复合抑盐剂除盐解堵技术在输气管线中的应用
复合解堵剂及其应用方法与制作流程
本技术介绍了一种复合解堵剂，包括：初通剂，其包括质量分数为20％的工业盐酸溶液，质量分数为40％的氢氟酸溶液，季铵盐表面活性剂，铁离子稳定剂，氮化硅，氟硅酸钠，余量为水；复通剂，其包括1丁基3甲基咪唑双三氟甲磺酰亚胺盐，氯化铵，氧化锌，余量为松油醇；增效剂，其包括质量分数为55％的工业乙酸溶液，甲酚酸，十二烷基苯磺酸钠，甲基戊醇，余量为甲醇。
本技术还介绍了一种复合解堵剂的应用方法。
本技术制备的解堵剂疏导网络空隙喉道，增大毛管数，活化滞留油，增加原油流动力，即通过提高油层的可流动空隙度和可流动渗透率达到降压增注目的，具有良好的溶解能力以及缩膨能力，以及具有良好的降压增注现场施工效果。
技术要求1.复合解堵剂，其特征在于，包括：初通剂，其包括以下重量百分比的成分：质量分数为20％的工业盐酸溶液15％-20％，质量分数为40％的氢氟酸溶液5％-8％，季铵盐表面活性剂15％-20％，铁离子稳定剂0.5％-0.8％，氮化硅1％-2％，氟硅酸钠0.5％-1％，余量为水；复通剂，其包括以下重量百分比的成分：1-丁基-3-甲基咪唑双三氟甲磺酰亚胺盐5％-8％，氯化铵1％-1.2％，氧化锌0.5％-1％，余量为松油醇；增效剂，其包括以下重量百分比的成分：质量分数为55％的工业乙酸溶液50％-60％，甲酚酸0.5％-1％，十二烷基苯磺酸钠5％-5.5％，甲基戊醇0.5％-0.8％，余量为甲醇。
2.如权利要求1所述的复合解堵剂，其特征在于，包括：初通剂，其包括以下重量百分比的成分：质量分数为20％的工业盐酸溶液18％，质量分数为40％的氢氟酸溶液6％，季铵盐表面活性剂15％，铁离子稳定剂0.8％，氮化硅1.8％，氟硅酸钠0.7％，余量为水；复通剂，其包括以下重量百分比的成分：1-丁基-3-甲基咪唑双三氟甲磺酰亚胺盐7％，氯化铵1.2％，氧化锌0.8％，余量为松油醇；增效剂，其包括以下重量百分比的成分：质量分数为55％的工业乙酸溶液56％，甲酚酸0.8％，十二烷基苯磺酸钠5.2％，甲基戊醇0.7％，余量为甲醇。
一种清垢解堵工艺在油田集输管线上的应用
一种清垢解堵工艺在油田集输管线上的应用由于部分油田地层污水中Ca2+、Mg2+含量高，在原油加热系统、集输系统、油气分离系统发生了严重的结垢和腐蚀，直接影响了原油的正常生产。
部分管线、设施每年都要进行一次常规酸洗清垢，效果不十分明显；近年来通过在联合站集输管线应用了绵弹除垢技术，见到明显效果，外输泵压由2.42Mpa降到0.7Mpa，电流由100A下降为40A。
本文着重介绍了绵弹技术在孤岛某油田的现场应用情况。
标签：油田污水；绵弹；矿化度；集输管线；结垢1、前言结垢问题是油田开发与集输过程中面临的一个严重问题。
油层由于结垢，降低油层渗透率，集输系统结垢则引起集输管道、加热炉、分离器等设备堵塞，进而发生设备腐蚀，严重影响了油田的正常生产。
胜利油田孤岛采油厂某区块，由于地层污水中含有大量的Ca2+、Mg2+、HCO3-等易成垢离子，在原油加热系统、集输系统、油气分离系统发生了严重的结垢和腐蚀，直接影响了原油的正常生产，不得不频繁地维修和更换设备。
基本每年都要进行一次管线清垢、加热炉清洗工作，由于常规酸洗不仅污染环境，除垢效果对近处尚可，对远距离由于酸液消耗过快，效果不理想，并且对管线腐蚀较严重，因此采用清垢效果好，不腐蚀设备，不污染环境的物理清垢方法就成为首选[1]。
2、管道清通工作的基本情况美国早期用来清通管道的器材有以天然橡胶以及聚胺酯（Polyurethane.Pn，Neoprene Vition）等合成橡胶制成圆杯盘状物（Cup.Disc）中文统称皮碗，分别装置于钢轴及铁架上，将此器材放进管道内籍流体本身的流动力或另外以气筒加压去推动此器材以清除管道内壁的污垢或堵塞物。
这种清通管道的器材叫Pig，有如以猪鼻之推掘泥土而得名，而此类清通管道方法叫做“推掘清通”（Pigging）。
此类皮碗器材的优点是其除垢力强，可以把管壁刮的很干净，因为都是以实体橡胶制成，但其缺点如下：1.很笨重，尤其要处理大口径的管道时，要靠起重机才能将此物投入或取出管道，极不方便。
解堵技术
目前我国东部油田地层进入双高阶段（采出可采储量69.1%，平均综合含水已达到81.9%），中低渗透层占1/3-1/2，油层堵塞问题较为普遍，解堵技术已成为当前保护油气层、提高产量及提高采收率的重要方法。
解堵技术包括化学解堵和物理解堵。
（1）氧化型解堵剂：氧化型解堵剂的解堵效果要好于非氧化型解堵剂。
其解堵机理为强氧化剂通过氧化作用使聚合物分子变小，使其失去桥联和附着作用，从而将致密、坚韧的滤饼变为松散、破坏的结构。
（2）复合解堵酸：有机酸和盐酸为前置液，有机酸、盐酸和氢氟酸为主体酸，有机酸和盐酸为后置酸。
添加剂主要有油垢清洗剂、缓蚀剂和综合添加剂。
需根据油田的具体情况，选用各种添加剂组成体系。
（3）二氧化氯：二氧化氯是一种强氧化剂，为一种不常见的化合物，过去一直用于水处理、漂白和消毒等领域，现在已成功用于油田增产增注措施作业中。
其主要作用为：有效消除对岩心的损害作用；与酸液配伍，可扩大酸化效果，能够有效消除、缓解油水井近井地带的聚合物、铁硫化物和微生物的阻塞；复合型二氧化氯解堵剂可清除、疏通注聚合物井内交联聚合物的阻塞。
（4）物理解堵：高温热处理是常用的物理解堵方法，其作用机理为通过使粘土脱水和破坏粘土晶格补救与粘土相关的损害，使堵塞水蒸发，热导应力在近井区域产生微裂，增大近井地层渗透率。
（5）互溶剂：从油湿向水湿变化，对油气层损害是严重的，据统计渗透率下降40%。
通常应用互溶剂和表面活性剂混合物、表面活性剂来防止或处理润湿反转。
水包油乳状液可利用互溶剂水溶液、互溶剂与表面活性剂混合液将其分解，而油包水乳状液可利用芳香族溶剂与互溶剂的混合液进行分解，如甲苯二甲苯。
互溶剂、芳香族溶剂与互溶剂的混合液、乙醇与互溶剂的混合液、含有10%冰醋酸的柴油和无水乙酸均可消除水锁。
（6）防垢及溶垢技术：垢可分为无机垢及有机垢两种。
无机垢是水溶性化合物，它是从改变条件的溶剂或与不相配伍的水混合而析出的有机垢，是压力温度降低时重烃石蜡或沥青沉淀而形成的产物。
新型YH_103复合堵水堵漏剂的研究与应用
收稿日期:1999-11-26;修回日期:2000-04-17!油田化学#新型YH -103复合堵水堵漏剂的研究与应用刘晓平,胡艳霞,刘英范,梁涛,李海营,杨斌,周永新(中原石油勘探局油田化学技术研究所,河南濮阳中原路457001)摘 要:YH -103复合堵水堵漏剂是一种高强度非选择性无机复合速凝堵水、堵漏剂。
与其它同类型的堵剂比较,它具有封堵强度高、热稳定性好、有效期长等优点。
用它既可对无开采价值的高含水层、纯出水层非选择性一次封堵,又可用于封堵套管漏失;同时,利用它速凝这一特点又可封堵喷、漏水层,是一种较先进的新型非选择性堵水、堵漏剂。
文中就该技术的性能、影响因素、基本配方及其它应用情况,进行了简要综述与评价。
关键词:选择性;堵水;堵漏;试验;应用效果中图分类号:TE39 文献标识码:A 文章编号:1006-768X (2000)05-0070-03R esearch and application of Y H -103compositew ater shutoff/sealing agentL IU Xiao -Ping ,HU Yan -Xia ,L IU Y ing -Fan ,L IAN G Tao ,L I Hai -Y ing ,YAN G Bin ,ZHOU Y ong -Xin(Oilf iel d Chemist ry Technology Research Instit ute ,Zhongyuan Pet roleum Ex ploration B ureau ,Puyang ,Henan 457001;Chi na )Abstract :YH -103composite water shutoff/sealing agent is a inorganic accelerated water shut 2off /sealing agent with high strength and non -selective.In comparison with other akin plugging a 2gent ,YH -103composite water shutoff/sealing agent has advantages of plugging ,high strength ,good thermal stability and long valid period.It can plug valueless high water -bearing bed ,net watered in 2terval and casing leak ,meanwhile ,using the feature of quick setting ,it also can plug water zone leak.It is a advanced new type of non -selective water shutoff/sealing agent.In this paper ,its performance ,in 2fluence factor ,basic formulation and application are presented and evaluated.K ey w ords :selectivity ,water shutoff ,loss circulation control ,testing ,application result 目前,中原油田已进入高含水采油期,油层出水日益严重。
HRS 复合解堵剂技术简介
采用“HRS+酸”复合解堵可解决一般油、水井的综合性堵塞
输油管线及设备的清洗
（2）陕北延长油矿及中原油田使用效果总结
陕北延长油矿2002年7月～12月，共对24口井进行了解堵试验
运行67天增产原油2569吨，按运行周期6个月计算，共增产原油6890吨
陕北延长油矿2005年施工作业110口井，每口井日增产原油1～4吨 1997年，中原油田解堵三口井，平均日注水量增加3.5~4倍，与一般酸 化解堵相比，注水井增效10万元/井次，油井增效8万元/井次
堵塞，并解除钻井时泥浆中聚丙烯酰胺对油层的污染，提高产油量 因冻胶类堵调剂在堵水或调剖后对中、低渗透层堵塞造成的死井复活 聚合物在注聚井近井底地带的堵塞（约2-4m）是三次采油的瓶颈， 且注聚井中聚合物对地层的堵塞半径远远大于油水井、堵水调剖井。 HRS复合解堵剂因具有浓度可调、反应速度可控等优点，可使解堵 半径大大提高，完全可以解决当前三次采油注聚井的阶段性堵塞问题， 确保聚合物驱三次采油的正常进行。
提高了低渗、特低渗油田的采收率
解决了我国聚合物驱三次采油的解堵难题
6、HRS复合解堵剂产品系列及规格
根据堵塞物和井深（或井温）的不同，分为两大类、三个系列 纯粹由各种聚合物或细菌造成的堵塞井，直接采用HRS复 合解堵剂
堵塞物由无机盐、聚合物、微生物等造成的综合性堵塞井，
则需采用“HRS+酸”复合解堵工艺解决 在两大类产品中，又根据井底温度不同分为90℃、60℃、 45℃三个系列
塞，同时可防止Fe3+二次沉淀和硫化氢等有害气体的生成
HRS复合解堵剂除了可以单独用于聚合物、细菌、硫化物解堵 外，还可与酸液一起使用，使油井增产、增注，降低采油成本， 提高油田收率
HRS复合解堵剂及技术应用
HRS复合解堵剂---------专门降解各种高分子聚合物和生物堵塞保持油、水井畅通，是采油工程的中心环节，但油、水井常常被堵塞。
堵塞物主要有无机盐和有有机物两类，有机物包括各种高分子聚合物和生物堵塞。
油田传统的解堵方法是“酸化解堵”，各种酸液虽然对地层矿物和各种无机盐堵塞物具有不同程度的腐蚀能力，能够解除绝大部分无机盐和生物堵塞效果很差，甚至根本不起作用，所以常规酸化对油、水井的解堵是不彻底的，解堵后运行周期短。
HRS复合解堵剂应用范围1、压裂是低渗透、特低渗透油田主要的增产办法。
由于压裂液注入压力大于地层压力，压裂液滤失，胍胶在裂缝表面形成滤饼，降低了导流能力，是影响采油量的主要原因，个别地区几乎有20%的压裂井被堵塞成死井。
采用HRS作为压裂后置液的新工艺，不仅可防止压裂液的堵塞，同时还可解除钻井时泥浆中聚丙烯酰胺对地层的污染，从而提高产油量。
2、对一般油、井采用“HRS+酸”，酸－用于降解无机盐。
HRS－用于降解聚合物和生物堵塞，解堵彻底，可使油井增产，水井增注，延长运行周期，降低采油成本。
3、堵水调剖井的后处理。
HRS能使因冻胶类堵调剂在堵水或调剖后对中、低渗透层堵塞造成的死井复活。
4、聚合物驱是我国三次采油的主要方法。
聚合物在注聚井近井底地带的堵塞（约2－4m）是三次采油的瓶颈，“既影响聚驱效果，也给工业化推广应用带来了一系列技术难题”。
采取常规的压裂和化学酸化解堵增注措施有效期仅为2个月，将压裂和化学解堵相结合的工艺试验，有效期也仅为75天。
经和大庆、胜利等油田联合试验，采用HRS复合解堵新工艺，“有效期得到了明显提高，满足了三次采油注聚井解堵措施的要求”。
HRS复合解堵剂是由多种化学成分组成，当注入油、水井的近井底地带时，它能按设定的浓度产生足够的二氧化氯，不仅完全消除了原有的三种致命缺陷，而且二氧化氯在油田解堵上的性能更加优良，且二氧化氯的浓度具有可控性，质量稳定，便于运输和储存，对设备管道的腐蚀速率：35℃时<3g／m2·h,60℃时<5g／m2·h，90℃时<8g ／m2·h，低于我国部颁标准<15g／m2·h的要求。
化学解堵技术在峰15井地面集输系统的应用
２集输系统堵塞情况
自峰 ｌ ５井 投产 以来 ， 口节 流 针形 阀 、 套 炉 井 水
一
制 在 ３ ａ以下 进入水 套加热 炉 ， ２ＭＰ 经加热节 流降压 至 ＞ ． ａ ， 入 卧式气液 分 离器 ， 离 除去 天 ８ ７ ＭＰ 后 进 分 然气 中的水及 固体杂 质 ， 计量 后输往 高峰场 集气 站 ，
石 油 与 天 然 气 化 工
１ ０８
ＣＨ ＥＭ Ｉ ＡＬ ＥＮＧ ｌ Ｃ ＮＥＥＲＩ ＮＧ Ｆ Ｏ ｌ ＆ ＧＡＳ Ｏ Ｌ
化 学 解 堵技 术在 峰 １ ５井地 面集 输 系统 的应 用
杨 力 唐 永 帆 石 晓松 周 厚 安
（中 国石 油 西 南 油 气 田公 司 天 然 气 研 究 院 ）
析 结果 ） 示 。 所
含硫 气 井 ， 于重 庆 市 万州 区龙都 办 事 处 山丘 村 ７ 位
组 ， ２０ 于 ０ ４年 ８月 １ 日完井 ， ４ 测试 产量 为 １ ０ ３ ４ ．６× １ ｍ ／ ， ０ ｄ 地层 压力 为 ６ ．７ ａ 关井油 压为５ ． ４ ２ ７ＭＰ ， １８ ＭＰ ， ａ 硫化氢含 量高达 １５ ５ ／ ０ ． ８ｇ ｍ 。 峰 １ ５井采 出的 天然 气 经井 口节 流 阀将 压 力控
于腐 蚀严 重 、 元素 硫 和水 合 物 沉积 等 因素 导 致井 下
和 地面集输 系统堵 塞现象 更为普 遍 。
１峰 １ ５井概况
峰 １ ５井 是重 庆气 矿 万 州作 业 区所 属 的一 口高
２ ℃ ～ ０Ｉ， 站 压 力（输 压 ） ７ ２ Ｐ ８ ３ｃ 出 ＝ 为 ． ０ Ｍ ａ左 右 。 该井 天然气气 质 组 成 和水 质分 析 结果 见表 １ ２ ０ （ ０６ 年 １ 月取样 分析 结果 ） １ 和表 ２ ２ ０ （ ０ ５年 １ １月取 样分
渤海C油田水平井复合解堵工艺技术研究与应用
不同程度的伤害，大大降低了储层的基质渗透率[1-4]。
引起伤害的原因大致可分为四类：工作液中固相微粒堵塞孔隙；工作液中的离子与地层或地层流体中的离子生成沉淀；地层岩石中微粒分散、运移、堵塞喉道；粘土矿物的水化膨胀降低地层渗透率；岩石表面润湿反转或生成乳状液形成乳堵。
另外选用该区块原油，选用与储层物性相近的人造岩心，模拟工作液侵入，实验结果如表2所示。
通过有机质沉积伤害评价实验可得出，温度的降低将带来显著的有机质沉积伤害，且随着温度的恢复，渗透率仅有轻微恢复，有机质伤害程度为15%～29.04%。
这为下一步进行解堵液的配方研究提供了依据。
0 引言C油田位于渤海湾盆地，油层以馆陶组和东营组为主，是典型的上下叠置复式油气藏。
油田大部分以高渗透特征为主，非均质性较强，孔隙连通性较好。
该区块水平井初期生产压差小，产能高，生产一段时间后含水率不断升高，产油量下降，储层污染伤害严重，污染原因复杂，采用常规缓速酸体系酸化后往往增液不增油，甚至增液降油，如表1所示。
1 水平井堵塞原因经调查分析表明，目标油田储层为高孔高渗，孔洞较发育、岩石骨架较疏松，储层在钻井、完井作业中易受到外来工作液渤海C油田水平井复合解堵工艺技术研究与应用荣新明，胡红福，徐雅峰，丁文刚，奎智斌，边峰(中海油田服务股份有限公司，天津300450)摘要：渤海C油田水平井产能高，生产一段时间后产能明显下降。
采用常规缓速酸体系解堵，酸化后往往增液不增油，甚至增液降油。
文章对该区块产能下降原因进行分析，并经过大量室内实验，研究出针对性的高溶蚀、强缓速的复合解堵体系，利用多种无机酸、缓速酸、有机解堵剂以及多种优质添加剂的协同效应，解堵性能良好。
岩心流动表明，酸化后岩心渗透率为酸化前2.48倍，大大提高渗流能力。
同时优化解堵半径，采用限压不限排量的极限排量自然分流(MRDP)工艺在C油田累计实施8个井次，措施有效率100%，平均单井日增油32 m3，一年累计增油超过1.6×104 m3，解堵增注效果明显。
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Open Journal of Natural Science 自然科学, 2020, 8(4), 233-238Published Online July 2020 in Hans. /journal/ojnshttps:///10.12677/ojns.2020.84030The Application of the Technology ofDesalting and Plugging in GasTransmission Pipeline withCompound Salt InhibitorZhi Jiang1*, Wudong Shen1, Chao Ma2#, Zhongming Cai3, Li Ma1, Shi Tang1, Chenghong He3, Mei Xu1, Qing Zhou11Technology Research Institute of Central Sichuan Oil and Gas District, PetroChina Southwest Oil and Gasfield Company, Suining Sichuan2Petroleum Engineering College, Yangtze University, Wuhan Hubei3Pipeline and Sales Department of Central Sichuan Oil and Gas District, PetroChina Southwest Oil and Gasfield Company, Suining SichuanReceived: Jun. 9th, 2020; accepted: Jun. 23rd, 2020; published: Jun. 30th, 2020AbstractDue to the high formation water salinity in gas well, the gas carries the formation water with high salinity into the gas transmission pipeline, which leads to the pipeline blockage. Moreover, the in-fluence of external factors including temperature reduction, pressure reduction or evaporation of concentrated dry gas, a large amount of salt scale is formed in the gathering and transportation pipelines, which results not only in the pipeline blockage, but also the gathering and transporta-tion efficiency is greatly reduced or even leads to well shut-down. Based on the analysis of the physical and chemical properties of formation water in Xujiahe gas reservoir, a salt suppressant was formulated as follows: 0.4% solubilizer CJ-ZRJA + 0.08% salt crystal distortion agent, CJ-JBJB +0.01% dispersant, and CJ-FSJC + 0.01% surface active agent CJ-BHJD. In combination with the cha-racteristics of long distance, high and low undulations, and short time required for gas shut-down operation, the technology of hydraulic scouring, salt suppression agent soaking and pigging drai-nage was adopted to successfully mitigate the blockage of pipeline from Penglai 4 to Penglai 116 and the pipeline from Nvshen 002-6-x1 to Nvshen 112, which favors the restoration of the function of gas pipeline.KeywordsCompound Salt Suppressant, Salt Plugging, Gas Transmission Pipeline*第一作者。
#通讯作者。
蒋志 等复合抑盐剂除盐解堵技术在输气管线中的 应用蒋 志1*，沈武冬1，马 超2#，蔡忠明3，马 蠡1，唐 诗1，何承宏3，徐 梅1，周 清11中国石油西南油气田分公司，川中油气矿工艺研究所，四川 遂宁 2长江大学石油工程学院，湖北 武汉 3中国石油西南油气田分公司，川中油气矿管道与销售部，四川 遂宁收稿日期：2020年6月9日；录用日期：2020年6月23日；发布日期：2020年6月30日摘 要由于气井地层水矿化度高，天然气携带高矿化度的地层水进入输气管线而导致管线堵塞。
再加上集输管线温度降低、压力下降等外界条件变化或干气浓蒸等效应的影响，集输管线中形成大量盐垢，造成管线堵塞而集输效率大大降低甚至被迫关井。
研究通过分析了须家河气藏地层水的理化性能，研究出复合防盐剂配方：0.4%增溶剂CJ-ZRJA + 0.08%盐晶畸变剂 + CJ-JBJB + 0.01%分散剂 + CJ-FSJC + 0.01%表活剂CJ-BHJD 。
结合集输管线距离长、高低起伏、停气作业要求时间短等特点，采用水力冲刷、抑盐剂浸泡、清管排液的工艺技术，成功解除了蓬莱4井至蓬莱116井管线和女深002-6-X1至女112井管线2条输气管线的堵塞，恢复了管线的正常集输。
关键词复合抑盐剂，盐堵，输气管线Copyright © 2020 by author(s) and Hans Publishers Inc.This work is licensed under the Creative Commons Attribution International License (CC BY 4.0). /licenses/by/4.0/1. 引言须家河气藏由于储气层为含盐沉积储层，在长期地层作用及生产过程导致地层水矿化度高，气藏生产过程中大量的气体携带水蒸气或者液体进入井筒及地面集输管道，导致地面集输管线在输气过程中发生盐垢结晶，导致管线缩颈，输气量下降，输气断压力增加，用户压力下降，用气不稳定，严重影响正常生产和集输[1] [2] [3] [4]。
再加上温度降低、压力下降等外界条件变化以及干气浓蒸等效应影响，会在管道中形成大量盐垢，造成管线堵塞，使管输效率大大降低甚至被迫关井，此外堵塞后堵点寻找困难、停输时间长，严重影响外供民用气的保供；常规换管解堵方式导致大量天然气放空，造成能源浪费和环境污染，需要彻底解决管道堵塞问题[5] [6]。
研究中通过分析地层水的理化性能和集输管线中盐垢的成分，在此基础上提出了复合抑盐剂的配方体系，并在完善配方的基础上，对须家河气藏蓬莱4井至蓬莱116井管线和女深002-6-X1至女112井管线等2条堵塞管线上进行解堵。
蒋志等2. 实验部分2.1. 材料与仪器离子色谱仪：ICS-1600，美国戴安；高温高压滤失仪：GGS71-B，青岛海通达有限公司；分光光度计：UV1200，上海美析仪器有限公司；高速搅拌器，GJS-B12K，青岛海通达有限公司；水浴锅DHG-9140A，常州普天仪器制造有限公司；X射线多晶衍射仪D8 Advance，德国Bruker AXS D8-Focus；X射线荧光仪S4 Pioneer，布鲁克有限公司。
女深002-6-X1井、蓬莱9井、西充2井、蓬莱107井等结盐井的水样，须家河气藏盐垢样，须家河气藏集输管线；增溶剂CJ-ZRJA，盐晶畸变剂CJ-JBJB，工业品，荆州江汉精细化工有限公司；分散剂CJ-FSJC，渗透剂CJ-BHJD，成都市科隆化学品有限公司。
2.2. 实验方法2.2.1. 集输管线水样分析选取具有代表性的女深002-6-X1井、蓬莱9井水样、西充2井水样、蓬莱107井水样等结盐井的水样，密封运回后，静止沉淀2天，取下层水样。
参照《油田水分析方法》《油气田水分析方法SY/T5532-2016》标准，离子色谱仪ICS-ICS-1600进行分析。
2.2.2. 盐垢的组分分析用有机溶剂甲苯将一定数量的泥垢样品反复洗涤4~5次，直到泥垢中所附带的油和有机物被提取干净，采用垢样X射线多晶衍射仪的定性分析、X射线荧光仪分析其中的矿物组成方法。
2.2.3. 复合抑盐解堵剂的优选称取100 mL地层水加入250 mL锥形瓶中，密封加热到100℃，加入一定量的氯化钠直到地层水达到饱和。
加入定量防盐试剂，溶解并控温100℃下加热沸腾加热5 min。
静置自然冷却到室温(25℃)，观察析出结晶形态，过滤后，在100℃下烘干晶体后称重，并分析测定溶液中氯离子浓度。
3. 分析与讨论3.1. 集输管线水样分析由表1可看出，蓬莱9井水样总矿化度232599 mg/L，女深002-6-X1矿化度243748 mg/L，四口井的总矿化度平均为202002 mg/L，四口井的总矿化度达到20万，属于高矿化度地层水，水样中Na+ + K+离子含量达到64971 mg/L左右，Cl−离子含量达112956 mg/L，从地层水判断属于高矿化度盐水。
结合前Table 1. Analysis of ion content in water samples表1. 水样离子含量分析水样主要离子含量(mg/L) 总矿化度(mg/L) Na+ K+Ca2+ Mg2+ Cl−SO2−4HCO−3CO2−3蓬莱9井77068 1500 25990 2400 124815 654 172 0 232599 西充2井46505 350.70 6012 760 87457 219 230 0 141533.7 蓬莱107井49099 980 23004 1980 114591 378 98 0 190130 女深002-6-X1井1 82984 1400 31000 2600 124961 683 120 0 243748 女深002-6-X1井2 82136 1300 31500 2680 124661 700 140 0 243117 平均63914 1057.675 21501 1935 112956 483 155 0 202002蒋志 等期收集的地层水分析资料及三条管线的盐垢样分析含有大量的氯化钠，可判断地层结盐主要为氯化钠。