油井加药其及防护技术油井加药其及防护技术 目 录1.清防蜡技术2.稠油降粘技术3.金属缓蚀技术4.清防垢技术5.建议 油井存在的主要问题：油井存在的主要问题：（（（（3 3 3 3）产量降低）产量降低）产量降低）产量降低（（（（4 4 4 4）偏磨）偏磨）偏磨）偏磨（（（（5 5 5 5）油稠）油稠）油稠）油稠（（（（6 6 6 6）结蜡）结蜡）结蜡）结蜡（（（（7 7 7 7）高含水引起的腐蚀，结垢）高含水引起的腐蚀，结垢）高含水引起的腐蚀，结垢）高含水引起的腐蚀，结垢（（（（1 1 1 1）（）（）（）（2 2 2 2）（）（）（）（3 3 3 3）（）（）（）（4 4 4 4）采用工艺措施解决，）采用工艺措施解决，）采用工艺措施解决，）采用工艺措施解决， (5 (5 (5 (5）（）（）（）（6 6 6 6）（）（）（）（7 7 7 7）采用加药等维护措施解决采用加药等维护措施解决采用加药等维护措施解决采用加药等维护措施解决1 1 1 1）出砂）出砂）出砂）出砂（（（（2 2 2 2）含水急剧上升）含水急剧上升）含水急剧上升）含水急剧上升 1 1、清防蜡、清防蜡1．1蜡的定义：碳数大于碳数大于C16C16的直链烷烃。
的直链烷烃 石蜡：蜡沉积物主要是石蜡，由C16- C35的正构烷烃组成，分子量300-500，主要为片状结晶，约占沉积物40%-60%； 地蜡：C36- C64，主要为异构烷烃及少量带长链的环烷烃，分子量 500-700，主要为针状结晶，约占10%； 微晶蜡：C64- C75，主要由环状化合物组成，分子量700-1000，也是针状结晶，这部分蜡往往在地蜡中，故常常与地蜡划为一类，故地蜡也称微晶蜡 蜡晶：片状、针状、微晶蜡的总称 油油田田蜡蜡：：蜡蜡与与油油质质、、沥沥青青质质、、胶胶质质、、盐盐垢垢、、铁铁锈锈、、淤泥和油水乳状液混合的黑色粘糊状到坚硬固态物淤泥和油水乳状液混合的黑色粘糊状到坚硬固态物项目抽油杆表面输油管线表面蜡中烷烃数范围蜡中烷烃数范围18-6618-60蜡蜡熔点熔点℃7468 1、按含蜡量分类标准类别低蜡含蜡高含蜡特高含蜡含蜡量%0.5-55-2020-40＞40 2、按凝固点分类标准类别低凝易凝高凝特高凝凝固点℃＜00-3030-40＞40 1.2 高凝原油分类标准和特点 类别低胶含胶高含胶含胶质%<88-25>253、按胶质含量分类标准我国大部分原油含蜡量在20%以上，凝固点大于30 ℃ ，为高含蜡、高凝固点原油。
4、含蜡油特点（1）、一般来说含蜡量高的原油凝固点也高，含蜡油即为易凝油，高含蜡即为高凝油 （2）、高凝原油含蜡量高，但胶质沥青质含量不高，（3）、大部分高凝油粘度不高，50℃的粘度< 30mPa.s ，其余也在50 mPa.s以下4）、含蜡油因其低温下流动性差，测出的粘度高是因为其含蜡量高，凝固点高造成，并非真正粘度高，这种高凝油与高粘油粘度高的本质不同，故改善流动性处理的方法亦不同 1.3结蜡原因、过程：结蜡原因（1）压力的影响：压力的影响：压力降低，溶解在原油中的天然气和轻质组压力降低，溶解在原油中的天然气和轻质组分逸出，使原油溶解蜡能力下降分逸出，使原油溶解蜡能力下降2）温度的影响：温度降低，减少原油对蜡的溶解度，这是影）温度的影响：温度降低，减少原油对蜡的溶解度，这是影响蜡沉积的一个重要因素响蜡沉积的一个重要因素3）原油含蜡量和蜡的组成）原油含蜡量和蜡的组成 原油含蜡量越高，高碳蜡含量越多结蜡越严重原油凝固原油含蜡量越高，高碳蜡含量越多结蜡越严重原油凝固点越高，结蜡越严重，也越难处理点越高，结蜡越严重，也越难处理4）原油中水和盐等）原油中水和盐等 原油中泥砂、盐垢的存在易形成结晶中心，水与油形成原油中泥砂、盐垢的存在易形成结晶中心，水与油形成W/O增加原油粘度，都可能促进蜡的沉积；增加原油粘度，都可能促进蜡的沉积； （（5）管线的光洁度：粗糙管线易结蜡，光滑不易结蜡）管线的光洁度：粗糙管线易结蜡，光滑不易结蜡（（6）管径与流动速度：原油流动速度高，不易结蜡）管径与流动速度：原油流动速度高，不易结蜡 低产井比高产井更易结蜡。
低产井比高产井更易结蜡结蜡过程析蜡、蜡晶长大、沉积析蜡、蜡晶长大、沉积三个阶段将将结蜡过程控制在任一阶段都可达到防蜡目的 1.4清防蜡方法： 1 1 、、物理方法物理方法物理方法物理方法：： （（1 1））玻玻璃璃油油管管 玻玻璃璃的的主主要要成成分分是是Si0Si02 2, , NaNa2 2O O，，还还有有 A1A12 20 03 3, , CaOCaO, , B B2 20 03 3等等氧氧化化物物，，玻玻璃璃表表面面为为羟羟基基化化表表面面，，因因此此是是亲亲水水表表面面，，其其表表面面比比钢钢管管光光滑滑，，减减少少了了石石蜡蜡在在管管壁壁的的结结晶晶中中心心，，同同时时玻玻璃璃的的保保温温性性能能比钢管好，因此非极性的石蜡不易在玻璃管壁上沉积比钢管好，因此非极性的石蜡不易在玻璃管壁上沉积 （（2 2））涂涂料料防防蜡蜡 这这些些化化合合物物都都有有极极性性基基团团，，涂涂在在壁壁上上可可形形成成光光滑滑的极性表面，不利于非极性的石蜡沉积，的极性表面，不利于非极性的石蜡沉积， （（3 3））磁磁防防蜡蜡：：通通过过磁磁场场的的作作用用，，原原油油中中的的蜡蜡质质产产生生极极化化，，使使分分散散在油中的蜡晶随温度、压力的变化不易集聚析出。
在油中的蜡晶随温度、压力的变化不易集聚析出 （（4 4）电加热、刮蜡器、超声波清蜡等电加热、刮蜡器、超声波清蜡等 2、、 微微微微生生生生物物物物清清清清蜡蜡蜡蜡 微微生生物物清清防防蜡蜡是是通通过过微微生生物物及及其其代代谢谢物物来来改改变变原油性质，从而起到清蜡增油的目的原油性质，从而起到清蜡增油的目的 3 、、热热热热洗洗洗洗 利利用用热热油油或或高高温温水水洗洗井井或或冲冲洗洗管管线线，，必必要要时时适适当当添添加加化学药剂以提高热洗效率化学药剂以提高热洗效率 4 、、化学清防蜡化学清防蜡化学清防蜡化学清防蜡：清蜡剂和防蜡剂：清蜡剂和防蜡剂 1.5清蜡剂清清蜡蜡剂剂：：能能清清除除蜡蜡沉沉积积物物的的化化学学剂剂，，用用于于清清除除杆杆管管表面的蜡表面的蜡，还通过溶解原油中蜡晶起到防蜡作用 1、、油基型清蜡剂油基型清蜡剂 由由有有机机溶溶剂剂（（混混苯苯、、轻轻质质油油））、、互互溶溶剂剂（（醇醇、、醚醚、、醇醇醚醚））和活性剂组成和活性剂组成 （（1）） 油基清蜡剂配方油基清蜡剂配方 成分煤油煤油苯苯乙二醇丁醚乙二醇丁醚异丙醇醇%45-855-450.5-61-15 1）、溶剂：溶蜡量很大，主要为芳香烃、混合芳香烃，常用苯、甲苯，还可用汽油、煤油等石油馏分。
2）、互溶剂：由于油田蜡含有极性物质，所以加入有极性结构的互溶剂，提高清蜡剂对这些物质的溶解作用；互溶剂分三类：醇（异丙醇），醚（丁醚），醇醚（乙二醇丁醚）3）、甲酚、乙胺等极性物质加在煤油4）、表面活性剂：表面活性剂有极性部分，可以起分散作用，使蜡更快被溶解，以提高清蜡效果2）油溶性清蜡剂主要成分）油溶性清蜡剂主要成分 （（3））油基型清蜡剂的缺点及注意事项油基型清蜡剂的缺点及注意事项易燃、刺激味大、有害、运输、使用过程中不够安全易燃、刺激味大、有害、运输、使用过程中不够安全1））该该产产品品应应密密闭闭储储存存于于阴阴凉凉通通风风处处，，远远离离火火源源，，远远离生活、工作区离生活、工作区2））使使用用时时，，操操作作者者应应做做好好劳劳动动防防护护，，穿穿戴戴防防护护面面罩罩和胶皮手套，小心操作，避免泄漏，严禁烟火和胶皮手套，小心操作，避免泄漏，严禁烟火4）现用）现用油基型清蜡剂油基型清蜡剂SLP-3A清蜡剂，临盘化工厂生产清蜡剂，临盘化工厂生产溶标准蜡能力：溶标准蜡能力：50℃℃，，60min, 大于大于0.2g /ml 表表1 清防蜡剂溶标准蜡实验清防蜡剂溶标准蜡实验药品型号类型密度 g/cm3溶蜡温度℃蜡球重量g溶蜡时间min溶 蜡量g溶 蜡速度g/min备注SLP-3（ 大样）油基0.9329401.0055102全溶0.0099 450.997355全溶0.0179501.002131全溶0.0323 井号蜡球重g溶蜡时间min溶蜡量g溶蜡速度g/min溶蜡率%备注S25-321.1617600.36040.00631.0 P43-X51.0368600.47990.008046.3 S25-X1731.0512600.77160.012873.4 S23-301.0425600.45310.007643.5 S25-401.0892600.56750.009653.2 S13-1011.0674600.78080.013173.8 S84-111.0290600.54440.008152.9 S23-681.0075600.47210.008946.8 表2 45℃ SLP-3清蜡剂溶蜡管杆蜡样实验 2、、水基型清蜡剂水基型清蜡剂 以水为分散介质，其中溶有表面活性剂、互溶剂和碱性物质的清蜡剂表面活性剂---润湿反转，使结蜡表面反转为亲水表面，有利于蜡脱落。
可用水溶性的磺酸盐、季胺盐、聚醚、吐温、平平加、OP型活性剂；互溶剂---增加蜡、油与水的相互溶解度碱性物质---因沥青质中的—COOH、—SH、—OH等基团与碱作用转变为—COONa、—SNa、—ONa,使蜡中的沥青质易于分散到水中可用有氢氧化钠和偏硅酸钠、磷酸钠等溶于水显碱性的盐 水基型清蜡剂配方水基型清蜡剂配方成分%聚醚CH3OHH2O202060缺点：溶蜡能力较差，冬天易结冰 3、、水包油型清蜡剂水包油型清蜡剂 由有机溶剂、水、乳化剂制成稳定水包油乳白色由有机溶剂、水、乳化剂制成稳定水包油乳白色液体加入井底后，乳液升至一定温度后破乳，分出液体加入井底后，乳液升至一定温度后破乳，分出两种两种清蜡剂同时起清清蜡剂同时起清蜡作用如：蜡作用如：SLP-3清蜡剂优点：保留油、水基优点：保留油、水基两种两种清蜡剂的优点清蜡剂的优点缺点：缺点：乳液不稳定，夏天易分层，冬天易结冰乳液不稳定，夏天易分层，冬天易结冰说明：乳状液分层后，摇匀可继续使用，不影响效果说明：乳状液分层后，摇匀可继续使用，不影响效果 4 4、使用方法、使用方法间间歇歇式式加加入入原原液液，，加加药药量量，，加加药药周周期期根根据据结结蜡程度定。
蜡程度定1、不要用热水稀释、不要用热水稀释2、、小小剂剂量量加加药药，，清清蜡蜡不不彻彻底底，，但但能能溶溶解解原原油中的蜡晶，起到减少、防止结蜡的效果油中的蜡晶，起到减少、防止结蜡的效果3、、对对结结蜡蜡严严重重井井，，需需要要结结合合定定期期大大剂剂量量加加药或热洗药或热洗如如100-300KG/次 1、 化学防蜡降凝机理（1）水膜理论 表面活性剂水溶液能大大降低水的表面张力并具有润湿 作用，容易润湿接触的表面，在表面形成极性膜，石蜡为非极性烃故不易在有活性剂的亲水表而沉积此外，活性剂还可在蜡晶表而上吸附，使蜡晶表面形成不利于蜡晶继续长大的极性表面，蜡晶保持细碎状态，易被油流带走 经验证明，用活性剂防蜡原油含水大于 40％时，油井的防蜡效果较好，含水小于10％时效果差，不含水的原油无防蜡效果，含水多结晶减轻的原因是水的热容大于油的热容，含水多可以减少油流的温度降低，同时，含水增加后易在管壁形成连续水膜，不利于蜡沉积上去 1.61.6防蜡降凝剂防蜡降凝剂抑制原油中蜡晶析出、长大、聚集和沉积在固体表面抑制原油中蜡晶析出、长大、聚集和沉积在固体表面 就是利用防蜡剂的作用，改变石蜡的结晶形态．一般说石蜡是片状结晶，地蜡为针状结晶，一旦蜡晶析出，就能聚集长大，形成网络结构使原油凝固，蜡晶改性剂的分子要有与石蜡分子相同的链节又有与石蜡分子不同的链节，这种化学剂加入原油中可以改变石蜡结晶形态，使蜡不能聚集长大成网络结构，不易沉积，而易被油流带走，所以能降低原油的凝固点和表观粘度，从而改进了原油的流动性． 这类能改变石蜡结晶形态的化学剂就叫蜡晶改性剂，又叫降凝剂或流动性改进剂，（2）蜡晶改性理论 1)分散理论：防蜡剂分子在蜡分子析出之前先从原油中析出，形成结晶中心，使蜡晶在防蜡剂边上结晶，蜡晶被分散了，不能聚集长大，从而减轻了蜡在设备上的沉积， 2)共晶理论：防蜡剂分子与蜡分子同时析出，与蜡分子共结晶，使蜡晶不能聚集一长大，减轻了蜡在设备表面上的沉积， 3)吸附理论：防蜡剂分子在蜡分子刚析出之后，立即从原油中析出，吸附在蜡分子表面，改变了蜡的固有结晶形态，使蜡晶不能聚集长大，从而减轻了蜡在设备上的沉积。
从科研实践中发现，共晶理论为主，但往往三种理论同时起作用，有些降凝剂既可以和蜡共晶，同时又可将蜡分散，特别是某些高分子降凝剂，几种理论都有作用是很明显的．蜡晶改性理论用三种： 2 2、、防蜡剂分类与应用防蜡剂分类与应用 （（1 1）、芳香烃及稠环芳香烃型如萘）、芳香烃及稠环芳香烃型如萘 、、 菲菲 、、 蒽其防蜡机理：其防蜡机理：1 1、作为晶核，在石蜡析出前大量析出，石蜡以其为核结品，、作为晶核，在石蜡析出前大量析出，石蜡以其为核结品，成为分散状态被油流带走；成为分散状态被油流带走；2 2、通过参与组成晶核，从而使晶核扭曲，不利、通过参与组成晶核，从而使晶核扭曲，不利蜡晶继续成长蜡晶继续成长 使用时要用溶剂溶解使用时要用溶剂溶解 原油中的胶质沥青质具有稠环芳香烃型结构，能起防蜡作用原油中的胶质沥青质具有稠环芳香烃型结构，能起防蜡作用 （（2 2）表面活性剂型）表面活性剂型 1 1）油溶性型表面活性剂）油溶性型表面活性剂 通过在蜡晶表面吸附使它变成极性表面，通过在蜡晶表面吸附使它变成极性表面，不利蜡分子进一步沉积。
主要有石油磺酸盐和胺型表面活性剂不利蜡分子进一步沉积主要有石油磺酸盐和胺型表面活性剂 2 2）水溶性型表面活性剂，防蜡机理即）水溶性型表面活性剂，防蜡机理即““水膜理论水膜理论”” 通过吸附在结蜡表面，形成亲水膜的极性表面，使蜡不易在结蜡表面通过吸附在结蜡表面，形成亲水膜的极性表面，使蜡不易在结蜡表面沉积，同时吸附蜡晶表面，使蜡分散随油流带走，就不易聚集长大而沉积沉积，同时吸附蜡晶表面，使蜡分散随油流带走，就不易聚集长大而沉积如：如：R-SO3NaR-SO3Na （（3 3）高分子聚合物型）高分子聚合物型 机理：蜡晶改性理论这类防蜡剂都是油溶性机理：蜡晶改性理论这类防蜡剂都是油溶性的，聚合物非极性部分与蜡共结晶，极性部分使蜡的，聚合物非极性部分与蜡共结晶，极性部分使蜡晶的晶型产生扭曲，不利蜡晶继续长大形成网状结晶的晶型产生扭曲，不利蜡晶继续长大形成网状结构，因而有优异的防蜡作用，也叫降凝剂构，因而有优异的防蜡作用，也叫降凝剂 聚合物中类似石蜡结构的支链的平均碳数与原聚合物中类似石蜡结构的支链的平均碳数与原油蜡的烷烃峰值碳数相似时防蜡效果最好油蜡的烷烃峰值碳数相似时防蜡效果最好 防蜡剂现场使用防蜡剂现场使用 （（ 1 1）配成油溶液）配成油溶液 （（2 2）制成中空的防蜡块）制成中空的防蜡块 （（3 3）将）将防蜡剂注入地层防蜡剂注入地层 3、影响防蜡降凝效果的因素 ①原油性质的影响．主要与原油中的石蜡组成有关（脂型聚合物对正构烷烃的蜡降凝效果较好，烷基芳基型降凝剂对异构烷烃蜡更为有效）。
原油中含胶质、沥青质、石蜡含量，各种蜡的分布等对降凝剂降凝效果也有影响， ②降凝剂化学组成与结构的影响根据共晶理论，降凝剂应有与石蜡分子相同的基团—长链烃基，又有和石蜡分子不同的基团—极性基团 ③降凝剂用量的影响降凝剂加入量有个最佳值，太少了不起作用，太多了造成浪费，加入量只要能与蜡晶共晶把蜡晶隔开使其不形成网络就行目前对我国来说用50- 200ppm较合适，> 200ppm经济上就可能不合理了，不同原油，降凝剂最佳用量不同； ④加入温度的影响基于共晶理论，降凝剂加入温度必须高于原油中蜡全部熔化的温度，然后随原油中冷却与蜡共晶而起到降凝作用，⑤降温速度的影响从加降凝剂的最高温度 65 ℃ 降至35 ℃，要控制降温速度，均匀 下降，因为此时正是蜡晶析出与降凝剂共阶段，如降温速度太快，则蜡晶生长速度快，来不及与降凝剂共晶，效果就差，降温速度控制7--9 ℃ /h较为适宜； 搅拌速度（剪切速率）的影响管输条件下，降凝剂受动态剪切，实验室用搅拌器搅拌，在析蜡高峰区60-30℃层流流动（缓漫搅拌）可使降凝剂加速扩散与蜡共晶，紊流搅拌则会影响共晶，效果大减 1.7含蜡原油热处理添加剂降凝含蜡原油热处理添加剂降凝 原油中含有天然表面活性剂～胶质沥青质，胶质分子量约500- 1500,沥青质是胶质的缩合物，分子量约 1500- 500000，是带有非极性长链烷烃和一些极性基团（如羧基硫羟基）的稠环芳烃和环烷烃。
（（1)热处理降凝原理热处理降凝原理 热处理将原油加热使其中的蜡全部熔化，然后以一定的剪切速率和降温速度冷却，蜡晶析出，原油中的胶质、沥青质吸附包围在蜡晶周围，改变了蜡晶结构，使蜡的结晶分散不能联成网络结构，因而降低了原油的凝固点、粘度及屈服值，改善了其流动性能处理后的原油可实现常温输送，大大节约能源和降低轻油损耗 热处理可降低原油凝固点10 ℃℃以上加添加剂处理对有些原油感受性很好，添加剂与未被胶质、沥青质包裹的蜡晶共晶，并隔开这些蜡晶，使其不能联成网络结构，故凝固点进一步降低 (2)影响热处理效果的因素 1)原油性质 只有含蜡原油并含有适当胶质沥青质的原油才适合热处理胶蜡比0.5-2.0的原油都适合热处理，胶蜡比太高太低效果就不太显著，这是因为胶质在原油中起分散作用，它可分散蜡晶，又可吸附包围在蜡晶周围其与蜡晶分子相同的部分也会与蜡晶共晶，与蜡晶不同的极性部分隔开蜡晶使之不能形成网络结构，胶蜡比太低，胶质过少，不足以全部包围蜡晶，因此，它仍然可以连成网络结构而使原油较高温度下就会凝固，起不到热处理作用，胶蜡比过大，吸附包围蜡晶后大量过剩，胶质沥青质大量在蜡晶表面吸附，使其表面成为高度不规则的胶团结构，胶团相互接触会联结起来，使凝固点升高，流动性变差； 2)热处理温度。
热处理温度必须高于原油中蜡全部熔化的温度，即必须大于蜡熔点，冷却时使蜡重结晶才能达到热处理效果各种含蜡原油，蜡的熔点不同，因此热处理温度也不同，处理效果最好时的温度为热处理最佳温度，处理效果最不好的温度为最差处理温度，石蜡的熔点一般为28-71 ℃ ，各油田原油都有评价资料，蜡熔点资料，可选用； 3)降温速度 降温快慢影响蜡晶生长的速度，降温速度太快，蜡的晶核生长速度快，蜡晶长大速度慢，降温速度太慢则蜡晶生长和晶核生长速度都慢，这样得到蜡晶为细小颗粒，只有在适当降温速度下才能得到较粗大的、被胶质、沥青质所包围的蜡晶颗粒，使凝点降得最低，处理效果最佳实际降温过程可以在热处理温度至60 ℃ （析蜡点以上10 ℃)时采用急冷，60℃至终冷温度再控制降温速度，研究表明，降温速度6 ℃ / h较好终冷温度必须低于原油凝固点，使原油中的蜡尽量多析出来被胶质、沥青质包围，这样，原油中裸露的蜡晶少了，凝固点也就更低了，再者，温度低，分子热运动降低，有利于胶质、沥青质在蜡晶上吸附，使热处理效果更好 4)剪切速率的影响 剪切速率大，不利于粗大蜡晶的形成，使热处理效果变差，一直紊流搅拌几乎得不到热处理效果。
因此，静态冷却比动态冷却效果好，管输中的层流状态可接近静态冷却的效果，急冷时剪切速率高无妨，在析蜡高峰区60- 30 ℃ （不同原油不同），剪切速率要适当，尽量保持层流状态，30-15℃，剪切速率大点还可破坏蜡品形成的网络结构，改善流动性； 5)放置及反复加热的影响（热处理稳定性问题） 原油在较佳条件下热处理则蜡晶粗大，被胶质沥青质包围得很充分，裸露的蜡晶少，处理后的原油凝点不易回升，处理油性质就稳定；若有较多没被胶质、沥青质充分包围的蜡晶它们就易形成网络结构，使原油的凝点回升，稳定性就差反复加热等于又是一次热处理，如果不是在最佳处理温度加热，则会使蜡晶没被胶质、沥青质全部包围，从而使凝点上升因此，热处理原油一般不要反复加热，故传统的测凝点方法对热处理原油不适合，此法耍将原油加热至 50 ℃原油全部熔化再冷却测凝点，这样测出的为处理后回升的凝点，因此要改为熔化法测凝点； 6)掺“生油”对热处理的影响。
热处理后的原油不能掺入未热处理的原油（生油），否 则凝点回升，这主要是因为未热处理的原油中的石蜡没有被胶质、沥青质包围，这些蜡在输油中由于温降而不断析出，会很快连成网络结构使原油凝点回升； 7)添加降凝剂的影响． 热处理中加入少许降凝剂，可使热处理效果显著提高，这是因为降凝剂分子可与蜡晶共晶且可隔开蜡晶，使其不能连成网络结构，原油中的胶质、沥青质有限，且往往不能充分发挥作用，加入一点降凝剂则可弥补热处理之不足，一般加入EVA 10-50ppm，加入过多则浪费，经济效益差 1.81.8固体防蜡降凝剂（防蜡管）固体防蜡降凝剂（防蜡管）泵泵上上防防蜡蜡管管 防腊管防腊管油油层层泵泵下下防防蜡蜡管管 油油层层接接 箍箍 1 1、、 原理：原理： 把把不不同同成成份份的的防防蜡蜡降降凝凝剂剂与与支支撑撑剂剂制制成成一一定定形形状状固固体体，， 装装在在特特制制筒筒里里，，结结蜡蜡井井作作业业时时，，根根据据不不同同井井况况加加挂挂在在泵泵上上或或泵泵下下，，固固体体防防蜡蜡块块随随油油流流缓缓慢慢释释放放，，从从而而达达到到抑抑制制结结蜡蜡，，降低原油凝固点的目的。
降低原油凝固点的目的2 2、、 优点优点：：（（1）） 施工简单，防蜡管与油管连接一次性下入即可，施工简单，防蜡管与油管连接一次性下入即可，（（2））有有效效期期可可达达10-12个个月月，，有有效效期期内内不不用用其其它它清清防防蜡蜡措施，管理十分方便措施，管理十分方便3）固体防蜡剂无毒、无味、对油品无害，使用安全固体防蜡剂无毒、无味、对油品无害，使用安全4））固固体体防防蜡蜡剂剂能能连连续续、、均均匀匀溶溶解解在在油油中中，，保保持持一一定定浓浓度的药剂（度的药剂（10 mg/l 以上）以上） 3 3、、 使用方法使用方法：：（（1））根根据据结结蜡蜡井井产产液液量量和和含含蜡蜡量量确确定定防防蜡蜡管管下下井井数数量量大大概概计计算算如如下：（泵上和泵下计算方法一样）下：（泵上和泵下计算方法一样）（（2））根根据据泵泵位位置置和和油油层层温温度度，，确确定定下下泵泵上上或或泵泵下下防防蜡蜡管管以以及及下下入入深深度，以保证防蜡管处于最佳使用温度度，以保证防蜡管处于最佳使用温度55℃℃-70℃℃. 如如果果原原油油中中蜡蜡的的分分子子量量较较小小，，可可在在较较低低温温条条件件下下应应用用；；如如果果原原油油中中的的蜡蜡分分子子较较大大，，须须在在较较高高温温下下应应用用。
但但温温度度太太低低，，已已经经有有蜡蜡晶晶析析出出，，则则固固体体防防蜡蜡降降凝凝剂剂不不能能与与原原油油中中的的蜡蜡产产生生共共晶晶，，则则效效果果不不佳佳若若温温度度超超过过70℃70℃时时，，固固体体防防蜡蜡降降凝凝块块变变软软，，强强度度降降低低，，容容易易卡卡泵泵，，更主要的是溶解速度也加快，不仅浪费药剂，而且使有效期变短更主要的是溶解速度也加快，不仅浪费药剂，而且使有效期变短产液量 (吨)<33-66-1010-15>15数量(根)23456-8 (1)、含蜡稀油、高凝点常规稠油，、含蜡稀油、高凝点常规稠油，凝固点小于凝固点小于40℃40℃，，含含水小于水小于70%2）偏远、路况不好难于加药热洗的结蜡井，）偏远、路况不好难于加药热洗的结蜡井，（（3）由于井筒原因（如下封隔器）无法加药热洗的结蜡井由于井筒原因（如下封隔器）无法加药热洗的结蜡井4）地层能量低、漏失严重的结蜡井）地层能量低、漏失严重的结蜡井（（5）热洗后出现产量严重下降甚至不出油或含水急剧升高）热洗后出现产量严重下降甚至不出油或含水急剧升高的结蜡井的结蜡井 5、主要事项、主要事项 避免用高温、高压热洗，以免避免用高温、高压热洗，以免防蜡管里防蜡块变形、防蜡管里防蜡块变形、破碎堵塞泵筒破碎堵塞泵筒4、、适用范围适用范围 1、作用：热洗添加剂由多种表面活性剂组成、作用：热洗添加剂由多种表面活性剂组成,加加0.25% -1% ，可提高热洗效率，并有一定，可提高热洗效率，并有一定防蜡作用。
防蜡作用 2、型号：、型号： AG-08 ，， 淡黄色透明液体，安丘淡黄色透明液体，安丘 SLp-31 ，， 淡黄色透明液体，临盘淡黄色透明液体，临盘热洗缺点：热洗缺点：（（1）污染油层污染油层2）排水占产）排水占产3、热洗添加剂的效果、热洗添加剂的效果1.9 1.9 热热 洗洗 添添 加加 剂剂 S13-101蜡样热洗添加剂热洗效果蜡样热洗添加剂热洗效果 浓度% 溶 蜡 率% 温度℃空白0.2511.560 0070 00807885.989.193.2 P43-X5蜡样热洗添加剂热洗效果蜡样热洗添加剂热洗效果 浓度%溶 蜡 率% 温度℃空白0.250.5260 0070 3408090.8 91.1 浓度%溶 蜡 率%温度℃空白0.2511.560 0 2.6270 68.9 91.3 95.8 8075.6 S84-11蜡样热洗添加剂热洗效果蜡样热洗添加剂热洗效果 4 4、几点认识：、几点认识：1 1））、热洗水温度是影响热洗效果的主要因素，只要、热洗水温度是影响热洗效果的主要因素，只要保证洗井水到达结蜡段时水温保持在保证洗井水到达结蜡段时水温保持在80℃80℃以上以上，就能，就能保证良好清洗效果。
因此建议采油队要保证热洗水温保证良好清洗效果因此建议采油队要保证热洗水温以及适当的洗井周期以及适当的洗井周期2 2））、对于高凝油井洗井要保证添加、对于高凝油井洗井要保证添加AG-08AG-08热洗添加剂，热洗添加剂，使用浓度不低于使用浓度不低于0.25%0.25%，对于低凝低粘油井，可以少，对于低凝低粘油井，可以少加或不加药加或不加药3 3））、在热洗水温度达不到要求的、在热洗水温度达不到要求的情况下，可采用情况下，可采用油油层清洗剂，使用浓度不低于层清洗剂，使用浓度不低于1%1%，特别是用于高凝高粘，特别是用于高凝高粘油井4 4））、对于低渗、漏失、出砂的井，应减少洗井次数，、对于低渗、漏失、出砂的井，应减少洗井次数，并配合投加清防蜡剂，或采用防倒罐管柱、热洗管柱并配合投加清防蜡剂，或采用防倒罐管柱、热洗管柱或防蜡管等其他防蜡措施或防蜡管等其他防蜡措施 2．1 稠稠油油一一般般指指地地面面脱脱气气原原油油50 ℃℃粘粘度度超超过过100mpa.s的的原原油都可称为稠油油都可称为稠油2．2 稠油特点稠油特点(1)高粘、高密度高粘、高密度(2)轻组分含量低，轻组分含量低，胶质含量高，有的沥青质含量高胶质含量高，有的沥青质含量高(3)凝固点、含蜡量不高，甚至为低凝原油。
凝固点、含蜡量不高，甚至为低凝原油4)稠油密度越大，沥青质含量越大稠油密度越大，沥青质含量越大(5)稠油粘度随温度变化的粘温特性敏感稠油粘度随温度变化的粘温特性敏感(6)硫、氧和金属含量比较高，直链烃比较少硫、氧和金属含量比较高，直链烃比较少 2 2、、 稠稠 油油 降降 粘粘 2．3 稠油分类稠油分类根据粘度和密度两项指标来划分稠油，分为三大类四级根据粘度和密度两项指标来划分稠油，分为三大类四级稠油分类主要指标粘度 mpa.s辅助指标相对密度（20 ℃℃ ）普通稠油I-150（100）--150< 0.92I-2150--100000.92-0.95特稠油10000--50000> 0.95超稠油> 50000> 0.98 2．4 稠油开采问题稠油开采问题1、、抽抽油油机机负负荷荷大大，，不不仅仅耗耗电电大大，，而而且且易易出出现现抽抽油油杆杆、、悬悬绳绳断脱等机械事故断脱等机械事故2、抽油杆下不去、抽油杆下不去3、地面管线回压高、地面管线回压高2 2．．5 5稠油降粘方法稠油降粘方法(1)掺轻质油（如凝析油，柴油等）或稀原油掺轻质油（如凝析油，柴油等）或稀原油(2)掺活性水降粘：乳化降粘和乳化降粘；掺活性水降粘：乳化降粘和乳化降粘； (3)加热降粘（蒸汽、热水、电加热如加热降粘（蒸汽、热水、电加热如S741电热杆）；电热杆）； (4）掺甲醇降粘；）掺甲醇降粘； (5)加气饱和降粘；加气饱和降粘； (6)稠油改质降粘。
稠油改质降粘7）微生物降粘微生物降粘 根根据据不不同同条条件件和和要要求求采采用用不不同同方方法法降降粘粘，，经经降降粘粘法法可可顺顺利利地地开开采采粘粘度度< 800mPa . s的原油，实现常温输送的原油，实现常温输送 2．6乳状液乳状液1乳状液的定义是一个多相体系，其中至少有一种液体以液珠的形式均匀地分散于一种和它不混溶地液体之中2乳状液的生成条件（1）存在互不相溶地两相（2）存在乳化剂（3）强烈搅拌3乳状液的类型（1）水包油（O/ W）—以油为分散相，水为分散介质（2）油包水（W/ O）—以水为分散相，油为分散介质当油水比相当时，产生多重乳化现象 4、影响乳状液类型的因素1、相体积 水相体积<26%，只形成W/O 水相体积26%--74%, W/O，O/W均可形成 水相体积>74%，只形成O/W2、乳化剂分子构型 Na+,K+等一价金属离子的脂肪酸盐作乳化剂，易形成O/W Ca2+,AL3+等高价金属皂作乳化剂，易形成W/O3、乳化剂亲水性表面活性剂：在低浓度下吸附于体系的两相表（界）面上，改变界面性质，显著降低表（界）面张力，并通过改变体系界面状态，从而产生润湿反润湿、乳化与破乳、起泡与消泡以及在较高浓度下产生增溶的物质。
表面活性剂分子结构由非极性的亲油基和极性亲水两部分组成，亲油基一般是碳氢链等，亲水基一般是-COOM、-SO3M等 HLB：每种表面活性剂都存在亲水能力对亲油能力的平衡问题，这种两亲能力的平衡关系即所谓HLB值 HLB值愈大，亲水性愈强亲油能力愈弱； HLB值愈小，亲油能力愈强，亲水性愈弱 HLB值是确定表面活性剂乳化、泡沫、润湿、分散、增溶等作用的主要指标特别是选择乳化剂 亲水性强的其HLB在8-18，易形成O/W 亲油性强的其HLB在3-6，易形成W/O HLB值值 表活剂表活剂HLB值与应用关系值与应用关系表活剂表活剂HLB值值用途用途1.5—3.03.5—6.07.0—9.08.0—18.013.0—15.015.0—18.0消泡剂w/O型乳化剂润湿剂O/W型乳化剂洗涤剂增溶剂 2．．7降粘剂（乳化降粘）降粘剂（乳化降粘） 把把降降粘粘剂剂水水溶溶液液加加入入稠稠油油中中，，经经搅搅拌拌形形成成低低粘粘度度的的相对稳定的水包油型（相对稳定的水包油型（O/W））乳状液1、稠油乳化降粘机理 稠油中掺入活性剂水溶液，使其 分 散 在 水 中形 成水包油（O / W)乳状 或拟乳状 液，管 壁 则与水 接触，原油的内摩擦也变成了水分子间的摩擦，因而粘度大大降低，同时活性剂吸附在管壁上形成一层亲水膜，使管 壁的油 润湿为水润湿，减低管线摩阻。
在原油粘度相对较低，温度较高，混合条件较好的情况下，形成 O/ W 乳状液降粘是主要的，在原油粘度高，乳化条件差的情况下，管壁形成亲水膜是主要的，此时形成拟乳状液一非真正的乳状液，但粘度也能降得很低，摩阻也很小 掺活水降粘原理图 2、、 O/W型乳状液的粘度型乳状液的粘度 µ= µekφ （（1））乳状液的粘度只与水的粘度（乳状液的粘度只与水的粘度（µ有关（（2）随油所占的体积分数（）随油所占的体积分数（ φ ））增加而指数得增加增加而指数得增加3、、O/W型乳状液形成条件型乳状液形成条件（（1）使用合适的降粘剂）使用合适的降粘剂（（2）要有一定的油水比，控制掺水量）要有一定的油水比，控制掺水量26%-40%，一般为，一般为30%；；< 26%不易形成不易形成 O/W 乳状液，乳状液，而易形成而易形成W /O乳状液，粘度反而升高乳状液，粘度反而升高3）适当搅拌）适当搅拌 4、、 O/W型乳状液与温度得关系型乳状液与温度得关系 温度对降粘剂的影响 井号 温度℃℃加药浓度5040 30空白2440035100686000．3% 39．247．648．9S74-16 当温度下降时，基本不影响稠油分散于水相而降低降粘效果，但低温降粘剂水溶液就难于分散稠油，因此降粘剂都要求以热水稀释加入稠油中。
乳化降粘的主要问题是形成适当稳定的 O/W 乳状液，在整个集输过程中不破坏分层，最后到集油站能较容易破乳，形成 O/W乳状液的关键是选择高效、廉价，用量少的乳化剂， 1、选择 H LB值为 7- 18的阴离子活性剂如烷基磺酸盐RS03M, 烷基苯磺酸盐5、乳化降粘的化学剂、乳化降粘的化学剂 2、目前从单一品种的活性剂发展到用两种以上的活性剂复配，复配后乳化效果好，活性剂用量减少，同时控制复配比可用来调节乳状液稳定时间活性剂用量一般为 100-2000ppm，配制浓度为0.1-1.0%， 为使 O/W 乳状液适当稳定还可加人生物聚合物型乳状液稳定剂 3、乳化降粘法可使稠油粘度从几千或几万mPa . s降至100mPa . s左右，有的甚至可降至 11-- 25mPa . s 4、 对于含酸值较高的稠油（酸值＞0.5mgKOH / g)，可加碱性物质如NaOH, Na2Si03,Na4Si04, Na2CO3, NH40H、有机胺R-NH2,醇胺HO-(CH2)-NH ：等，PH控制在8～13，形成O/W乳状液，这种降粘采油方式，可使油井产量提高50%。
5、对于原油粘度 > 1200mPa . s采用深井泵下掺水， 原油粘 度< 1200mPa . s，活性水掺入深井泵上部与原油混合集输， 原油粘度＜800mPa .s采用地面掺活性水集输，当采出原油含水超过30％则可少掺水甚至不掺水，只须适当加些活性剂， 含水超过 60 %，不加活性剂也可降粘输送 5、现场应用现场应用（（1）临盘化工厂SLP-9降粘剂有两种： 淡黄色和浅棕色液体（2）加药量：根据原油粘度大小确定，一般在300-900mg/l3）用法：把降粘剂用热水稀释成0.5%-1%水溶液，用加药车加入油套环空，对于含水高井（>40%）可减少掺水量 6、 注意事项：注意事项：（1）低含水井一定要掺够水（约３０％）2）稠油井热洗要加0.5%-1%的降粘剂3）对于高含水稠油井可采用加降粘剂代替热洗，加药量为含水量的０.５%-2% 2.8破乳剂（破乳降粘）破乳剂（破乳降粘） 乳化原油：以原油作为分散介质或分散相的乳状液以原油作分散介质的乳状液叫油包水乳化原油，以原油作分散相的乳状液叫水包油乳化原油1、原油乳状液的生成（1）、原油大部分都含水（2）、原油中含有天然乳化剂（环烷酸、脂类等）（3）、含水原油经过地层孔隙、管线、泵、阀门时的搅拌及脱气造成搅拌 含水小于60%，大部分原油乳状液是W/O。
2、原油乳状液的性质（1）原油乳状液的外观 与含水密切相关，10%与纯油相同，随含水升高显棕红色，30%-50%显深棕色 （2）原油乳状液的密度单位体积内原油和水,以及所含杂质的总质量.ﻡ = ﻡ0（1- φ)+ ﻡw φ φ :水的体积分数（3）原油乳状液的粘度 随含水升高，粘度大幅度增加，上升到50%-70%时粘度达到峰值，若升到50%-70%以上，部分水游离出来，随游离水增加粘度急剧下降4）原油乳状液的凝固点 随含水升高，粘度增加，有所升高（5）原油乳状液的“老化”乳状液存放时间长，乳化状态也更稳定 3、破乳原理与过程 原理：破乳剂能中和存在的乳化剂，破坏油包水乳状液，并使其反相，从而破乳 过程：（1）破乳剂渗入到被乳化的水滴的保护层，并破坏保护层（2）保护层破坏后，被乳化的水滴相互接近和接触（3）液滴聚结，被乳化的水滴从连续相分离沉降出来 4、破乳剂的分类、破乳剂的分类 １、按相对分子质量大小 （１）低分子破乳剂：相对分子质量小于1000 （２）高分子破乳剂相对分子质量1000-10000 （３）超高分子破乳剂相对分子质量50000-5000000 2、按溶解性 （1）水溶性 （2）油溶性：用甲苯等溶剂稀释 25、影响破乳脱水效果的因素1）破乳剂浓度破乳剂浓度并非越大越好，一般不超过其临界胶束浓度，浓度过高，由于发生增溶作用而使工艺效果恶化。
最佳加量应由室内和现场试验确定；2）破乳剂稀释温度和使用温度稀释温度：有一个合理界限，过低，稀释困难，过高会引起破乳剂变质或降低效能；使用温度：一般温度高对脱水有利3）PH值天然乳化剂形成的W/O乳状液的稳定性与PH值有关，天然乳化剂与酸性水接触，生成的W/O乳状液的界面膜十分坚固，与碱性水接触，生成的W/O乳状液的界面膜的坚固程度降低， PH值较高，脱水效果也较好 6、破乳剂降粘、破乳剂降粘（（1）） 原原理理：对对于于含含水水原原油油因因形形成成油油包包水水乳乳状状液液而而导导致致粘粘度度明明显显上上升升，，可可用用破破乳乳剂剂进进行行破破乳乳降降粘粘，，同同时时在在杆杆管管表表面面形形成成水水润润湿膜，起到减阻作用湿膜，起到减阻作用2）） 使用方法：使用方法： 1）） 适适 用用 于于 原原 油油 本本 身身 粘粘 度度 不不 太太 高高 的的 油油 井井 破破 乳乳 降降 粘粘 ，， 2）用于混输管线减阻降低回压用于混输管线减阻降低回压 3）加药量）加药量50-200mg/l 4））常用破乳剂常用破乳剂 SLP-7破乳剂：淡黄色，临盘化工厂破乳剂：淡黄色，临盘化工厂 Wd-2破乳剂：淡黄色，东营万达破乳剂：淡黄色，东营万达 4031破乳剂：淡黄色，安丘增塑剂厂破乳剂：淡黄色，安丘增塑剂厂 3 3、、 金金 属属 缓缓 蚀蚀 技技术术 金金属属腐腐蚀蚀 : 金金属属表表面面与与周周围围介介质质发发生生化化学学或或电电化化学学反反应应而而受受到到破破坏坏现现象象，，采采油油中中遇遇到到的的腐腐蚀蚀主主要要为为电电化化学腐蚀。
学腐蚀3.1、金属腐蚀的分类 1、按腐蚀过程的特点，金属腐蚀可分两类：化学腐蚀和电化学腐蚀1）化学腐蚀：金属表面与介质如干燥气体或非电解质液体（如酒精、石油）等发生化学作用而引起的腐蚀称化学腐蚀，如金属与空气中的氧作用，在金属发面形成一层氧化物薄膜 其特点是腐蚀过程中电子的传递是在金属与氧化剂之间直接进行的，没有电流产生 （2）．电化学腐蚀 金属表面与介质如潮湿空气、电介质溶液等发生电化学作用而引起的腐蚀称电化学腐蚀，其特点是腐蚀过程中有电流产生采油中遇到的腐蚀主要为电化学腐蚀 电化学腐蚀又可分为几类： 1)大气腐蚀．腐蚀在潮湿的气体中（如空气）进行； 2)土壤腐蚀埋地管线及电缆的腐蚀； 3)在电解质溶液中的腐蚀 如酸、碱、盐等水溶液对金属的腐蚀这类腐蚀非常广泛； 4)在熔融盐中的腐蚀．如熔盐炉中电极的腐蚀，这类腐蚀油田少见 2、按腐蚀破坏的形式也可分为两类： 1）均匀腐蚀：作用均匀地发生在整个金属表面上 2）局部腐蚀： 斑点腐蚀；坑蚀；孔腐蚀（点蚀），甚至穿孔； 晶间腐蚀 发生在金属晶体边缘上，受腐蚀后，晶粒间的结合力显著减刁、 内部组织变松弛，机械强度大大降低 穿晶粒腐蚀又称裂蚀 沿最大张力线发生的一种局部腐蚀，可贯穿晶粒本体，金属在周期地交变载荷下的腐蚀及在一定张力下的腐蚀都为穿晶粒腐蚀。
局部腐蚀比均匀腐蚀危害大，孔蚀可使管线穿孔而报废，晶间腐蚀、穿晶粒腐蚀会使设备、管线突然崩裂造成严重事故，因此防腐是油气集输中非常重要的工作． 3、按腐蚀介质的特点1）酸性介质腐蚀： PH值<5的介质,各种不同浓度的酸,含H2S\CO2等酸性气体的水这类介质腐蚀,H+是主要去极化剂2)中性介质腐蚀: PH值在5-9的介质,冷却水、锅炉水、压井水、油井采出水、水井注入水、各种盐的水溶液.这类介质腐蚀,O2是主要去极化剂 3.2、腐蚀程度的表示方法 用平均腐蚀速度表示 1．重量法 ：1 m2金属1小时腐蚀后减少的克数 V＝ （W0 ＿ W1） /S0 t 式中： V-- 腐蚀速度，g/M2 .h; W0, W1--样品腐蚀前后的重量，g; So 样品的表面积，m2; t--腐蚀时间，h; 2.腐蚀深度法 mm / a或mpy表示．1mpy=2.54x 10-2 mm/a V深＝ V重/ d .24 x 365/ 1000 = 8.76 V重/ d 式中：V深--腐蚀深度表示的腐蚀速度，mm/a; V重--重量表示的腐蚀速度，g/m2.h; d--金属的密度，g / cm 3, 以上两种方法用于金属的均匀腐饮得出的是平均腐蚀速度对局部腐蚀程度不适用． 3.3、腐蚀电池－电化学腐蚀原理 1。
腐蚀电池 金属在电介质溶液中，由于离子离解、水化，会形成双电层，这样必然在金属表面与它接触的液层间存在电位差，此电位差就是金属在该电介质溶液中的电极电位．由于有电位差、金属表面就形成了腐蚀电池，如金属Fe放入电解质溶液中 阳极（电位较低） Fe——Fe + + +2e腐蚀电池 阴极（电位较高） 2H++2e—H2个 从上面的反应可以看出，铁作为阳极，不断地失去电子，Fe离子进人溶液而溶解 2．极化与去极化作用．极化与去极化作用 1）极化作用：电池接通前后阳极与阴极的电位发生变化，原电池由于通过电流而使两极间的电位差减小 引起电流强度降低的现象称为电池的极化作用，正是由于电池的极化作用腐蚀电流强度减小 使金属的腐蚀速度降低因此决定腐蚀速度的主要因素是极化 2）去极化作用：就是消除极化的作用消除阳极极化的作用称为阳极去极化，把阳极产物不断从阳极除掉（搅拌溶液，使阳极产生沉淀或形成络离子等）就可使阳极去极化，阳极去极化能促进金属腐蚀，反之阳极极化会减慢金属腐蚀阴极去极化主要为H十放电逸出H2, H + e--H，H+H---H2氧原子或氧分子还原，O2+2H20+4e - - 40H- 阴极去极化会加速金属腐蚀，氢离子H＋称为去极化剂， 1、 H H2 2S S腐蚀H2S不仅对钢材具有很强的腐蚀性，而且其本身还是一种很强的渗氢介质，硫化氢腐蚀破裂是由氢引起的。
其溶于水后离解产物为H＋、S2-,H＋是很强的去极化剂，极易在阴极夺取电子，促进阳极铁的溶解反应而导致腐蚀 H2S除能引起局部腐蚀外，还容易引起氢脆和应力腐蚀，材料在很短时间内可发生断裂2、CO2腐蚀 C02溶于水生成H2 CO3，与Fe反应生成溶解性碳酸盐： C02＋H2O---H2CO3 2CO2＋Fe＋2H20— Fe(HC03) 2＋H2 C02的分压越大，随着C02溶解，介质的PH越低，腐蚀性越强CO2：引起的腐蚀是点蚀和坑蚀3.4金属腐蚀原因 HCO3-在二氧化碳腐蚀过程中具有双重作用nHCO3-作为阴离子去极化剂，阴极过程为：HCO3- + e- →CO32- + H ；2H →H2↑n产生的CO32- 可与Fe2+、Ca2+形成FeCO3、CaCO3沉淀一般说来随着HCO3-的浓度增大，腐蚀速度会逐渐减小，这是金属表面沉淀性膜的保护作用，但这类膜的强度和与基体的结合力不强，当某种原因使膜破裂，则成为孔蚀源而且如有微量氧的存在，HCO3-具有自催化腐蚀作用其过程为：FeCO3 + HCO3- →Fe(CO3)22- + H+氧将进一步氧化Fe(CO3)22-，HCO3-在反应中重新生成而加速腐蚀4Fe(CO3)22- + O2 + 8H2O →4FeOOH↓+ 8HCO3- + 2H2O 3、HCO3- 4、氧腐蚀 溶解氧是最有害的气体，它在浓度非常低的情况下< 1 PPM，也能引起严重腐蚀。
氧腐蚀机理： 阳极Fe — Fe+++2e 阴极02＋2H20 ＋4e ---40H- 总反应4Fe＋6H20＋302 --- 4Fe(OH)3 PH值＞4,氢氧化铁则不溶解而形成沉淀，氧能加剧腐蚀因为：1)氧气起“去极剂”的作用．（微电池的阴极上所进行的还原过程，称为去极化作用，该种氧化剂称为去极化剂）它很容易与阴极上的H+结合，消耗掉阴极表面的电子而使反应速度加快，腐蚀速度因而加快， 2)如PH >4, Fe2+氧化成Fe3+的速度也加快氧腐蚀也是点蚀． 5、细菌腐蚀 硫酸盐还原菌(SRB)能将SO42-中的硫还原成二价负离子，进而生成H2S SO42- +8H+——S2-＋4H20 2H++SO42-+4H2— H2S+4H20 S2-又与Fe2+结合生成黑色的FeS，使钢铁表面腐蚀为黑色产物．细菌还会成群地附着在管壁上造成坑蚀。
铁细菌则可直接将二价铁由溶解氧氧化成三价铁：Fe2+——Fe3+形成Fe(OH)3而沉积，水温23- 30 ℃℃ ，含铁 1-6ppm时，铁细菌生长最快 n（1）导电率高，有利于腐蚀电池的反应，n（2）破坏钝化膜，易导致点蚀，n 特别是Cl-体积小，穿透能力强，-极易穿透CaCO3、FeCO3等膜，使局部区域活化，Cl-浓度越大，活化能力越强局部活化区成为阳极，电位较负，而阳极周围CaCO3和FeCO3膜覆盖区成为阴极，电位较正，形成了“小阳极-大阴极”的活化-钝化局部电池，使蚀孔中金属氯化物活性增大，局部出现高浓度的FeCl2，其水解形成酸性环境，阳极溶解加快，引起严重的孔蚀6、高矿化度、高Cl-腐蚀 7、pH值的影响碳钢的腐蚀速率受pH值的影响较大，在pH值处于8.5以下或者12以上时，腐蚀较严重临盘污水系统的水质改性就是通过加入pH值调节剂将污水的pH值由7.0左右调整到8.5左右，使污水的pH值接近或进入钝化区控制腐蚀 n矿化度<1200mg/L,为轻腐蚀采出水n矿化度>1200mg/L,为中腐蚀采出水n矿化度> 200mg/L,为重腐蚀采出水 F F点处于可能发生腐蚀的状态，如果将电位降低到不腐蚀区，可点处于可能发生腐蚀的状态，如果将电位降低到不腐蚀区，可从根本上防止腐蚀，即阴极保护法；如果将电位升高到钝化区，从根本上防止腐蚀，即阴极保护法；如果将电位升高到钝化区，也可实现腐蚀的抑制，可用阳极保护法或添加阳极缓蚀剂或氧化也可实现腐蚀的抑制，可用阳极保护法或添加阳极缓蚀剂或氧化剂来实现；也可升高溶液的剂来实现；也可升高溶液的pHpH值，使之进入钝化区。
值，使之进入钝化区Fe-H2O系E- pH腐蚀状态腐蚀状态电极电位-2 0 2 4 6 8 10 12 14 PH值 1．金属本身性质的影响金属的极化性能，所谓极化就定使腐蚀电池两极电位差减小的现象极化作用越大，腐蚀速度越慢，极化作用是阻止金属腐蚀的作用，不同金属其极化性能不同，对钢铁来说，杂质、均匀性，焊接都影响腐蚀速度； 2．腐蚀介质的浓度对埋地管线的外腐蚀来说，土壤的含水量、含盐量对腐蚀都有影响，土壤含水 5％以下腐蚀性很小，含水 25-30%腐蚀最严重，含水 35％以上因土壤的透气性减弱而腐蚀也减轻；对输送原油、污水等管线的内腐蚀来说，与输送流体中腐蚀介质的浓度有关，如原油的含盐水、H2S的浓度越大，腐蚀速度越快，污水中含 H2S,C02, O2、矿化度高，腐蚀速度也大；3.5、影响腐蚀速度的因素 3．压力压力大，腐蚀速度快因为压力使气体（02, CO2, H2S)在水中的溶解度增加 4．温度腐蚀速度随温度升高而加快，因为温度高，反应速度加大，对密闭系统如此，对非密闭系统，温度高溶解气体减少，腐蚀可能减少。
5．流速一般来说流速大，腐蚀速度大因为高流速会造成冲蚀腐蚀，所有的保护膜会不断地被冲掉，从而使腐蚀速度更快 3.6 防腐方法1、非金属保护层（防腐绝缘） 2、金属保护层用耐腐蚀性较强的金属或合金覆盖在被保护的金属材料上，覆盖的主要方法是电镀，如镀锌、镀铬等； 3、选用非金属材料对可能腐蚀严重的设备和管线可选用非金属材料，如聚乙烯塑料管、水泥管、玻璃钢容器等当然要符合所需温度、压力的要求； 4、选用耐腐蚀金属材料．合理设计金属结构如国外已有专门耐co2腐蚀的 13%铬马氏体不锈钢和9％铬、1%钼不锈钢； 5、电化学保护法改变金属与介质间的电极电位达到保护金属免遭腐蚀的方法称为电化学保护法 6、缓蚀剂防腐 3.7 缓蚀剂缓蚀剂 少量加入腐蚀介质中就能大大减少金属腐蚀的化学剂叫缓蚀剂缓缓蚀蚀剂剂在在金金属属表表面面形形成成一一层层吸吸附附膜膜或或沉沉淀淀膜膜或或氧氧化化膜，把金属表面与水隔开，起到保护作用膜，把金属表面与水隔开，起到保护作用 1．缓蚀剂的分类缓蚀剂的分类标准分类按所含元素的特征有机缓蚀剂 无机缓蚀剂 按作用机理吸附膜型 、中间相型、沉淀型、 氧化型缓蚀剂 按溶解性水溶性 水分散 醇溶性 油溶性缓蚀剂 按离子电学性质阴离子、阳离子型、非离子型、两性缓蚀剂 按抑制作用发生的电极阳极型、混合型、阴极型缓蚀剂 按使用温度高温、低温缓蚀剂 按腐蚀介质酸性介质、中性介质缓蚀剂 2、缓蚀剂的缓蚀机理 l)氧化型缓蚀剂 其缓蚀机理是使金属表而生成一层致密的与金属表而牢固结合的氧化膜或与金属离子生成难溶的盐，则可阻止金属离子进入溶液，因为是阻止阳极金属离子进入溶液故又称阳极缓蚀剂，从而抑制了腐蚀。
这类缓蚀剂多为低分子盐类如：铬酸盐（亚铬酸钠NaCrO2,重铬酸钾K2Cr2O7)、亚硝酸盐（亚硝酸钠NaNO2); 2)沉淀型缓蚀剂 缓蚀机理为缓蚀剂与腐蚀环境中的某些组分反应，生成致密的沉淀膜或生成新的聚合物，覆盖在金属表而，这种膜的电阻大，抑制了金属腐蚀 此类缓蚀剂有炔醇类，磷酸盐，羟基喹啉，苯并三唑等此类缓蚀剂有炔醇类，磷酸盐，羟基喹啉，苯并三唑等 3） 吸附型缓蚀剂 该类缓蚀剂为有机化学物质，故又称为有机缓蚀剂 缓蚀机理为： 这类缓蚀剂分子一般都有极性基团和非极性基团，加入介质中分子的极性基团吸附在金属表而上，非极性基团向上定向排列，形成憎水膜，使介质被缓蚀剂分子排挤出来，与金属表面隔开，从而金属的腐蚀速度大大降低 吸附型缓蚀剂有含氮化物， 含氧化合物，含硫化合物咪唑啉衍生物 抑制H2S腐蚀可选用吡啶类和脂肪胺类吸附型缓蚀剂；防C02腐蚀可用咪唑啉类缓蚀剂 2、油井腐蚀原因、油井腐蚀原因 高含水：污水中矿化度高，高含水：污水中矿化度高，CL-含量高，并含有溶解的含量高，并含有溶解的H2S、、 CO2、、 O2和细菌等。
和细菌等 天然气中含有腐蚀性气体天然气中含有腐蚀性气体H2S、、CO2 井筒中环境恶劣：温度高，出砂等井筒中环境恶劣：温度高，出砂等3 3、影响缓蚀剂效果的因素、影响缓蚀剂效果的因素（（1）混输管线水中药剂浓度混输管线水中药剂浓度2）金属表面沉积物金属表面沉积物3）砂子冲刷砂子冲刷4）原油吸附药剂）原油吸附药剂（（5）井筒温度太高井筒温度太高6）偏磨4、临盘油田腐蚀分析、临盘油田腐蚀分析 元素元素样样 品品(mg/L)SFeCaMgSrBaNaKClHCO- pH四净站四净站16.40.061028147133.321.51832863.8178672947.09四净站滤后四净站滤后9.180.081348282.8285.380.1612627139.2157293667.73S25-3820411.15982727.3331.92.77124263289215421436.5盘二来水盘二来水9.881.071597294.9336.1104.614436175.6212862147.05S23-305.55 ——254.277.2247.3622.275886.782.21829474.927.78S23-706.131.645314.880.0157.0220.336303.6100.523423356.77.43P2-2625.440.103811.1229.3233.7120.612443119.0222397178.47.38S8-403.760.483506.592.71115.748.468702.7126.0310771356.77.31P2-265.520.741895.9228.1235.199.7612201135.424705178.47.34S8-3045.360.553934.6142.5159.746.411105267.3624107356.77.11P19-26.320.469897.5289.1238.1124.114374129.2924534178.47.29P2-2635.490.449996.6253.3293.1132.814310114.939574.4249.77.2S38-3333.05——216.337.6883.0147.238052.795.28138492147.68P25-198.14——971.2217.5238.4114.412444139.6351890178.47.181）水样分析）水样分析 序号序号样品名样品名H2S（（mg/L））CO2(%)水（水（%））1S44-25.51.05 2S23-305.341.15 3S14-X12＜＜12.3354.5014P2-X52＜＜10.08 5P2-263＜＜11.0353.1026P2-262.351.072.837L95-X222.015.5082.5818盘二联气盘二联气3.252.622.25%2、气样分析、气样分析 通过对盘河、商河等油田十几个采出水的水样分析得出，产出通过对盘河、商河等油田十几个采出水的水样分析得出，产出液液pHpH为弱酸性，矿化度高，加之有为弱酸性，矿化度高，加之有COCO2 2、、H H2 2S S、、高含量的高含量的ClCl- -这几个主这几个主要腐蚀因素的相互增效作用是导致临盘采油系统存在严重腐蚀的主要腐蚀因素的相互增效作用是导致临盘采油系统存在严重腐蚀的主要原因。
要原因 浓度浓度mg/Lmg/L００１０１０１５１５２０２０３０３０失重失重( (mg)mg)50.150.139.939.926.426.45.65.65.05.0腐蚀率腐蚀率mm/amm/a0.1080.1080.0860.0860.0560.0560.0120.0120.0100.010缓蚀率缓蚀率(%)(%)0 020.320.347.347.388.988.990.190.15 5、缓蚀剂的效果与现场使用、缓蚀剂的效果与现场使用1 1、浓度达到、浓度达到２０２０ mg/Lmg/L就有较好的缓蚀效果就有较好的缓蚀效果再增加缓蚀剂用量，缓蚀再增加缓蚀剂用量，缓蚀效果增加不明显效果增加不明显2 2、现用缓蚀剂：、现用缓蚀剂：SLP-4SLP-4棕色粘稠状液体（采油专用），临盘化工厂生产棕色粘稠状液体（采油专用），临盘化工厂生产3 3、水路推荐用量（、水路推荐用量（d d））=0.025 Kg/M3=0.025 Kg/M3＊＊处理水量（处理水量（M3/ d M3/ d ）） 油井推荐用量（油井推荐用量（d d））= 0.05—0.75Kg/M3= 0.05—0.75Kg/M3＊＊采出水量（采出水量（M3/ d M3/ d ）） ，，宜宜大剂量稀释大剂量稀释, ,最好采用连续加药。
最好采用连续加药 6 6、、缓蚀剂与井筒加其它药剂的配伍性实验缓蚀剂与井筒加其它药剂的配伍性实验 腐蚀井往往也存在结蜡或油稠情况，需要投加其他腐蚀井往往也存在结蜡或油稠情况，需要投加其他药剂，因此需要考虑其相互间的配伍性问题如清药剂，因此需要考虑其相互间的配伍性问题如清防蜡剂是油基型药剂与其他药剂不相溶，配伍性差防蜡剂是油基型药剂与其他药剂不相溶，配伍性差不能同时使用，降粘剂与防垢剂也不配伍不能同时使用，降粘剂与防垢剂也不配伍SLP-4SLP-4与其它药剂的配伍性（与其它药剂的配伍性（1%1%水溶液）水溶液） 7、油田采出水用缓蚀剂技术标准、油田采出水用缓蚀剂技术标准 SY/T6301-1997项目指标外观均匀液体PH值5-9倾点℃℃<-5开口闪点℃℃>=50溶解性水溶或分散,无沉淀乳化倾向无乳化倾向配伍性不降低其他药剂性能缓蚀率%>=70 3.8其他防腐技术1、固体缓蚀器 由于固体缓蚀剂的缓释、高效技术的成熟，使其在近年内应用于井下防腐 原理：固体缓蚀器中间装有固体缓蚀剂，两端配有丝头与油管可以配接，作业时将其加在尾管底部或预置油层顶界以上，随井筒液体的的不断排出，固体缓蚀剂的有效成分缓慢释放，溶解在产出水中达到能控制系统腐蚀的目的。
有效期达1年以上 生产产家：中原油田，安丘，临邑科达等化工厂 规格：4M/根，外径3.5寸，内径2.5寸油管 现场试验11口油井，2-3根/口，见到一定效果 2、阴极保护技术 分为牺牲阳极保护和外加电流的阴极保护1）牺牲阳极保护原理 牺牲阳极是在正在作用的腐蚀电池体系中接入一个电极，该电极的电位较负，与原腐蚀电池构成一个新的宏观电池，这一负的电极是新电池的阳极，原腐蚀电池既成阴极，从阳极体上通过电解质向被保护体提供一个阴极电流，使被保护体进行阴极极化，实现阴极保护随着电流的不断流动，阳极材料不断消耗掉 2）类型（1）油管阳极：用锌镁铝合金作为牺牲阳极，设计成油管短节，与下井管柱连接，同时下入井内有效期在二年以上2）抽油杆阳极：用锌镁铝合金作为牺牲阳极，设计成抽油杆短节，下井与抽油杆连接，同时下入井内有效期在一年以上3）套管阳极：用锌镁铝等合金作为牺牲阳极，设计成圆柱状短节套在套管外壁，与套管连接后下入井内有效期在十年以上4）油井防垢阳极：用锌镁铝等合金作为，安装在井筒泵下起到防垢的作用，同时又起到防腐作用 3 3）、应用范围）、应用范围：：（（1 1））液量高、排量大的井（如电泵井）。
液量高、排量大的井（如电泵井）这类井不仅缓蚀剂加量大，而且流速快，这类井不仅缓蚀剂加量大，而且流速快，一次性加入缓蚀剂很快被抽出地面，起不一次性加入缓蚀剂很快被抽出地面，起不到缓蚀作用，到缓蚀作用，（（2 2）对于）对于电泵井电泵井由于由于缓蚀剂不能保护机组，缓蚀剂不能保护机组，因此可作为电泵机组配套防护措施因此可作为电泵机组配套防护措施3 3））对于杆管局部腐蚀严重、加药效果差对于杆管局部腐蚀严重、加药效果差或无法加药井，重点保护腐蚀井段或无法加药井，重点保护腐蚀井段缺点：对安装位置上下缺点：对安装位置上下5050米有效米有效，，不能保护不能保护整个井筒和地面混输管线整个井筒和地面混输管线 X52-1下阴极保护1.5年后作业情况 ①①工作原理：工作原理：对于高含水对于高含水油井（游离水大于油井（游离水大于70%70%）可安）可安装防盗定时加药箱（装防盗定时加药箱（150150L L），），内置自动控制装置，可设定内置自动控制装置，可设定每天加药次数，加药量和加每天加药次数，加药量和加水量，在井口管线加装专用水量，在井口管线加装专用取水器，取出水通过射流器，取水器，取出水通过射流器，射流器抽汲药箱中的药剂，射流器抽汲药箱中的药剂，和水混合后注入油套环空。
和水混合后注入油套环空3 3、井口取水定时加药箱、井口取水定时加药箱 2、特点：（1）管线分离出游离水做为加药水源是一项非常实用的新技术它不仅省去了拉水上井的工序，而且避免脏水，清水入井污染以及与产出液不配伍引起的结垢2）由于取出水为热污水，对于掺水量大的降粘剂的投加，将明显提高降粘效果3）取出水含有加入药剂，提高了加药浓度4）避免药剂从油套环空后粘付在管壁 4 4、清、防、清、防 垢垢 技技 术术4．1 垢的分类、组成垢的分类、组成垢垢：在一定条件从水中析出的固体物质在一定条件从水中析出的固体物质 1. 碳酸盐垢： CaCO3 、MgCO3, 2．硫酸盐垢：石膏 CaSO3.2H20 ，半水石膏 CaSO4.1/2H2O，无水石膏 CaSO4，硫酸钡BaSO4 ， 硫酸锶 SrSO4 3．铁化物垢：主要为腐蚀产物 组成为碳酸亚铁 FeCFeCO3、硫化亚铁 FeS、氢氧化亚铁Fe(OH)2、氢氧化铁 Fe(OH) 3、氧化铁 Fe2O3以上三类物质在地层或管线设备上的沉积一般称为结垢 4. NaCl垢：一般称它为结盐 4．2 结垢原因：结垢原因： 1. 内因：内因：地层水会有大量无机离子地层水会有大量无机离子水中存在有机质、泥砂水中存在有机质、泥砂2 . 外因外因：：两种或两种以上不配伍水混合两种或两种以上不配伍水混合如：含如：含SO42-地面水与地面水与Ca2+、、Mg2+地层水地层水环境条件变化环境条件变化温度、压力、温度、压力、PH、、含盐量等。
含盐量等 实际上一般垢都不是单一的组成，往往是混合垢．只不过以某种垢为主而已 油田常见垢是：油田常见垢是：CaSO4、、SrSO4和和BaSO4，，腐蚀产物（如：腐蚀产物（如：FeCO3、、FeS、、Fe2O3、、Fe(OH)3 等）、盐垢（等）、盐垢（NaCL））以及有机物以及有机物质（油、细菌、有机残渣）淤泥及粘土（泥浆、砂）质（油、细菌、有机残渣）淤泥及粘土（泥浆、砂） 4.3、影响结垢的 因素 1．温度温度主要影响盐垢的溶解度． 温度升高，碳酸钙、石膏垢（CaS04 1 / 2H20， CaS04)的溶解度大幅度降低，因此温度高更易结垢，[对 CaS04. 2H20, <40℃时，其溶解度随温度升高而增大，>40℃溶解度随温度升高而降低对BaS04，其溶解度随温度升高略有增大] 图10 油田常见垢样组分溶解度随温度的变化曲线 2、压力 压力增加， CaCO3 、CaS04溶解度增加 3、PH值 PH值低， CaCO3、铁化合物减少对硫酸盐垢影响不大 4、水中溶盐 水中溶盐量增加，垢溶解度增加，结垢趋势减少。
4.4 垢的危害1、地层结垢会引起注水压力上升，油井产液量下降2、管线结垢会引起堵塞和局部腐蚀3、加热炉结垢会影响传热和发生安全问题 4.5 阻垢技术 1、避免不相容的水相混 需混合的水（如清污水混注），应先分析化验其成份，如有不相容组份则不能相混 2、改变水的组成 （1）稀释、控制 PH值易结垢的水用另一种水稀释，形成在使用条件下稳定的水，PH值降低会增加CaC03和铁化物的溶解度，但也会使水的腐蚀性变大，只有在稍微改变PH值即可防垢时才有意义 （2）清除结垢组分．如用机械法或化学法除溶解气H2S, C02, O2，这样可避免生成铁垢和因C02而生成的CaC03垢． （3）．离子交换－软化水法用离子交换法可除去结垢组分Ca++, Mg++, S04-- -等离子，一般锅炉给水常用此法，但对油田注水、污水防垢用此法处理量太大，耗资过大 3、化学阻垢法 化学法是 目前最常用的有效方法．加人少量化学剂就可减少或阻止能结垢的流体结垢，这种化学剂叫防垢剂、阻垢剂或抑垢剂 4、磁 防垢 ① 磁防垢的原理： 磁场使离子和分子的偶极矩受到干扰，离子会按磁场方向取向，离子的水化层也发生变化，磁化作用使垢离子之间的结合力减弱，因此不能长大，而可在大大高于饱和浓度时维持悬浮状态，就是有些沉淀与管壁结合也较松软，很好清除。
② 影响磁防垢的因素： A、垢的组成因磁导率不同，物质可分为顺磁质、反磁质（抗磁质）和铁磁质、绝大多数垢为反磁质，如钙、镁、NaCl等一些无机物，原油、石蜡等所有的有机物质均为反磁质，不同的反磁质有不同的磁导率，磁极化所需的磁场强度不同，流体中往往既有反磁质也有顺磁质，如果反磁质的磁效应能抵消顺磁质的磁效应，则磁处理可以防垢，还能逐渐除去反磁质生成的积垢，如果流体中顺磁质占优势，则磁防垢可能效果不佳，甚至完全无效 B、流速反磁质通过磁场的速度是磁极化效率和去磁化所需时间的重要因素达到足够的磁化强度，应使反磁质尽快流过集输管道设备，流速低则要加大磁场强度 C.温度．温度高分子运动加剧，磁化效率降低，处理流体的温度应＜1491 ℃℃ D．干扰磁场．电动机产生的磁场会干扰磁处理，使磁处理的磁场强度减弱，故磁处理器距电机应＞0.9m．对大功率电动侧 高压注水泵的电柳 距离必须＞3m. E．振动．高速叶轮泵会使流体中的矿物质去磁极化，当n =1750转 ／分时，大多数磁处理器诱导的磁极化作用会完全消失（去磁极化），因此，磁处理器应安装在泵出口后。
F，金属材质大多数球阀、管接头或设备外壁会使磁性处理的诱导磁场减弱或完全消失，黄铜能使流体去磁极化，应尽量使用铁质部件，磁处理器应距这类部件＞1.5m 4．．6防垢剂防垢剂 能防止或延缓水中盐类形成垢沉积能防止或延缓水中盐类形成垢沉积 1、、防垢机理：防垢机理：①① 螯螯合合作作用用 防防垢垢剂剂可可与与Ca++、、Mg ++ , Ba ++ 、、Fe ++ 等等金金属离子鳌合生成易溶于水的鳌合物，也称鳌合增溶作用属离子鳌合生成易溶于水的鳌合物，也称鳌合增溶作用 ②② 吸吸附附和和晶晶体体畸畸变变作作用用 当当垢垢刚刚析析出出细细小小晶晶核核时时，，阻阻垢垢剂剂吸吸附附在在垢垢的的小小结结晶晶上上，，破破坏坏和和干干扰扰了了晶晶核核的的正正常常生生长长，，使使品品核核产产生生崎崎变变而而不不易易继继续续长长大大，，因因外外边边“包包”了了一一层层阻阻垢剂，成为极性表而，使其亦不能沉积在管壁和设备壁上；垢剂，成为极性表而，使其亦不能沉积在管壁和设备壁上； ③③ 分分散散作作用用 高高分分子子阻阻垢垢剂剂一一般般为为水水溶溶性性、、分分子子量量不不太太大大的的聚聚电电解解质质，，电电荷荷密密度度高高，，可可产产生生离离子子问问的的斥斥力力或或空空间间位位阻阻作作用用，，使使垢垢品品核核微微粒粒无无法法接接触触，，这这种种分分散散作作用用使使垢垢不不能聚集长大。
能聚集长大 ④④ 絮凝作用絮凝作用 高分子阻垢剂可吸附高分子阻垢剂可吸附CaC03、、CaS03等细小等细小垢粒，成为松散软颗粒，悬浮在水中被带走，高垢粒，成为松散软颗粒，悬浮在水中被带走，高分子阻垢剂用量很少，就是因为每个高分子链上分子阻垢剂用量很少，就是因为每个高分子链上有许多带电的基团，可吸附许多小晶核，同时也有许多带电的基团，可吸附许多小晶核，同时也可解释为什么高分子阻垢剂的分子量要较小，分可解释为什么高分子阻垢剂的分子量要较小，分子量太大了往往阻垢剂效果很差，这是因为高分子量太大了往往阻垢剂效果很差，这是因为高分子分子量太大会产生吸附架桥作用，分子桥联起子分子量太大会产生吸附架桥作用，分子桥联起来就可使垢粒接触长大，因此反而不起阻垢作用来就可使垢粒接触长大，因此反而不起阻垢作用 2．常用的阻垢剂有：．常用的阻垢剂有： ①① 无机磷酸盐（聚磷酸盐），无机磷酸盐（聚磷酸盐）， ②② 有机磷酸酯盐，有机磷酸酯盐， ③③ 有机磷酸，代号有机磷酸，代号 EDTMP，， ④④ 羟基乙叉二膦酸，代号羟基乙叉二膦酸，代号 HEDP ，， ⑤⑤ 有机胺膦酸盐，有机胺膦酸盐， ⑥⑥ 胺基多羧酸及其盐胺基多羧酸及其盐 ，如乙二胺四乙酸，代号，如乙二胺四乙酸，代号 EDTA ，， ⑦⑦ 高分子阻垢剂。
高分子阻垢剂3、应用、应用1 1）胜利油田华信木业生产的阻垢剂）胜利油田华信木业生产的阻垢剂HXZ-1HXZ-1 2）采油院）采油院生产的钡锶阻垢剂生产的钡锶阻垢剂J-2J-2 防垢剂浓度：防垢剂浓度：10-30mg/l10-30mg/l左右，采用连续加药左右，采用连续加药 4.7 除垢技术除垢技术1、垢的鉴别溶剂中可溶性磁性在HCL溶液中水中可溶性反应颜色气味烃类可溶Ca2CO3剧烈CaSO4BaSO4FeS弱强黄色恶臭Fe2O3弱黄色Fe3O4强弱黄色FeCO3很强黄色NaCL可溶 粘土泥砂分散 田9站垢样分析结果 项目组成含量，%酸不溶物 含 铅 重 晶 石Ba0.69Pb0.31SO4 100P40-4站垢样分析结果项目组成含量，%合计%酸不溶物Ba0.75Sr0.25SO470100Ba0.85Sr0.15SO430 S25站垢样分析结果样品名项目组成含量，%合计1#S25-黑块（内层） 酸溶物 含镁方解石（Mg0.03Ca0.97CO3） 9094四方硫铁矿（FeS） 4酸不溶物含锶重晶（Ba0.75Sr0.25SO4 ）662#S25粉状（表层）酸溶物含镁方解石（Mg0.03Ca0.97CO3） 3743食盐（NaCl） 6酸不溶物斜长石（NaAlSi3O8）36 57石英（SiO2）14含锶重晶石（Ba0.50Sr0.50SO4）7 三矿三矿X32-105站垢样分析结果站垢样分析结果项目组成及含量，%含量，%合计%酸溶物含镁方解石（Mg0.03Ca0.97CO3） 3030酸不溶物含铅重晶石（BaPbSO4） 4570含锶重晶石（Ba0.50Sr0.50SO4） 25 取样点取样时间分析时间垢样分析外观描述CaCO3Fe2O3FeCO3不溶物及其它备注L17-19水井油管内壁2.52.6黄黑色、块状、质地较硬4.71%5.38%65.85%24.06%盐酸溶解时有臭鸡蛋气味，说明含有硫化物L17-19水井油管外壁2.52.6黑绿色、片状、质地不硬66.37%-29.73%3.90%L17-19水井垢样分析表 垢样分析外观描述成份CaCO3Fe2O3Fe2+化合物酸不溶物及其它可溶盐FeCO3其它L17-19内壁垢黄黑色、块状、质地较硬5.60%6.40%59.40%28.60%L17-19外壁垢黑绿色、片状、质地不硬71.50%-24.30%4.20%L61-5内壁垢黄绿色、片状、片厚、质地不硬81.20%-12.30%6.46%L61-5外壁垢黑色、片状、片薄、质地较软65.50%-12.16%22.40%S13-35内壁垢黄黑色、块状、质地较硬5.6%-64.0%30.3%S13-35外壁垢黑色、片状、片薄、质地较软37.7%-27%35.3%07年水井垢样分析表 样品编号成份含量％临中来水机杂1.CaSO4(硬石膏)2.γ-Fe2O33.α-SiO2(石英)4.FeS2(黄铁矿)5.NaCl(石盐)BaSO4(重晶石)6.CaCO3(方解石)7.Na[Al(Si3O8)](斜长石)8.K[Al(Si3O8)](钾长石)9.Fe3O4(磁铁矿)10.β-FeO(OH)11.BaSO4(重晶石)10-2010-2510-150-105-103-52-52-51-51-51-5临中滤后机杂1.CaCO3(方解石)2.NaCl(石盐)3.BaSO4(重晶石)4.FeS2(黄铁矿)5.α-SiO2(石英)8011432盘三注机杂1.CaCO3(方解石)2.NaCl(石盐)3.BaSO4(重晶石)4.FeS2(黄铁矿)5.α-SiO2(石英)7310762临中垢样1.CaCO3(方解石)2.α-SiO2(石英)3.CaSO4.2H2O(石膏)4.Na[Al(Si3O8)](斜长石)5.K[Al(Si3O8)](钾长石)6.NaCl(石盐)582051133沉降罐垢1.CaCO3(方解石)2.α-SiO2(石英)3.NaCl(石盐)9721过滤罐垢1CaCO3(方解石)2BaSO4(重晶石)3NaCl(石盐)4α-SiO2(石英)90532 1）除碳酸钙垢： HC1最便宜，使用浓度5-15 %，其反应： CaC03＋2HC1 — CaCl2＋C02＋H2O 2）除硫酸钙垢（石膏）：硫酸钙垢不与 HCl反应，因此需用转化剂把它转化成溶于酸的盐再用酸处理． ① 转化剂 无机转化剂：常用碳酸盐或氢氧化物如（NH4)2CO3转化剂，可将CaSO4；转化为CaC03，则可用HCl溶垢 。
CaS04 ＋ （NH4)2CO3 — （NH4)2SO4＋CaC03 CaC03 ＋2HC1 — CaCl2＋H2O ＋C02 有机转化剂：如柠檬酸钠(Na3 C6H607)，乙二醇酸甲和乙酸钾马来酸二钠等，这些转化剂与硫酸钙垢反应，使垢膨胀变松软，因而易用水冲掉；2、除垢剂、除垢剂 ② 用螯合剂 如EDTA, EDTMP等， ③ 用NaOH 10％的NaOH溶液可溶解12％的石膏垢； ④ 用盐水 NaCl溶液中 CaSO4；的溶解度大大增加，如在 55000mg / L溶液中CaSO4；的溶解度为淡水中的三倍，因此可用盐水除CaSO4垢 3）除BaSO4、SrSO4垢： BaSO4的溶解度很小 因此是几种垢中最难除的 ① 螯合剂 用有机膦酸及其酯类， ② 大环聚醚（冠醚） 5)、除硅酸钙垢可依次用垢转化剂和螯合剂处理除去CaSiO3+6HF --- CaSiF6+3H2OCaSiF6 ----Ca2++SiF62-Ca2+ +H2(EDTA) --- Ca (EDTA) + 2H+6)除铁垢Fe2O3＋6HC1 — FeCl3＋3H2O 酸中需加缓蚀剂（二邻甲苯硫脲）和铁离子稳定剂（柠檬酸、乳酸）4）除盐(NaCl）垢： 除 NaCl最好的办法是用水冲洗，但由于 NaCl垢并非纯 NaCl,而还有其它类型的垢在内，故水洗时间长，水量大，效果也未必很好，此时亦需加一些活性剂或其它溶垢组分。
3、机械除垢、机械除垢 管道内壁腐蚀与结垢现象普遍存在，目前管道除垢方法大致分为 三类：一是化学除垢；二是高压水喷射除垢；三是机械除垢1）化学除垢 化学除垢适用于碳酸垢、铁垢等酸溶垢，清洗效果也最理想但需用大量酸液，存在加剧管线设备腐蚀、排放和停产问题，现场应用难度大且存在污染、成本高以及可能产生硫化氢危害 2）高压水射流清洗）高压水射流清洗 利用高达10000～15000PSI的高压水射流产生的射流冲击力直接剥离、冲除设备、设施上的污垢，同时对设备的本体没有伤害对各类设备、设施的结垢、堵塞、锈层、涂层、油污等均有十分理想的清洗效果 ①优点 对于一些表面裸露部分多的缸体，换热器等工业设备以及各种管线的清洗比较理想，且对垢层要求不太严格 ②缺点 对管线清洗来说，每次清洗距离短(需开孔、每个孔可清洗500m)可将垢体剥落，但将垢体冲出管道的效果较差 3）清管器（刮管器）除垢 现在用的是外边有磨料的内为泡沫塑料的可变形的刮管器用泵打入管网，可以通过一系列不同管经的管网 单用机械法清垢效率很低，最好与化学除垢剂联合使用，当化学除垢剂将垢泡松软，接着用机械除垢器— 清管器清管，这样除垢效率最高。
有的化学剂能完全溶掉垢再用清水冲洗就行，则不必机械清除． 4））PIG长输管线清洗长输管线清洗 PIG是由特殊聚氨酪材料制成的形如子弹的清洗材料，在压力介质推动下，PIG在管内运行，可有效清除管道内的各种污垢（水垢、结蜡、锈层、沉积物等）特别适用于输油、输水、排污等长输管线的清洗使用PIG定期清洗管线，可保持其正常的输送能力，降低维护成本 ①优点 可进行长短距离，大口径、垢质比较松软的、酸难溶垢管线清洗，且清洗时间短效果比较理想 ②缺点 对于变径和配置情况不明了的管线以及一些比较复杂的管网不太适合另外，它还要求被清洗的管线有一定的承压能力 （（1））PIG技术简介技术简介 PIG是由特殊聚氨酪材料制成的形如子弹的清洗材料，具有以下特点 （1）收缩性强（2）强度高（3）尺寸规格齐全（4）专用PIG种类多 （（2 2）、）、PIGPIG工作原理工作原理 （（3 3））PIGPIG工艺流程图工艺流程图 1 根据油水分析等资料确认油井存在的问题，选择适当的药剂根据油水分析等资料确认油井存在的问题，选择适当的药剂2 考虑不同药剂间的配伍性考虑不同药剂间的配伍性。
3 要熟悉掌握所用化学剂的型号、性能、外观、用途、使用方法要熟悉掌握所用化学剂的型号、性能、外观、用途、使用方法4 通过电流、功图、作业现场分析，确定加药量和加药周期通过电流、功图、作业现场分析，确定加药量和加药周期5 选选择择一一剂剂多多能能的的药药剂剂，，引引进进推推广广简简便便高高效效加加药药技技术术（（如如井井口口取取水水自自动加药箱）动加药箱）6 化化工工产产品品价价格格昂昂贵贵，，在在保保证证油油井井正正常常生生产产的的基基础础上上，，要要节节约约用用药药，， 避免不必要的浪费避免不必要的浪费5 5、建、建 议议 。