第四讲 结垢与防垢
汽包锅炉水汽系统腐蚀结垢与防止讲解
• 一、汽包锅炉水汽系统 • 给水经省煤器进入汽包—经集中下降管---分配至各下联箱---经上升管 (水冷壁)吸收炉膛热量---汽水混合物回到汽包并分离出饱和蒸汽---饱 和蒸汽经蒸汽引出管至顶棚过热器---再到烟道包墙过热器－－低温过 热器－－高温过热器－－经主蒸汽管至汽轮机高压缸－－再热器－－ 汽轮机低压缸－－凝汽器－－凝结水泵－－低压加热器－－除氧器－ －高压加热器－－给水泵－－省煤器。
• 当炉水中有游离氢氧化钠时，由于参透到沉积物下的炉水高度浓缩， PH值升得很高，PH大于13时，对金属造成腐蚀。 • 当凝汽器泄漏时，炉水中存在有 MgCl2及CaCl2 ，发生如下反应：
MgCl2 2 H 2O Mg (OH ) 2 HCl CaCl2 2 H 2O Ca(OH ) 2 HCl
• （3）水垢的危害：
• 结垢后导热性差，造成管壁温度升高、过热，引起鼓包、爆管事故。 • 水垢导热性能差，造成燃料浪费，降低了热效率，增加了电力生产成 本；
• 结垢以后，影响了锅炉正常的水循环，严重时会造成爆管事故；
• 会造成沉积物下腐蚀；
• 会增加化学清洗次数，延长了停机时间，造成一定的经济损失； • 缩短锅炉有效使用寿命。 • 2、水渣的组成、分类及危害 • （1）水渣的化学成分较复杂，主要有以下几种：碳酸钙、氢氧化镁、 碱式碳酸镁、磷酸镁、碱式磷酸钙、蛇纹石、金属的腐蚀产生等等。 • （2）分类：一种是不会粘在受热面上的水渣，这类水渣较松软，常悬 浮在锅炉水中，容易随排污从锅内排出，如碱式磷酸钙、蛇纹石等； 另一种是容易粘在受热面上的水渣，这类水渣会转变成二次水垢，如 磷酸镁和氢氧化镁等。
• （2）腐蚀类型：在沉积物下可能发生碱性或酸性两种不同类型的腐 蚀，根据其损伤情况的不同，分别称为延性腐蚀和脆性腐蚀。
汽轮机结垢的原因与防护措施
汽轮机结垢的原因与防护措施摘要：汽轮机的安全稳定运行在整个化工生产装置中起着非常重要的作用，汽轮机在使用过程中的结垢将在很大程度上影响汽轮机的正常使用。
分析汽轮机容易结垢的因素，制定相应的预防措施，可以帮助有关人员更有针对性地解决问题，使汽轮机安全高效地运行，为生产装置的安全稳定运行提供重要保障。
关键词：汽轮机；结垢原因；防护措施1机组结垢情况汽轮机已运行约9个月，汽轮机上已形成厚垢。
汽轮机叶片上的水垢为白色，周围钢体上的水垢为红棕色。
刻度范围为7级至10级，为汽轮机一次抽汽、二次抽汽和旋转隔板位置。
2汽轮机结垢原因分析2.1锅炉汽包中汽水分离器故障在这次大修中，发现两台供汽锅炉汽水分离器的隔水膜脱落。
检修前饱和蒸汽二氧化硅含量高。
汽水分离器检修后，二氧化硅值下降。
2.2机组负荷大，汽压波动大公司为自备电厂，电厂用电由机组电厂自产，不与大电网并网。
电石炉是普通工厂最大的耗电设备。
但由于炉况较差，多次非正常停炉，单台负荷波动较大，负荷变化时主蒸汽压力波动可达1MPa左右。
因此，当负荷波动时，蒸汽中夹带水的概率增大，蒸汽携带的盐分也随之增加。
2.3脱盐水含盐量增加由于在线仪表故障、检查频次时限长，混床故障后脱盐水站未能及时发现，导致不合格脱盐水进入锅炉汽包，使炉水含盐量增加。
运行中，异常频率约为每月一次。
2.4锅炉加药人员技术差锅炉经过添加磷酸三钠调理炉水pH值，但加药人员由本来的化学处理人员改为锅炉运转人员。
锅炉人员无加药操作经验，未留意炉水参数反常，导致脱盐水、炉水目标反常时未及时调整。
其中，炉水磷含量严峻超支，最高磷含量为18mg/L。
添加水蒸气体系中的钠离子。
2.5汽包水位蒸汽中的盐主要经过机械夹带进入汽轮机体系，这与汽包的特性和汽包水位有关。
今年运转中，汽包水位采用人工调理，变化较大，动摇剧烈。
因而，在水位动摇过程中，蒸汽带着的盐分添加，沉积在汽轮机体系中。
3优化办法3.1汽包汽水旋流器的作用汽水混合物经三级别离达到蒸汽质量标准。
三元复合驱结垢与防垢初步认知
三元复合驱结垢与防垢初步认知【摘要】三元复合驱区块ⅰ于2008年10月投产，2010年5月陆续进入三元主段塞阶段。
目前处于见效期，部分油井已出现结垢、垢卡迹象。
鉴于此问题，针对该时期采油井的结垢机理、现状及结垢对机采井的影响，结垢会导致抽油机井出现频繁卡泵，螺杆泵井扭矩升高，杆断现象较为频繁，从而根据采油井的离子浓度的动态变化，做好井下与地面防垢措施的应用工作，确保机采井采出时率。
【关键词】抽油机螺杆泵结垢防垢三元复合驱是20 世纪末发展起来的一种可有效提高采收率的三次采油方式。
大庆油田自1993 年起开展三元复合驱现场试验，经过多年技术攻关，三元复合驱油技术已成为大庆油田提高原油采收率、增加可采储量的重要技术手段之一。
但开发会出现结垢现象，机采井逐步出现垢卡，全井杆、管、泵，甚至活塞与转子严重结垢，导致频繁作业。
依据结垢机理、井下防垢、地面加药、作业方法以及生产管理多个方面，做到防垢，延长检泵周期。
1 区块ⅰ概况区块ⅰ总井数213口，其中注入井109口，采出井103口，以葡i32～33为主要开采层位，区块于2009年11月9日注入前置聚合物段塞，2010年5月注入三元主段塞。
截止2012年3月末，区块注入地下孔隙体积0.519pv，聚合物用量1136.01mg/l.pv，阶段累积产油49.9784×104t，阶段采出程度11.05%，受效井97口，受效比例94.17%。
区块平均ph值9.12，2010年12月出现第一口垢卡井，目前一次垢卡21口，平均检泵周期614天，二次垢卡5口，平均检泵周期78天。
2 机采井防垢措施应用2.1 结垢机理分析区块ⅰ三元主段塞主要注入：30%碱浓度、重烷基磺酸钠表活剂以及聚合物。
当三元复合驱溶液注入地层后，溶液中的naoh和地层中的矿物质及地层水发生反应，产生大量易成垢离子，如ca2+、mg2+、hco3-等。
当混有易成垢离子的三元复合驱溶液进入油井后，在井筒附近其压力急剧下降，流速剧烈变化，液体中离子浓度平衡被打破，从而导致井筒、井下设备和地面设备等产生结垢现象，若油井进入结垢期，地层碱性增加，即ph值呈上升趋势，ca2+和mg2+离子浓度下降、hco3-离子浓度下降、co32-离子浓度上升。
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。
60防垢和除垢方法
一、结垢的原因教学内容
（1）集输系统中往往掺水输送；
（2）原油及地下水在集输过程中，由于温度、 压力、粘度不断变化，造成碳酸氢钙分解而产 生碳酸钙沉淀，形成垢；
一、结垢的原因教学内容
（3）管线设备结垢的快慢和原油中含泥、砂、 机械杂质、水以及含蜡的多少有关。
二、设备管线结垢的判断教学内容
（1）管线的始末端在没有任何截止阀门情 况下，压力差增大，管线内介质流动慢，敲击 管线底部声音发实。
三、防垢和除垢方法教学内容
（3）铁化合物的清除
用盐酸溶解，并加阻蚀剂，以防金属腐蚀。
FeS+ 2HCl
FeCl2 + H2S
二、设备管线结垢的判断教学内容
（2）管线中介质流量变小达不到设计要求。
（3）加热设备的导热能力降低，导热速度 变慢，增加燃料负荷后效率降低，温度达不到 工艺要求。
三、防垢和除垢方法教学内容
（1）无机磷酸盐防垢
主要有磷酸三钠、焦磷酸四钠、三聚磷酸钠等。
三ห้องสมุดไป่ตู้防垢和除垢方法教学内容
（2）有机磷酸及其盐类防垢
主要有氨基三甲叉磷酸、乙二胺四甲叉磷酸、烃基 乙叉磷酸钠等。
三、防垢和除垢方法教学内容
（3）聚合物防垢
主要有聚丙烯酸钠、聚丙烯酰胺、聚马来酸酐等。
防止CaSO4和BaSO4垢更有效
三、防垢和除垢方法教学内容
（4）复配型复合物防垢
几种作用不同的单剂按一定比例混合在一起。
三、防垢和除垢方法教学内容
（1）碳酸钙垢的清除 使用5%、10%或15%浓度的盐酸溶液，并在酸中加 入1%～2%的阻蚀剂，以防止盐酸腐蚀金属。 CaCO3 + 2HCl H2O + CO2 + CaCl2
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
换热器结垢机理及防治措施
换热器结垢机理及防治举措污垢是一种极为普遍的现象,广泛存在于各种传热过程中,是许多换热设.备经常遇到的问题.综观当今工业界, 结垢造成的浪费和损失是很严重.由于许多换热设备相比照较落后,污垢造成的实际损失还可能更高些.由于换热设备中温度梯度的存在,使换热面上的污垢形成机制更为复杂, 污垢所带来的危害更为强烈,所以备受科学界和工程技术人员的广泛关注.是涉及国民经济众多产业和部门的一个急需解决的问题.污垢的定义及其对换热设备的影响污垢的定义.换热设备污垢是指流体中的组分或杂质在与之相接触的换热外表上逐渐积聚起来的那层固态物质.这层物质是“不需要〞的多余物质,它通常以混合物的形态存在.污垢是热的不良导体,其热导率一般只有碳钢的数十分之一,不到不锈钢的1/10 O 一旦换热面上有了污垢,按串联热阻的观点,流体与换热壁面之间的传热热阻式中：污垢热阻,即污垢层形成的附加热阻,rn2? K/W;R:总传热热阻,m2 ?K/W; a :传热系数,W/M?K O污垢对换热设备及其系统的影响.结垢对换热设备的影响主要有两个方面,一是由于污垢层具有很低的导热系数,从而增加了传热热阻,降低了换热设备的传热效率.二是当换热设备外表有结垢层形成时,换热设备中流体通道的过流面积将减少,导致流体流过设备时的阻力增加,从而消耗更多的泵功率,使生产本钱增加.通常,为了补偿由于污垢而引起的换热效率降低,在设计换热器时,要选取过余的换热面积作为补偿,将污垢热阻折算在总传热系数中 :=++++式中,为基于管外外表的总传热系数, W/Itf?K; A为管壁面积,为平均管壁面积,M；为污垢热阻,为管壁热阻,m2? K/W; a为对流传热系数, W/M? K;下标i、o分别表示管内和管外.初投资费用增加在设计阶段,选用过余换热面积而增加的费用,即为增加的初投资,挟是合理的费用投资,而过多的费用增加有2个因素：①由于设计时选取了比实际污垢高的污垢热阻值,过多换热面积的投资造成浪费,即增加了换热器的初投资.②由于设计时选取了比实际污垢小的污垢热阻值,从而造成换热设备在运行较短的一段时间后,由现换热缺乏,要增加新的换热器来并联运行,这局部费用也使初投资费用增加.其间还有可能造成停产, 因而经济损失更大.操作费用增加由于结垢层的形成,流体流动阻力增大, 造成泵功率增大,因而操作费用增加.止匕外,换热器需经常清洗,也使运行费用增加.从应用角度看,影响因素有操作参数、流体性质和换热器设计等参数3种操作参数.流体速度：莫些结垢将随流速增加而增加, 但同时也引起沉积物卸脱速率的增加.因此总结垢速率可能随流速增加而降低；换热面温度：对化学反响结垢及负溶解性盐类的析生结垢有显著的影响；换热面污垢热阻一般将已随流体主体温度的增加而增大.流体性质.流体性质及其溶解或夹带物性质对结垢有较大影响.换热器参数.材料：莫些结垢过程中外表材料可能存在一定催化作用；换热外表的构造：众多微小凸起增加了外表的吸收水平和化学活性,促进了污垢微粒的沉积；换热器构型：螺旋板换热器比管壳式换热器结垢的可能性要低得多, 原因是前者为高速和高湍动度流动.翅片管换热器中的翅片高度对污垢的形成影响不大,但翅片密度是一重要影响因素.设计阶段应采用举措.毫无疑问,在换热设备的设计阶段,掌握一些污垢形成的机理是极为重要的,特别是可能产生污垢的机理,如颗粒污垢、化学反响污垢或生物污垢等. 此外,掌握系统参数对污垢形成的影响也是极有帮助的,如流体的流速和温度对污垢形成的影响.这些知识可凭经验而来.但较为理想的是通过实验或分析已有换热器的性能而获得这些信息.通常考虑潜在污垢时的设计, 应运用如下原那么①换热器容易清洗和维修.②换热设备安装后,清洗污垢时不需拆卸设备,即能在工业现场进行清洗.③应取最少的死区和低流速区.运行阶段污垢限制.维持设计条件由于在设计换热器时,采用了过余的换热面积,在运行时,为满足工艺需要,需调节流速和温度,从而与设计条件不同,然而应通过旁路系统尽量维持设计条件〔流速和温度〕,以延长运行时间,推迟污垢的发生.限制参数在换热器运行时,进口物料条件可能变化,因此要定期测试流体中结垢物质的含量、颗粒大小和液体的pH 值.维修举措良好换热设备维修过程中产生的焊.点、划痕等可能加速结垢过程形成,流速分布不均可能加速腐蚀.流体泄漏到冷却水中,可为微生物提供营养〔也可能起到杀死微生物的作用〕,对空气冷却器周围空气中灰尘缺少排除措施,能加速颗粒沉积和换热器的化学反响结垢的形成.用不洁净的水进行水压试验, 可引起腐蚀污垢的加速形成, 因此, 换热设备的良好维修对防结污垢是十分必要的.使用添加剂针对不同类型结垢机理.可用不同的添加剂来减少或消除结垢形成. 如生物灭剂和抑制剂、结晶改进剂、分散剂、絮凝剂、缓蚀剂、蚕合剂、化学反响抑制剂和适用于燃烧系统中预防结垢的添加剂等.清洗技术化学清洗技术.化学清洗技术是一种广泛应用的方法, 有时在设备运行时,也能进行清洗,但其主要缺点是化学清洗液不稳定,对换热器和连结管处有腐蚀.机械清洗技术.机械清洗通常用在除去壳侧的污垢,先将管束取由,沉浸在不同的液体中,使污垢泡软、松动,然后用机械方法除去垢层.机械在线除垢技术：使用磨粒在流体中参加固体颗粒来摩擦换热外表,以清除污垢,但对换热外表易产生腐蚀.海绵胶球连续除垢系统主要应用于电站凝汽器中冷却水侧的污垢去除,海绵胶球在换热器管内通过胶球泵打循环,胶球比管子直径略大.通过管子的每只胶球稍微地压迫管壁,在运动中擦除沉积物.自动刷洗系统换热器管道刷洗设施由2个外罩和1个尼龙刷组成,外罩安装在每根管的两端,改变水流方向可使刷子沿管道前后推进刷洗.水流换向由压缩空气驱动并定时控制联结在管道上的四通阀来完成.尽管传热结垢的研究已取得了不少成果,但需要解决的问题仍很多.大量准确污垢热阻值的缺乏,是换热器设计过高或过低的原因.对一些高性能的换热器,如螺旋折流板式换热器,以便设计时选用更准确的污垢热阻值.另外,新的防结垢技术正在不断推由,如用新型的处理外表技术来减少结垢,外表等离子处理技术、复合镀层低能外表技术以及电场防结垢技术研究,为防结垢提供了新途径.。
油田管线结垢程度的判断及防垢设想
油田管线结垢程度的判断及防垢设想摘要：分析了管线的主要结垢点，并探讨管线防垢方向。
根据终点的压力降低是管线结垢最直接的变化这一特性，可以在管线结垢初期采取措施。
分析表明，只有找到管线的主要结垢点和在结垢初期进行治理，才能降低能耗的损失。
关键词：结垢危害防垢设想Abstract: the author analyzes the main points of the pipeline scaling, and discusses the pipeline and scale direction. According to the end of the lower pressure is the most direct pipeline and scaling change this one character, can be in line to take measures in the early scaling. Analysis showed that only find the main pipeline scaling point and scaling in early treatment, can reduce the energy consumption of the loss.Keywords: scaling harm and scale ideas自把水作为热交换介质之日起，受热表面和传热表面的结垢就成为热交换工艺中主要困扰问题之一。
结垢会造成管线的腐蚀，缩短了管线的使用寿命，影响生产井的正常运转，会降低整个系统的流量和效率。
查阅相关资料，水温在50℃时开始结垢，60℃时结垢速度加快，同时水温度上升速度加快，到95℃时结垢转趋于平缓，在流速越缓的地方结垢程度越大。
椐科学测算，每结1mm的水垢，就白白浪费8%的热量。
而目前广泛采用的方式，还是按照垢结到一定程度以后才进行清洗和维护。
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国内情况
我国很多油田都存在结垢问题： 克拉玛依百口泉油田、胜利渤南油田产生的 结垢将地面管线几乎堵死。长庆马岭、安 塞油田，有些油井因结垢严重，油管堵死， 抽油杆被拉断，在有的集输系统中，加热 沉降罐的内壁垢层厚度超过l0cm；大庆的 某些油田也出现了因结垢致使油井产液量 明显下降、卡泵和注水井注水困难等现象。
4.2 结垢预测
碳酸钙、硫酸钙、硫酸锶垢可参考《SYT 0600-1997 油田水结垢趋势预测》进行 硫酸钡垢预测可参考《SY/T 5329-1994 碎 屑岩油藏注水水质推荐指标及分析方法》 中5.10进行
4.3 防垢方法
化学防垢剂 物理法防垢
华北油田腐蚀与防垢讲座
西南石油大学
2007.5
主要内容
第一讲 腐蚀概述 第二讲 外腐蚀与防腐 第三讲 内腐蚀与防腐 第四讲 结垢与防垢 第五讲 日常管理与维护
4.1 概述
污垢（scale）是指水中可溶性矿物质受温 度、压力改变的影响，在金属表面上积聚 的沉淀物，有时还含有腐蚀产物和其它杂 质。 垢的生成原因十分复杂，除水质外，还与 环境条件等有密切关系。油田水结垢以钙、 镁、钡、锶的碳酸盐和硫酸盐最为常见。
结垢机理
油田中常见垢的形成过程和机理，主要包括以下两个方面： ①结晶作用 在没有杂质的单一盐类和碳酸钙或硫酸钙的过饱和溶液中， 可以达到很高的过饱和度而没有结晶析出。 然而在油田水中，水垢的形成过程往往是一个混合结晶的过 程。 水中的悬浮粒子可以成为晶种，粗糙的表面或其它杂质粒子 都能强烈的催化结晶过程，使得溶液在较低的过饱和度下就 会析出结晶。悬浮粒子和析出的晶体共同沉淀，使晶格中含 有一定数量的杂质。 此外，油田水中往往有几种盐类同时结晶，形成的晶体群的 晶格排列是将是不规则和不整齐的，在晶格中间会出现很多 空隙，悬浮物质会在空隙内沉积。这些因素都将导致垢层内 聚力下降，混合结晶形成的垢层比较疏松，对水的流速变化 和阻垢处理都比较敏感，垢层达到一定厚度就不再继续增长；
国内情况
油田各类设备上的结垢，虽然是附着在设备的金 属表面上，但在积垢与金属表面之间，仍有可能 存在着间隙，这些微小的空间为盐水或细菌等微 生物的生存与繁殖提供了有利的环境，正是在这 些地方，金属容易被腐蚀，这类腐蚀多是点腐蚀， 致使设备穿孔、毁坏。中原油田、吉林油田、青 海尕斯库勒油田、吐哈油田、塔里木油田、渤海 海上油田也都程度不同的受到结垢问题的干扰和 威胁。由于油田结垢对原油生产的种种不利影响， 油田防垢除垢问题在国内外均引起极大重视。
结垢基本情况
（3）在化学驱注入地层的化学药剂也可能引 起水垢沉积。碱驱中注入的碱液与岩石作 用使pH值、离子组分改变，温度和压力改 变，可引起碳酸盐，硅酸盐，氢氧化物沉 淀。在注蒸汽驱油中常有CaSO4、CaCO3 垢沉积。
结垢基本情况
（4）油田生产管线内的结垢更为普遍。苏伊 士湾油田的地下、地上生产设备、管线及 原油处理加热设备内都产生了CaCO3垢沉 积。国内外很多油田都出现过管线结垢的 现象。
4.1 概述
不论是采油、采气和注水开发，还是在提 高采收率的各种作业中，只要有水存在， 那么在采油过程中的各个生产部位都可能 随时产生相应的无机盐结垢。 有的油田，将蜡、沥青、胶质的混合沉积 物俗称为有机垢，将出砂及有机垢的混合 物俗称为泥垢，还有细菌垢等。
4.1 概述
采油时，处于各种环境和条件下的油田水 可能存在着某些化学反应和物理变化，能 导致生成沉淀物，这些沉淀物沉积或聚集 在地层中、油套管上以及各种设备的表面 上即是结垢，也叫做积垢或垢盐。 在油田，结垢经常是含有杂质的几种垢盐 的混合物，但其中总有一种垢盐在组分中 占据优势，含量会超过80%，常用这种垢 盐来表征整体结垢物。
结垢机理
水垢的形成可简略表示为：水溶液—溶解度—过 饱和—晶体析出—晶体长大—结垢。 对于垢的形成过程，溶液过饱和状态、结晶的沉 淀与溶解、与表面接触、时间等是关键因素。其 中过饱和度是结垢的首要条件。过饱和度除了与 溶解度有关以外，还受热力学，（结晶）动力学、 流体动力学等多种因素的影响。
结垢基本情况
（2）在二次采油中，如果注入水与地层水不相容， 往往产生严重的结垢。 北海油田注入海水（含SO42-2480mg/L）与地层 水（含Ca2+3110mg/L）不配伍，我国长庆油田 注入水（含SO42-1051mg/L）与地层水（含Ba2+ 成百上千毫克）不相容。在地层、井筒油管及管 线设备内产生了CaSO4和BaSO4结垢。
结垢基本情况
（5）在钻井液完井液应用中也需考虑结垢问 题。高密度盐水（CaBr2）与地层水不相容 引起CaSO4垢沉积。据最新报道，水泥浆 滤液也产生CaSO4、CaCO3和BaSO4沉淀 造成近井地带堵塞，使油层渗透率降低。
结垢机理
油田结垢大体可分为两种情况： （1）温度、压力等热力学条件的改变，导致 水中离子平衡状态改变，成垢组分的溶解 度降低而析出结晶沉淀； （2）离子组分不相容的水相互混合而产生沉 淀。
结垢影响因素
影响碳酸钙结垢的主要因素 ： (3)盐量的影响
油田水中的溶解盐类对碳酸钙的溶解度有一定的影响。在 含有氯化钠或除钙离子和碳酸根离子以外的其他溶解盐类 的油田水中，当含盐量增加时，便相应提高了水中的离子 浓度。由于离子间的静电相互作用，使Ca2+ 和CO32- 的活 动性减弱，结果降低了这些离子在碳酸钙固体上的沉淀速 度，溶解的速度占了优势，从而碳酸钙溶解度增大。我们 将这种现象称为溶解的盐效应。反之，油田水中的溶解盐 类具有与碳酸钙相同的离子时，由于同离子效应而降低了 碳酸钙的溶解度。
结垢影响因素
影响碳酸钙结垢的主要因素 ： (2)温度的影响 温度是影响碳酸钙在水中溶解度的另一个 重要因素。绝大部分盐类在水中的溶解度 都随温度升高而增大。但碳酸钙、硫酸钙 和硫酸锶等是反常溶解度的难溶盐类，在 温度升高时溶解度反而下降，即水温较高 时就会结出更多的碳酸钙垢。
结垢影响因素
影响碳酸钙结垢的主要因素 ： (3)pH值的影响
国外情况
在国外也有严重的结垢问题存在。墨西哥有一口 油井井底形成碳酸钙垢，日产量由初始的500m3 递减，最终降至50m3以下，经除垢、抑制垢化学 剂处理后增至800m3。我国胜利油田砂岩油藏某 受到碳酸钙垢影响，日产量仅5吨，用阻垢剂处理 后日产量上升到9.7吨。据报道，前苏联某油田9 口更新生产井产层岩芯分析表明，有两口井有效 厚度内一些岩芯中硫酸钙含量高达41%，而一般 平均含量仅为0.02%～1.00%；硫酸钙垢沉积不 仅发生在近井地带，而且发生在相当大的延伸范 围；阿塞拜疆油田已证实了地层中碳酸盐类直接 沉积的可能性。
结垢影响因素
•油田水常见水垢及影响因素
影响因素 名称 CO2分压 （P） 温度(T) pH值 含盐量 压力
CaCO3 MgCO3
P降低, 易结垢
P降低, 易结垢
T升高, 易结垢
T升高, 易结垢
pH高, 易结垢
含盐量低, 易结垢
CaSO4
影响小
T升高, 易结垢
T降低, 易结垢
NaCl、 MgCl2 对其有影响 含盐量低, 易结垢
地下水或地面水一般均含有不同程度的碳酸，在水中三种 形态碳酸在平衡时的浓度比例取决于pH值。 三种碳酸形式在平衡的浓度比例与水的pH有完全相应的 关系。在低pH值范围内，水中只有CO2+H2CO3;在高pH 值范围内只有CO32-离子；而HCO3- 离子在中等pH值范围 内占绝对优势，尤以pH=8.34时为最大。因此，水的pH值， 较高时就会产生更多的碳酸钙沉淀；反之，水的pH值较 低时，则碳酸钙不易产生沉淀。
结垢基本情况
（1）油藏内油与水共存，各种采油工艺的实施不可避免地 导致平衡状态的改变。在一次采油过程中，随着温度、压 力的改变，地层水的平衡状态相应改变。在含有大量钙离 子和碳酸氢根离子的地层水中，压力下降时二氧化碳分压 下降，pH值温度发生相应改变，导致井筒及管线设备内 产生CaCO3沉积。 如美国Murchson油田地层水（含Ca2+212mg/L, HCO3960mg/L）具有天然结垢倾向，只要储层压力下降，就会 产生CaCO3垢。美国墨西哥州某油田一口油井，地层水含 大量HCO3-（2335mg/L）和Ca2+（476mg/L），随着压 力下降，形成了95%CaCO3垢。
结垢机理
②沉降作用
水中悬浮的粒子，如铁锈，砂土，粘土，泥渣等将同时受到 沉降力和切力的作用。沉降力促使粒子下沉，沉降力包括粒 子本身的重力、表面对粒子的吸力和范德华力，以及因表面 粗糙等引起的物理作用力等 剪应力也称为切力，是水流使粒子脱离表面的力。如果沉降 力大，粒子容易沉积，如果剪应力大于水垢本身的结合强度， 则粒子被分散在水中 杂质的粘结作用或水垢析出时的共同沉淀作用都会增加粒子 的沉降力而使粒子加速沉积。因此在水的流动部位，被析出 的结晶叠加在一起形成的垢层一般不会连续增长。但在水的 滞流区，由于剪应力很小甚至接近于零，水垢则主要在这些 区域积聚，在滞流区积聚的水垢仅靠化学药剂是很难去除的 此外，水中微生物的生长和繁殖将会加速结晶和沉降过程。 腐蚀会使金属表面变得粗糙，粗糙的表面将催化结晶和沉降 过程。较高的温度也会使某些已经沉积的污垢变得难以清除
结垢机理
以碳酸钙垢为例，其结垢机理如下： Ca2++CO32-＝CaCO3↓ Ca2++2HCO3-＝CaCO3↓+CO2↑+H2O
碳酸盐垢是油田生产过程中最为常见的一种沉积物。常温下， 碳酸钙溶度积为4.8×10-9，在25℃，溶解度0.053g/L。在油 田地面集输系统，由于温度升高，压力降低，CO2释放，使 CaCO3沉淀的可能性增加；而在油气井生产过程中，当流体 从高压地层流向压力较低的井筒时，二氧化碳分压下降，水 组分改变，就成为CaCO3溶解度下降并析出沉淀的主要原因 之一。