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油水井防腐防垢治理策略分析摘要：油气田生产过程中腐蚀结垢一直影响油井生产开采重要问题之一。
本文对油井腐蚀结垢机理进行分析并提出防腐蚀和防结垢的措施，希望对相关从业者有所帮助。
关键词：油水井；腐蚀；结垢；机理；措施1油井井筒腐蚀机理分析1.1化学腐蚀机理：化学腐蚀是由于沉降水、气体或酸性介质与井筒内壁金属发生化学反应，使金属表面发生腐蚀。
常见的化学腐蚀机理包括以下几种：(1)酸性介质腐蚀：油井中存在硫酸、盐酸、稀酸等酸性介质，当这些介质接触到井筒内壁金属时，会引起腐蚀反应。
酸性介质可以溶解金属表面的氧化物和其他腐蚀产物，从而暴露更多的金属，进一步加剧腐蚀。
(2)氧化腐蚀：油井环境中存在氧气，当氧气与金属表面接触时，会发生氧化反应，形成金属氧化物。
金属氧化物会附着在金属表面，形成一层薄膜，阻碍进一步的氧化反应，但如果薄膜受损或破裂，金属就会继续与氧气接触，加速腐蚀的过程。
(3)硫化物腐蚀：油井中存在硫化物，如硫化氢，当硫化物与金属表面接触时，会发生硫化反应，形成金属硫化物。
金属硫化物的生成会消耗氧气和酸性介质，形成局部缺氧和碱性环境，从而促进金属的腐蚀。
1.2电化学腐蚀机理电化学腐蚀是由于金属表面与电解液（井液）之间形成差异电位，产生电化学反应导致腐蚀。
电化学腐蚀的机理主要包括以下两种：(1)阳极腐蚀：在电化学腐蚀中，金属表面被氧化为阳离子，并释放电子，形成腐蚀产物。
当井液中存在氧气、酸性物质或氯化物等能够从金属表面接受电子的物质时，金属表面就会发生阳极腐蚀。
(2)阴极腐蚀：在电化学腐蚀中，金属表面上的阳离子和电解液中的阴离子结合，还原为金属。
在井液中存在硫酸根、碳酸根等能够提供阴离子的物质时，金属表面就会发生阴极腐蚀。
1.3机械腐蚀机理机械腐蚀是由于井液或固体颗粒的流动或冲刷作用，使井筒内壁出现磨损或腐蚀。
(1)冲刷腐蚀：当井液在井筒内高速流动时，其中携带的固体颗粒会与井筒内壁发生冲击和摩擦，造成局部磨损和腐蚀。
第九章油水井维护性措施目的要求要求学生掌握油水井的维护性措施，这些措施包括防砂与清砂，防蜡与清蜡，油井堵水，防腐及清防垢。
这章内容相对比较容易，是前几章内容的综合应用。
要求学生能够将本章知识与前面知识相结合，并注意理论联系实际。
课时：2学时授课重点内容提要第一节防砂与清砂（一）出砂危害产出的地层砂可以分为骨架砂和填隙物两种。
骨架砂一般为大颗粒的砂粒，主要成分为石英和长石等。
填隙物是环绕在骨架砂周围的微细颗粒（微粒），主要成分为粘土矿物，也包括石英、长石等其他非粘土矿物微粒。
✓砂堵导致减产或停产✓地面及井下设备加剧磨蚀✓套管损坏，油井报废（二）影响出砂的因素1、地质因素（1）应力状态钻井前砂岩油层处于应力平衡状态。
钻开油层后，井壁附近岩石的原始应力平衡状态遭到破坏，造成井壁附近岩石的应力集中。
（2）岩石的胶结状态与油层岩石胶结物种类（粘土、碳酸盐和硅质、铁质三种）、数量（数量越多，胶结强度越大）和胶结方式（基底胶结、接触胶结、孔隙胶结）有关。
基底胶结胶结强度大孔隙胶结胶结强度中接触胶结胶结强度低（3）渗透率渗透率越高，其胶结强度越低，油层越容易出砂。
2、开采因素①固井质量：由于固井质量差，使得套管外水泥环和井壁岩石没有粘在一起，在生产中形成高低压层的串通，使井壁岩石不断受到冲刷，粘土夹层膨胀，岩石胶结遭到破坏，因而导致油井出砂。
②射孔密度：射孔密度过大，有可能使套管破裂和砂岩油层结构遭到破坏③工作制度：生产压差过大、工作制度的突然变化等④其它：含水上升、地层压力下降、不适当的措施、低质量的作业等。
（三）防砂方法1、制定合理的开采措施（1）制定合理的油井工作制度：通过生产试验使所确定的生产压差不会造成油井大量出砂（控制生产压差）。
对于受生产压差限制而无法满足采油速度的油层，要在采取必要的防砂措施之后提高生产压差。
（2）加强出砂层油水井的管理：开、关操作要求平稳；对易出砂的油井应避免强烈抽汲的诱流措施。
油井井筒结构原因分析及防阻垢技术措施随着油田的不断开发，注水越来越多，由于水质中的很多成分容易和油井下的工具设备发生化学反应，因此形成一些垢状物质，长时间不予处理就会造成泵漏、杆管断脱、管漏以及井下工具设备失效等事故，严重制约了油井的正常生产。
标签：油井；井筒结构；防阻垢技术通过对油田井筒结垢原因分析及防阻垢技术措施的研究，分析形成油田井筒结垢的成分，在油田生产过程中，合理控制结垢的成分，并结合井筒的运行条件，设法提高井筒的温度和压力，减轻结垢的现象。
一旦形成垢，采取必要的处理措施。
实施油井的防垢阻垢技术措施，有效地防止油井结垢对油田生产的危害。
1 井筒结构的机理国内油田的井筒普遍存在较为严重的结垢现象，在分析结垢机理之前首先要对水质成分进行鉴定，通过定量分析来了解结垢物的组成，才能以此为依据来采取对应的防垢措施。
各油田井筒的结构情况类似，进行水质分析后可看出，其成分包括硫酸根离子、氯离子、碳酸根离子、钾离子、钠离子、镁离子以及钙离子，通常硫酸根自理、碳酸根离子、镁离子和钙离子的含量较高，如果井内压力和温度上升到一定值后，会出现相关化学反应而生产盐类化合物，通常此類化合物难以溶解，因此而形成垢。
选取井筒的结垢物进行分析后可发现，主要包括硫酸根离子、碳酸根离子、钙镁铁离子以及蜡、沥青、胶质等有机物质。
离子之间反应形成的化合物难溶解，与有机物反应后形成的垢物更无法溶解。
部分油井经过反复酸化，管柱会存在较为严重的腐蚀现象，在这样的井筒内，不只是难溶的碳酸镁和碳酸钙等，还包括铁锈，这就是加重井筒结垢的—个重要因素。
许多油井存在较为严重的出砂现象，在井筒内会存在大量的砂粒，会以载体的形式形成蜡和垢物集结。
部分井筒内存在较为严重的析蜡现象，分析结垢物的组成，通常会有着较高的有机物含量，混合钙镁铁盐类、砂粒后的混合物更难以溶解，于是就形成了井筒结垢。
2 油田井筒结垢原因分析油井的井筒结垢后，会制约油井的产量。
微生物采油技术在石油开采中的应用在微生物采油技术的实际应用过程中，需要把微生物引入到油层中，让微生物在油层内部进行生长繁殖，产生代谢物，进而降低石油开采工作的难度，提升石油开采工作的效率。
微生物采油技术的主要技术原理是，微生物将石油当中的烷烃作为自身的营养源，进行生长繁殖相关的化学反应同时产生代谢物。
烷烃中的代谢酶对微生物的生长繁殖有着极为显著的影响。
在微生物进行生长发育时，会改变石油的现有结构，从而让石油的属性发生变化，最终让石油表面的活性得到加强。
微生物生长发育所产生的代谢物，还能够让油层的压力更强，对石油层级的黏稠程度有很大的影响，进而让油层有更强的流动性。
微生物在生长发育时所产生的很多代谢物，还能够让油水界面的表面张力更小，进而让原油有更强的表面活性，最终让石油开采工作可以更加高效的进行。
微生物在生长发育的过长中，可以生成多种酸性物质，这类物质可以让原油附近岩石内部盐的溶解速度更快，从而让岩石的孔隙变得更大，进而导致岩石的渗透性变得更强，最终实现石油更加高效的开采。
当前阶段，我国的石油消耗量在不断增加，虽然有一些新的油田发现，但是石油的开采难度也变得越来越高，石油的开采效率严重不足，石油的持续稳定供应有很严重的风险。
为此，我们需要一种全新的技术手段保障我国石油开采行业的稳定发展，微生物采油技术就是一种较为良好的解决方法。
微生物采油技术所需的资金投入较少，同时和传统的石油开采技术相比，微生物采油技术不会对生态环境造成破坏，操作流程也较为简单，最为关键的是微生物采油技术可以大幅提升石油开采工作的效率。
所以，微生物采油技术是一种十分关键的石油开采技术，它的实际应用主要有以下几点。
一、微生物水驱技术微生物水驱技术在实际的应用当中，主要的作用原理是先吸附再分离。
微生物水驱技术的基础为微生物的正常生长发育，借助微生物生长发育时所产生的代谢物对岩石中的油滴进行收集，进而实现石油的开采。
微生物水驱技术的核心是微生物生长发育过程中所产生的代谢物，这类物质可以对原油进行吸引，从而把岩石中的油滴转变为混合的流动液体，通过这种方式，让原油混合物可以流动起来，从而实现石油更加高效的采集。
微生物采油技术在采油工作中的应用社会以及技术的发展进步让微生物采油技术进入人们的视线，现在这项技术已经拥有投入资金少、施工方式比较简单便捷的优点，而且可以增加开采速度以及减少开采成本。
因此微生物采油技术受到重视并逐渐运用到采油过程中。
本篇文章主要分析微生物采油技术的优势及应用，希望可以促进我国石油工业的发展。
标签：微生物采油技术;采油工作;应用生物技术在现代科学技术的发展下也有了发展，并且在采油工作中也有更多的应用，为石油的开采提供了更多的便利，采油事业也因此有了质的飞跃。
采油工程的效率和质量也有所提高，使我国对石油能源需求日益紧张的情况有所缓解。
为了让微生物采油技术更好的运用到采油工作中，要求相关人员对采油技术的特点与原理进行了解与掌握。
1 微生物采油工程的现状特点1.1 微生物采油技术的发展现状及其前景与传统的采油技术相比微生物采油技术具有施工简单、成本较低的优势，在油田开发中具有稳油控水、提高采油效率的优点。
作为一种新型技术，微生物采油技术在枯竭油田和高含水油田中有着强大的应用价值。
在2009年微生物采油技术就受到关注，并且在尼日利亚召开世界石油微生物技术大会。
我国的微生物采油技术虽然发展时间较晚但发展速度较快，现在我国许多的油田都已经开始利用微生物采油技术进行采油，已经取得较大成果。
微生物采油技术对石油事业的发展起着积极的推动作用，它的研究成果适合应用到油田开采中，可以用来降低开采成本，提高技术可控性，减少对环境的污染，提高开采效率。
石油开采领域在未来还会增加对该技术的研究，让其在石油开采中焕发新的光彩，促进我国石油事业的发展。
1.2 利用微生物进行采油的特点微生物采油具有传统采油没有的优势，是一种全新的采油技术。
它最大的优点就是可以降低成本、扩大应用范围、提高采油效率、使采油流程的完成更加顺利、对油层具有保护作用，在一定程度上避免对油井的污染。
重型原油在传统的采油技术上一直没有突破，但是在利用了微生物采油技术之后这一难题也被突破。
机采五防配套工艺状况调查截止2009年1月全厂油井开井567口，其中机械采油井有561口井，采取五防配套措施的有433口井，占开井数的77.2%，井下共配套“防砂、防磨、防蜡、防腐、防气”等各类机采配套工艺措施771套次。
分类情况如下：一、防砂配套目前井内采取防砂配套措施的有282口井，占总开数的50.4%其中配套各类挡砂工艺（主要有微孔结晶防砂管、自洁式防砂管、绕丝防砂管、激光割缝防砂管、反向流收集装置和镍合金防砂管）161口井，配套沉砂工艺（旋流沉砂器）58口井，配套排砂工艺（以防砂泵为主）52口井，另外2008年对出砂速度快，出砂严重的井进行化学防砂11口井。
具体情况详见表1表1 防砂工艺配套现状1、挡砂工艺适用于粒径大于0.2mm的中粗砂，目前较为成熟、应用较多的挡砂工具是微孔结晶防砂管、绕丝防砂管、自洁式防砂管。
镍合金防砂管已逐步被取代，激光割缝防砂管和反向流收集装置都是属于激光割缝防砂工艺系列，但是由于价格高，且防细砂能力差。
2、排砂工艺以长柱塞防砂泵较为成熟，对于粒径小于0.2mm 的中、细粉砂、尤其是地层吐泥浆的井有很好的防治效果，而且抽汲排砂过程中砂粒和其他异物不易进入泵筒，一般不会因出砂造成卡泵。
3、沉砂工艺以旋流沉砂器为主，主要应用于对于液量大于20方/天，含水大于80%，地面动力粘度小于300mPa·s的油井，尤其是对于4寸套管井，防砂泵和各类防砂管都不能下入，4寸旋流沉砂器可以解决4寸套管井无法防砂的问题。
二、防偏磨配套目前井内采取防偏磨配套措施的有209口井，占总井数的37.3%，其中主要以抽油杆扶正为主，油管扶正为辅，防偏磨配套工艺现状详见表2表2 防偏磨工艺配套现状注塑杆是较为成熟的抽油杆扶正技术，在防偏磨配套中应用广泛，主要适用于侧钻、定向井以等斜井段较长的以及含水较高的稀油油井。
抽油杆双向保护接箍是应用高温喷涂工艺在抽油杆接箍表面涂上保护层，保护层采用耐高温、抗磨损材料，且具有层状结构，可以降低管杆间摩擦力，摩擦后黏附于油管摩擦表面的片状涂层对油管也具有保护作用，可延长管杆使用寿命。
CPRS防蜡防垢防腐蚀系统“地面工具”
直管式系列
备注:
（1）工具带有配套Anzi 150/350系列法兰/螺栓、螺母/垫片
（2）工具按照ISO和API标准制作、检测
（3）经喷吵及底漆处理，并采用3—4个密耳的抛光炳烯酸氨脂漆喷涂（4）所有工具内含6片芯片
（5）增加芯片将被当作特制工具来报价
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桶体系列
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（3）经喷吵及底漆处理，并采用3—4个密耳的抛光炳烯酸氨脂漆喷涂（4）所有工具内含6片芯片
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防腐、防垢、防蜡工艺设计方法第一节防腐、防垢根据老井暴露的腐蚀及结垢问题，分析腐蚀及结垢原因，评价区块现有的防腐、防垢方法的适应性，落实存在的问题，结合现有的防腐、防垢方式对比，有针对性地选择适合本区块的防腐、防垢方法。
水对金属管道和设备会产生腐蚀，油田水中的溶解盐类对金属腐蚀有很大影响，其中最主要的是氯化物。
另一类最常见的引起金属腐蚀的物质是水中溶解的氧气、二氧化碳、硫化氢等气体。
此外，油田水中存在的硫酸盐还原菌等微生物也会对油井产生严重的腐蚀。
1.1 防腐防垢的必要性分析1.1.1腐蚀可能性分析地层水：针对本区块储层特征，了解本区块的地层水、注入水中的溶解氧、二氧化碳、硫化氢、总矿化度、pH值、细菌以及导电率情况，分析腐蚀的可能性情况。
原油：测定原油的含水、硫化氢、二氧化碳、细菌以及盐类情况，确定腐蚀可能性。
气体：分析天然气中含水、硫化氢、二氧化碳、氧与其他盐类、温度、流速等腐蚀情况，决定是否要采取防腐防垢措施。
1.1.2 结垢预测在油藏工程方案和试油、试采的基础上，收集油田油、气、水和各种入井液分析数据、储层的矿物分析，以及预测油田开发各个阶段的压力、温度、PH值等数据的基础上，对油田开发全过程进行结垢情况的预测。
并且要准确预测未来油田结垢的类型、时间和位置，有针对性地采取一定的预防措施，避免或减少结垢对油气田生产造成的危害。
用计算的方法进行结垢预测时，为了准确、可靠，在预测的基础上还要取垢样进行分析化验。
1.2 区块已采取的防腐防垢工艺评价对本区块前期采取的防腐防垢措施进行统计，包括防腐措施、防垢措施，统计目前本区块的腐蚀和结垢情况，对垢样取样分析。
针对防腐防垢预测结果，提出是否有必要对本区块开展防腐防垢工作，如有必要，针对腐蚀和结垢类型有针对性地做好防腐防垢工作。
1.3 防腐防垢方案设计1.3.1 防腐防垢设计原则针对防腐防垢预测结果，提出本区块的防腐防垢设计原则。
1.3.2 防腐防垢工艺方案设计针对本区块的腐蚀结垢情况，选择出适合本区块的防垢剂。
如果采用化学防腐防垢方法，防垢剂加药浓度需根据室内实验确定，考虑到现场应用的实际情况，现场施工时要略高于室内实验浓度。
针对腐蚀情况和结垢预测，优选金属材料，避免产生电偶腐蚀，如生产井已经结垢，应根据室内实验结果，针对不同的盐垢，选用不同的除垢药剂；应用工具或设备对积垢进行高压水射流，钻、铲、刮、捣碎等处理，清除设备和管线中的积垢。
1.3.3 油水井防腐工艺及方法胜利油田区域广阔，地质条件复杂，井下管柱的腐蚀现象也较为严重，造成井下管柱的腐蚀原因主要有以下几点：电化学腐蚀、微生物腐蚀、溶解气腐蚀（氧气、二氧化碳和硫化氢）、垢下腐蚀等多种腐蚀因素。
高矿化度及高Cl-对油井腐蚀有着较大影响，矿化度在（10～30）×104mg/L，含有大量的Ca2+、Mg2+、SO42+、HCO3-，Cl-含量在（6～15）×104mg/L具有强穿透性，成为腐蚀的重要因素。
对于井下H2S及CO2对油管的腐蚀，通常采用耐腐蚀管材、涂镀层管材、注入缓蚀剂及阴极保护等防腐技术。
（1）涂镀层管材金属表面涂层可以限制并阻止腐蚀性介质与其接触，不仅可以延缓腐蚀，而且可以减缓井下设备的结垢、结蜡问题。
常用的涂层材料有聚酯、聚四氟乙烯、聚乙烯、聚氯乙烯、聚丙烯、玻璃、玻璃纤维、水泥、搪瓷、环氧树脂等。
涂层的选择由涂层的物理机械性能、工艺性能、使用条件以及经济合理性来确定。
有塑料涂层、粉末涂料油管、镍磷镀油管等涂层。
（2）耐腐蚀管材耐腐蚀管材分为耐腐蚀金属与合金、耐腐蚀非金属材料：油田生产常用的是碳钢与合金钢，不锈钢常用于关键性部位和制造关键性部件（如泵、阀和井下工具的外壳等）。
在含有二氧化碳和氧的环境条件下，一般使用不锈钢。
从防腐与机械性能方面考虑，目前发现三种类型的钢材适用于含有二氧化碳的油田制造油管：含13%Cr的不锈钢、含9%Cr和1%Mo的钢材、冷加工双相不锈钢。
在不存在硫化氢的条件下，采用13%Cr不锈钢最为经济有效。
在含有硫化氢的环境条件下，宜采用下列金属：未加工的低合金钢与中合金钢（小于1%镍）、经退火处理的300系列不锈钢、耐热的因科尔镍铬铁耐蚀合金、因科内尔750镍铬合金、经退火处理的蒙奈尔合金、K 蒙奈尔合金等。
目前世界公认的XM19氮化不锈钢是一种高级抗硫化氢腐蚀的合金材料，其优点是尽管含锰量高达5%，但不受氢脆的影响。
非金属材料近年来越来越广泛地应用于石油工程设备的防腐蚀，已经成功地制造出玻璃钢抽油杆、油管和套管。
目前国内外应用最广泛的是玻璃钢抽油杆，由玻璃纤维与环氧树脂复合而成，具有强度高、重量轻、最大负荷降低30%，齿轮箱扭矩降低40%。
（3）化学缓蚀方法—缓蚀剂注入缓蚀剂防腐主要是利用缓蚀剂的防腐作用达到减缓油管腐蚀的目的其防腐效果主要与井况(如温度、压力)、缓蚀剂类型、注入周期、注入量有关。
该技术成本低，初期投资少，但工艺较复杂，对生产影响较大。
缓蚀剂有两种注入方式:间歇注入方式，该方式在将缓蚀剂自油管内注入后，必须关井一段时间后才能开井(处理周期一般为2～3个月)，对生产有一定影响。
连续注入方式，主要通过油套环空或环空间的旁通管及注入阀将缓蚀剂连续注入井内或油管内,油气井不需关井,因此,对生产影响较小。
固体缓蚀阻垢技术是将固体缓蚀阻垢剂填装在悬挂于油井尾管底部的上下释放器之间的油管内，通过释放器进行缓慢释放固体缓蚀阻垢剂起到防腐防垢的技术。
（4）牺牲阳极阴极保护技术牺牲阳极阴极保护技技术是通过在油井泵座以上腐蚀结垢严重的部位连接牺牲阳极阴极保护器，牺牲阳极阴极保护器内铝合金材料充当油井内电化学腐蚀中的原电池的阳极，油管和抽油杆作为阴极免于腐蚀，得到保护。
1.3.4 油水井防垢工艺及方法在油田投入生产过程中，一旦结垢，就会对生产造成诸多不利影响，必须要进行清垢作业。
因此，解决油田结垢对采油作业的危害，最好办法是防患于未然，预防结垢。
在编制防垢方案前，需收集油田油、气、水（包括在试验区面积注水后产出的淡化水）和各种入井液全分析数据、储层的岩矿分析，以及预测油田开发各个阶段的压力、温度、PH值等数据的基础上，对油田开发全过程进行结垢情况的预测（至少预测含水98％时结垢情况）。
并且要准确预测未来油田结垢的类型（如地层深部结垢、地层近并结垢、井筒结垢、设备结垢）、时间和位置，这样才能有针对性地采取一定的预防措施，避免或减少结垢对油气田生产造成的危害。
用计算的方法进行结垢预测时，为了准确、可靠，在预测的基础上还要取垢样进行分析验证。
采油时，当液体从相对高温高压地层流入井筒时，由于压力和温度的急速下降，能产生以碳酸盐为主的结垢，结垢聚集在油管内外壁，筛管，尾管，套管内外壁等处，至使管径缩小，阻碍产业流动。
在油井生产过程中,液流沿油管的不断上升是一个压力不断降低的过程。
地层水中的CO2不断溢出，当其含量低于碳酸盐垢溶解平衡所需量时，碳酸盐就易结垢；同时，CO2的溢出使得地层水的pH值升高，碳酸盐的结垢趋势增大。
此外，由于井流物中含有一定量的杂质微粒，作为晶核能促使碳酸盐在较低的过饱和条件下析出晶体，并慢慢沉积形成垢。
目前胜利油田油井结垢主要有：碳酸盐垢、硫酸盐垢等。
针对该类垢型，常用的防垢方法有三种：化学方法、物理方法和机械方法，其中化学方法应用最为广泛。
（1）化学防垢主要有无机磷酸盐防垢剂、聚合物防垢剂、有机磷防垢剂。
防垢剂加药浓度需根据室内试验确定，考虑到现场应用的实际情况，现场施工时要略高于室内试验浓度。
注水系统，按注水量计算：y＝C×Q／（1000×C0）式中y——每天加入防垢剂量，kg／d；C——现场使用浓度，mg／L；Q——日注水量，m3／d；C0——防垢剂原始浓度，％。
一般来说，地面处理站和注水系统防垢剂浓度为5mg／L，最高不超过10mg／L；油井挤注处理时，一般资料介绍的经验是配制浓度5％～10％，按产液量的1％～2％注入。
加药周期可根据加示踪剂（如荧光粉）的颜色变化来判断，周期性地向结垢部位注入防垢剂溶液，可预防结垢。
加药方法包括投加部位和投加方式。
（2）磁防垢磁场可以阻止水垢的生成和聚集。
磁防垢在油田井下或地面油水管线上应用颇为普遍，而且效果明显，但其机理极为复杂。
大量的实践和室内试验证明，未经磁化的水滴中水垢颗粒相对较大，且多集中在水滴表面，也就是说水垢很容易结在管壁上。
经过磁化处理的水滴内水垢颗粒变得更小，而且在水滴表面很少，也就是说水垢颗粒悬浮在水中，与钢铁表面接触机会少，在水流动状态下水垢颗粒容易被水。
（3）机械清垢清除积垢还可以使用机械方法，例如应用特殊的工具或设备对积垢进行高压水射流，钻、铲、刮、捣碎等处理，可以清除设备和管线中的积垢，但目前还难以用于清除近井地层中的积垢。
高压水射流清洗除垢技术是近年来国际上崛起的一项新兴技术，射流出的高压水不仅能有效地清除积垢，而巨不污染环境。
它通常由高压泵、驱动装置、调节压力设备、高压软管、各种喷嘴等组成，可集中装置在一辆卡车上，机动灵活，便于除垢作业。
目前，国外在高压水射流清洗除垢这一技术领域中，美国、德国、日本居领先地位，中原油田从德国WOMA 公司引进的WOMA325Z 型超高压清洗除垢设备就是这类设备中的一种。
1.4. 小结（1）加强油气井腐蚀动态监测，及时掌握腐蚀结垢状况，为防腐防垢措施的制定奠定基础。
（2）综合考虑防腐防垢措施的投入和油气井的产量，使防腐防垢措施具有较好的经济性。
（3）防腐防垢措施考虑全面，保证套管、油管、井下工具及井口等得到良好保护。
（4）定期检测、判断防腐防垢效果，保持或调整防腐防垢措施。
（5）盐垢成分不同，选用的除垢剂不同。
采用化学除垢时，最好以室内实验为依据，确定最佳的除垢剂配方。
（6）综合采取防腐防垢措施，保证注水井正常注水、油井正常生产、井下工具良好及地面设备和管线正常运转。
第二节防蜡结蜡是影响油井高产稳产的突出问题之一，防蜡和清蜡是油井管理工作中的重要内容。
因此，防蜡和清蜡方案设计是采油工艺方案设计工作中的重要内容之一。
在编制采油工艺方案时对油井结蜡问题必须有一个充分的预测，并提出清防蜡措施的方案。
2.1 蜡的性质及分类蜡可分为两种，一种是石蜡，常为板状或鳞片状或带状结晶，平均相对分子质量为350～430，分子中C原子数是C16～C36，属正构烷烃，熔点50℃左右；另一种是微晶蜡，多呈细小的针状结晶，平均相对分子质量为500～800，分子中的C原子数是C30～C60，熔点是60～90℃。
石蜡和微晶蜡的区分可通过对蜡样进行正构烷烃和非正构烷烃碳数分布测定试验来鉴定，具体区别如表5-1所示。
石蜡能够形成大晶块蜡，是造成蜡沉积而导致油井堵塞的主要原因。
微晶蜡，由于其熔点高且蜡质为粘性，清蜡和防蜡都很困难。
