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结垢速率的计算公式概述说明以及解释1. 引言1.1 概述：本文旨在介绍结垢速率的计算公式，对其进行概述说明和解释。
结垢是指在管道、设备或其他表面上形成沉积物的过程，它主要由溶解在水中的无机盐类所引起。
结垢不仅会降低设备运行效率，还可能导致管道堵塞、腐蚀等问题，因此准确计算结垢速率对于预防和解决结垢问题具有重要意义。
1.2 文章结构：本文分为以下几个部分：引言、结垢速率的计算公式、结垢速率的概述说明以及解释相关要点、结论与展望。
其中，引言部分将对文章进行概述和阐明研究目的；接下来的章节将详细介绍结垢速率的计算公式及其应用方法；然后我们将给出对结垢速率相关要点进行解释和说明；最后，我们将总结研究结果并展望未来研究方向。
1.3 目的：本文旨在提供关于结垢速率计算公式的详尽信息，并通过解释和实例来帮助读者更好地理解该公式的相关要点。
了解结垢速率的计算方法和相关影响因素，将有助于工程师和科研人员在实际工作中预测和控制结垢问题，提高设备的使用寿命和运行效率。
此外，本文还将为未来对结垢速率研究的方向提出展望。
以上即是“1. 引言”部分的详细内容。
2. 结垢速率的计算公式2.1 定义与意义结垢速率是指单位时间内结垢物质在管道、设备表面上的沉积量。
结垢问题在工业和日常生活中都广泛存在，对设备运行和水质有着重要影响。
因此，了解和计算结垢速率对于预防和控制结垢问题具有重要意义。
2.2 常用计算方法计算结垢速率常用的方法包括经验公式法、物理模型法和实测法等。
其中，经验公式法是基于实验数据建立的一种经验性关联，通过观察影响因素并构建数学公式来估算结垢速率；物理模型法则是建立基于流体动力学和传热学原理的数值模型来进行计算；实测法则是直接通过现场实测得到结垢量来计算其速率。
2.3 计算公式示例下面以经验公式法为例介绍一个常用的计算公式：```K = C * A * (T^n) * (V^m)```其中，- K表示单位时间内的结垢速率；- C是一个系数，与具体情况相关；- A代表管道或设备表面积；- T是液体的温度，n是与温度相关的指数；- V是液体的流速，m是与流速相关的指数。
油田污水采出回注过程中油层结垢的影响薛瑾利;屈撑囤;辛文辉;李冰冰【摘要】结垢现象在油田采油、输油、注水和热采中普遍存在,它同腐蚀一样严重威胁着油田的正常生产,随着油田注水开发到后期,采出液含水量升高,回注污水量大,若处理后的水质未达到注水标准,各种结垢会引起注水压力上升,严重影响油田生产.本文从结垢的形成过程、机理、影响因素、危害以及预测等多方面对油田结垢进行了总结.【期刊名称】《广州化工》【年(卷),期】2014(042)006【总页数】3页(P45-47)【关键词】油田污水;采出回注;结垢【作者】薛瑾利;屈撑囤;辛文辉;李冰冰【作者单位】西安石油大学化学与化工学院,陕西西安710065;西安石油大学化学与化工学院,陕西西安710065;陕西煤业化工集团神木天元化工有限公司,陕西神木719300;西安石油大学化学与化工学院,陕西西安710065【正文语种】中文【中图分类】TE992油气田进入中后期开发后，普遍采用注水开发［1］。
在水资源严重短缺的现状下，采油污水处理后回用于注水伴采系统，既可解决水资源短缺问题，又可消除采油污水外排的环保问题，是采油污水的最佳出路［2］。
因采油污水含有大量的悬浮物、油、无机盐以及各种难分解有机物，未经处理会造成严重环境污染和水资源的浪费，因此，其最优出路是回注地层［3］。
由于地面水处理系统温度、压力等因素的变化以及多层位水离子含量存在的差异，使得采出水中常出现结垢现象，有时结垢还非常严重。
集输管线及设备结垢常常会降低生产管路液流速、流量，影响油田污水处理系统正常运行，严重时甚至会造成地层水质恶化。
因此如何将采油污水合理回注地层，避免采出水不配伍性发生的研究，就具有重要的意义。
1 垢的形成过程注水采油中生成的垢主要种类有碳酸钙、硫酸钙、磷酸钙、亚硫酸钙、硅酸钙、硅酸镁、氢氧化镁、磷酸锌、氢氧化锌和碱式碳酸锌等。
其中，注水采油中，最易生成的垢为碳酸钙垢，其次是硫酸钙垢。
浅析油井结垢机理及清防垢技术摘要：油田在开发过程中，随原油由油层被举升至地面，外界温度、压力、流体流速等因素的变化会引起无机盐类会在油井管网或地层上形成沉积，造成油井结垢。
本文主要阐述了油田开发过程中油井结垢的主要机理、结垢所带来后续问题及目前油田主要防垢对策，对油田防垢具有一定的借鉴意义。
关键词：油井结垢机理清垢防垢技术一、前言目前，我国大部分油田采用了注水补充能量的开发方式，油田注入水通常有三种：一是清水，即油区浅层地下水；二是污水，即与原油同时采出的地层水，经处理后可回注到油层；也有将不同水混合注入的。
随着注入水向油井推进，使油井含水率不断升高，同时伴随温度、压力和pH值等发生变化时，最终导致油井近井地带、采油井井筒、井下设备、地面管线及设备出现严重的结垢现象。
二、结垢对油井的危害首先，油田中油井中存在的结垢沉积会影响原油开采设备的功能，严重的油垢会造成设备的堵塞。
其次，油井中存在着不同程度的结垢，会造成油井井下附件及采油系统设备在沉积结垢下不同程度的腐蚀。
此外，油井上的结垢还可能导致缓蚀剂和金属表面无法形成表面膜，降低了缓蚀剂的作用，缩短了系统管道的寿命，严重情况下则会造成腐蚀穿孔现象，导致油井的管柱故障。
再次，结垢造成油层堵塞、产液量下降和能源浪费，阻碍了原油的正常生产，导致增加修井作业次数，缩短修井作业周期，严重时还会造成井下事故，导致油井关井，甚至报废，造成很大的经济损失。
三、油井结垢机理1.结垢机理油田中常见的结垢机理分为以下四种：1.1自动结垢油井中水和油一起存在，不同采油工艺会造成水油的比例的改变，在水油相溶中发生了不同程度的比例改变，就会使得水油成分多于某些油井中的矿物质溶解度，造成不同程度的结垢产生，这种情况称为自动结垢。
碳酸盐或者硫酸盐形成沉积结垢之后会因为井下流动形成阻碍、筒内自有压力、温度的高低变化发生沉积。
高矿化度盐水在温度严重不均衡的情况下也会产生氯化钠。
同时，含有酸气的采出流体会形成碳酸盐结垢，进行原油开采时，因为压力下降也会造成流体脱气，使得ph值增高，结垢程度加重。
注入水与地层水及储层配伍性研究在注入开发油田中，当注入水和不配伍的地层水相遇时，使原有的地层水和储层矿石之间的离子化学平衡被破坏，岩石和混合水之间，注入水和地层水之间随注入水不断介入将逐渐建立一个新的化学平衡。
在打破旧的平衡建立新的平衡过程中，只要流体中遇到两种以上不配伍的水存在或在流动过程中随压力和温度或流体的化学组分不平衡，都存在结垢的可能，不可避免的造成对储层的一定损害。
在导致严重水敏的同时，在注水速度过快时，还将产生严重的速敏伤害，低渗、特低渗的水敏更为严重。
本文下面主要从两方面进行配伍性实验研究：注入水与地层水的配伍性以及注入水与储层的配伍性。
【吉林油田低渗透油藏注入水水质实验研究】1 注入水与地层水的配伍性【油田注入水源与储层的化学配伍性研究】油气田进入中后期开发后，普遍采用注水采油、排水采气、排水找气等新工艺，由于压力、温度等条件的变化以及水的热力学不稳定性和化学不相容性，往往造成注水地层、油套管、井下、地面设备以及集输管线出现结垢，造成油气田产量下降，注水压力上升，井下以及地面设备甚至油气井停产。
1.1油田水质分析对该油田地层水及注入水的离子浓度进行分析，统计得到下表：（下表）1.2注入水的自身稳定性常温及地层温度下注入水的自身稳定性反映了注入水在注水管柱、采油管柱及储层中结垢状况。
在常温(20℃)和地层温度(70℃)的条件下，通过测定在密闭容器里分别放置不同时间的水中主要成垢离子Ca2+、Ba2+、Mg2+等的浓度变化研究水源水自身的稳定性以及结垢趋势。
在常温和地层温度下分别检测放置20天、30天时水源水中成垢离子浓度。
统计数据如下表所示：【商河油田注水配伍性及增注措施实验研究】1.3 配伍性研究方法1.3.1静态配伍性实验研究【大港北部油田回注污水结垢性与配伍性研究】注入水与地层流体不配伍主要表现在两者按不同比例混合后是否产生沉淀。
将地层水与注入水过滤后分别按不同体积比例混合（1: 9、2: 8、3: 7、4: 6、5:5、6:4、7:3、8:2、及9:1），并在85C下密闭加热恒温不同时间，测其浊度。
注水引发结垢的模拟实验及垢量精确计算方法*涂乙1 汪伟英2 吴萌3 管丽2 于萌2【摘要】摘要：在油田注水开发过程中，地下原油（油水混合液）在流经到不同的部位时，其温度、pH值及混合水平衡状态时刻都在发生变化。
只要流体中遇到有两种以上不相容水的混合，就容易产生无机垢。
采用模拟实验对渤海SZ36-1油田区块进行结垢量研究。
在地层水与注入水配比分别为1∶9、2∶8、3∶7、4∶6、5∶5、6∶4、7∶3、8∶2、9∶1时，一定温度下，结垢量呈现开口向下的抛物线变化趋势，而温度越高，同等配比下结垢量越大；在地层水与注入水配比为6∶4情况下，随着pH值从8增大到12，垢量也随之不断增大。
提出引入修正值X和改进称量仪器等设想来提高测量精确度。
【期刊名称】油气田地面工程【年(卷),期】2011(030)010【总页数】2【关键词】结垢；配伍性实验；修正值；仪器；温度；pH值在油田注水开发过程中，地下原油（油水混合液）在流经到不同的部位时，其温度、pH值及混合水平衡状态时刻都在发生变化。
只要流体中遇到有两种以上不相容水的混合，就容易产生无机垢[1]。
这样势必会使地层原油流经的空隙、裂缝等通道变小甚至堵塞，同时结垢也增加了油井的修井作业次数，严重时造成油井的停产或报废。
本文将采用模拟实验（单独控制一个变量如pH或温度）对渤海SZ36-1油田区块进行结垢量研究，并提出垢量精确计算方法。
研究的宗旨是找出影响该油田结垢的主要因素，以及各因素与结垢的生成的变化规律。
在测量结垢量的大小这一环节，提出引入修正值X和改进称量仪器等设想来提高测量精确度。
1 结垢配伍性实验1.1 仪器实验仪器包括有刻度的锥形瓶、漏斗、烘箱、大容器、玻璃棒、搅拌机、电子天平、滤纸、镊子、试剂瓶。
1.2 药品用量渤海SZ36-1油田水化学特性分析见表1。
由资料分析确定地层水和注入水各药品用量。
地层水药品用量：m[MgSO4]=110.38 mg，m[NaHCO3]=2 861.88 mg，m[CaCl2]=13.87 mg，m[Na2CO3]=339.2 mg，m[Na2SO4]=52.60 mg，m[NaCl]=3 163 mg，m[KCl]=1.95 mg；馆陶组水（注入水）药品用量：m[Na2SO4]=74.01 mg，m[NaHCO3]=244.47 mg，m[NaCl]=5 551.83 mg，m[CaCl2]=1 363.50 mg，m[MgCl26H2O]=1 965.90 mg。
结垢机理研究1.1 理论分析水垢一般都是具有反常溶解度的难溶或微溶盐类，它具有固定晶格，单质水垢较坚硬致密。
水垢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。
水是一种很强的溶剂，当水中溶解盐类的浓度低于离子的溶度积时，他将仍然以离子状态存在于水中，一旦水中溶解盐类的浓度达到饱和状态时，设备粗糙的表面和杂质对结晶过程的催化作用就促使这些饱和盐类溶液以水垢形态结晶析出。
水垢的种类有很多，但通常油田水中只含有其中少数几种水垢。
最常见的水垢有碳酸盐类水垢，组成为CaCO3、MgCO3，但易被酸化去除，危害相对较小；而硫酸盐垢，组成成分有CaSO4、BaSO4、SrSO4，常常采用防垢方法加以阻止；铁化物垢组成为FeCO3、FeS、Fe（OH）2、Fe2O3。
实际上一般的结垢都不是单一的组成，往往是混合垢，只不过是以某种垢为主而已。
表2-13 常见垢的溶度积垢溶度积垢溶度积BaSO4 1.1×10-10SrSO4 3.2×10-7CaCO3 2.8×10-9FeS 8.3×10-13CaSO49.1×10-8FeCO3 3.2×10-11MgCO3 3.5×10-8Fe（OH）28.0×10-13注：溶度积温度为18～25℃（1）不相容论两种化学不相容的液体（不同层位含有不相容的离子的地层水、地层水与地面水、清水与污水）相混，因为含有不同离子或不同浓度的离子，就会产生不稳定的、易于沉淀的固体。
如宝浪油田，两个不同层位的水一混合就结垢，主要是因为一层含有SO42-，另一层含有Ba2+、Sr2+较多，混合后就生成BaSO4、SrSO4。
（2) 热力学条件变化当井下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。
在油井生产的过程中，压力的下降，温度的上升或流速的变化，均会导致高矿化度水结垢。
对于油井来说，一般井下300-400米处结垢最为严重，而在管道拐弯处、阀门处更易结垢。
(3) 吸附论结垢可分为三个阶段：垢的析出、垢的长大和垢的沉淀。
垢是晶体结构，管线设备表面是凹凸不平的，是微观的毛糙面，垢离子会吸附在壁面，以其为结晶中心，不断长大，成为坚实致密的垢。
在油田注水中，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，粗糙的表面或其他杂质离子都能强烈的催化结晶过程，使得溶液在较低的饱和度下就会析出结晶。
1.2 影响结垢的因素影响油田油井及地面处理设备结垢的因素主要因素有以下几个方面：(1) 水的成分当油田水中含有高浓度的碳酸盐，硫酸盐，氯化钙和氯化钡盐时，油田水就有了形成碳酸钙、硫酸钙和硫酸钡水垢的基本化学条件，只要环境条件发生变化，打破了原有油层水中溶解物质的平衡状态，就可能形成水垢。
(2) 成垢离子的浓度水中成垢离子含量越高，形成垢的可能性就越大。
对某一种特定的垢，当成垢离子的浓度超过了它在一定温度和pH值下的可溶性界限时，垢就沉淀下来，当不同水源的两种水混合或所处的系统的条件改变时，形成垢离子浓度发生变化，趋于达到一种新的平衡，于是产生了垢。
(3) 压力和温度碳酸钙的溶解度随着温度的升高和CO2的压力降低而减小，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。
在系统内，有下述反应：Ca2+ + HCO3- → CaCO3↓+ CO2 + H2O显然，如此系统内压力降低，溶液中的CO2减少，促使反应向右进行，导致CaCO3沉淀增多。
因此，含有高浓度碳酸氢钙的油田水，在压力降低和温度升高时，碳酸氢钙会分解为二氧化碳和碳酸钙。
例如在油井开采过程中，压力逐渐降低，油田水中的碳酸氢钙就会不断被分解，如果是在密闭系统，二氧化碳不易扩散逸出，碳酸氢钙在水中仍然处于稳定状态，一般不会产生碳酸钙垢，但在油井中的抽油泵，由于抽吸作用造成脱气现象，因此在油井的泵筒内会发现碳酸钙垢。
从油井中采出的液体首先到转油站加温，由于二氧化碳很快逸散，换热器上也会产生严重的碳酸钙垢。
硫酸钙的溶解度随着温度的升高而增大，可是当达到35℃～40℃以上时，溶解度又随着温度升高而减小。
硫酸钙的溶解度随压力的升高而增大，这完全是物理效应。
硫酸钡的溶解度随温度与压力的升高而增大，因此在此类垢常发生在采油井。
但温度影响幅度较小，如25℃时，BaSO4的溶解度2.3mg/l，温度提高到94℃时，BaSO4溶解度仅增加到3.9mg/l。
但在100℃以上，其溶解度却随着温度上升而下降，如180℃，BaSO4溶解度与25℃时相当。
硫酸锶的溶解度随着温度的升高和压力的降低而减小。
事实上，硫酸钡和硫酸锶常常同时沉淀。
(4) pH值降低pH值使溶解度增大，减弱了成垢倾向，这种作用对碳酸钙垢影响非常明显，对硫酸钙次之，对硫酸钡和硫酸锶甚微。
(5) 盐含量水中盐（NaCl）含量增加，通常能增加垢的溶解度，这是一种盐效应。
由于在盐含量高的水中，成垢离子活度减小，成垢阴、阳离子相互吸引而结合成垢的能力减弱。
如对碳酸钙来讲，它在200g/l盐水中溶解度比在较高纯水中大2.5倍；而硫酸钡，在120g/l盐水中溶解度比纯水中大13倍。
(6) 润湿与粘附在油田生产过程中使用不同材质，其内表面有不同的润湿物性。
如用塑料内衬，表面润湿角大于90度，而在裸钢表面润湿角小于90度，对于晶核的形成和在材质表面的粘附作用是十分重要的。
润湿角越小，成核所需能量越小，晶核形成越容易，则结垢趋势越大。
事实上，内衬光滑油管壁上结垢程度减弱。
1.3 油田水结垢的控制方法理论上讲，控制油田水结垢的方法有很多，但实际上不一定适用，因为油田水数量大而且水质较差，因此在选用结垢控制方法必须考虑工程可行性、投资和经济效应。
目前结垢控制技术主要有以下几种：1.3.1 避免不相容的水混合不相容的水是指两种水混合时，会沉淀出不溶性产物。
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+、Mg2+、Ba2+、Sr2+等；另一种水含有高浓度成垢阴离子，如HCO3-、CO32-、SO42-。
当两种水混合，离子的最终浓度达到过饱和状态，就会产生沉淀，导致垢的生成。
在油田生产过程中，应尽可能的避免不相容的水混合，如对于套管损坏井，不同层位水互窜，可能引起结垢，则必须采用隔水采油工艺。
注入水如果与地层水不相容，尽量选择优良水质，否则应施加处理措施。
污水回注时，将清水与污水进行分注，以免引起结垢与腐蚀问题的发生。
1.3.2 控制水的pH值降低水的pH值会增加铁化合物和碳酸盐垢的溶解度，pH值对硫酸盐垢溶解度的影响很小。
然而，过低的pH 值会使水的腐蚀性增大而出现腐蚀问题。
控制pH值来防止油田水结垢的方法，必须做到精确控制pH值，否则会引起油田水严重腐蚀和结垢。
而在一般油田生产中要做到精确控制pH值往往是很困难的。
因此，控制pH的方法只有在改变很小pH值，就可以水中结垢才有实用意义。
这并不是广泛用来控制垢的方法。
同时应看到，结垢和腐蚀往往是一对矛盾体。
注入水pH低，结垢倾向减小，而腐蚀倾向增大；相反，注入水pH高，结垢倾向增大，而腐蚀倾向减小。
1.3.3 从水中除去成垢离子对一般工业循环水，可以采用水的软化处理方式，以减少或除去成垢离子。
水的软化处理有加热软化法、化学沉淀软化法和离子交换法。
而油田注水的量很大，而且此法成本较高，这些方法在油田生产系统应用中受到很多因素的限制，所以大型注水不常使用。
1.3.4 除去结垢组分（1）清除溶解在水中的气体采用化学和（或）机械方法可把水中的溶解气如H2S、CO2和O2从水中除掉，这样就可以避免生成不溶的铁化合物（硫化物、氧化物）。
但仅仅从水中除去CO2，实际上会使结垢更为严重。
（2）水的软化方法离子交换法、沉淀软化法或蒸馏法等很少用于防止注入水结垢。
这些方法除去结垢的Ca2+、Mg2+、SO42-和HCO3-可单独或联合使用。
这些方法是以除去这些离子使水“软化”的。
1.3.5 防垢剂阻垢剂的发展历程及起主要作用的官能团，大致可以将其分为天然聚合物阻垢剂、含磷类聚合物阻垢剂、共聚合物阻垢剂、绿色新型聚合物阻垢剂。
天然聚合物阻垢剂曾在20世纪60年代兴起，并开始使用，主要有单宁、纤维素、淀粉、木质素、壳聚糖和腐植酸钠等天然有机高分子化合物曾被用作阻垢剂，在循环冷却水系统中控制水垢的生成发挥过重要作用。
但由于该阻垢剂加量大，费用高，所以现在极少使用。
最常用的无机含磷聚合物阻垢剂是三聚磷酸钠和六偏磷酸钠有机磷酸是一类阴极型缓蚀剂，又是一类非化学当量阻垢剂，具有明显的溶限效应。
但是这类阻垢剂磷浓度高，易水解为正磷酸盐，产生磷酸钙沉淀，因此限制了其在高温、高碱和高硬度等水质条件下的使用；另外，聚磷酸盐是微生物的营养源，能促进菌藻的滋生。
所以开发低磷或无磷阻垢剂已成为国内外防垢的研究课题和发展方向。
共聚物阻垢剂主要有丙烯酸类共聚物，磺酸类共聚物，马来酸酐类共聚物，烷基环氧羧酸盐，这些阻垢剂虽具有活性高、毒性小的特点，但不具有生物可降解性能。
绿色新型阻垢剂，随着人们环保意识的日益提高，环境法规日趋严格，人们对阻垢剂提出了越来越高的要求。
目前有机膦酸盐类共聚物阻垢剂是国内外最广泛应用的阻垢剂，但磷的排放会导致水源富营养化，引起赤潮现象，同时有些阻垢剂还是高度非生物降解的，对生态环境产生非常大的影响，具有优良可降解性和较好的阻垢性能的绿色聚合物阻垢剂必将成为今后主要的研究方向。
目前国内外出现的新型绿色聚合物阻垢剂主要有聚环氧琥珀酸和聚天冬氨酸。
该类防垢剂具有优良的生物降解性能和较高的阻垢活性，与聚丙烯酸相比，在相对分子量相近时，聚天冬氨酸类阻垢剂活性比聚丙烯酸高，特别在高浓度Ca2+时仍具有较好的阻垢效果。
2 结垢预测模块的建立根据大量的文献调研和各油田的资料可知，常见的无机沉淀有碳酸钙(CaCO3)、硫酸钡(BaSO4)、硫酸钙(CaSO4)、硫酸锶(SrSO4)等。
由于MgCO3在水中的溶解性能和CaCO3相似，但是相同条件下MgCO3的溶解度大于CaCO3，因此对于大多数既含有MgCO3同时也含有CaCO3的水来说，任何使MgCO3和CaCO3溶解度变小的条件出现，首先会形成CaCO3垢，除非影响溶解度减小的条件发生剧烈的变化，否则MgCO3垢未必会形成。
2.1 Stiffs & Davis 饱和指数CaCO3的结垢趋势预测数学模型的建立中，Stiff-Davis饱和指数法公式为：SI = pH– K– pCa –pAlK (1)判据为当SI>0时，有结垢趋势；当SI=0时，为临界状态；当SI<0时，无结垢趋势。
SI——饱和指数；pH——水样的pH值；pCa——Ca2+浓度（mol/L）的负对数；pAlK——总碱度（mol/L）的负对数。
