象频出。
4、由于目前稀油油田回注工艺的现状，如果不将净化水与清水混注，或不进行区块之间混注，注水过程中就会存在区块欠注或区块注水量外溢问题。
5、结垢会伤害储层渗透率、降低油井产出和注入能力、会造成设备的磨损、腐蚀，影响设备的寿命，严重影响油田的正常开采，给油田的开发造成极大的经济损失。
技术实现思路
1、本专利技术的目的在于提供一种油田注入水的碳酸盐结垢控制方法，能够有效防止注入水结垢。
2、为了实现上述专利技术目的，本专利技术提供以下技术方案：
3、本专利技术提供了一种油田注入水的碳酸盐结垢控制方法，包括以下步骤：对油田注入水进行水质离子全分析；
4、根据分析结果，利用结垢预测与评估软件scalechem计算出调整水质ph值至5.5～6所需酸液加药量；
5、根
6、通过ph值在线监测探头实时监测加酸液后端注入水的ph值，通过自动化加药设备，将ph监测探头反馈的数据信号实时转化为加药泵调整加药流量的信号，实现自动化按需加药，保证加酸液后注入水的ph值维持在5.5～6；
7、在加酸液后端加入缓蚀剂。
8、优选的，所述水质离子全分析包括：检测注入水中k+、na+、ca2+、mg2+、oh-、co32-、hco3-、so42-和cl-的浓度以及注入水的ph值。
9、优选的，所述酸液的种类以满足投加酸液后注入水中不产生新的固体析出物为准。
10、优选的，所述缓释剂包括酸化缓释剂和/或注水缓释剂。
11、优选的，自酸液加入位置至工艺流程末端的所有管线采用绝对密闭集输环境。
12、优选的，所述酸液在注水泵前段加入或在带压管线加入。
13、本专利技术提供了一种油田注入水的碳酸盐结垢控制方法，包括以下步骤：对油田注入水进行水质离子全分析；根据分析结果，利用结垢预测与评估软件scalechem计算出调整水质ph值至5.5～6所需酸液加药量；根据scalechem的计算结果在管线中加入酸液；通过ph值在线监测探头实时监测加酸液后端注入水的ph值，通过自动化加药设备，将ph监测探头反馈的数据信号实时转化为加药泵调整加药流量的信号，实现自动化按需加药，保证加酸液后注入水的ph值维持在5.5～6；在加入酸液流程后端加入缓蚀剂。
14、本专利技术利用软件计算精准加药量，通过在注入水中精准加入酸液来控制水中hco3-结垢离子，后通过ph在线监测探头控制加药，从而实现精准控制ph值，同时又能产生co2来降低水质ph，从而防止碳酸盐结垢。此外，本专利技术在加入酸液后端加入缓蚀剂防止管线腐蚀。
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1.一种油田注入水的碳酸盐结垢控制方法，其特征在于，包括以下步骤：对油田注入水进行水质离子全分析；
2.根据权利要求1所述的碳酸盐结垢控制方法，其特征在于，所述水质离子全分析包括：检测注入水中K+、Na+、Ca2+、Mg2+、OH-、CO32-、HCO3-、SO42-和Cl-的浓度以及注入水的pH值。
3.根据权利要求1所述的碳酸盐结垢控制方法，其特征在于，所述酸液的种类以满足投加酸液后注入水中不产生新的固体析出物为准。
4.根据权利要求1所述的碳酸盐结垢控制方法，其特征在于，所述缓释剂包括酸化缓释剂和/或注水缓释剂。
5.根据权利要求1所述的碳酸盐结垢控制方法，其特征在于，自酸液加入位置至工艺流程末端的所有管线采用绝对密闭集输环境。
6.根据权利要求1所述的碳酸盐结垢控制方法，其特征在于，所述酸液在注水泵前段加入或在带压管线加入。
【技术特征摘要】
1.一种油田注入水的碳酸盐结垢控制方法，其特征在于，包括以下步骤：对油田注入水进行水质离子全分析；
2.根据权利要求1所述的碳酸盐结垢控制方法，其特征在于，所述水质离子全分析包括：检测注入水中k+、na+、ca2+、mg2+、oh-、co32-、hco3-、so42-和cl-的浓度以及注入水的ph值。
3.根据权利要求1所述的碳酸盐结垢控制方法，其特征在于，所述酸液的种类以满...
【专利技术属性】
技术研发人员：丁伟杰，周鹤，黄连华，聂俊博，贾剑平，邓焱伟，马超，马小龙，何蕙利，谭超，杨天宇，韩东峻，肖莹，何菲，
申请(专利权)人：克拉玛依市三达新技术股份有限公司，
类型：发明
国别省市：
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