某油田管道成垢原因及在线防垢评价
管道成垢原因及治理措施
管道成垢原因及治理措施摘要：当前，我国石油主要是通过管道运输的，石油管道运输具有经济效益高、运输便利等明显优势。
然而，由于一些管道已经运行了很多年，在管道内部形成了很多的蜡和污染物的沉积，因此必须对输油管道进行定期污垢处理，以免对管道运输的安全造成严重影响。
基于此，文章通过经验总结法以及文献法对输油管道的污垢处理工作进行了分析，以供参考。
关键词：输油管道；污垢处理工作；管道运输1管道管道成垢原因石油管道运输，特别是在长途运输方面，比其他运输方式具有明显优势，不仅运输成本低、易于使用，而且可以长时间连续运输。
虽然石油管道运输行业具有上述优势，但由于石油产品长时间存在于管道中，诸如蜡和石油产品中的污垢等杂质会黏连在管道的内壁上，增加一定的阻力，导致运输过程出现一些问题，因此管道污垢处理工作十分有必要。
然而，我国目前的输油管道已经有多年没有污垢处理，因此在污垢处理的时候，还需要注意管道污垢处理技术的选择，确保有效污垢处理管道，使其能够安全运行。
2输油管道常用污垢处理技术2.1清管器污垢处理技术最广泛使用的输油管道污垢处理技术就是清管器污垢处理技术，即通过发射器将清管器放在输油管道内布线，并且使它们能够稳定地传输信号，从而使监视和跟踪变得更加容易。
清管器可以通过背压改变运行速度来达到完美的清洁效果。
不同的清管器类型不同，发挥的作用也不同，要在正确了解该类型清管器作用的基础上，选取清管器。
如果选择不当，那么就会使输油管道不能正常工作，进而出现严重的安全事故。
如果对清洁的需求很高，那么可以将许多清管器同时送入输油管道中，以提高清洁效果。
在清洁过程中，清管器经常使用相互组合的方式进行工作并共享协作以提高污垢处理效率。
影响清管器的效用的主要因素是背压的大小和前方污垢阻力大小。
当背压增加时，去除污染物的能力就增加，并且对堆积在前面的清管器具有更大的抵抗力；但是如果改变压差，那么就会在一定程度上影响效果。
2.2高压水流污垢处理技术高压水流污垢处理处理系统主要由污垢处理系统、管道系统和喷射流系统组成。
油气田集输管道结垢机理及除垢措施
油气田集输管道结垢机理及除垢措施摘要：集输管道结垢物一般都是具有反常溶解度的难溶盐类物质，在水中浓度达到饱和状态时，集输管道内壁的杂质就会结晶析出变成垢物。
集输管道结垢的物质种类很多，管道结垢过程复杂，首要因素就是溶解度处于过饱和状态。
过饱和浓度除了与溶解度有关外，还受热力学、结晶动力学、流体力学等因素的影响。
对于腐蚀垢而言，结垢则受输送介质、材料以及周围环境的共同影响。
根据油田集输管道结垢机理，从防垢溶垢剂除垢法、超声波防垢除垢法、机械除垢法对其除垢效果和机理进行研究，提出对应的集输管道除垢技术措施。
关键词：集输管道；结垢；机理一、管道结垢机理集输管道结垢物一般都是具有反常溶解度的难溶盐类物质，在水中浓度达到饱和状态时，集输管道内壁的杂质就会结晶析出变成垢物。
集输管道结垢的物质种类很多，最常见的是碳酸钙、碳酸镁，容易除去。
而硫酸盐垢，如BaSO4、SrSO4、CaSO4等结垢物就难以清除，危害比较大。
此外还有FeCO3、FeS、Fe（OH）2等铁垢。
根据垢成分分析集输管道主要为硅垢、铁垢、碳酸盐垢物等，现对其机理进行分析。
1、硅垢硅垢的产生是一个非常复杂的物理化学变化过程，与油井所在地质条件和岩石层物质组成有关，随着油井地下水pH值的升高，油井岩层中的二氧化铝、二氧化硅、铝化合物被大量溶解形成离子物质，此时与存在的Ca 2+、Mg 2+、Ba 2+等金属离子进行反应和结合，从而析出固体物质变成垢。
2、铁垢油井结垢物质中铁成分较多，铁垢的形成有多种机理，大部分都由油井管道、铁材料设备腐蚀形成，主要形成机理包含以下3个方面：①硫酸盐还原菌的腐蚀形成铁垢物，硫酸盐还原菌的条件下造成管壁腐蚀，金属发生阴极去极化反应；②二氧化碳腐蚀与铁发生反应产生铁垢，二氧化碳溶于水形成碳酸发生电离形成腐蚀；③硫化氢的腐蚀，硫化氢溶于水就可以直接导致管道设备的腐蚀。
3 、碳酸盐垢以碳酸钙为例，碳酸钙在水中发生反应：Ca（HCO3）2→CaCO 3 ↓+CO2+H2O，温度升高上述反应发生，从而产生碳酸钙垢。
浅析油田地面集输管线结垢现状及防垢方法
浅析油田地面集输管线结垢现状及防垢方法作者：赵国刚来源：《石油研究》2019年第10期摘要：石油是我国重要的战略能源，加快油田集输管线的建设，并对集输管线出现的结垢问题进行综合治理，既能保证油田安全稳定的生产，还能减少集输管线设备的维修和更换次数，有效的降低成本的同时，还能提升油田企业经济效益。
本文围绕油田地面集输管线结垢现状以及防垢方法展开讨论，为我国油田集输管线结垢实施方法提供参考依据。
关键词：油田集输管线;结垢认识;防治对策引言：油田生产过程中将采集的资源，经过井筒、井口以及地面集输系统进行运输，在运输过程中油气自身的性质会导致集输管线出现结构问题。
现阶段处理集输管线的方法，采用化学和物理的方法较为常见，但是除垢效果不理想，对于油气集输管线的影响还是不叫明显的。
1.对油田集输管线结垢的认识1.1油田集输管线结垢的原因分析油田集输管线出现结垢的原因有三种：第一种是油田水中富含较高的浓度的盐离子，同时在温度和压力下降共同作用下，油气内物质平衡状态发生变化，导致集输管线上出现结垢情况;第二种将不相容的液体进行混合，在水中的不同液体中的物质极易发生化学反应，产生的物质会附着在集输管线上，形成结垢;第三种是在原油开采过程中，原油的平衡状态发生变化，这种变化会导致集输管线出现结垢现象。
集输管线出现以上三种结垢情况，都会在液体内出现大量的沉积物质，沉积物质通常情况下不会溶于水，以较难以溶解的饱和盐类物质形成晶体，最后出现在集输管线上。
1.2结垢对油田集输管线的影响油田集输管线出现结垢后，对油气运输过程产生的影响，主要体现在三个方面：第一个方面，会减少集输管线的截面积;第二个方面，管线出现结垢后，结垢物质对集输管线会产生严重的腐蚀，最终导致管线出现穿孔的情况;第三个方面，在换热机设备内出现结垢，辐射管具备的传热性能无法全部发挥出来，既使设备能耗不断提升，还增加油田的生产成本;第四方面，结垢出现在集输管线内，会使管内压力增高，随时可能出现管线爆裂问题。
高含水油田集输管线结垢原因分析及治理措施研究
高含水油田集输管线结垢原因分析及治理措施研究摘要：油田开发中后期出现的高含水油田集输管线结垢日益严重,结垢带来诸如缩小管径、换热效率降低等问题;严重制约油田工艺的发展.本文通过对油田作业区结垢现状进行了系统分析,研究该油田管线结垢的主要原因，提出对应治理措施，通过运行调整、化学防垢有效改善油田管线结垢状况。
关键词：管网结垢；原因分析；治理措施前言二连油田各采油作业区普遍采用末端掺水串联集油的工艺模式，掺水采用高效三相分离器脱出的含油污水，实际运行中，掺水管线结垢严重，需化验水质找出结垢原因并提出解决方案。
1室内碳酸钙结垢趋势试验试验水样：一环回液；二环回液；三环回液；四环西回液；四环东回液；换热器前混合液；三相分离器前混合液；去水区污水出口；掺水泵出口；储罐底水。
1.1油田站内环线回液室内碳酸钙结垢趋势分析（1）试验温度≤35℃，各环线回液碳酸钙结垢趋势几乎为零。
（2）试验温度≥40℃，碳酸钙结垢趋势随着温度的升高而缓慢增加。
（3）一环回液、二环回液、三环回液及四环西回液，现场温度40-4l℃，实验室预测发生CaC0沉积量3很小，为5.0mg/L左右。
1.2油田站内集输管网室内碳酸钙结垢趋势分析（1）试验温度≤30℃，站内集输管网碳酸钙结垢趋势几乎为零。
(2)试验温度≥35℃，碳酸钙结垢趋势随着温度的升高而缓慢增加。
(3)换热器前，现场温度42℃，实验室预测将会发生CaC03沉积反应，生成C8C03沉积量为178.5～216.4mg／L。
(4)三相分离器前，现场温度61℃，实验室预测将会发生CaC03沉积反应，生成CaC03沉积量为228.7—271.9mg／L。
(5)去水区污水，现场温度58℃，实验室预测将会发生CaC03沉积反应，生成CaC03沉积量为327.6～370.9mg／L。
(6)掺水泵出口，现场温度58℃，实验室预测将会发生CaC03沉积反应，生成CaC03沉积量为268.8～297.6mg／L。
油田高含水期集输系统结垢机理及防治效果分析
油田高含水期集输系统结垢机理及防治效果分析摘要：五里湾油田进入注水开发后期，随着含水的不断上升，集输系统结垢愈发严重，频繁出现集输管线、地面设备结垢，大大降低了集输系统加热输油效率，增加了输油能耗，给日常生产造成极大风险。
因此，如何经济有效地解决结垢问题，缓解结垢矛盾，以及如何除去集输系统中的垢层，已成为油田高含水期集输系统迫切需要解决的重要问题。
本文通过综合分析五里湾油田结垢站点的结垢类型及水型变化情况，深入探讨高含水期结垢主要机理，查找集输系统的结垢根源，提出切实可行的高含水期结垢防治措施。
关键词：高含水期，集输系统，结垢，消防垢前言随着油田开发进入高含水期，因见注入水或油井套破影响，部分油井水型发生了变化，原集输系统内相继出现不同水型油井，导致集输系统结垢现象逐年增多，站点结垢周期逐年缩短。
集输系统结垢的产生，主要会造成以下问题：①集输管线管径变小，降低流截面积，增大含水原油阻力，造成压力损失增大、排量减小，经常性出现收球不畅，甚至造成管线堵塞现象；②加热炉盘管结垢严重，导致集输系统加温困难，热效率降低，甚者影响原油的集输处理；③集输系统结垢易引发垢下腐蚀，加快设备设施和管线的腐蚀速度，造成管线多次破损，压力容器壁厚变薄的情况，造成极大的安全环保隐患。
因此，阻止和治理油田高含水期集输系统结垢问题，保障油田正常生产，特开展油田集输系统结垢机理分析，并提出防治对策。
第一部分高含水期集输系统结垢现状1.1五里湾油田集输系统结垢现状五里湾油田1998年注水开发，目前油井开井498口，平均单井日产油0.98t，综合含水79.7%，开发区块包含长6、长2及延9区块。
区域管辖各类集输站点23座（接转站3座、脱水站4座、转油点4座、增压点11座、卸油台1座），其中结垢站点8座，结垢严重站点5座（南三转、南十转、5#转油点、柳80-52增、柳93-40脱），结垢为长6区块高含水同层原油结垢。
以5#转油点结垢最为严重，频繁实施机械清垢，实施清垢之后，结垢周期仅1个月结垢5—8mm。
浅析油井结垢机理及清防垢技术
浅析油井结垢机理及清防垢技术摘要：油田在开发过程中，随原油由油层被举升至地面，外界温度、压力、流体流速等因素的变化会引起无机盐类会在油井管网或地层上形成沉积，造成油井结垢。
本文主要阐述了油田开发过程中油井结垢的主要机理、结垢所带来后续问题及目前油田主要防垢对策，对油田防垢具有一定的借鉴意义。
关键词：油井结垢机理清垢防垢技术一、前言目前，我国大部分油田采用了注水补充能量的开发方式，油田注入水通常有三种：一是清水，即油区浅层地下水；二是污水，即与原油同时采出的地层水，经处理后可回注到油层；也有将不同水混合注入的。
随着注入水向油井推进，使油井含水率不断升高，同时伴随温度、压力和pH值等发生变化时，最终导致油井近井地带、采油井井筒、井下设备、地面管线及设备出现严重的结垢现象。
二、结垢对油井的危害首先，油田中油井中存在的结垢沉积会影响原油开采设备的功能，严重的油垢会造成设备的堵塞。
其次，油井中存在着不同程度的结垢，会造成油井井下附件及采油系统设备在沉积结垢下不同程度的腐蚀。
此外，油井上的结垢还可能导致缓蚀剂和金属表面无法形成表面膜，降低了缓蚀剂的作用，缩短了系统管道的寿命，严重情况下则会造成腐蚀穿孔现象，导致油井的管柱故障。
再次，结垢造成油层堵塞、产液量下降和能源浪费，阻碍了原油的正常生产，导致增加修井作业次数，缩短修井作业周期，严重时还会造成井下事故，导致油井关井，甚至报废，造成很大的经济损失。
三、油井结垢机理1.结垢机理油田中常见的结垢机理分为以下四种：1.1自动结垢油井中水和油一起存在，不同采油工艺会造成水油的比例的改变，在水油相溶中发生了不同程度的比例改变，就会使得水油成分多于某些油井中的矿物质溶解度，造成不同程度的结垢产生，这种情况称为自动结垢。
碳酸盐或者硫酸盐形成沉积结垢之后会因为井下流动形成阻碍、筒内自有压力、温度的高低变化发生沉积。
高矿化度盐水在温度严重不均衡的情况下也会产生氯化钠。
同时，含有酸气的采出流体会形成碳酸盐结垢，进行原油开采时，因为压力下降也会造成流体脱气，使得ph值增高，结垢程度加重。
浅析油田地面集输管线结垢现状及防垢方法
浅析油田地面集输管线结垢现状及防垢方法随着社会的发展和时代的变革，人们对于生活质量的要求也在不断提升，人们对于油的需求和质量要求都在不断的提升。
因此针对于油田开发问题一直是近年来社会各界普遍关注的问题之一，也是相关人员一直致力于研究的领域，只有保障油田开发的有效性和安全性，才能够为人们的生活的国家经济的发展提供有利的保障，推动人们生活水平的提升。
基于此，本文针对油田地面集输管线结垢现状及防垢方法进行简要研究。
标签：油田地面;集输管线;结垢现状;防垢方法引言：随着近年来人们对油需求量的不断提升，同时也给油田开发与生产造成了一定的压力，为了满足油田生产的需求，对于油田地面集输管线的管理和清洁就要越发注意，集输管线是油田开发的重要途径和关键设备，如果油田地面集输管线结垢严重，就很容易引发一系列的问题，比如说油井液量高、综合含水量高、矿化度高等，这种油田开发可能会影响后续的使用，而由于油田开发的这种现状，又会造成更加严重的油田地面集输管线的结垢问题，形成一种恶性循环。
一、油田地面集输管线结垢现状目前针对于对当前一些比较典型地区油田地面集输管线结垢现状的研究与分析，发现大多数的现状还是比较相似的，这也给防垢方法的研究提供了一些便捷性。
第一，很多地方运行1-2年的集输管线就已经有较为严重的结垢问题，这些新管线的平均结垢厚度达到10mm，一些年头较久的油田地面集输管线结垢更为严重。
而且由于很多油田地面集输管线都位于特殊的地理位置，一般来说地层温度能够达到84.4—87.7℃，这种温度就导致集输管线很容易因为温度过高而结垢，并且结垢的速度很快。
针对于一个油田地面集输管线的结垢，一般来说能够占据该管线总井数的77.8%也正是因为这种特殊的原因和地理位置，导致很多时候人们并不能有效监控油田地面集输管线的结垢现状，也很难及时进行清洁，防护措施有待提升。
二、油田地面集输管线的防垢方法（一）加药防垢技术针对于油田地面集输管线的防垢问题，放药防垢是一种很常见的方式，这就要求在放药之前要选择安全性能最高的药物，目前防垢药物种类繁多，这就要求相关人员要针对其开展一定的研究，全体人员通过后才能决定用哪一种药物来进行防垢。
油田结垢的危害与原因分析及治理对策
油田结垢的危害与原因分析及治理对策摘要：本文分析油田生产过程中，原油物质在地下储层、井筒、生产管柱、设备、管线等各生产环节由于受到液体成分、温度、压力、PH值等各种原因造成结垢对生产的不利影响，结合国内外油田目前现有的预防和除垢技术提出了预防和除垢治理对策。
关键词：结垢危害治理对策一、油田结垢的危害油田生产过程中，在地下储层、采油井井筒、套管、生产油管、井下完井设备以及地面油气集输设备管线内由于各种原因而形成的一层沉积物质，它们会造成堵塞并妨碍流体流动。
主要有碳酸盐垢、硫酸盐垢、铁垢和有机垢。
油田结垢以无机垢最为普遍，分布广泛，危害较大。
油田常见的垢沉积物主要是碳酸钙、硫酸钙和硫酸钡等。
结垢现象普遍存在于油田生产过程的各个环节，从注入设备到油藏再到地面设备的整个水流路径上都能产生结垢。
a.垢对管线的危害:主要表现为管线腐蚀穿孔、堵塞、压力上升。
b.垢对储层的损害:原油蕴藏在油层砂岩空隙之中，油层结垢使岩心大孔隙数量减少,油层润湿性和渗透率下降，致使注水时泵压升高，注入能力不断下降，甚至向地层中无法注水，吸水剖面的吸水厚度降低造成地层伤害。
尽管油层内结垢程度较弱,但是对低渗透储层的伤害却不容忽视。
结垢一旦堵塞地层，通常是很难再清除掉的，因此地层垢造成的地层伤害常是永久性的。
c.垢对设备的危害:油井产出液离开井口以后，在经过不同的管线和设备中时，会经历不同的压力、温度、流速、停留时间、分离以及几种水又可能重新混合，因此可能会有各种垢盐生成。
地面各种设备中的这类结垢统称为设备垢，它会给采油生产带来诸多问题：输液管线积垢，管道内径缩小造成阻流；金属设备中的积垢常是“点状”的，这能引起严重的点腐蚀，造成设备穿孔；在加热炉装置中，炉内的输液管可因垢堵使加热炉热效率降低，或温度无法升高。
二、影响结垢的因素1、成垢离子的浓度水中成垢离子含量越高，形成垢的可能性就越大。
对某一特定的垢，当成垢离子的浓度超过了它在一定温度和pH值下的可溶性界限时，垢就沉积下来。
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管道成垢原因及影响因素
通过对比分析2016年该油田作业区及采出液水质，可以出油田采出液矿化度较高，呈弱碱性，采出水矿化度总体在上升，水中的成垢离子含量大幅度的增加。
2.1.1水驱管道成垢分析
取水驱管道堵塞较严重管段结垢样品进行X射线衍射法和TG/DTA分析：
(1)XRD分析
采用日本理学生产的D/MAX-2200型X-射线衍射仪对垢样进行扫描，结果如下图1所示。
(4)根据吸光度与含量在一定浓度范围内成比例，计算样液中硅离子、铝离子及聚合物含量；根据阴阳离子电荷守恒计算钠钾离子和含量；
然后，可以利用已测定的采出水中离子的含量，结合预测公式预测油田在水驱和三元复合驱时的结垢趋势，并通过在线价测试手段（电、磁、超声波等物理防垢仪）进行防垢评测，采用现场挂片法测试防垢率。
图2水驱管道垢样TG/DTA分析结果
通过上图可以看出，垢样的质量随着温度升高而降低，热分解发生在300~400处，且出现峰值，同样验证了垢样中的主要部分为CaCO3。
2.1.2三元复合驱管道成垢分析
通过分析三元复合油田样品液的水质，得到矿化水中各离子、聚合物及表面活性剂的含量。可以确定，结垢的主要离子有Ca2+、Mg2+、SiO32-、CO32-和OH-等。该区采出液碱性较强，与水驱相比，矿化度也较高，平均含量高达6689.37mg/l，同时还有大量硅存在。
(3)XRD分析
图3为三元复合驱所取垢样的XRD谱图。
图3三元复合驱垢样XRD分析结果
由图3可以看出，CaCO3、非晶质的SiO2以及CaSiO3时构成垢样的主要成分，同时垢样总体组成物质较为复杂。
TG/DTA分析
三元复合驱垢样的热分析谱图如下图4所示，其结果与水驱类似。
图4三元复合驱管道垢样TG/DTA分析结果
1实验研究
该油田生产运行30年期间，地面设备系统共有采出井4000多口，各类分输转油站50多座。这里选取了该油田水驱、三元复合驱各具有代表性的3个作业区、20多座转油站的采出液水质监测数据，进行了对比分析采出液水质特性，明确实际成垢原因及影响因素。
1.1实验方法
在油田水质分析时，主要采取以下方式进行不同离子的检测：
(1)由于过量Ag离子会与K2CrO4指示剂反应形成砖红色沉淀，这里通过AgNO3的消耗量计算氯离子含量；
(2)将酚酞和甲基橙为指示剂，使用标准HCl溶液测定水样，根据2次所消耗盐酸溶液体积来计算HCO32-、CO32-和OH-含量；
(3)采用EDTA标准溶液滴定计算Mg2+、Ca2+，同时滴定过量的Mg2+、Ca2+、Ba2+离子利用标准液的消耗量可以计算SO42-的浓度；
通过挂片法进行结垢试验，测定处理前后的结垢率，定量评价防垢装置的防垢效果。实验结果显示，水质经英国净元电子感应及Scale-buster防垢仪处理后具有很强的絮凝沉积作用，可以使得CaCO3悬浮在水溶液中被水流冲走，不会有硬质垢形成，且不易沾结在管壁上。德国Scale-buster、英国净元电子感应防垢仪对水驱的防垢效果较好，防垢率可以达到93.6%、92.8%；而英国电子感应水处理器则比较适用于三元复合驱体系，除垢率可以达到70.28%，由于三元复合驱结垢主要是以硅垢为主，导致Scalebuste相对于其在水驱的防垢效果大幅度减弱。
3防垢在线评价
3.1防垢在线评价
经物理防垢仪处理的所有水样，经过滤后均放置在恒温水浴中，分别间隔1h测试一次，每个样品共测试6次。最终测量结果表明脱离防垢仪后，水样的防垢效果逐渐减弱。三台物理防垢仪的有效时间为2h，有效距离通过现场流速1.36m/s计算为9600m，在此距离内，水溶液中的成垢离子才能保持在相对稳定状态。
4结论
本文通过对某油田结垢原因和影响因素进行分析研究，用饱和指数法等方法对油田结垢趋势进行在线预测，为寻求适合该油田的实际防垢措施。可得出以下结论：（1）CaCO3为水驱结垢的主要成分，三元复合驱主要成分则为碳酸盐和硅酸盐，且两种方式均有严重的结垢倾向；（2）温度是影响CaCO3结垢的一个重要因素，同时NaCl，KCl，Mg2+等会促进CaCO3溶解；（3）英国净元电子防垢仪和德国Scale-Buster防垢仪对水驱防垢效果较好，防污率可分别达到93.6％和92.8％；同时前者也对三元复合驱具有较好的防垢效果，防垢率可以达到70.28％。
关键词：油田；三元复合驱；结垢；物理防垢仪；在线评价
引言
随着油田后期生产含水量的增加，地面系统设备的结垢问题日益严重，设备及管线结垢不仅给油田带来安全隐患，影响正常生产，甚至会造成巨大的经济损失及人员伤亡。通常水驱结垢的影响因素有温度、压力、PH值、流速及回注水的配伍性等，三元复合驱结垢则主要受流体的物理化学性质，岩石的成分、赋存状态及温压等多种因素影响。目前管道防垢主要有物理和化学的工艺方法，物理防垢法是通过对外界条件的改变来阻碍成垢，主要有电子、核磁及超声波等方法，而化学防垢法则是需要添加相应的酸、化学药剂或防垢剂等来抑制成垢。
参考文献：
[1]习卫峰.浅谈化工安全管理的重要性[J].云南化工,2017,44(11):105+107.
某油田管道成垢原因及在线防垢评价
摘要：通过选择油田地面工程体系结垢严重且具有代表性的管段，作为新型防垢技术试验基地，寻求合适的具有针对性的油田结垢防治的新技术和新方法，从而为今后的油田实际清洗防垢提供一定的科学依据，不仅有助于提高油气水系统运行的热效率和动力效率，还可以大大降低设备和管道的维护成本，对于减少油田生产改造成本意义重大
图1水驱管道垢样XRD分析结果
XRD分析结果显示，CaCO3晶体的衍射峰，出现在28~30o之间，同时也是最大衍射峰，说明CaCO3为垢样中的主要部分，垢样组分中CaSO4、MgSO4占据较小比例。
(2)TG/DTA分析
首先对三元复合垢样进行一定程度的研磨，再采用TG/DTA型热重-差热分析仪（产于Perkin Elmer）进行差热分析和热重量分析，结果如下图2所示。