防垢剂培训教材.docx

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防垢剂培训教材

目录

1概述3

2油田水结垢机理3

2.1结晶作用3

2.2沉降作用3

3油田结垢的主要类型及影响因素4

3.1碳酸钙4

3.1.1二氧化碳的影响4

3.1.2pH值的影响4

3.1.3温度的影响5

3.1.4压力的影响5

3.1.5水中所溶盐类的影响5

3.2硫酸镁5

3.3硫酸钙6

3.3.1温度的影响6

3.3.2水中溶解盐类的影响6

3.3.4pH值的影响7

3.4硫酸钡7

3.4.1温度的影响7

3.4.2水中溶解盐类的影响7

3.4.3压力的影响7

3.4.4pH值的影响7

3.5硫酸锶8

3.5.1温度的影响8

3.5.2水中溶解盐类的影响8

3.5.3压力的影响8

3.5.4pH值的影响8

3.6铁化合物8

4油田防垢技术8

4.1控制结垢的一般方法8

4.1.1避免不相容水的混合8

4.1.2控制pH值9

4.1.3控制物理条件9

4.1.4去除结垢组份9

4.1.5使用化学防垢剂9

4.2油田防垢工艺9

4.2.1采油平台集输系统防垢9

4.2.2油井防垢方法10

4.2.3注水井和注水地层防垢方法10

4.3防垢效果观察11

4.3.1管道短节11

4.3.2结垢挂片11

4.3.3现场直接观察11

4.3.4生产动态分析11

5化学防垢剂11

5.1常用化学防垢剂12

5.1.1无机缩聚磷酸盐12

5.1.2氨基多羧酸盐12

5.1.3有机磷酸脂12

5.1.4有机多元膦酸盐12

5.1.5低分子聚合物12

5.2化学防垢剂的作用机理13

5.2.1反应＋络合（螯合）机理13

5.2.2吸附机理13

5.3化学防垢剂的室内评价13

5.3.1阻垢率14

5.3.2防垢剂的配伍性14

5.3.3防垢剂的缓蚀效果14

5.3.4防垢剂的稳定性14

5.3.5防垢剂对地层的伤害15

5.3.6防垢剂在岩心中吸附性能16

6油田除垢16

6.1机械除垢16

6.2化学除垢17

6.2.1有机组份18

6.2.2碳酸钙垢18

6.2.3硫酸钙垢18

6.2.4硫酸钡（锶）垢19

6.2.5铁垢19

防垢剂培训教材

1概述

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。

2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。

垢在地层表面、管线表面或设备表面的沉积叫结垢。

结垢分为三个阶段，即垢的析出、垢的长大和垢的沉积。

垢也可以在结垢表面的某些活性点上析出、长大而形成垢，不经过沉积阶段。

在这两个过程中主要作用机理为结晶作用和沉降作用。

2.1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。

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，使晶体变得酥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。

2.2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。

3油田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。

3.1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：

Ca2＋＋CO32－→CaCO3↓（3-1）

Ca2＋＋2HCO3－→CaCO3↓＋CO2↑＋H2O（3-2）

3.1.1二氧化碳的影响

有二氧化碳存在时，碳酸钙在水中的溶解度增大，二氧化碳溶解在水中时，生成碳酸，其电离反应式如下：

CO2＋H2O←→H2CO3（3-3）

H2CO3←→H＋＋HCO3－（3-4）

HCO3－←→H＋＋CO32－（3-5）

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。

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。

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。

3.1.2pH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H2CO3＋CO2、HCO3－和CO32－在平衡时的浓度比例取决于pH值。

在低pH值范围内，水中只有CO2＋H2CO3；在高pH值范围内只有CO32－离子；而在中等pH值范围内HCO3－占绝对优势。

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

3.1.3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，即水温升高时会产生更多的碳酸钙垢。

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。

3.1.4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。

3.1.5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200000mg/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，生成碳酸钙的趋势如下：

Ø随温度升高而增加；

Ø随CO2分压减小而增加；

Ø随pH值增加而增加；

Ø随溶解的含盐量减小而增大；

Ø随总压力减小而增加。

3.2硫酸镁

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

Mg2+＋HCO3－→MgCO3↓＋CO2＋H2O（3-6）

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，当与碱度较高的底层水相遇时，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：

MgCO3＋H2O→Mg（OH）2↓+CO2↑（3-7）

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82℃时，趋向于生成碳酸钙垢，当温度超过82℃时，开始生成碳酸镁垢。

氢氧化镁有可能在锅炉、热交换器、及高温管内生成。

3.3硫酸钙

硫酸钙从水中沉淀的反应式如下：

Ca2+＋SO42-→CaSO4↓（3-8）

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），油田上最常见的硫酸钙沉积物是石膏。

在38℃或38℃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。

当酸化除垢时，硫酸钙垢不易溶解，因此去除硫酸钙垢比去除碳酸钙垢更加困难。

3.3.1温度的影响

约在38℃以下时，石膏的溶解度随温度的升高而增加，约在38℃以上时，石膏的溶解度则随温度的升高而减小。

大约在38℃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。

3.3.2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150000mg/L以下时，会使硫酸钙或无水硫酸钙的溶解度增加，这和碳酸钙的作用是一样的。

盐类含量进一步增加，硫酸钙的溶解度减小。

3.3.3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。

3.3.4pH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。

3.4硫酸钡

与以上三种成垢物质相比，硫酸钡的溶解度最差，它们水中的溶度积比较见表3-1，由于硫酸钡极难溶解，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：

Ba2＋＋SO42－→BaSO4↓（3-9）

表3-1溶解度比较（25℃）

名称

溶解度（mol/L）

CaSO4

2080.0

CaCO3

53

BaSO4

2.3

3.4.1温度的影响

在100℃以下时，硫酸钡的溶解度随温度的升高而增加，100℃以上时，硫酸钡的溶解度随温度的升高而降低。

3.4.2水中溶解盐类的影响

硫酸钡在水中的溶解度，随溶解在水中的盐类离子（除钡离子和硫酸根离子以外）浓度增大而增加。

3.4.3压力的影响

硫酸钡的溶解度随压力的增加而加大。

3.4.4pH值的影响

pH值对硫酸钡溶解度的影响很小，或者可以说没有影响。

3.5硫酸锶

硫酸锶的溶解度较硫酸钡大一些，其沉淀反应如下：

Sr2＋＋SO42－→SrSO4↓（3-10）

3.5.1温度的影响

硫酸锶的溶解度随温度的升高而减小。

3.5.2水中溶解盐类的影响

硫酸锶的溶解度随氯化钠含量的增大而增大，当氯化钠含量超过17500mg/l，氯化钠含量进一步增加，硫酸钡的溶解度会下降。

另外，硫酸钡的溶解度在含有钙、镁离子的溶液中明显比在同等离子强度的氯化钠盐水中大得多。

3.5.3压力的影响

在氯化钠盐水中，硫酸钡的溶解度随压力的增加而增加。

3.5.4pH值的影响

pH值对硫酸钡溶解度的影响很小，或者可以说没有影响。

3.6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7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。

4油田防垢技术

4.1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。

4.1.1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。

4.1.2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。

4.1.3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。

4.1.4去除结垢组份

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。

4.1.5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方法，其简便、易行，关于防垢剂的有关内容请见下一个的问题论述。

4.2油田防垢工艺

4.2.1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。

4.2.2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。

4.2.3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。

4.3防垢效果观察

4.3.1管道短节

常常使用的短节试验如图4-1，定期拆下，测定结垢厚度或将垢刮下称重。

图4-1结垢短节示意图

4.3.2结垢挂片

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6～8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。

4.3.3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。

4.3.4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。

5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。

5.1常用化学防垢剂

5.1.1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30年代就开始使用。

无机缩聚磷酸盐在温度超过50℃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40～50℃，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。

5.1.2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200℃。

5.1.3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。

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90℃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。

5.1.4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。

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，如EDTMP能够耐200℃的温度，HEDP能耐250℃的高温。

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。

5.1.5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，这类防垢剂相对分子量一般小于5×104，一般分为阴离子型、阳离子型、非离子型。

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120℃。

它们同EDTMP（乙二胺四甲叉膦酸）或HEDP（羟基乙叉二磷酸）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。

5.2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。

5.2.1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5-1

图5-1HEDP与钙离子螯合形成的结构

5.2.2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，能形成扩散双电层，使垢表面带电，抑制了晶体间的聚结，防垢剂也可在结垢表面吸附，形成同样的扩散双电层，使结垢表面带电，从而使晶体也不能在结垢表面沉积，达到防垢的目的。

5.3化学防垢剂的室内评价

防垢剂在现场应用之前必须首先进行室内评价，在现场中由于防垢剂的使用环境和使用工艺的不同，我们在评选时对其要求也就不同，所选用的防垢剂在满足现场工艺和环境条件的前提下，应具有较高的阻垢性。

同时在实施防垢措施前还要进行经济评价，确定是否会带来较好的经济效益，对药剂而言，不单单考虑其价格，应从处理单位体积水的费用和实施防垢措施后带来的产出综合考虑。

对于药剂的性能应进行以下几项评价：

5.3.1阻垢率

（5-1）

评价防垢剂的阻垢率一般可采用静态沉降法，将防垢剂按一定的浓度加入水样中，密闭恒温沉降，测定水样中成垢离子浓度的变化或测定沉淀物的质量，计算阻垢率。

式中：

C－原水样即沉降前的水样含成垢离子的浓度

C1－加入防垢剂的水样沉降后含成垢离子的浓度

（5-2）

C0－空白水样即未加防垢剂的水样沉降后含结垢离子的浓度

或：

式中：

g0－空白水样产生的沉淀量

g－加入防垢剂水样的沉淀量

5.3.2防垢剂的配伍性

防垢剂在油田使用过程中往往和油田其它药剂接触，必须考虑防垢剂与其它药剂的配伍性，同时还要考虑与水质的配伍性，如注入水、地层水等。

防垢剂的配伍性一般首先采用混合后静置观察的方法，观察是否有沉淀物。

然后与其它药剂同时使用测定防垢效果和其它药剂的效果，如缓蚀剂的缓蚀效果、杀菌剂的杀菌效果等，看其是否有药效抵销作用。

5.3.3防垢剂的缓蚀效果

防垢剂在使用过程中，不应增加水的腐蚀性，否则会降低设备的使用寿命，腐蚀产物还会造成地层的堵塞。

室内一般采用挂片法测定腐蚀率和防垢剂的缓蚀效果。

5.3.4防垢剂的稳定性

防垢剂必须具有一定的稳定性，即防垢剂在一段时间内放置不应产生降解或沉淀，以保证其有效浓度和使用效果。

防垢剂还应具有一定的热稳定性，在现场的的温度条件不降解，保持其阻垢率。

另外防垢剂还应具有适宜的凝固点，不影响冬季使用。

5.3.5防垢剂对地层的伤害

对于用于注水和油井挤注的防垢剂，应评价其对地层的伤害情况，可以通过岩心试验测定注入