油田高含水期集输系统结垢机理及防治效果分析
油田水结垢机理及除垢防垢技术
4、结垢的影响因素
在垢的形成过程中，溶液过饱和状态、结晶的沉淀与 溶解（晶体表面自由能）、溶液与表面的接触时间等 是关键因素。其中过饱和度是影响结垢的首要因素。 过饱和度除与溶解度相关外，还受热力学、结晶动力 学、流体力学等多种因素的影响。
(1) 热力学因素
温度的影响 油田常见的结垢沉积物主要是碳酸盐垢（主要成份为碳 酸钙）、硫酸盐垢（主要成份是硫酸钙、硫酸钡、硫酸 锶等）、铁化合物（主要成份是碳酸亚铁、硫化亚铁、 氢氧化亚铁、氢氧化铁）。实际的垢往往是混合物，以 某种无机化合物为主。温度主要影响成垢物质在水中的 溶解度。碳酸钙的溶解度随温度升高而减小；硫酸钡的 溶解度随温度升高而增大；而硫酸钙的溶解度随温度的 变化因结晶水含量不同而有所不同。 另外，温度升高还会使Ca(HCO3)2分解生成碳酸钙垢。
溶液组分变化的影响 溶液组分（包括成垢组分和非成垢组分）的变化对结 垢的影响很大。例如当CaCl2 、CaBr2 、ZnBr2 盐水体 系的密度为1.92g/cm3 时，盐水中的碳酸钙沉淀结垢严 重，对地层会造成伤害。在一定浓度范围内溶液中非 结垢盐浓度增加会使碳酸钙、硫酸钙、硫酸钡溶解度 增大。因此，当地层水与注入的淡水混合后盐度降低， 也可能引起结垢沉积。
(5) 生物污垢 除海水冷却装置以外，一般生物污垢均指微生物污垢。 生物污垢可产生粘泥，而粘泥反过来又为生物污垢的 繁殖提供了条件。这种污垢对温度很敏感，在适宜的 温度条件下，生物污垢可生成较厚的污垢层。 (6) 凝固污垢 指流体在过冷的换热面上凝固而形成的污垢。例如当 水温低于冰点时会在换热表面上凝固成冰。温度分布 的均匀与否对这种污垢影响很大。 对于油气集输系统而言，最常见的污垢类型是结晶污 垢，在某些情况下，还可能有颗粒污垢及生物污垢。
注水开发油田油层结垢机理与防垢措施
注水开发油田油层结垢机理与防垢措施【摘要】近年来，随着注水开采技术的逐渐成熟，油田的采油率得到了显著的提高。
然而因注水过程中引起的原有油层平衡的打破，造成了各种油层伤害问题的出现，最为典型的就是油层的结垢问题。
本文针对目前国内油田所面临的因注水开采而引起的油层结垢问题，通过试验模拟分析讨论了这类情况下的结垢机理，并对比以往的防垢措施，提出油田水源混配防垢法。
此种方法的工作机理是在地表通过采用地表水或油田污水与注入水以一定比例混配，提前去除水中的成垢离子，从而达到防垢的目的。
【关键词】注水油田油层结垢结垢机理防垢措施1 油田结垢机理分析1.1 油田结垢理论分析油田注水开采系统结垢因素很多，但从结垢物的物质本质分析，其结垢物主要是由BaCO3、SrCO3、MgCO3、CaCO3、CaSO4 、MgSO4、SrSO4、BaSO4等物质组成，而这些沉淀的形成主要是注入水中的成垢阴离子与地层水中的成垢阳离子结合形成，即为采油系统中结垢的最直接原因。
鉴于此，要想有效的防止结垢的出现，只有最大限度的排除掉注入水中的成垢阴离子，并防止后续的BaCO3、SrCO3、MgCO3、CaCO3、CaSO4、MgSO4、SrSO4、BaSO4形成即可。
1.2 试验论证试验设备主要包括：显微照相系统（主要包括高级体视显微镜，配摄像机、录像机、监视器、照相机等，可随时观察模型中流体运行状态，随时录像、照相等），加压测试系统（通过采用氮气瓶或电子蠕动泵加压，从而用数字压力仪测量压力）以及辅助设备（主要包括机械真空泵、721分光光度计、数字浊度仪、过滤装置、加热装置等设备）。
试验模型主要采用曲志浩的真实砂岩微观模型制作技术方法，制作砂岩微观孔隙模型，进行试验验证。
试验方法主要是：在常温常压下，将地层水（油田污水）与注入水以不同的比例混合，静置一小时后，观察沉淀物的生成情况并记录；对沉淀生成完毕的上清液进行PH值测试并记录；在不同PH值下，上清液与地层水再次接触后，生成沉淀的情况进行比对分析记录；取出沉淀完全且静置后的上清液两等分，分别加入Ca（OH）2，调节溶液PH值使其大于8.4，并对两份溶液同时加以高温高压（接近真实油层温度压力）处理，一段时间后对比观察现象并记录。
油田注水系统结垢及治理措施探讨
能 力等 多方 面 因素 ， 结 合 实际情 况 ， 在 实 现 较 好 杀 菌 效 果 的 同
２ ． ５使用缓蚀阻垢剂 防垢剂
在治理 油 田注 水系统 中的结 垢时 ， 使用 阻垢剂 也是一 直水
垢 形成 与积累 的有 效手 段 ， 这 些防垢 剂能够 与水 中的金 属阳离 子 结合形 成溶解 度较高 的化合物 ， 使水 中阳离子 的浓度 得以减
离子 能够 最大化 的生成沉 淀 ； 若地层 水与注 入水的混 合 比例 为
２ ． ４选用适当的杀菌剂进行杀菌 在油 田注水 系统结垢 的治理 过程 中 ， 应 结合油 田的 实际水 质以及 温度 对水 垢 的成分 进行 分析 ， 并选 用杀 菌剂 进行 杀菌 。 在 杀菌 的选 择方 面 ， 应 综合 考虑 去油 、 抗 腐 蚀以 及对 菌藻 类 的
少， 尽可 能 的减少 沉淀 的 发生 。经过 试验 表 明 ， 添加 防垢 剂 能 够 有效 防止防垢 ， 对于油 田注水 系统结垢 的治理有 着重 要的 作
垢 剂能够得 以最大程度 的利 用 。
用 。此 外 ， 在 防垢 剂的使 用过 程 中 ， 应结 合实 际环境 条件 ， 使 防
２ ． ６利用酸性液体侵泡管道 由于 管道 中的结构 多为碳 酸钙等 ， 能够与酸性 液体 发生 反
． ３管 道材 料的 更换 油 田注水开 采系统 出现结垢 的原 因有很 多种 ， 然而 通过分 ２ 由于管 道多 由钢 材材料 做成 ， 因此 很容 易遭到腐 蚀 ， 因此 ， 析结 垢物 的物 质本 质可 以得 出其 由多 种碳 酸与硫 酸化 合 物组
选用 的管道 可以 成 ， 包括 Ｂ ａ Ｃ Ｏ ３ 、 Ｓ ｒ Ｃ Ｏ ３ 、 Ｍｇ Ｃ Ｏ ３ 、 Ｃ ａ Ｃ Ｏ ３ 、 Ｃ ａ Ｓ Ｏ ４ 、 Ｍｇ Ｓ Ｏ ４ 、 Ｓ ｒ Ｓ ０ ４ 、 应在 经济允 许的 条件下对 管道材 质进行 更换 ， 这 类管 道表面 光滑 ， 能够 避 免沉淀 的产 生 Ｂ ａ Ｓ Ｏ 等， 这些 沉淀物 主 要是 由注 入水 中的 成垢 阴离 子 与地层 由玻璃 钢材 质制 成 ， 此外 ， 玻璃 钢材 质的管道 不易发 生结垢 反应 ， 不 易被腐 水 中的成垢 阳离子结 合而形成 的 ， 这些是 导致油 田注水 系统结 于 附着 ， 蚀 ， 抗腐 蚀效 果较好 。据 此 ， 目前许 多管 道对 于 玻璃钢 管材 的 垢的 主要 因素 。据 此 ， 为有 效预 防结 垢 ， 应 将注 入水 中 的成垢 应 用越 来越广泛 。 阴离子最 大化的排除 ， 以防止后 续碳酸 与硫 酸盐沉淀 的形 成 。 １ ． ２ 试 验 论证 试 验方 法 主要将 油 田污水 在 常温 常压 下注 入不 同 比例 的 水进行调 和 ， 静置 ６ ０ 分钟后对沉 淀物进行 观察并记录 其生产情 况； 测试 并记录 沉淀物生 产完 毕后的上 清液 的 ｐ Ｈ值 ， 将 不 同处 于不 同 ｐ Ｈ值的上 清液与水 接触 ， 比对 分析生 成沉淀 的情 况 Ｉ 将 沉淀 完全 取出并 均分静 置后的 上清液 ， 将Ｃ ａ （ ＯＨ） 分 别加入其 中， 将 溶液 ｐ Ｈ值调 节至 ８ ． ４ 以上 ， 然后 通过 高温 高压 将 两份溶 液处 理 至 接近 真 实油 层 ， 经过 一 段 时 间后进 行 对 比观 察 并记 录 。最后是驱 替试验 的进行 ， 通过 显微镜 的观 察可发现 大量结 垢， 并 且 由于沉 积堆 叠使 原有 的大 孔隙 变小 甚至 被完全 堵 塞 ， 此外 ， 大 通道 中的流体会 因为沉 积物 的阻力而 受到 阻碍 。在砂 岩孔 隙模 型 中混 合经过 地 层水 与防垢 处理 的混 合水 并 通过 反 复的驱替试 验 ， 未发生 明显的结垢 。 结 合一 系列试验 测试可 以得 出 ， 单一 地下 水和注 入水 的结 垢倾 向远 小于 混 合水 ； 当气温 气压 接近 地下 真实 油 层时 ， 上 清 液若没 有加入 Ｃ ａ （ Ｏ Ｈ） ： 进行 ｐ Ｈ值的调节 ， 那 么沉淀仍然会继续 产生 ， 而相 反 溶液 ｐ Ｈ经过调 节至 ８ ． ４ 以 上时 ， 溶液 中的 成垢 阳
油田结垢机理及防治技术参考文档
碳酸钙的溶解度随着温度的升高和C02的分压降低而减 小，后者的影响尤为重要。因为在系统内的任何部位，压 力降低都可能产生碳酸钙沉淀。
Ca2++2HC03══CaC03↓+C02↑+H20
结垢机理
如果系统内压力降低 ，溶液中 C02 减少，促使反应向右 进行，导致CaCO3沉淀。硫酸钙(CaS04 ·2H20)的溶解度随着温 度的升高而增 大，可是当达到35℃一40℃ 以上时，溶解度 又随温度的升 高而减小。硫酸钙的溶解度随压 力升高而增 大，这完全是 物理效应。
（3）避免不相容的水混合
防垢技术
不相容的水是指两种水混合时，沉淀出不溶性产物。不 相容性产生的原因是一种水含有高浓度的成垢阳离子，如 Ca2+、Ba2+、Sr2+等，另一种水含高浓度成垢阴离子，如 C032-、HC03-或SO42-。当这两种水混合，离子的最终浓 度达到过饱和状态，就产生沉淀，导致垢的生成。
结垢的分布规律与过去仅以热力学理论为基础所进行 的物理模拟和数值模拟不尽相同，地层中发现有大量与 粘土伴生的硫酸钙、硫酸钡垢。一般距油井井筒50～ 330米。
马岭油田水化学特征与结垢关系
产 层 水 型 总矿（g/l）
水特征及可能生成矿物
环河水 Na2SO4 洛河层水 Na2SO4
延4+5 Y6 Y7 Y9
在地面站，也常因不同层位的生产井来水混合而结CaS04垢，主要结 垢部位在收球筒及总机关处。
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。
油田注水系统结垢及治理措施
2017年10月油田注水系统结垢及治理措施李兴华张挺夏红宇吕仁仨（长庆油田分公司第三采油厂，陕西延安717507）摘要：对于油田注水系统而言，一般都会存在一定的结构性问题，国际上对于预防油田注水系统结垢都在进行努力，并且收到了一些成效。
但是，不能否认的是，在一些方面还存在瑕疵。
许多时候并不能完全兼顾简单、经济、高效以及通用等多个方面。
在这篇文章中，我们主要介绍了油田注水系统为什么会出现结垢，对其进行了简要的分析，并且在后面还提出了一些改进措施。
关键词：油田；注水系统；结垢；治理措施1油田注水系统结垢原因1.1对结垢机理进行分析对于油田注水系统而言，其结垢的原因是有很多种的。
在对结垢物的物质本质进行分析之后，我们可以其结垢物主要由碳酸与多种硫酸化合物相结合，这主要包括碳酸钡、碳酸镁、硫酸钙、硫酸镁以及硫酸钡等化合物。
这种沉淀化合物产生的主要原因，是由于在注水中存在成垢阴离子，在地层水中，存在成垢阳离子，两种相互反应，就会产生沉淀物。
由沉淀物的发生机理可以知道，要使得结垢现象尽可能的少，就应该在去除注水中的成垢阴离子。
1.2对上述结论进行验证验证上述结论的主要办法是（1）将油田污水同不同比例的水在常温常压条件下进行混合，将液体进行充分静置，分析沉淀物的组成部分，并且做好详细记录；（2）测试并且记录沉淀物在生产完成之后上清液的pH 值，使不同pH 值的上清液同水接触，通过比较来分析沉淀物的情况；（3）把沉淀物取出，然后将上清液进行均分，加入一定量的氢氧化钙，加入氢氧化钙的标准为使得溶液的pH 值达到8.4以上。
在高温高压下对溶液进行处理，直到溶液比较接近真实的油层，在经过一段时间之后对溶液进行观察并且记录；（4）在显微镜的观察下，我们能够发现大量结垢，而且我们还能看到由于沉淀的堆积，使得原有的比较大的孔隙变小或者被完全堵塞。
除此之外，我们还可以看到流体会由于沉淀物的阻力而受到阻塞。
在经过一系列的试验之后，我们可以发现单一地下水和注入水的结垢倾向要比混合水的结垢倾向小得多。
浅析油田结垢的原因及防垢剂的使用
高效 缓 蚀 性 能 。９ ｏ年 代 ， 大 分 子 有 机 膦 酸 多氨 基 多醚 基 亚 甲基 膦 酸
（ Ｐ Ａ Ｐ Ｅ ＭＰ ） 问世 ， 其 相对 分 子质 量达 ６ ０ ０左右 ， 分子 中引入 了 多个 醚 键 ，
有机 膦 酸型 防垢 剂 。用作 防垢 剂 的有机 膦酸 盐 多数 是有 机多 元膦
酸盐 ， 由于分 子 中碳 磷键 比较 牢 固， 因此 具有较 好 的化 学稳 定性 ， 不 易 被
酸碱 破坏 ， 也不 易水解 ， 且耐较 高温度 。在一 定条件 下可 与其他水 处理 剂
复 合使用 ， 有 明显 的 “ 溶 限效 应 ”和 “ 协同效 应 ”， 具有 防垢 缓蚀 作 用 。
生长的环 境越稳 定， 随着管道 输送 介质流 速的 降低， 水垢 出现 的概率 逐渐
提 高， 流速和 流 向的突然改 变也会 使结垢 加剧 。
油 田结垢 主要 有两 大原 因 。一 是地 层水 中含 有高 浓度 易 结垢盐 离
子， 在 采油过 程 中压力 、温度 或水 成分 变化改 变了 原先 的化学 平衡 而产 生垢， 主 要垢 成分 是碳 酸钙 ， 可混 有 碳酸 镁 、硫 酸钙 ／ 镁等 ， 我 国陆 上油 田结垢 大都 由此 引起 。二 是 两种或 两种 以上不 相容 的 水混合 ， 结 垢离子 相互作 用而生 成垢 ， 最 为常见 的有 硫酸 钡和硫 酸锶 垢 。特 别 是海 上油 田 注海水 开采过 程 中， 地层 水常含有 钡锶 离子， 而海水 含有大 量的硫 酸根 离 子， 两者混 合产生 难溶 的硫酸 钡锶垢 。
年代 以来 ， 防垢 剂经历 了从无 机物 到有机物 。 从小 分子到 高分子 聚合 物的
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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。
1.2五里湾油田集输系统水质特点
水垢的产生主要来自水体中含有的各种离子的含
量及饱和度，为此对集输系统水质及垢样进行分析，
找出水体结垢的真正原因。
通过水质综合分析，五里湾油田采出端水型均为
水型，呈中性，含有大量等结垢阳离子和阴离子，是热力极不稳定
体系，稍经加热，便会形成碳酸垢。
同时，还含有部分，易形成硫酸垢。
1.3集输系统垢样成分分析
通过对结垢严重的5个站点垢样采用水垢定性分析、X-射线衍射法和电子显
微镜法进行垢样分析，其中南十转、5#转等以硫酸盐垢为主，其中钡锶垢占比63%，铁氧化物或氢氧化物占比37%。
南三转以碳酸钡（51.07%）和三氧化钼（24.77%）为主，含少量碳酸钙，碳酸锶等。
因此，解决集输系统结垢的问题，重点解决硫酸垢的产生问题，兼顾碳酸垢
及铁氧化物等的产生问题。
第二部分结垢机理
导致高含水期油田集输管线结垢的原因，主要将其归纳为以下两个方面：
（1）油田采出液中含有较高浓度的易结垢离子，随温度和压力的变化，原
来的物质平衡的状态打破，因此就会导致结垢现象的出现；
（2）两种或是多种不相容的油田水混合到一起时，不相容水中的不相容的
离子就很可能会发生化学反应，从而生成垢。
由垢样成分综合分析结果来看，五里湾油田集输系统结垢成分主要为硫酸钡锶垢、碳酸垢，还含有少量的铁的氧化物。
故分析集输系统结垢物的产生主要由于以下几个方面：
（1）油田开发后期，油井间注入水或发生油井套破，导致部分油井水型发
生变化，与原水型不配伍，造成垢离子增加，尤其是钡锶阳离子增加，在集输系
统发生化学反应，形成垢层。
通过对结垢站点上游单井取样进行综合分析，发现
6口油井水型发生改变，为水型，与原有水型不配伍，造成结垢。
这是高含水期同层结垢的主要原因。
（2）采出液成分中含有大量离子，该离子为热力学极不稳定体系，受
热易分解为，进而与等离子发生化学反应形成垢层。
（3）采出液中含有的大量硫化物或氧化物，进而与管线或设备发生电化学
腐蚀，生成大量的铁离子，形成铁的氢氧化物，进一步加剧管线腐蚀。
第三部分消防垢措施分析
综合考虑目前高含水期集输系统的结垢情况和生产现状，我们应当采取预防
为主，方式来进一步解决结垢矛盾。
一般来说，垢层的形成可以分为成垢晶核析出、垢晶长大和垢晶沉积三个阶段。
所以在日常生产过程中，控制垢晶核析出，
防止垢晶长大即可达到防垢目的。
3.1查找结垢根源治理
重点通过对集输系统结垢问题追根溯源，水质具体分析查找具体井号，通过
套损检测、隔采、小套管固井等手段进一步确定油井套损情况。
强化油水井动态
监控优先对“三高一低（高液量、高液面、高含水、低含盐）”井进行排查治理，恢复产能；针对疑似套破井，结合检泵，针对性实施套管试压、工程测井等手段，提前确认套损情况；通过日常的封隔器隔采，隔离套损端，减少成垢离子，并利
用化学堵漏、套管补贴、小套管固井等手段，对结垢根源井进行综合治理，从根
本上减少集输系统影响。
通过开展油井隔采22口（含13口疑似套损井治理），
结垢周期得到明显改善。
3.2 防垢工艺
3.2.1化学防垢
投加化学阻垢剂防垢是目前国内外各大油田普遍采用的方法。
化学阻垢剂主要通过络合增溶作用、晶格畸变作用、凝聚与分散作用为主。
结合五里湾油田的水质特点及结垢产物特点，多次对阻垢剂型号进行针对性调整，SIB→YS201→LSB→CQ-Z01等，阻垢剂投加浓度
80-100ppm，阻垢效果相对较好。
3.2.2物理防垢
物理防垢方法主要是应用成垢离子或垢晶核在声波、电磁等物理因素作用下，阻止结构物沉积管壁，从而达到抑制垢产生的目的。
目前国内应用较为广泛的物
理防垢方法主要包括超声波防垢、电磁防垢及涂层防垢等。
量子环防垢方法（油管处理器），主要利用各类特种信息记忆材料所制作而
成的，通过应用特定设备，测定并存储采出液垢型的分子振动波形。
通过将量子
管通环安装在管道上，即可持续不断地释放出超轻微振动波，有效避免结垢。
该
技术2017年引用至今，相继在南4#转等11个井站使用，使用后结垢周期得到明
显缓解。
电磁防垢主要应用电磁场作用于流体时，可改变形成垢的分子排列结构这一
特性，从阴阳离子和水分子层面抑制垢的聚集和沉积，以达到防垢和除垢的目的。
目前油田的电磁防垢方法主要采用变频电场阻垢技术，在脉冲电流或其他交变电
流作用下，通过其快速的电流变化引发快速的磁通变化，从而产生感应分子扰动，但防垢效果相对较差。
3.3 除垢工艺
3.3.1集中诱导结垢
集中诱导结垢装置主要为不配伍水体在装置混合后产生沉淀，在设计的结垢
场中利用浅池沉淀理论、诱导结晶理论集中沉淀，然后通过集中过滤除去的办法
除去水体中的成垢因子，保证整个集输系统的正常运行。
目前主要在南5#转实验
安装，通过定期的清理，及时更换内部波纹板等手段，促使提前结垢，从根本上
保障下游场站系统的集输安全。
通过安装后，南三转结垢速率明显缓解，由之前
5mm/月下降1mm/月。
3.3.2机械除垢
常见的机械除垢方法大致可分为高压水喷射除垢法、水力空穴射流清垢等。
高压水喷射除垢法主要是以清水为介质，通过高压泵系统使介质形成高压
（15-150MPa），高压水再通过高压汇管系统到达喷射机构的专用喷头，将压力
能转化为高度密集的水射流动能，作用在被清洗管线表面发生冲击、碰撞、摩擦、剪切等作用，从而达到清洗除垢的目的。
水力空穴射流清垢技术在应用过程中，在需要清垢的管线一端投入一种特制
的多层伞状叶片交错叠加的球形清管器，连接动力水源，在高压泵水力推动下，
除产生爆破性射流冲击外，还会产生超声波，引发空穴效应，从而将附着在管壁
上的垢层清除，应用广泛。
3.3.3化学酸洗除垢
酸洗除垢的作用原理是通过酸液与碳酸盐的快速反应，将附着在管道内壁的
不溶于水的垢层转化为可溶于水的成分排出，同时，生成的大量气体，也会通过
快速涌动，促使其他不反应的不溶杂质崩解，随液流快速排出，从而达到除垢目的。
但酸洗时，易产生硫化氢等有毒有害气体，且对管道金属具有腐蚀作用，易
造成污染，在油田应用逐步减少。
第五部分结论
1、五里湾油田高含水期产生的结垢产物主要为硫酸垢和碳酸垢，因此解决钡锶垢和碳酸垢的产生问题解决是集输系统结垢问题的关键。
2、针对防垢，优先查找结垢根源根本治理，后端重点以阻垢剂化学防垢及量子防垢环等物理防垢双结合模式，提升防垢效果。
3、针对除垢，优先采取集中诱导结垢提前除垢保护下游集输系统模式，并根据结垢周期定期采取机械清垢方式，确保集输系统的正常运行。
参考文献
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