油田防垢技术.docx

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油田防垢技术

第二部分油田防垢技术

结垢是海上采油工程中常遇的问题，海上采油工程的很多领域都要接触各种类型的水如淡水、海水、地层水、水井水等，因此结垢的现象会出现在生产中的各个环节，给生产带来严重的影响，使生产中的问题更加复杂化。

地层结垢会造成地层堵塞，使注水井不能达到配注量，油井产能大大下降；在井筒中结垢增加了井下的起下维修作业，严重的造成注水井、油井的报废；结垢还会造成地面系统中管线、输送泵、热交换器的堵塞，影响原油处理系统、污水处理系统的正常操作，增加了设备、管线的清洗和更换费用；水垢的沉积还会引起设备和管道的局部腐蚀，在很短的时间内出现穿孔，大大减小了使用寿命。

一、油田水结垢机理

结垢就是指在一定条件下，水相中对于某种盐出现了过饱和而发生的析出和沉积过程，析出的固体物质叫做垢，主要是溶解度小的Ca、Ba、Sr等无机盐。

结垢分为三个阶段，即垢的析出、垢的长大和垢的沉积。

在这个过程中主要作用机理为结晶作用和沉降作用。

1、结晶作用

当盐浓度达到过饱和时，首先发生晶核形成过程，溶液中形成了少量盐的微晶粒，然后发生晶格生长过程，形成较大的颗粒，较大的颗粒经过熟成竞争成长过程进一步聚集。

图1碳酸钙的溶解与析出曲线

1—溶解；2—析出

对于微溶盐类如碳酸钙，通常析出浓度远大于饱和浓度。

图1是用等浓度的钙硬度和碱度（以CaCO2计）作纵坐标，以温度作横坐标，得到碳酸钙溶解度曲线和碳酸钙结晶析出曲线。

该图分成三个区域：

沉淀区、介稳区和溶解区。

介稳区出现的原因是在晶格生长的过程中，由于受到水中离子或粒子的扩散速度的影响，或者说受传质过程的控制造成的。

若盐类在水中的溶解度较大，则水中溶解的离子和粒子浓度都较高，晶核形成后很容易生长，这时盐类的溶解度曲线和晶体析出曲线基本重合，因而不存在介稳区。

但在微溶或难溶盐类的饱和溶液中，由于离子和粒子的浓度都很低，因此晶核形成后晶格并不生长，只有在离子或粒子浓度较高的过饱和溶液中，晶格才开始生长和析出晶体。

所以介稳区可以认为是过饱和区，在这个区域中晶核形成但晶格并不生长，晶体也不析出。

介稳区具有以下几个特点：

●盐类的溶解度越小，介稳区就越宽；

●介稳区与温度有关，高温时介稳区较窄，低温时介稳区较宽；

●介稳区与溶液中的杂质有关，溶液中有杂质使介稳区变窄；

●投加防垢剂可扩大介稳区，投加防垢剂可以从两方面起作用：

首先是在晶体中引入非结晶粒子的其它物质，阻碍晶体的进一步生长，或使晶体的晶格发生变形，使晶体变得疏松肿胀而易被水流带出系统；其次加入了离子，使它吸附于晶核的活化中心，阻止晶核的继续生长。

2、沉降作用

水中悬浮的粒子，如铁锈、砂土、粘土、泥渣等将同时受到沉降力和切力的作用。

沉降力促使粒子下沉，沉降力包扩粒子本身的重力、表面对粒子的吸引力和范德华力以及因表面粗糙等引起的物理作用力。

切力也称剪应力，是水流使粒子脱离表面的力。

如果沉降力大，则粒子容易沉积；如果剪应力大于水垢本身的结合强度，则粒子被分散在水中。

二、油田水结垢的主要类型及影响因素

油田水结垢通常只有少数几种盐，常见的垢的类型有碳酸钙、碳酸镁、硫酸钙、硫酸钡、硫酸锶等，它们的溶解度曲线见图2。

图2常见水垢溶解度曲线

1、碳酸钙

碳酸钙是海上油田结垢的最常见的物质，其在水中的溶解度很低。

碳酸钙垢是由水中的钙离子与碳酸根或碳酸氢根离子结合而生成的。

反应式如下：

（1）

（2）

（1）二氧化碳的影响

CO2溶解在水中时，生成碳酸，其电离反应式如下：

在一定的PH值下，油田水中只有很少百分比的碳酸氢根电离成氢离子和碳酸根离子，参见图3，在一般情况下碳酸氢根离子在数量上远远大于碳酸根离子，可以认为碳酸钙沉淀主要为式2所表示的反应。

当油田水中二氧化碳的浓度增加时，反应向右移动，碳酸钙沉淀减少；当油田水中二氧化碳的浓度减少时，则反应向左移动，碳酸钙的沉淀增加。

图3水中三种碳酸的比例变化曲线

系统压力的增加和气体中二氧化碳百分含量的增大，都会造成水中二氧化碳浓度的增加。

例如平台上含油污水处理系统中，在浮选器的前面流程为密闭系统的情况下，污水进入浮选器以前压力较高，进入浮选器后压力突然下降，水中二氧化碳浓度减少，造成碳酸钙析出，这就是目前海上平台浮选器或多或少都有碳酸钙结垢现象的原因。

（2）PH值的影响

油田水中一般含有不同程度的碳酸，而水中三种形态碳酸HCO3-1+CO2、HCO3-1、CO3-2在平衡时的浓度比例取决于PH值。

根据PH值计算水中三类碳酸的百分数，关系曲线见图4。

由图4可以看出水中三类碳酸在平衡时的浓度的比例与PH值有完全相应的关系。

在低PH值范围内，水中只有HCO3-1+CO2；在高PH值范围内只有CO3-2离子；而在中等PH值范围内HCO3-1（占绝对优势。

因此水的-%值较高时就会产生更多的碳酸钙沉淀；反之，水的PH较低时，则碳酸钙不易产生沉淀。

（3）温度的影响

温度是影响碳酸钙结垢另一重要因素，绝大部分盐类在水中的溶解度是随温度升高而增大。

但碳酸钙、硫酸钙、硫酸锶等难溶盐类具有反常的溶解度，在温度升高时溶解度反而下降，即水温升高时会结更多的碳酸钙垢。

温度对碳酸钙溶解度的影响，是海上平台各种热交换器常常发生碳酸钙结垢的主要原因；也是注入水在地面系统中不结垢，当进入温度较高的注水井井底时发生碳酸钙结垢的主要原因。

（4）总压力的影响

当压力增大有利于碳酸钙的溶解，而当压力减小时会促进碳酸钙沉淀。

对于汽、液两相系统，首先总压力增加，二氧化碳分压增大，碳酸钙的溶解度随之增大；其次从热力学角度看，压力增加也会使碳酸钙的溶解度增加，其机理与后面讨论的压力对硫酸钙溶解度的影响类似。

对于只有水的单相系统，只能从热力学的观点考虑，压力增加会使碳酸钙的溶解度增大。

（5）水中所溶盐类的影响

水中含盐量增加时碳酸钙的溶解度也增加。

例如将20000mg/L的氯化钠加入蒸馏水中，碳酸钙的溶解度从100mg/L增加到250mg/L。

水中溶解的固体总量越高（不包括钙离子和碳酸根离子），碳酸钙在水中的溶解度就越大。

这可以解释为溶解的盐效应，当含盐量增加时，相应提高了水中的离子浓度，由于离子间的相互静电作用，使成垢离子的活动性减

弱，降低了结垢速度。

总的来说，温度升高，CO2分压减小，PH值增加，含盐量减小，总压力减小都会使碳酸钙的结垢趋势增加。

2.碳酸镁

分析从海上平台取回的垢样时，经常发现在碳酸钙垢中参杂着少量的碳酸镁垢，碳酸镁沉淀反应如下：

影响碳酸镁结垢的因素与碳酸钙类似，温度升高，二氧化碳分压降低，PH值增加，含盐量减小，总压力减小都会使碳酸镁的结垢趋势增加。

但碳酸镁的溶解度比碳酸钙高很多，一般情况下，条件变化时，碳酸钙首先析出；只有影响因素变化剧烈时，碳酸镁才有可能析出。

海上采油平台生产中经常使用海水，如在注水开发过程中采用注海水，机采开发时使用海水为射流泵的动力液，这都会造成海水与地层水的混合。

海水含有较高浓度的镁离子，当与碱度较高的地层水相遇时，就很可能形成碳酸镁垢。

碳酸镁在水中易水解形成氢氧化镁，碳酸镁的水解反应如下：

氢氧化镁在水中的溶解度很小，也是一种反常溶解度物质，其溶解度随温度的上升而下降。

含有碳酸钙和碳酸镁的水，在温度低于4"5时，趋向于生成碳酸钙垢，当温度超过820C时，开始生成碳酸镁垢。

而氢氧化镁有可能在锅炉、热交换器及高温管内生成。

3.硫酸钙

硫酸钙从水中沉淀的反应式如下：

硫酸钙一般有三种形态：

带有两个结晶水的硫酸钙（亦称石膏，CaSO4.2H2O），带有半个结晶水的硫酸钙（CaSO4.1/2H2O），不带结晶水的硫酸钙（亦称硬石膏，CaSO4.2H2O），油田上最常见的硫酸钙沉积物是石膏。

在380C或380C以下时，在一个大气压的情况下生成的主要是石膏，超过这个温度主要生成的是硬石膏，在一定条件下也可能生成带有半个结晶水的硫酸钙。

硫酸钙垢是油田中另一种常见的垢，硫酸钙垢的晶体较碳酸钙垢小，硫酸钙垢一般比碳酸钙垢更坚硬、致密。

当硫酸钙用酸处理时，不易溶解，因此去除硫酸钙垢比去除碳酸钙垢更加困难。

（1）温度的影响

约在380C以下时，石膏的溶解度随温度的升高而增加，约在380C以上时，石膏的溶解度则随温度的升高而减小，参见图2。

大约在380C以上，无水石膏的溶解度变得比石膏更小，因此在高温的情况下，硫酸钙主要以无水石膏形式存在。

从石膏的形式变为无水或半水石膏决定于压力、溶解盐含量、流态和流度等多方面因素，在各种因素存在的条件下，硫酸钙以不同形式从溶液中沉淀出来。

（2）水中溶解盐类的影响

当水中有NaCl或不含钙离子和硫酸根离子的其它盐类存在时，浓度在15000mg/L以下时，会使硫酸钙或无水硫酸钙的溶解度增加，盐类含量的进一步增加，硫酸钙的溶解度减小。

（3）压力的影响

水中所有垢的溶解度随压力增加而增大，这是由于当垢盐溶解于水中时系统的总体积减小，压力对溶解度的影响与体积变化成正比。

在生产井中，压力降是生成硫酸钙垢的一个原因。

井筒周围的压力降会引起油层和油管的结垢。

（4）PH值的影响

PH值对硫酸钙的溶解度影响极小或者可以说不影响。

4.硫酸钡

与以上几种成垢物质相比硫酸钡的溶解度最差，正因为如此，所以只要水中含有钡离子和硫酸根离子就会结垢，反应式如下：

5.硫酸锶

硫酸锶的溶解度较硫酸钡大一些，其沉淀反应如下：

6.铁化合物

在进行垢样分析时，经常发现其中含有少量的铁化合物。

水中铁离子的来源，可能为天然存在的，也可能为腐蚀的产物，沉淀的铁化合物通常会引起地层和注水井的堵塞，并且是严重腐蚀的标志。

腐蚀通常是溶解于水中的CO2、H2S、O2所引起的，大多数含铁的垢为腐蚀产物。

含有CO2的水会使铁腐蚀生成碳酸铁，碳酸铁的沉淀取决于系统的PH值，当PH值在#以上时很易沉淀。

含有H2S的水会对铁发生腐蚀，腐蚀产物为硫化铁，其溶解度极小，通常形成薄薄一层附着紧密的垢。

氧与铁接触，会生成氢氧化亚铁Fe（OH）2、氢氧化铁Fe（OH）3、氧化铁Fe2O3等腐蚀产物，在一定条件下沉积结垢。

三、油田水结垢的预测

1．碳酸钙垢的预测

（1）朗格利尔饱和指数法

1936年朗格利尔根据水中碳酸钙的平衡原理提出了饱和指数（SI），饱和指数定义如下：

SI=lg（IP/KSP）

式中IP———离子积；

KSP———溶度积常数。

SI可以表示过饱和程度，是过饱和度的一种度量，因此根据饱和指数可以预测碳酸钙沉淀的可能性，SI<0表示碳酸钙呈未饱和状态，SI=0表示碳酸钙呈饱和状态，SI>0表示碳酸钙呈过饱和状态。

朗格利尔利用饱和指数预测饱和溶解氧的淡水结垢或腐蚀的趋势，推导出计算饱和指数的经验公式：

（3）

式中pH———水的实际pH值；

pHS———饱和状态下的pH值；

Pk2’和PkS’———经验常数；

pCa2+和pALK分别是钙硬度和总碱度的函数。

钙硬度：

溶液中钙含量。

总碱度：

抗酸能力的指标，指能吸收H+的能力，即溶液中阴离子的含量。

如果SI>0表明有碳酸钙沉淀，称为结垢水型；SI<0，表明这种水有继续溶解碳酸钙的能力，对混凝土管道或构件物有侵蚀作用，会溶解金属管道表面的碳酸钙保护膜，若有溶解氧存在将导致腐蚀，称为腐蚀型水；SI=0，表明碳酸钙达到饱和（平衡）状态，即没有腐蚀性也没有结垢性。

公式（3）给出的经验常数是在摩尔离子强度为0～0.02和温度为0～900C的条件下取得的。

由卡波兰所制定的图表（见图4），很容易得到朗格利尔饱和指数。

图4卡波兰图

用于计算朗格利尔饱和指数和里兹纳稳定指数

［例］已知下列条件求朗格利尔和里兹纳指数：

ph=6.9，TDS（总固溶量）=72ppm，总硬度（以碳酸钙计）为34ppm,总碱度（以碳酸钙计）为47ppm,温度为700F。

解：

●在图4的底部找出TDS=722ppm，垂直向上，记下与700F曲线的交点。

●从该点平移到基准线

（2）。

●在右边的刻度表上找到Ca硬度为34ppm，并将这两点连上。

●记下与基准线（3）的交点。

●在左边的刻度尺上找到碱度47ppm点，并将其与基准线（3）的交点相连。

●记下与基准线（4）的交点，并与PH值=6.9相连。

●在该线上可查到朗格利尔饱和指数=-1.8，里兹纳稳定指数=10.5。

（2）里兹纳稳定指数

里兹纳根据饱和指数的含义并对各种水的实际运行结果进行总结，提出了半定量预测一种淡水结垢或腐蚀严重程度的“稳定指数”：

稳定指数=2pHs-pH

式中pH———水的实际pH值；

pHs———饱和状态下的pH值。

里兹纳稳定指数始终为一正数对其的说明见表2由图４卡波兰图表，可很容易得到里兹纳稳定指数。

表2里兹纳稳定指数反应的水质情况

（3）斯蒂夫-戴维斯饱和指数法

斯蒂夫和戴维斯将朗格利尔的方法推广应用于油田盐水，方程如下：

SI=pH-pHs

PHs=K+pCa2++pALK

因此：

　SI=pH-K+pCa2++pALK

式中SI———稳定指数，SI<0表示水中碳酸钙未饱和，不易结垢，SI>0表示水中碳酸钙已过饱和，可能结垢；

K———常数，是离子强度和水温的函数，可由经验曲线求得。

离子强度为:

式中，C———离子浓度，mol/L

Z———离子价数。

Ｋ的经验曲线和pCa2+、pALK的换算曲线见图5和图6，这种方法简单易行,在油田碳酸钙结垢预测中广泛采用。

图5K经验曲线

图6pCa2+、pALK的换算曲线

［例2］温度=600C；Ph=7.04，用斯蒂夫-戴维斯饱和指数法预测碳酸钙结垢。

解：

离子强度计算见下表.

由图5，选择600C曲线，横坐标离子强度0.44，对应的K值为2.24。

由图6，选择钙曲线，纵坐标Ca2+的浓度877mg／L，则对应的横坐标pCa2+为1.67。

由图6，选择总碱度曲线，纵坐标总碱度为556mg/L，则对应的横坐标pALK为2.05。

SI=7.4-2.24-1.67-2.05=1.08,SI>0,所以可能形成碳酸垢。

2.硫酸盐垢的预测

硫酸盐垢的溶解度可以由下式计算：

式中,S———某种硫酸盐的溶解度，毫克当量／L；

X———浓度余量，mol／L，即某种硫酸盐的阴、阳离子中浓度较大者与浓度较小者的差值；

Ksp———摩尔溶度积常数。

用S与水中浓度较小的那种离子的浓度（毫克当量／L）进行比较，S=实际值则这种硫酸盐在溶液中处于饱和状态；S>实际值则这种硫酸盐在溶液中处于未饱和状态，不结垢；S<实际值则这种硫酸盐在溶液中处于过饱和状态，可能会发生结垢。

此方法可用于预测任何二价硫酸盐结垢预测，如硫酸钙、硫酸钡、硫酸锶等。

硫酸钙的溶度积:

斯克林、曼克唐纳和斯蒂夫他们在以下范围模拟油田盐水测定出硫酸钙溶度积常数：

温度：

10，35，50，800C；

离子强度：

0～6mol／L。

他们所测得的曲线见图7。

图7硫酸钙的溶积度曲线

四、油田防垢技术

1.控制结垢的一般方法

预防结垢要从结垢的原理及其影响因素出发，控制影响结垢的各个因素来抑制水中的成垢离子结晶沉淀。

（1）避免不相容水的混合

当不同来源的水发生混合时必需十分小心，它们单独使用时可能是稳定的，不存在结垢问题，但混合后分别溶解在两种水中的离子可能生成不溶解的盐垢。

如注海水时，海水在地层中与地层水相遇，在地层的温度、压力等条件下很可能结垢而堵塞地层。

（2）控制PH值

PH值对碳酸盐和铁的化合物的溶解度影响很大，降低PH值会增加它们的溶解度。

但pH值过低会使水的腐蚀性变大，而出现腐蚀问题，因此在油田采用控制pH值的方法防治水结垢，必须精确控制pH值，这在一般油田是很难做到的。

所以这一方法并不广泛使用，通常在只在稍微改变pH值即能很好防止结垢的情况下才有意义。

（3）控制物理条件

影响结垢的物理因素有温度、压力、水流流速及管壁的粗糙度等，通过控制这些条件增大垢的溶解度，减轻垢的沉积和附着，此方法在现场是很值得考虑的。

（4）去除结垢组分去除水中的二氧化碳、硫化氢、氧气等可以减小腐蚀和和腐蚀产物铁化合物的沉积，这是油田通常采取的方法。

利用加热、化学沉淀、离子交换法去除或降低水中的钙、镁离子的水的软化处理，可以很好的防止结垢。

但对于大规模处理油田水，耗资巨大，是不可取的，但可以处理少量的锅炉用水。

（5）使用化学防垢剂

防垢剂是一些化学药品的统称，把少量防垢剂加入水中，通常能起到延缓、减少或抑制结垢的作用。

使用防垢剂是油田最为常用的、简便易行的方法。

2.油田防垢工艺

（1）采油平台集输系统防垢

为解决平台集输系统的结垢问题，应对整个系统中结垢严重的位置进行分析，明确造成结垢的原因。

首先可以考虑采用调节流程中的一些参数如温度、压力和流速等，改变影响结垢的条件，避免不相容水的混合等简单易行的方法，以控制和减轻结垢。

但往往从工艺要求上，这些参数是不能改变的，或在其可调节范围内不能达到很好的防垢效果。

因此控制平台集输系统的结垢主要方法是连续投加防垢剂。

加药点的选择，应对系统的结垢情况全面考虑，一般可以在井口生产管汇和进入污水处理系统前加药，但应根据具体情况特殊处理。

如渤海BZ34油田开采后期采用射流泵采油，因射流泵的动力液为海水，动力液在井下与产出液混合后一起进入浮式生产储存装置的集输系统，海水与地层水的混合造成原油处理系统和污水处理系统的严重结垢。

初期防垢剂加药点选择为原油处理系统进口和污水处理系统进口。

虽然污水系统的结垢得到了控制，但原油系统中各热交换器结垢仍很严重，考虑是因为原油系统的加药点到处理系统的管线很短，防垢剂不能同原油中乳化的水相均匀混合。

因此改为将防垢剂加入井口平台的动力液中，这样在海水与地层水混合以及油、水通过油嘴发生乳化之前，使防垢剂已均匀分散在水相中。

现场表明此加药位置合理，较好地控制了地面原油系统的结垢。

（2）油井防垢方法

原油采出过程中，液流沿井筒向上流动时，温度、压力都会发生变化，所以油井结垢也是常见问题，常用的解决方法有以下几种：

从油井环形空间连续注入防垢剂，在井下与产出液混合，这种方法可保证药剂供给均匀，对药剂注入点上部设备具有很好的保护。

在井下安装固体防垢剂块。

将固体防垢剂块装入工作筒中，工作筒可随井下作业时下入井中。

工作筒连接在抽油泵下部，筛管的上部。

液体通过防垢剂块时，防垢剂溶入水中，起到防垢作用。

这种方法对防垢剂块以下的设备不能起到保护，同时更换防垢剂块时必须起下管柱。

定期通过油井向地层注入防垢剂。

用高压设备，如水泥泵，将防垢剂溶液通过环空或油管注入油井，随后使用顶替液将防垢剂溶液顶入地层，关井一段时间，使防垢剂吸附在岩石上，然后开井生产。

这种方法缺点是由于防垢剂释放浓度不均匀及防垢剂在地层中的损失，造成防垢剂用量大。

优点是在两次操作之间可保持较长的时间，同时对近井地带的地层可起到保护作用。

（3）注水井和注水地层防垢方法

注水过程中很可能造成不同水源的水的混合，如海上采油平台经常采用海水为注入水，这样就造成海水和地层水的混合，而且注入水由地面到注水井井底的过程中，温度、压力都发生变化，因此在注水井井筒和地层都有可能发生垢的沉积。

在此情况下控制结垢的最切实可行的方法是，在注入水中连续加入防垢剂，这样不仅可以抑制井筒结垢，同时可以很好地保护地层。

目前海上油田的注水开发方案中，注海水是非常普遍的，在实施前必须对防垢剂进行评价，注水过程中要绝对保证防垢剂按要求投加。

3.防垢效果观察

（1）管道短节

常常使用的管道短节和防腐短节一样，如图8，定期拆下，测定结垢厚度或将

垢刮下称重。

（2）结垢挂片

可用来检测垢沉积情况，它们与腐蚀挂片相似，只是至少钻上6个小孔。

将挂片装入系统中，使其平面与流动方向相对，这样就引起湍流，加重结垢趋势。

挂片预先称重，取出后再称重，差值表示结垢量。

（3）现场直接观察

现场定期对结垢严重的设备、管线、阀门进行检查，虽然工作量较大，不能准确定量但非常可靠。

（4）生产动态分析

油井的防垢处理现场检测及效果评价较为复杂，可以分析其产液量、产油量的变化及修井周期是否延长来衡量防垢效果。

如对油井进行了挤注作业，可对产出水中的成垢离子和防垢剂浓度，进行长期检测，并可做成曲线进行分析。

注水井可观察注入压力和注入量的变化，定期测定吸水指数，观察其变化情况。

五、化学防垢剂

防垢剂是目前陆地油田也是海上油田防垢的最常用、最主要的方法。

防垢剂是指能防止或延缓水中无机物形成垢沉积的化学药剂。

1.常用化学防垢剂

（1）无机缩聚磷酸盐

无机缩聚磷酸盐是最早使用的防垢剂，国外!

"年代就开始使用，其结构式如下：

无机缩聚磷酸盐在温度超过500C时易发生部分水解，水解率随温度升高、PH值增大和时间延长而增加，水解后产生正磷酸盐，与水中的二价金属离子如钙离子，发生反应而结垢。

使用时温度最高为40-500C，PH值一般不超过7～7.5为宜。

聚磷酸盐具有溶限效应，即加入少量的防垢剂可防止大量的垢生成，当达到极限值后，加药浓度增加不再提高。

（2）氨基多羧酸盐

氨基多羧酸盐是一种热稳定性较好的防垢剂，如EDTA的使用温度可为2000C，常用作防垢剂的氨基多羧酸盐见下表,。

（3）有机磷酸脂

60年代人们开始开发含磷有机防垢剂，10年后就获得了工业应用，其中有机膦酸脂类防垢剂有：

在有机磷酸脂盐结构中，引入氧乙烯基提高了对钙垢的阻垢性能，通常认为其对硫酸钙垢有较好的防垢效果，而对碳酸钙效果较差，使用浓度为6-10mg／L。

磷酸脂盐比缩聚磷酸盐稳定，但在900C时也发生水解，水解产物中的正磷酸于二价金属离子反应而结垢。

（4）有机多元膦酸盐

有机多元膦酸盐是目前应用广泛，效果较好的一类防垢剂。

常用的有氨基三甲叉

膦酸盐、乙二胺四甲叉膦酸盐、１－羧基乙川—１，１二膦酸盐等。

有机多元膦酸盐防垢剂具有良好的化学稳定性，它们基本上不被酸碱破坏，也不易水解和降解，能耐较高的温度，它们的阻垢性能优异，具有溶限效应，加药浓度很低，一般为0.1~30mg／L；还具有很好的协同效应，所谓协同效应是指在复配使用时，保持加药总量不变的情况下，复配药剂的效果大大高于单独使用的效果。

有机多元膦酸盐防垢剂同时具有一定的缓蚀效果。

这类药剂中目前使用的都是无毒或低毒的。

（5）低分子聚合物

70年代前后，低分子聚合物开始作为防垢剂使用，一般分为阴离子型、阳离子型、非离子型，常用低分子聚合物防垢剂有聚丙烯酸、聚甲基丙烯、聚丙烯酰胺、聚顺酐乙醇胺加成物。

低分子聚合物防垢剂具有很好的阻垢效果，在现场使用时通常只要几个mg／L就能将结垢情况很好的控制，其使用浓度一般在0.1~20mg／L的范围。

它们都具有较好的热稳定性，如聚丙烯酸盐可耐温1200C:

。

它们同EDTMP或HEDP等防垢剂复合使用时，阻垢效果会因协同效应得到提高。

目前来说，低分子聚合物防垢剂也是一种很理想，具有很好的发展前景的防垢剂。

2．化学防垢剂的作用机理

各种防垢剂可以通过不同的机理起到防垢作用，防垢剂防垢的主要机理有反应+络合（螯合）机理和吸附机理。

（1）反应+络合（螯合）机理

防垢剂在水中解离后的阴离子与成垢的阳离子通过反应+络合（螯合）产生稳定的水溶性的环状结构，起到防垢效果。

如HEDP与钙离子形成的结构如图9。

（2）吸附机理

防垢剂的吸附可通过两种机理起防垢作用：

一是晶格畸变机理，这是由于防垢剂的吸附，使垢表面的正常结垢状态受到干扰（畸变），抑制或部分抑制了晶体的继续长大，使成垢离子处在饱和状态或形成松散的垢为水流带走；另一是静电排斥机理，这是由于防垢剂（非离子型防垢剂除外）在垢表面吸附，能形成如图10所示的扩散双电层，使垢表面带电，抑制了晶体间的聚结，防垢剂也