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
采油集输管线结垢及腐蚀机理分析
采油集输管线结垢及腐蚀机理分析摘要：现阶段，我国在进行石油采集的时候发现，油田的集输管线结垢及腐蚀现象日趋严重，尤其是在油田开发中后期现象更为严重。
集输管线的结垢及腐蚀现象会对采油生产造成阻碍，如会使集输管线的管径缩小或者是是换热效率降低，给生产带来安全隐患。
本文对采油集输管线的结垢及腐蚀机理进行分析，并对其提出相应的解决办法，提高采油的质量及效率。
关键词：采油集输管线结垢及腐蚀机理分析在进行油田生产时，进行到高含水阶段时油井的液量、综合含水量、矿化度、出砂程度都会在一定程度上升高，而且在不同的油井与计量站开采的小断块会因为出产位置不同而导致高含水原油中具有不同的垢离子含量，想要使原油处理的效果得到提升，就要将原油进行升温处理，这就是导致管线结垢的主要原因。
而且原油及周围环境也会对管线产生一定的影响，导致管线受到腐蚀。
因此应该采取有效措施对管线进行处理，以达到生产要求。
一.采油集输管线结垢机理分析1.原理采油集输管线通常会因为以下原因出现结垢现象。
首先，水中存在很难溶解的盐类分子，这是因为水中成垢离子相结合而产生的。
其次，因为结晶的作用，将水中的盐类分子进行重新的排列组合，得到新的微晶体，出现晶粒化的现象。
再次，大量的晶体在长期的堆积中体积变大，沉积以后变成了了污垢。
最后，在不同的条件下，结垢的产状也不尽相同。
站在结晶动力学的角度上进行分析，结垢过程就是水中的成垢离子因为在过饱和溶液中生成了结晶，并且结晶又发生了聚集和沉淀，从而产生了结垢。
2.我国现阶段缓解结垢现象的技术2.1接转战分水想要对集输管线结垢现象加以预防，接转战分水是解决这一问题的首选方案。
可以在将结垢的根源彻底消除的同时。
降低输油管线在进行输送时其中包含的钙、镁离子的数量，减少结垢的发生几率，保证输油过程的安全。
想要降低油田的集输管线结垢程度，可以采用将污水处理后回注的办法，以此缓解管线结垢。
2.2加药防垢现阶段市面上有很多种类的阻垢剂，各类阻垢剂在油田也被广泛的应用。
油田注水开发过程中结垢现象的防治
油田注水开发过程中结垢现象的防治摘要：石油是保障国家能源安全的一种重要的方式，对于促进地方经济，发展国家能源有着非常重要的意义。
很多油田在实际开发的过程中，会出现结垢现象，但是结垢现象会容易导致后期的开采出现阻力和细菌的产生，导致开采石油内部的大量细菌滋生，增加了油井内各种设施设备加快腐蚀的速度，给油田企业造成大量的经济损失。
基于此，本文将结合油田注水开发过程中结垢现象出现的原因进行分析，并从经济发展的角度分析对于结垢现象的防治措施，促进油田企业的健康发展，获得更好的经济收益。
关键词：油田注水开发；结垢现象；产生原因；防治措施；研究1.油田注水结垢现阶段，在油田开发过程中，为了保证储层相应的水压，提高油田开发效益，普遍采用注水技术。
目前，油田注水技术一般有三种方法，一是采用清水注入法，即完成油田地下水的注入。
二是采用污水注入法，即从油层注水。
三是海上油田注水方式，采用海上注水方式。
此外，还有混合注水方法。
目前，油田注水过程中存在许多问题，如注钙和注二氧化碳的混合。
诸多问题导致注钙与注二氧化碳不相容，氢硫基团浓度急剧增加。
严重时会出现阻塞油层现象，使油层渗透效率降低，给油田中的油层造成很大的损失；而部分井筒以及井内设备结垢处理会限制管线的流通空间，从而增大摩擦力，也容易为细菌提供滋生的环境，增加了井下油井设备的锈蚀程度，减少了井设备的使用时间，严重时还会发生设备热效率的降低，导致管线爆裂，最后出现大面积停工的现象，严重危害油田设备的正常工作，使采油技术生产急剧减少[1]。
目前，我国各大油田公司已经开始就预防结垢处理的对策开展了研究，但问题依然存在。
油田地面注水技术措施的实际应用是通过注水井将合格的水注入井底油层，注入后的水流沿水线方向均匀地推向井内，使油流被驱出井外，从而提高油井的产油量。
注水过程是人工向地表提供能量的过程，是提高油田二次采油率的主要手段，注采模式已广泛应用于油田企业生产的各个阶段。
集输管网腐蚀结垢原因与防治对策
集输管网腐蚀结垢原因与防治对策摘要：油田集输系统结垢在油田开发过程中是一个普遍存在的问题。
本文对油田集输系统腐蚀结垢的机理和原因进行了分析。
油田地层水矿化度高和成垢离子含量高为结垢的产生提供重要的物质基础，是集输系统产生难溶结垢的主要原因，对此提出了一系列防治集输系统腐蚀结垢的综合配套技术措施，有效地延长集输系统的使用寿命，提高油田综合效益。
关键词：集输；腐蚀结垢；防治；使用寿命前言油田经开采开发，采出液综合含水体积分数上升，油田开发初期配套的集输系统已远不能适应目前的开发需要。
调查数据分析表明，今后将有相当数量的加热炉、容器、各类机泵的使用年限过长，维护和改造的工作量将逐年增加；在役管道的腐蚀结垢情况比较严重，穿孔和漏油事故频繁发生，待维护和更换的工程量逐年增加；很多集输设备都是依据当时的情况配置，腐蚀结垢严重，现场更换改造作业频繁，并造成大量集输设备报废。
油田自开发以来，修复改造了各类腐蚀结垢集输管道，由于来自不同油井、计量站和联合站的高含水原油中成垢离子含量不同，异水型水混输后不配伍.造成了严重的管道结垢堵塞。
1 腐蚀结垢机理分析垢物一般都是具有低溶解度的难溶或微溶盐类，它们具有固定晶格，单质垢物致密且坚硬。
垢物的生成主要决定于盐类是否过饱和以及盐类结晶的生长过程。
两种化学不相容的液体相混，因为含有不同种类离子或不同质量浓度的离子，就会产生不稳定的且易于沉淀的物质。
在集输系统中，垢物的形成过程往往是一个混合结晶的过程，原油中含有大量的水，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地催化其结晶过程，使得溶液在较低的饱和度下就会析出结晶。
2 腐蚀结垢原因分析从近年来集输系统解剖及更新情况来看，含油污水高矿化度、高含砂量、富含成垢离子、异型水混输、输液介质及压力温度变化等多种因素是造成集输系统腐蚀结垢严重，使用寿命缩短的主要原因。
2.1 污水矿化度高导致电化学腐蚀严重采出液中含油污水不仅矿化度高，氯离子质量浓度高和pH值低，而且含有CO2 以及硫酸盐还原菌等。
大芦湖油田管线结垢机制及对策
大芦湖油田管线结垢机制及对策随着我国经济的快速发展，对能源需求的不断增加，油田管线的重要性也日益凸显。
但是在油田管线的运输中，结垢问题一直是一个亟待解决的难题。
结垢会严重影响油田管线的安全、稳定运转。
本文将从大芦湖油田管线结垢机制分析和对策两个方面进行探讨。
1. 油田水中含有的有害离子离子含量高。
油田水中含有大量的溶解性无机盐、硬度离子、腐蚀性离子等有害离子，这些离子在管道中的运输过程中，通过水蒸气与管道内壁结合形成结垢。
2. 极值环境下管道内水质平衡失调。
油田管道运输环境复杂，湖面波动剧烈、地势陡峭、温度高低差异大等都会影响管道内的水质平衡，出现失调，导致结垢。
1. 清除管道内结垢定期清洗油田管道内的垢，定期观察管道内情况。
废除传统的清洁抛压泵方法，使用钢丝绳刮、高压水切进行清洗管道。
因为空气中的气体也可能对管道造成影响，建议在压缩气冲洗后进行干燥。
2. 优化油田管道材料目前的油田管道材料的质量未得到很好的保证，需要运用新技术，优化经济型材料。
具体的，建议选择铝合金能够有效节约成本还能够增强了管道的稳定性和耐腐蚀性。
3. 油田管类内添加防垢剂防尘剂可以有效抑制管道内缩娜，可以有效携带这些离子，使其化学稳定。
防垢剂可以有效地减弱离子在管道内部形成的黏性物质，从而达到预防管道的结垢问题。
4. 加强维护管理所有的设备需要进行定期检查和维护，建议每个巡视员需要定期对管道运行情况进行巡视，并在及时发现结垢等异常情况时报告上级管理机构。
此外，安全阀和压力传感器等安全性较差的设备也大力加强维护。
总之，油田管线的结垢一直是油田生产和安全维护的难点，在大芦湖油田的开采过程中，管线结垢也一直受到很多生产人员的重视。
综上所述，通过对大芦湖油田管线结垢机制的分析和对策的制定，可以有效预防管道的结垢问题，为油田的生产和运营提供更为可靠和安全的保障。
采油集输管线结垢腐蚀的机理分析与保护
采油集输管线结垢腐蚀的机理分析与保护发布时间：2022-10-17T05:35:56.287Z 来源：《科学与技术》2022年第6月11期作者：冯颖[导读] 在现阶段的高含水油井输送过程中，尤其那一部含水量大，砂石的占比程度高，所以开采上来的石油资源在输送过程中的含水量以及出砂程度都会随着其位置的变化而发生变化冯颖中原油田分公司濮城采油厂工程监督中心濮三中转站摘要：在现阶段的高含水油井输送过程中，尤其那一部含水量大，砂石的占比程度高，所以开采上来的石油资源在输送过程中的含水量以及出砂程度都会随着其位置的变化而发生变化，故而，在不同的石油开采计量站进行开采的工作时，就会出现小段会原油离子增加的情况，这是由于出产位置的变化而导致的现象，要想保证开采出来的石油分子的纯洁性，在这个过程中，就必须对其进行升温处理，那么必然就会导致采集石油输管线的结垢问题，采油集输管线路出现结垢腐蚀现象，会影响最终的开采出来的石油质量，这也不利于最终的石油利用程度，制约着石油利用效率和纯净性，故而，必须要做好采油集输管线的结构腐蚀防护处理，保证石油的利用效率。
关键词：采油集输管线；结垢腐蚀现象；防护处理；机制分析引言：石油、煤、天然气是我国重要的化石能源，并且都是不可再生资源，回收周期格外长，目前来说，石油的应用范围较为广泛，我国的各行各业都离不开石油的利用。
目前，世界石油丰富的地区大都是在中东地区，从各国为争夺中东地区的石油资源爆发的种种冲突可以看出石油资源的重要性，近年来，原油价格的上涨也跟世界战争的局部冲突有关，我国石油资源珍惜，石油总量虽然大，但是人均用量也比较高，所以最好要提高采集石油的运输效率，保证好石油资源的出油率，尤其是要做好才有集输管线的结垢防腐保护，基于现实情况，本文主要探究采油集输管线结垢腐蚀的机理分析与相关保护。
一、采油集输管线结垢腐蚀现象分析在进行采集石油资源的过程中，采油集输管线发挥着重要的运输作用，在正常的使用过程中，因为外界和内部的种种因素影响，可能会导致柴油及舒缓线出现结垢的现象，这是任何一种采油集输管线在使用过程中都无法回避的必须要解决的问题。
油田结垢原因及其防垢研究
Mingdong Yuan改进的复合垢预测模型：从热力学平衡原理计算出发，考虑了温度、压力因素对不同离子结垢时的相互影响，应用Pitzer方程计算硫酸盐物质溶解度，建立了硫酸盐结垢趋势预测模型。可预测SO42-作为公用离子的多种硫酸盐共同沉淀情况，并考虑NaCl、Na2SO4、MgCl2、CaCl2等多种组分对结垢的影响。地表及油层不同温度和压力下，硫酸盐的过饱和度和沉淀量的计算值来判断硫酸盐的结垢趋势。该模型对Forties油田的硫酸盐结垢趋势进行了预测，结论与现场观察结果符合良好。其缺点就是该模型只适用于25-150℃范围内，且未考虑特殊离子如K+和HCO3的作用。
1.1.1油田结垢的危害
目前，由于各大油田的原油开采已进入了高含水期，随着油田采出液含水的上升，地面系统结垢现象日趋严重，而结垢造成了油井被堵，产液量下降，浪费了能源，严重时造成抽油杆拉断，油井关井，甚至报废。阻碍了原油生产，造成了很大的经济损失。管道结垢后使管道缩径，流通截面积变小，造成压力损失、排量减小及管道堵塞，还会诱发管道局部腐蚀，导致管道漏失频繁，甚至穿孔，造成破坏性事故[3,4]。为了保证油田的稳产、增产，合理有效地预防、清除结垢，成为油田开发中不容忽视的一项需要解决的现实问题。
油田结垢原因及其防垢研究
摘要
目前，由于油田注水时间的变长，后期油田进入了高含水期，随着油田采出液含水量的上升水驱和三元复合驱的地面集输系统都出现严重的结垢现象。油田管道结垢不仅使生产效率降低，维护时也会造成资金的浪费，并成为油田安全生产的隐患。本文通过对大量的有关油田结垢文献的综合归类，取各家所长，系统的阐述了国内外油田防垢现状，油田的结垢原因及防垢机理，引用实验对水驱结垢预测及治理措施进行研究，论证其方法的可行性。本文为油田的放垢措施进行可行了性的指导作用。
采油集输管线结垢腐蚀的机理分析与保护策略
采油集输管线结垢腐蚀的机理分析与保护策略防止集输管线结垢与腐蚀不但可以提升传输效率，同样也是确保产品质量的重要途径之一。
在实际生产问题的解决过程中，要做好实际情况控制工作，重点解决结垢与腐蚀问题，更好的满足油田对于生产开发的客观要求，从而获得更高的经济效益与社会效益。
标签：采油集输管线;结垢腐蚀;保护策略引起结垢问题的原因较为简单，主要是碳酸钙的溶解所引起，最可行的方法就是通过电解法防止出现结垢问题，而引起集输管线腐蚀的原因众多，必须根据腐蚀问题出现的具体原因，分别采取多项措施，防止腐蚀问题威胁管线安全。
一、采油集输管线结垢机理首先，当水中具有大量的难溶解的盐分子时，这些分子在运送过程中可能会出现聚合下沉的情况，从而出现大量的沉淀堆积在管线内部形成结垢问题;其次，在结晶作用的辅助下，一些盐类分子可能会出现化学作用或者晶体的组合从而出现一些新的微晶体，这些晶体的晶粒化会导致大面积的堆叠与沉淀;再次，当大量晶体堆积时还会出现晶体长大的情况，这个时候沉淀就会逐渐成为大面积的污垢;最后，在不同的条件下，结垢的状态也会出现不同的表现。
如果从结晶动力学角度上来看，整个结构的过程就是离子在过饱和溶液中结晶的过程，然后结晶会不断积累、成长，与其他路过的分子或者晶体进行聚集，最终形成难以处理的巨大沉淀物，严重阻碍管线的正常使用。
二、采油集输管线腐蚀机理1环境因素在对原油进行集输的过程中，由于集输距离相对较短，因此普遍会采用架空管道对其进行输送，架空管道曝光于外界环境中，外界环境水蒸气的存在将会使得集输管线出现严重的化学腐蚀。
另一方面，集输管道将直接与集输设备相连，集输设备属于电气化设备，在使用过程中不可避免的会出现杂散电流，目前的研究成果表明，杂散电流将会引起严重的电化学腐蚀。
2原油成分因素由于集输管道中的原油都没有经过处理，所以集输管道内的原油中含有大量的硫化物等腐蚀性成分，这些腐蚀性成分的存在将会对管道产生直接影响。
油田集输腐蚀结垢影响因素与防治对策
前 言
有了 明显 变化 ， 由初 期粘 土矿 物变 为 以砂岩 骨架 颗粒 为主 的砂粒 ， Ｓ ｉ Ｏ ， １ ￣ 明 显提高 ， 据砂 样检 测报 告 ， 目前 ｓ ｉ Ｏ１ 含量在 ０ ． ８ ‰以上 。 砂 磨现 象变得 越 来越 严 重， 在管道 底部 有明 显的 沟槽 ， 在高 温 、 高矿化 度污 水的 腐蚀影 响下 ， 加 速了 管 线的穿 孔 。 在 胜利油 田受 “ 砂害 ” 影响 的大部分 是 出砂 严重 的单井管 线 ， 联 合站 、 接转 站 的井排 来油 汇管 ， 分 离器 的进 出 Ｅ ｌ 及外 输泵 出 口汇 管 。 ３腐 蚀结 垢的 防治 根据 “ 防治结 合 ” 的原 则 ， 对 腐蚀 结垢 的集 输系 统实 施综 合配 套 的防治 措
程， 溶液 在较 低 的饱和 度下 就会 析 出结 晶。 ２影响 腐蚀 结垢 因 素 ２ ． １ 污水 矿化 度高 导致 电化学 腐蚀严 重 污 水不 仅矿 化 度高 ， 氯 离子 质量 浓 度高 和ｐ Ｈ值低 ， 而且 含有 Ｃ Ｏ ， 以及 硫 酸盐 还原菌 等 。 这些 因素使 污水 介质成 为 了腐蚀 性极 强的介 质 ， 使得 输液介 质 电导 率 高 ， 电化 学腐 蚀严 重 ， 特 别是 在设备 焊 接部 位 ， 因材质 不均 匀形 成原 电 池， 造成 阳极 区 金属溶 解 ， 导 致设备 焊接 部位 穿 孔频率 较高 。
因为含有不同种类离子或不同质量浓度的离子， 会产生不稳定的且易于沉淀的
物质 。 当集输 系统热力 学和动力 学条件 不变 时． 即使有不相 容 的离子 ， 并且为 过
饱 和溶液 也会处 于稳定 的状态 。 在油水 井生产 的过程 中 ， 压 力下降 ， 温度上 升或
流 速变 化 ， 高矿化 度 水就容 易结垢 ， 对 钙盐 而言恰 好相 反 。 结 垢分 为析 出 、 长大
油田集输管线结垢认识与对策
低 了 整 体 效 益 。以 江 苏 油 田 的 ＭＴＺ Ｗ ９长 输 管 线 －
为 例 ， 行 不 到 ２年 的 新 管 线 平 均 结 垢 达 １ ｍ ｍ 厚 。 运 ０ 因 此 采 取 针 对 性 防 垢 措 施 是 维 持 油 田生 产 正 常 运 行 和提 高油 田开发综 合效 益的重 要途 径 。 １ 油 气 集 输 管 线 结 垢 机 理 集 输 管线 的 结垢 一 般 可 以分成 下 面 四步 ： 水 ① 中的 成垢 离子 结合 形 成 溶解 度 很小 的盐 类 分子 ； ② 由于 结 晶作用 ， 上 述盐 类分 子 间相互 结 合排 列并 使 形 成 微 晶 体 ， 生 晶 粒 化 过 程 ｝ 大 量 晶 体 堆 积 长 产 ③ 大 、 积 成 垢 ｝ 由 于 不 同 的 条 件 ， 成 不 同 产 状 的 沉 ④ 形 结垢 。
的 影 响 ， 之 小 断 块 开 采 来 自不 同 油 井 和 计 量 站 的 加
出 液 中 成 垢 离 子 浓 度 和 液 固 界 面 的 表 面 条 件 ， 出 产 液 中 的成垢 离子 浓 度较 高 时 容 易在表 面 积 较大 ， 表 面能较 高 的固体表 面结 晶析 出 。 ２ Ｊ ＹＴ 二 厂 集 输 管 线 结 垢 认 识 Ｓ
６ ２
内蒙古 石 油 ４ ｒ Ｌ－ － －
２１ 年第 ７ ００ 期
油 田集输 管 线 结垢 认 识 与对 策
汪 树军
（ 苏 油 田分 公 司试 采 二 厂 ） 江
摘 要 ： 对 进 入 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 ， 垢给 采 油 生 产 带 来 针 结 诸 多 问 题 ： 小 管 径 ， 成 阻 流 ； 低 换 热 效 率 ； 来 生 产 隐 患 ｌ 。 本 文 通 过 对 本 采 油 厂 集 输 管 线 结 垢 原 缩 造 降 带 等
集输管道结垢机理及防垢技术研究
随着油田内部含水量不断提升以及合采层系的不断增加，集输管道的结垢问题已经越来越突出，并且为油田的正常运作带来诸多危害，不仅让油田的开发成本明显增加，也影响油田开发管理。
油田的集输管道产生垢物质的因素很多，但主要是因为石油内部的矿化度不断提升以及PH值变化导致地层水发生变化，集输管道表面逐渐产生了垢物质，并且该种物质不断聚集，造成集输管道堵塞，严重影响集输管道的输送能力。
一、集输管道结垢机理概述据油田集输管道实际运作情况来看，目前集输管道所出现的结垢情况可以划分为硫酸镁垢、碳酸钙垢 以及硫酸钙垢等几个类型，而在众多类型中，最为常见的是碳酸钙垢物质，其会先在集输管道的表面产生一种非晶垢物质，然后经过长时间处于同样的集输条件下，该种非晶垢会逐渐增加，并且聚集成为群体晶体。
随着时间的增加，集输管道会逐渐受到该种集群结晶体的影响而被堵塞。
在碳酸钙垢物质当中，其包含了霰石和球霰石等物质，但这类别的物质并不稳定，因此在受到外界因素干扰下，会逐渐演变成为方解石，方解石本身具备较为稳定的状态，很难被清除或消解。
为此，针对集输管道进行除垢，主要是清除管道当中所形成的霰石和球霰石。
二、集输管道防垢技术研究1.防垢机理分析如今常用的技术管道防垢技术包含了机械法防垢、化学法防垢以及超声波法防垢等。
其中机械防垢主要是在活塞上面安装特定尺寸的刀头，并将活塞伸进技术管道当中，在管道当中的内压力作用下不断推动活塞，促使其上方所连接的刀头将管道内部的垢物质清除。
但该种机械除垢的方法需要停止管道的运行，还可能会造成刀头对管道内部设备的破坏。
化学除垢法是目前最为常用的防垢技术，其通过化学试剂将管道当中所形成的垢物质分解，从而逐渐消除隐患。
而化学除垢法的主要原理是在输送管道当中添加防垢剂，该种试剂会分离出对应的离子并且与管道内部的垢物质发生碰撞，此时垢物质不具备继续增长的条件。
而防垢剂还具备增溶作用，其能够对垢物质进行溶解，促使垢离子和防垢剂的颗粒形成整合环，从而避免垢物质形成。
探析三次采油集输系统结垢机理及防护
探析三次采油集输系统结垢机理及防护三次采油的聚驱和三元復合驱（ASP）是油田开采后期为提高原油采收率而提出的一种全新的三次采油技术，聚合物驱可提高采收率10%，复合驱可提高采收率15%～20%。
三次采油是油田开发技术上的一次飞跃，与二次采油相比，它借助物理和化学的双重作用，提高驱油的波及体积和效率。
伴随着三次采油技术的广泛应用，在集输管线上出现了严重的结垢现象，并且结垢严重的地方，腐蚀也非常严重。
这一现象的存在严重影响了生产效益及三元复合驱技术的进一步推广。
所以在大力推广ASP 采油技术的同时，有必要对三元复合驱结垢机理及防护方法进行研究和评价。
本文通过对ASP 的采出液特点分析，确定影响集输管线结垢和腐蚀的主要化学剂为碱、表面活性剂和聚合物。
同时根据分析结果，针对集输埋地管道结垢，提出了应对措施。
标签：三次采油;结垢;三元复合驱;集输管线一、ASP 采出水的特点及对集输管线的影响1.1 ASP 采出水的特点ASP采出水的特点为油水密度差值小;水中悬浮固体含量多，颗粒粒径范围在1～100μm 之间;细菌含量多，油田采出水中丰富的有机物和适宜的污泥是硫酸盐还原菌、腐生菌繁殖的场所，细菌的大量繁殖不仅腐蚀管线，而且还会造成地层的严重堵塞;有机物含量高，如原油、表面活性剂、聚丙烯酰胺及其残体、挥发酚及胶质沥青质类和石蜡等重质油类等，其中原油以分散油、浮油、乳化油及溶解油的形式存在于采出水中;矿化度高;水温与pH 值较高;溶解氧和含铁量较低并且残存一定数量的破乳剂。
三元复合驱采油技术是通过加入聚丙烯酰胺、碱和表面活性剂等化学药剂来改变注入水的特性来提高采收率。
采出污水中由于含有大量的残余聚合物、表面活性剂和碱等，成分极为复杂，表面活性剂和碱进一步增强污水乳化能力，增加了污水的粘度，使污水的胶态性质更加稳定，三元复合驱采出水的处理难度也就更大。
由于三元复合驱采出水中具有很高的矿化度和较高的碱浓度，使得三元复合驱体系中悬浮物含量高，结垢现象严重，产液能力也因此而降低。
油田结垢问题及高效防垢技术综述
油田结垢问题及高效防垢技术综述防腐能力强、长久耐用的特性，使得相关技术已在结垢结蜡严重的油田工况得到广泛应用。
油田结垢是一个普遍目棘手的问题，其产生原因多种多样，其中最为主要的有两大因素首先，地层水中高浓度的易结垢盐离子是结垢问题的一个重要来源。
在采油过程中，由于压力、温度或水成分的变化，原本处于化学平衡状态的盐离子会打破平衡，生成垢。
这些垢主要以碳酸钙为主，还可能混有碳酸镁、硫酸钙/镁等成分。
在我国，许多陆上油田的结垢问题大都由此引发。
其次，两种或多种不相容的水混合也是油田结垢的常见原因。
例如，在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，两者混合极易产生难溶的硫酸钡锶垢。
油田结垢带来的危害不容小觑。
首先，油层及近井地带的结垢会堵塞油气通道，降低油层渗透率，从而导致油井产液量下降，特别是在低渗透油田，这种影响更为严重。
其次，并筒结垢会增加抽油杆的负荷，降低泵效，甚至引发卡泵现象。
再者，集输管道和设备表面的结垢不仅影响运行效率，还可能造成垢下腐蚀，导致穿孔等安全隐患。
最后，注水系统的结垢会使注水压力上升，能耗增加，生产能力降低，为了应对油田结垢问题，业界采取了多种防垢措施。
其中，化学防垢技术是最为常用的一种方法。
目前，国内应用较多的化学防垢技术包括酸洗法和投加防垢剂法。
然而，酸洗法除垢的有效期较短，且返排液可能对环境造成污染。
而连续注入防垢液对泵的要求较高，操作也较为复杂。
针对以上问题，市面上还研发了一些新型的防垢设备和技术。
例如，带擦除机构管段式原油在线含水分析仪FKC02-CC就是其中的佼佼者。
这种仪器不仅适用于稠油和高含蜡原油工况，还能通过刮板的往复运动将探头上粘连的杂质去除，保证探头表面的清洁，从而提高仪器长期使用时的稳定性和精度。
物理防垢方法也在油田中得到了广泛应用。
这些方法通过物理手段阻止无机盐的沉除了化学防垢技术和新型设备，积，其作用原理包括振散作用、振壁作用、电解作用、电化学效应、磁场效应、辐射作用、催化作用等。
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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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