华庆油田是以注水开发为主要采油措施的低渗、特低渗油田,随着注水采油开发的逐步深入,采出液的含水量逐年增加,部分油区比如白153区采出液水体结垢堵塞等各种问题日益严重,致使地面集输系统效率大大降低,直接影响着油田生产的稳定、高效运行。华庆油田的原油性质独特,为典型的高蜡原油,其中轻质成分所占比例较高,对蜡质成分的溶解度较低。原油中的蜡在地层条件下通常以液体形式存在,当原油从地下抽到地面时,由于溶解气体的逸出和膨胀而使得原油的温度逐渐降低,蜡结晶析出,并继而沉积在油管内壁上,致使井筒变窄,油井产量降低,严重时还会堵塞油管造成油井停产。因此,油井的清防蜡是保证含蜡原油正常生产的一项重要技术措施。本文主要研究了长庆油田特定区块的结垢结蜡现象,分析机理并提出改善措施。水垢一般都是由具有反常溶解度的难溶或微溶盐类组成,这些难溶盐具有固定晶格,单一物质形成的水垢质地较坚硬且致密,混合结晶则略微疏松,垢质略微松软。水垢的产生主要决定于盐类是否过饱和以及盐类结晶的生长过程。目前较成熟的结垢理论为以下三种：不相容论、热力学条件变化论和吸附论。针对水垢产生的原因,目前采用的结垢控制技术主要有4种：避免不相容的水混合,控制物理条件,使用阻垢剂,优化工艺。本文通过对长庆油田白153区块的水质分析得到以下结果：(1)白153区水体的样整体矿化度不高在10000mg/L～50000mg/L之间,PH值在6.0～8.5之间,水型不单一,有NaHCO3、Na2SO4和CaCl2水型这三种,富含成垢的阴阳离子,水体不配伍易结垢。(2)白153区的垢样为混合垢样,即硫酸钡和碳酸钙的混合垢,再加少量硫酸钙,其中BaSO4大约占70%左右,为典型的酸难溶垢,常规酸洗效果不佳。(3)针对于硫酸钡垢合成了MA-AA-MAC的共聚物阻垢剂,加量为50mg/L时阻垢率可高达91.7%,其合成的最佳工艺条件为单体配比n(MA):n(AA):n(MAC)=1:0.8:0.6,引发剂占单体总质量百分数10%,反应温度85℃,反应时间为4h。(4)采用最佳合成条件合成的共聚物阻垢剂GJ与筛选出LJH-I和SIB硫酸钙阻垢进行复配,当LJH-I:GJ=2:3时,阻垢效果最佳,加量为50mg/L时对CaSO4和BaSO4的阻垢率分别为90.8%和93.1%。在原油开采过程中,析出来的蜡沉积在地层中会堵塞产油层、使油井产量下降,严重的甚至会导致停产。而通道中所结出的蜡会造成油井油流通道减小(即堵塞管壁和粘附在抽油杆表面),从而增大油井负荷,井口外输压力增大,严重时甚至会造成抽油杆断脱和蜡卡等。油井结蜡在很大程度上会影响油井产油量,因此寻求更好的方法去解决油井的防蜡和清蜡是油井管理的重要内容,也成为油田开发中急需解决的课题。油井上常用的清防蜡方法主要包括机械法、化学法、物理法以及这几种方法的综合措施。本文通过对长庆油田元284区块的油样及蜡样分析得到以下结果：(1)元284区开采出的原油中胶质沥青质含量少,基本为烷烃,含极少量的胶质和沥青。(2)结蜡多为硬质蜡,熔点在80度以上,热洗效果不佳,添加清防蜡剂效果较好。(3)通过筛选和复配出的清防蜡剂当A：B：C=4：1：4时,防蜡效果最佳,达56%。其中,A为石油醚：二甲苯：二乙二醇丁醚=2：3：1的复配溶液,B为聚丙烯酸酯：十二烷基苯磺酸钠=3：2的复配溶液,C为己二醇。(4)室内研制的清防蜡剂现场应用效果良好,抽油机载荷及检泵周期均降低。