油田管线结垢程度的判断及防垢设想

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。

浅谈计量间油井回油管线结垢结蜡防治措施探讨计量间油井回油管线是油田生产中非常重要的一个环节，其负责将原油等液体物质从井口输送到地面，可谓是油井生产的“血管系统”。

因此，计量间油井回油管线的正常运行关系到油井的生产效率和安全稳定。

然而，由于油井回油管线是暴露在野外环境中的，因此，管理和保养也面临着很大的挑战。

其中，较为严重的问题便是结垢和结蜡现象。

这两种现象不仅会阻塞管道，降低输送效率，还会引发安全事故，给生产带来极大的危害。

下面从结垢和结蜡问题的成因、预防和治理之道等几方面进行分析。

一、成因1.复合沉淀作用随着原油不断从井口向管道输送，其中可能存在杂质和一些难以溶解的物质，这些物质较为容易在管道内发生“复合沉淀作用”，从而产生结垢现象。

2.曲折和不良降温油井回油管道长期在野外运作，管线内部的曲折和转折点很多，甚至有可能存在“高管桥低管涵”的形式。

如果在输送过程中，管道内部发生曲折，就有可能导致流动速度减慢，从而容易发生结垢。

此外，在油井所在地区，气温较低的情况也会加速油井回油管道产垢。

因为油井回油管道内的原油在输送过程中会严重降温，如果温度过低，就容易发生结蜡现象。

二、预防1.定期维护为了避免结垢和结蜡现象带来的危害，对于计量间油井回油管线的维护需求也相当高。

需要定期清洗管线，抽取管道内部的污垢和杂质，同时关注管道内的腐蚀情况，及时修缮。

只有这样，才能确保管道的正常运行。

2.改变管设计结垢和结蜡现象的成因在很大程度上源于管道内部的曲折和转折点。

因此，对于新建的管道，可以对管道的设计进行改变，优化管道的输送性能，避免管道内部的积累，从而降低结垢和结蜡的风险。

三、治理1.高压水冲洗高压水冲洗是一种常见的治理结垢和结蜡的方法。

它利用高压水枪将管道内部的污垢和沉积物冲刷掉，清洗管道内部。

2.化学清洗化学清洗是一种常见的治理结垢和结蜡的方法。

这种方法会加入一些特殊的化学剂，在管道内部形成一定的氧化还原环境，从而将管道内的杂质和污垢清除干净。

油井井筒结垢分析及防治措施随着我国的社会经济水平的飞速提升，国家对石油的依赖性也越加明显。

但石油行业同样也面临着巨大的挑战，油井井筒的结垢对于油田的正常生产产生了很大的制约作用。

当油田开发到中后期的阶段，注水量会逐步加大，并且水质中的一些成分也会和油井下的设备和工具发生反应，在反应的过程中产生垢状物质，如果未及时的处理这些垢状物质，那么就可能导致质量事故的出现，如设备工具失效、杆管断脱以及泵漏等，大大的影响了石油企业的经济效益。

文章便对油井井筒结垢机理和原因分析以及油井井筒结垢的防治措施两个方面的内容进行分析和探讨，从而详细的论述了如何做好油井井筒结垢的防治工作。

标签：油井井筒结垢；机理和原因；防治措施T油田处于某斜坡中部，为一平缓的西倾单斜（倾角小于1度），背景上发育的多组轴向近东西向德鼻状隆起构造。

主力油层三叠系长X储层为湖成三角洲沉积，岩性以灰绿色细粒硬砂质长石砂岩为主，成份及结构成熟度低，岩性致密。

长X可分为长X1、长X2、长X3三个小层，其中长X2层为主产层，平均有效厚度12.5m，平均有效孔隙度12.69%，储层孔隙度发育中等，平均渗透率1.81×10-3цm2，属于低渗透储层。

1 油井井筒结垢机理和原因分析1.1 油井井筒结垢的机理油井结垢是指抽油机井井筒内的抽油泵和油管油杆等井下机械构件，在油井产出液的长期作用下通过化学反应使其表面结垢的现象。

原油从油井底部进入管道开始，由于油田注水开采及石油、天然气自身含水等原因，导致从油井底部采油泵便开始结垢，结垢使得抽油泵等机械装置的工作效率急剧下降，严重的还会导致卡泵，并加重抽油杆偏磨以及抽油杆断脱等事故的发生。

1.2 油井地下水的成份分析现阶段，我国很多油田的油井井筒都存在着结垢的问题，因此，应对油田现场的地下水水质进行详细的检测，并且进行定量的分析，从而得到结垢物的组成成份。

在我区存在结垢问题的油井井筒中，它们的结垢情况是很类似的，当对所测得的地下水的水质成份进行分析时，我们发现水中含有较多的硫酸根离子、碳酸根离子、镁离子以及钙离子，这样随着油井井下压力和温度的不断变化，这些离子之间就会发生化学反应，从而产生难以溶解的盐类化合物等结垢物质。

油气管道结垢原因分析及除垢方法摘要：石油资源在我国经济的发展中，占据比较重要的位置。

石油能源的开采过程中需要所运用的管道具有比较好的密封性，可以保证石油能源在运输过程中的安全。

与此同时，石油能源在运输的过程中，还是会对油气的集输管道造成一定的腐蚀，导致油气管道可能出现泄漏的问题。

因此，本文主要针对油气集输管道被腐蚀的特点进行研究，并制定出有效的防腐技术。

关键词：集输管道；腐蚀结垢；防护技术引言石油从生产到运输都需要经过其集输管线，因此管线也经常会存在各种油、气、水的介质，且其内部的温度以及压力都会影响着管线，长时间的运行必然会使得管线中出现结垢现象，高效的除垢工艺也就成为了企业所关注的重点。

在当前市场上使用比较多的防垢措施有物理和化学的形式，但其使用效果存在着一定的局限。

通过将防垢思路转换为除垢理念，采用除垢工艺则起到了明显的效果。

通过该工艺能将结垢离子进行去除，从而来确保集输管线的正常运行。

1油气资源对集输管道腐蚀的情况社会越来越多地使用石油和天然气，石油和天然气能源含有杂质，石油和天然气本身更具腐蚀性，从而使受污染的产品具有潜在的腐蚀性。

石油开采可能会导致开采过程中使用的机器受到一定程度的腐蚀，如果发生严重腐蚀，则无法开采石油。

就石油和天然气运输而言，运输必须通过若干管道和管道进行。

与此同时，碳氢化合物中的微介质可能会在输送管道的内壁及其界面上造成一定程度的腐蚀，从而可能在随后的碳氢化合物运输中造成问题。

就石油开采而言，相关的腐蚀性物质可能导致管道腐蚀，特别是在开采接近尾声，需要补充水来帮助石油和天然气最终开采的情况下。

在注水过程中，石油和天然气中的某些物质会产生化学反应，从而逐渐增加石油和天然气能源的腐蚀性，从而导致运输收集管道中的石油和天然气能源受到更严重的腐蚀。

因此，石油和天然气能源的主要腐蚀特征如下:第一，当石油和天然气能源与水和天然气等物质混合使用时，可能导致运输管道更严重的腐蚀；第二，石油和天然气能源在大气压力发生变化或温度发生重大变化时，特别是在较高的温度下，可能会腐蚀管道；第三，石油和天然气能源含有更复杂的杂质，甚至具有一定的腐蚀性。

油田管道结垢治理技术分析目前，在我国的油田生产过程中均面临管道结垢的重要问题，其在影响原油产量及运输时间的同时，也影响了油田自身的稳定生产。

文章针对影响油田管道结垢的因素作简单介绍，并提出相应的治理技术。

标签：油田管道；结垢；影响因素；治理技术1 影响油田管道结垢的因素1.1 pH值的因素影响据相关研究证明，提升酸碱溶液的pH值，能使碳酸盐快速结晶，从而增大管道内污垢的热阻，缩短污垢的生长期，减缓污垢形成。

但需注意调节溶液的pH值，如果pH值过低，反而会促进溶液腐蚀管道，造成管道形成腐蚀垢。

因此，溶液的pH值制定，以6.5≤8最佳。

1.2 流速因素影响不论是哪种污垢，其的增长率均会随着流速的增加而减小。

原因在于：尽管流体速度增加能减少污垢的沉淀，但流体速度增大反而造成的剥蚀率上升更加明显，从而促使污垢的总增长率相对减少。

当流体速度减慢时，介质中带有的微生物排放物与固体颗粒将快速沉淀，致使管道结垢的可能性显著增加，尤其是管道结垢的突变部位最为明显。

1.3 压力因素影响通常压力对硫酸钙（CaSO4）、碳酸钠（CaCO3）以及硫酸钡（BaSO4）等溶液结垢均有所影响，特别是在CaCO3结垢的过程中有气体参与反应，因而压力对其的影响更为显著。

污垢的形成机理为：压力减少，物体沉淀过快，易于出现结垢。

因此，在油田管道的输送中，结垢形成的几率将随着压力的降低而增加。

1.4 温度因素影响温度影响的过程通常为改变容易结垢的盐类的溶解度[2]。

水中污垢的溶解度变化与温度改变密切相关，变化曲线见图1。

图1 水中污垢的溶解度变化与温度变化的关系由图所知，在所有的盐类污垢中，除CaSO4·2H2O的溶解度有最大值之外，其他污垢均随着温度的上升而降低，其中以碳酸盐最为明显。

结垢机制为：温度上升，碳酸氢钙溶液[Ca(HC03)2]中的碳酸钠（CaCO3）成分逐渐分解成晶体，最终引起管道结垢。

如下列公式：Ca(HCO3)→CaCO3+CO2↑+HO2而至于以BaSO4、SrSO4或者CaSO4为主要成分的盐类污垢，则是由介质中Ca2十、Sr2十或者SO42-有机结合而成的不易溶解物沉积。

浅谈计量间油井回油管线结垢、结蜡防治措施探讨经济在快速的发展，社会在不断地进步，油田开发过程中，油田区块含蜡量较高，及三次采油，聚驱、三元复合驱开采，油井回油管线内壁结蜡、结垢，集油管线油流通道直径缩小，造成集油管线回压升高，严重的影响油井正常生产。

针对问题，在生产实践中，摸索行之有效的防治措施。

标签：防治措施;加药参数优化;新型材料管线应用引言造成油井结垢的主要原因是在开采过程中对压力、温度以及注入水等因素没有进行有效的控制，导致了油井、油管等主要开采设备出现结垢的现象，影响了油田的正常开采。

要从根本上解决结垢问题，就要对形成结垢的原因进行充分的了解，进而制定出具有针对性的解决方案。

1 油井发生结垢的原因分析油田油井在石油采集过程中，由于受到温度变化、压力变化、水成分变化或不相容的水相混合等因素影响，会造成在井底、油井管线和井筒表面等部位发生结垢现象，从而影响油井原油采集的生产工作。

油井结垢的主要类型是碳酸盐垢，还混有一定的硫酸镁垢、碳酸镁垢、硫酸钙垢等，引起油井结垢的原因主要有以下几种。

一是由于结垢盐离子析出引起的结垢。

在地层水中含有浓度较高的易结垢盐离子，由于受生产层位，以及采油方式的变化，在油井采油过程中，温度、压力或水成分结构等条件变化改变了地层水中离子间原有的化学平衡，导致油井输油管线内温度升高，压力呈下降趋势，水矿化度，易结垢离子增多，水溶液中的pH值呈现偏高态势。

二是相容水混合引起的结垢。

在油井原油开采过程中，经常会存在两种或两种以上不相容的水混合在一起，使水溶液中离子成分增多，当多种易结垢离子相互作用发生反应时，会产生不同程度的结垢物，最常见的硫酸盐垢是硫酸锶垢和硫酸钡垢。

三是外来液的影响引起的结垢。

如一部分油井外来洗井液与采出液相互不配伍，也是引起油井井底、管線和井筒表面等部位结垢的原因之一。

四是气驱或者化学驱引起的结垢。

对油井进行注蒸汽驱油时，也会引起硫酸钙和碳酸钙等矿物质的沉积。

油田井筒结垢原因分析及防阻垢技术探讨石油是一种重要的能源，对国家、集体和个人都有着非常重要的作用。

然而通过实践我们可以知道，当油田开发至中晚期以后，由于注水量的不断增加，油田的井筒相继开始结垢，直接影响着油井的正常生产。

本文将对油田井筒结垢的原因进行深入分析，并在此基础上提出防阻垢的技术，以期对我国石油开发及油井保护提供一些参考。

标签：油田井筒结垢防阻垢技术在油田开发生产过程中，油井结垢一直制约着油田的正常生产，是一个很难解决的问题。

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。

1 油田井筒结垢的原因分析据调查显示，对目前我国已经步入高含水开发中后期的油井来说，大部分油井的原油含水量基本超过百分之八十甚至百分之九十。

从热力学的角度分析可知，油井中的注入水是不稳定的，容易与油井下的机械设备发生垢化效应，油井经过多次的酸化措施就会使井下管柱严重腐蚀或结垢，进而造成泵卡、筛管堵死以及地层堵塞，原油的产量下降，而且检泵作业的次数将会增加。

1.1 油井地下水的成份分析目前我国部分油井井筒结垢现象比较严重，在对油田现场结垢的地下水质进行鉴定后，进行定量分析并确定结垢物的组成成份。

由于每一个油田井筒结垢情况基本相似，现以百色盆地的塘寨油田为例进行说明。

对塘寨油田部分油井井筒结构部位的水质提取鉴定，得出如下水质成份分析图：从以上水的成份分析结果不难看出，地下水中钙离子、镁离子、碳酸根离子以及硫酸根离子的含量较为丰富，当井下温度和压力达到一定条件时，它们就会发生化学反应，形成难以溶解的盐类化合物即井筒所结的垢。

1.2 井筒结垢原因分析油井井筒垢物成份主要有沥清、蜡、胶质等有机物质以及钙镁铁离子和碳酸、硫酸根离子。

后者离子相互发生化学反应形成难以溶解的化合物，再加上前者有机物质，就会形成更加难以溶解的垢物。

浅谈计量间油井回油管线结垢结蜡防治措施探讨随着石油工业的飞速发展，计量间油井回油管线结垢结蜡的问题越来越突出。

结垢结蜡不仅会影响油井的正常生产，还会增加管道运输的阻力，降低生产效率，甚至造成设备损坏，增加维护成本。

防治管线结垢结蜡问题成为石油工业中亟待解决的难题。

本文将就计量间油井回油管线结垢结蜡的防治措施进行探讨。

我们来了解一下结垢结蜡的成因。

管线结垢通常是由油中的悬浮物质、油中的杂质和管道内壁的材质等因素共同作用的结果。

而结蜡主要是由于油品中含有的杂质和杂质与低温条件的共同作用导致的。

要解决管线结垢结蜡问题，首先要从源头上入手，净化原油，降低原油中的杂质和悬浮物质的含量，减少管道结垢的可能。

在生产过程中，加强原油过滤和净化工艺，提高原油质量，也是减少管线结垢结蜡的重要手段。

对于已经结垢结蜡的管道，我们可以采用化学清洗的方法进行清理。

化学清洗是目前使用较广泛的管线清洗方法，通过加入一定比例的清洗剂，可以在管道内壁形成一层保护膜，防止杂质沉积和结垢。

常用的清洗剂有有机酸类、表面活性剂及缓蚀剂等。

这些清洗剂在清理管道的还能够对管道内壁起到一定的保护作用，延长管道的使用寿命。

不过，在使用化学清洗剂时，需要注意对环境的保护和废水的处理，避免对环境造成污染和危害。

除了化学清洗外，物理清洗也是一种常用的管线结垢结蜡防治措施。

物理清洗主要是利用高压水射流或机械清洗设备，对管道内壁进行清洗。

高压水射流可以有效地清除管道内的结垢和结蜡，并且对管道内壁没有损坏，是一种环保清洗方式。

机械清洗设备则是通过机械刮擦和旋转刷子等方法对管道内壁进行清洗，清洗效果较好，但是操作复杂，需要维护设备，成本较高。

除了化学清洗和物理清洗外，还可以采用热力清洗的方式进行管线结垢结蜡的防治。

热力清洗是利用高温热水或蒸汽对管道内壁进行清洗，通过高温让结垢和结蜡软化脱落，再利用水压将其清除。

热力清洗可以彻底清除管道内的结垢和结蜡，而且对管道内壁的损伤较小。

油⽥结垢原因及其防垢研究毕业论⽂毕业论⽂油⽥结垢原因及其防垢研究毕业设计（论⽂）原创性声明和使⽤授权说明原创性声明本⼈郑重承诺：所呈交的毕业设计（论⽂），是我个⼈在指导教师的指导下进⾏的研究⼯作及取得的成果。

尽我所知，除⽂中特别加以标注和致谢的地⽅外，不包含其他⼈或组织已经发表或公布过的研究成果，也不包含我为获得及其它教育机构的学位或学历⽽使⽤过的材料。

对本研究提供过帮助和做出过贡献的个⼈或集体，均已在⽂中作了明确的说明并表⽰了谢意。

作者签名：⽇期：指导教师签名：⽇期：使⽤授权说明本⼈完全了解XX⼤学关于收集、保存、使⽤毕业设计（论⽂）的规定，即：按照学校要求提交毕业设计（论⽂）的印刷本和电⼦版本；学校有权保存毕业设计（论⽂）的印刷本和电⼦版，并提供⽬录检索与阅览服务；学校可以采⽤影印、缩印、数字化或其它复制⼿段保存论⽂；在不以赢利为⽬的前提下，学校可以公布论⽂的部分或全部内容。

作者签名：⽇期：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。

1.关键词：油⽥结垢油⽥防垢⽬录第⼀章绪论1.1选题的背景及意义1.2国内外油⽥防垢研究现状第⼆章普通结垢原因及防垢机理2.1油⽥结垢机理及影响因素2.2防垢机理2.3防垢技术第三章⽔驱结垢预测及治理措施的研究3.1本章概述3.2成垢趋势的预测3.3超声波防垢的研究3.4本章⼩结第四章⼩结参考⽂献致谢第⼀章绪论1.1选题的背景及意义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。

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。

浅谈计量间油井回油管线结垢结蜡防治措施探讨随着石油工业的发展，油田开发已成为当今世界能源工业的重要组成部分。

随着油田的开采进程，在生产过程中产生了一系列的问题，其中之一就是油井回油管线结垢结蜡问题。

油井回油管线结垢结蜡使得油田生产过程中的管道堵塞严重，导致生产效率下降，给生产工作带来了极大的困难。

探讨和实施有效的防治措施对于提高油田开采效率具有重要意义。

本文将从计量间油井回油管线结垢结蜡问题入手，探讨相关的防治措施。

一、计量间油井回油管线结垢结蜡问题的原因分析1. 油藏中的原油中含有杂质：在油藏中，原油中可能含有多种杂质，如沉淀物、钙、镁、铁、铜等金属离子以及水分等。

这些杂质在流过管道的过程中容易发生结垢，导致管道的结垢问题。

2. 原油中含有蜡质：部分原油中含有蜡质，这些蜡质在输送过程中容易结晶凝固，导致管道的结蜡问题。

3. 管道内壁沉积物影响：管道的内壁会因为原油的流动而磨损，容易在内壁产生凹坑或凹陷，这些凹坑凹陷会引起管道内流体的湍流，从而产生管道结垢结蜡问题。

4. 温度和压力的影响：管道内的温度和压力是管道结垢结蜡的重要因素，通过合理的调节温度和压力可以降低管道结垢结蜡的发生。

二、计量间油井回油管线结垢结蜡的防治措施探讨1. 有效的清洗技术：采用高效的清洗工艺，如高压水射流清洗技术、化学清洗技术等，能够有效地清除管道内的结垢和结蜡，并保证管道的畅通。

2. 添加结垢结蜡抑制剂：在原油中添加结垢结蜡抑制剂，在管道输送过程中可以有效地抑制结垢和结蜡的发生，保持管道的畅通。

3. 合理的管道维护管理：通过管道的定期检修、保养和维护管理，可以有效地减少管道的结垢结蜡问题发生，延长管道的使用寿命。

4. 温度和压力的合理调控：通过合理的温度和压力控制管道输送过程中的条件，可以有效地减少结垢结蜡问题的发生。

三、计量间油井回油管线结垢结蜡的防治实践案例1.某油田在管道输送过程中发现了结垢结蜡问题，并采取了加热设备对管道进行加热处理，使得管道内的原油保持在一定温度，有效地防止了结垢结蜡的发生，保证了管道的畅通和生产效率。

浅谈计量间油井回油管线结垢结蜡防治措施探讨油井回油管线结垢结蜡问题一直是油田开发中的难题。

结垢结蜡会导致管道内径变小，流体流动阻力增大，甚至堵塞管道，对油气生产和输送造成严重影响。

有效的防治措施对于保证油田生产的顺利进行至关重要。

合理的管线设计可以减轻结垢结蜡的问题。

在设计阶段，应根据油藏特性、工艺要求和环境条件等因素，选择适当的材料和管径。

合理的管径可以减少管道内壁与流体接触的面积，从而减小结垢结蜡的概率。

选择耐腐蚀的材料可以减少管道内的腐蚀产物，减轻结垢的发生。

合理的斜率和流速也有助于减少结垢结蜡。

定期进行清洗和防蜡处理是防治结垢结蜡的必要手段。

清洗可以通过高压水冲刷或使用化学溶剂来去除管道内的结垢。

清洗的频率和方式根据实际情况进行选择，一般在结垢程度较高或流量下降较为明显时进行。

防蜡处理可以通过添加剂来阻止蜡的结晶和附着，使其保持在流体中。

温度控制也是一个有效的防治措施。

蜡在低温下容易结晶并沉积在管道内壁上，因此保持管道内的温度高于蜡的结晶点是防治结蜡的关键。

可以通过加热管道、使用绝热材料封包管道或者注入热传导介质等方式来进行温度控制。

定期监测和维护管道也是非常重要的。

通过定期检查管道的状况，包括内径、流量、压力等参数，可以及时发现结垢结蜡问题的存在，并采取相应的措施进行处理。

正常运行的管道也需要定期维护和保养，包括保持管道清洁、检修阀门和泵等设备、定期更换和维修损坏部件等。

结垢结蜡是油井回油管线常见的问题，对油田生产造成很大的影响。

针对不同程度的结垢结蜡问题，可以采取合理的管线设计、定期清洗和防蜡处理、温度控制以及定期监测和维护等多种措施进行防治，以保证油田生产的正常进行。

浅谈计量间油井回油管线结垢结蜡防治措施探讨油井回油管线结垢和结蜡问题一直是油田开发过程中的重要难题之一。

结垢和结蜡会导致油井回油管线内部直径变小，流体流动受阻，降低了油井回油效率，甚至完全堵塞油井回油管线。

采取有效措施防治油井回油管线结垢和结蜡问题对于油田开发至关重要。

必须了解引起结垢和结蜡问题的主要原因。

结垢问题主要是由管道内的沉积物和水垢引起的，沉积物主要来自井底沉积物带回的固体颗粒和化学反应生成的沉淀物。

结蜡问题是由于油井中的蜡物质在管道内冷却结晶而形成的。

解决这些问题的关键是采取措施减少或消除沉积物和蜡的生成，以及有效清除管道内的沉积物和蜡。

一种常用的方法是使用化学添加剂。

在油井回油管线中加入适当的化学添加剂，可以减少沉积物和蜡的生成，防止管道内的结垢和结蜡问题。

常见的化学添加剂包括缓蚀剂、分散剂和表面活性剂。

缓蚀剂可以减少金属表面的腐蚀，防止腐蚀产物生成沉淀物；分散剂可以使固体颗粒分散在流体中，防止沉积物的生成；表面活性剂可以降低油蜡的表面张力，减少结晶的形成。

物理方法也可以用于清除管道内的结垢和结蜡。

常见的物理清除方法包括热水冲洗、机械刮除和超声波清洗。

热水冲洗是指通过高温水流冲击，使结垢和结蜡溶解或剥离，实现清除管道内垢层的目的。

机械刮除是通过机械刮刀等工具将管道内的结垢和结蜡刮除。

超声波清洗是利用超声波的激振作用，使结垢和结蜡颗粒脱落，再由流体冲刷走。

合理的管道管理也是防治油井回油管线结垢和结蜡的重要措施。

管道管理包括定期检查、清洗和维护管道的工作。

定期检查可以及时发现管道内是否有结垢和结蜡的问题，以便采取相应的措施。

清洗可以定期清除管道内的沉积物和蜡，保持管道的畅通。

维护管道的工作包括定期修复管道的损伤部位，防止管道内出现漏水等问题，避免结垢和结蜡的发生。

防治油井回油管线结垢和结蜡问题需要综合多种措施，在化学添加剂的辅助下，通过物理清除和合理的管道管理，可以有效减少结垢和结蜡的生成，提高油井回油管线的效率和可靠性，为油田开发提供有力保障。

2017年07月油田管道结垢的成因及除防垢技术周佳旭（哈尔滨石油学院石油工程系2014级2班，黑龙江哈尔滨150027）摘要：油田开发中结垢现象影响着油井正常生产、增加地面能耗和抽油杆的负荷，为此针对油田注水开发结垢的成因，提出了除垢解垢的措施。

关键词：结垢；成因；防垢目前，我国油田大部分已进入开采的中后期，注水开发工艺由于注入压力的不断升高，地层水随着原油被采出，使得水含量的不断攀升，致使油田系统的结垢问题日趋严重。

由于注水开发始终伴随着结垢问题，因此结垢是油田注水开发堵塞的主要原因之一，也对采油管线和集输管线造成一定的损害[1]。

如何解决油田开发的结垢问题，已经成为目前需要解决的一个极其重要的问题。

1结垢的成因及危害1.1不配伍性引起的结垢我国油田大部分普遍都采用多层位混合开采、多层位产出液混输的原油集输处理方式，由于不同层位的原油进行混合集输、注入水与地层水的不配伍性以及多层位混合开采、多层产出液集输的处理方式，致使注入水与地层水中所含的成垢离子如Ca 2+、Mg 2+、Ba 2+、CO 32-、SO 42-等相遇而产生的沉淀结垢，而且结垢的类型较多，不利于油田正常生产。

若有HCO 3-、CO 32-、SO 42-等阴离子的存在，就有可能形成一系列沉淀物，此为油田结垢的内在因素[2]。

目前垢物约百余种，但油田中最常见的主要是碳酸钙（镁）垢、硫酸钙（镁）垢、硫酸钡垢和硫酸锶垢，且大多是混合垢，很少见到单一垢。

1.2条件变化引起的结垢①温度的影响温度能够改变易结垢盐类的溶解度，油田中除CaSO 4·2H 2O 溶解度存在最大值外，其结垢盐类均随温度的升高而降低。

这些盐类结垢中以碳酸盐为主，升高温度Ca(HCO 3)2会分解产生CaCO 3结垢：Ca(HCO 3)2→CaCO 3+CO 2↑+H 2O 此反应为吸热反应，升高温度平衡向右移动，使CaCO 3的析出而结垢。

对于以CaSO 4、BaSO 4、SrSO 4为主的盐类垢亦同理。

大芦湖油田管线结垢机制及对策摘要：本文介绍了集油管线常见结垢类型，分析了大芦湖油田集油管线主要结垢类型为碳酸钙垢与腐蚀垢，并对及形成原因进行了分析。

集油环境的变化导致产出水的成垢趋势发生变化，以及水型不配伍是导致大芦湖油田集油管线结垢的主要原因。

关键词：集油管线;结垢类型;药剂阻垢;水性分离阻垢1.1集油管线常见结垢类型碳酸鈣垢是大部分结垢区块普遍存在的一种水垢，国内外对碳酸钙垢的结垢机理研究较为深入，其成垢机理是水中的Ca2+与CO32-生成CaCO3沉淀。

Ca（HCO3）2CaCO3+CO2+H2O硫酸钙是油田注水中另一种常见的固体沉淀物，硫酸钙常在输水管线的金属表面沉积而形成水垢，硫酸钙的晶体比碳酸钙的晶体小，所以硫酸钙垢一般要比碳酸钙垢更坚硬和致密。

对于硫酸钡和硫酸锶垢，其成垢机理是由富含成垢离子（如：Ba2+、Sr2+、SO42-）的两种不相溶的水混合，使溶液中的Ba2+或Sr2+、SO42-的溶度积大于其难溶盐的溶度积时，沉淀就会生成。

碳酸亚铁垢：碳酸亚铁的形成实际是二氧化碳的腐蚀产物。

硫化亚铁垢：硫化亚铁是由H2S的腐蚀或是硫酸盐还原菌的腐蚀造成的。

氢氧化铁垢：铁细菌是能从氧化二价铁过程中得到能量的一群细菌，生成的氢氧化铁可在细菌膜的内部或外部储存。

1.2集油管线垢样分析取得了大芦湖油田集油管线垢样进行洗油处理。

对大芦湖油田集油管线垢样进行XRD全元素分析，从分析结果看，垢样成分中，富含高价金属离子Ca2+和Fe2+，垢样以CaCO3和Fe3O4为主。

大芦湖集油管线结垢类型为碳酸钙垢与腐蚀垢，以碳酸钙垢为主。

2.集油管线结垢原因分析2.1腐蚀垢原因分析SRB细菌影响：在缺氧情况下，SRB附着在钢铁设备表面，产生去极化作用，产生FeS、Fe3O4等腐蚀产物，生成的腐蚀产物与钢铁机体相互作用在铁表面形成较松软的腐蚀产物垢层，进而形成局部电池加速腐蚀。

SRB细菌是造成大芦湖集油管线生成Fe3O4腐蚀垢的重要因素之一。

浅谈油田集输系统腐蚀结垢与防治措施摘要：油田采出液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了重要的物质基础，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，有效地延长了集输系统的试用寿命，提高了油田综合开发效益。

关键词：集输系统；腐蚀结垢技术；措施；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。

一、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。

目前较为成熟的结垢理论主要有以下三种。

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。

如水型为NaHCO3的油井水型为CacI的油井采出物井下混输后容易在集输系统产生结垢现象。

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，对钙盐而恰好相反。

结垢分为析出、长大和沉淀三阶段。

垢是晶体结构，管道设备表面是凹凸不平的毛糙面，垢离子会吸附在壁面，以其为结晶中心，不断长大，原油致密坚实的垢物。

浅谈计量间油井回油管线结垢结蜡防治措施探讨随着石油开发的深入，油田的生产技术也在不断提高。

计量间油井回油管线作为油田生产过程中的重要设备，其正常运行对于油田生产具有至关重要的作用。

由于地下油藏中含水量的不断增加，加之管道自身的品质和使用寿命，计量间油井回油管线上往往会出现结垢、结蜡等问题，严重影响了管线的正常运行。

探讨计量间油井回油管线结垢结蜡防治措施，有着重要的意义。

我们来了解一下计量间油井回油管线上结垢结蜡的原因。

一般来说，管道内壁的结垢主要是由于管道中流体中含有的杂质和溶解固体沉淀在管壁上形成，而结蜡则是由于原油中的蜡质随着温度的改变而发生析出，在管道中积累形成。

这些结垢和结蜡不仅会降低管道的传热和传质性能，增加管道运输阻力，还会导致管道的堵塞、腐蚀和破损，严重影响管道的正常运行。

有效的防治措施是十分必要的。

针对计量间油井回油管线上的结垢结蜡问题，常见的预防措施主要有以下几种：首先是物理方法。

这种方法主要包括管线的加热和冷却处理。

加热可以有效减少结蜡的生成和沉积，延缓管道结蜡的速度；而冷却则可以减缓管道中液体的流速，减轻管道内的流动压力，有利于结垢的定向沉积。

还可以采用管道的冲洗、清洗等方法，将结垢和结蜡从管道内清除，保持管道的畅通。

其次是化学方法。

包括添加结垢、结蜡抑制剂至管道流体中，以减少结垢和结蜡的生成和沉积。

可以添加有机磷化合物、聚合物、增溶剂等，形成稳定的分散体系，防止结垢和结蜡的生成。

也可以通过调整管道流体的 pH 值、温度和压力等条件，减少结垢和结蜡的生成和沉积。

再次是机械方法。

可以采用管道清洗、除垢、除蜡等机械化设备进行作业，将管道内的结垢和结蜡定期清除，保持管道的畅通。

这种方法效果显著，但是成本较高，操作复杂，需要在管道运行期间进行定期检修和维护。

最后是使用先进的防护材料。

通过在管道内壁使用抗结垢、抗结蜡的涂层材料，形成保护膜，防止结垢和结蜡的产生和沉积，延长管道的使用寿命。