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摘 要：一般情况下，集输系统结垢可分为三个阶段：垢的析出、垢的长大和垢的沉积。集输系统管线、设备表面凹凸不平，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，逐渐成为坚实致密的垢。 在油田水中，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会起到强烈的催化结晶作用，使得溶液在较低的饱和度下就会析出结晶。油田集输系统结垢在油田开发过程中是一个普遍存在的问题。本文对油田集输系统腐蚀结垢的机理和原因进行了分析。油田地层水矿化度高和成垢离子含量高为结垢的产生提供重要的物质基础，是集输系统产生难溶结垢的主要原因，对此提出了一系列防治集输系统腐蚀结垢的综合配套技术措施，可以有效地延长集输系统的使用寿命，提高油田综合效益。
关键词：集输系统结垢；腐蚀；机理和原因；综合配套技术
油田经开采开发，采出液综合含水体积分数上升，油田开发初期配套的集输系统已远不能适应目前的开发需要。调查数据分析表明，今后将有相当数量的加热炉、容器、各类机泵的使用年限过长，维护和改造的工作量将逐年增加；在役管道的腐蚀结垢情况比较严重，穿孔和漏油事故频繁发生，待维护和更换的工程量逐年增加；很多集输设备都是依据当时的情况配置，腐蚀、结垢现象严重，现场维修改造周期短，造成大量集输设备利用率和使用效率不高。油田自开发以来，修复改造了各类腐蚀结垢集输管道，主要原因之一就是来自不同油井、计量站和联合站的高含水原油中成垢离子含量不同，水型各异，混输后不配伍，产生了严重的管道结垢堵塞。
1腐蚀结垢机理分析
垢物一般都是具有低溶解度的难溶或微溶盐类，它们具有固定晶格，单质垢物致密且坚硬。垢物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。两种化学性质不相溶的液体混合，因为含有不同种类离子或不同质量浓度的离子，就会产生不稳定的且易于沉淀的物质。在集输系统中，垢物的形成过程往往是一个混合结晶的过程，原油中含有大量的水，水中的悬浮粒子可以成为晶种，粗糙的表面或其它杂质粒子都能强烈地催化其结晶过程，使得溶液在较低的饱和度下就会析出结晶。
2腐蚀结垢原因分析
从近年来集输系统维修及更新過程中发现的情况分析，含油污水高矿化度、高含砂量、富含成垢离子、异型水混输、输液介质及压力温度变化等多种因素是造成集输系统腐蚀结垢严重，使用寿命缩短的主要原因。
2.1污水矿化度高导致电化学腐蚀严重
采出液中含油污水不仅矿化度高，成垢离子质量浓度高和pH值低，而且含有二氧化碳以及硫酸盐还原菌等。这些因素使污水介质成为了腐蚀性极强的介质，使得输液介质电导率高，电化学腐蚀严重，特别是在设备焊接部位，因材质不均匀形成原电池，造成阳极区金属溶解，导致设备焊接部位穿孔频率较高。
2.2采出液中的砂造成磨损和腐蚀严重
很多油藏地层胶结疏松，出砂量大，采出液中综合水的体积分数高，因而携砂能力降低。在集输过程中，采出液与集输系统内表面摩擦磨损，磨损使集输系统内表面产生热能，从而使集输系统表面铁分子活化，而采出液含有大量高矿化度的水，具有强腐蚀性，使磨损处优先被腐蚀。
2.3磨损腐蚀结垢三者协同作用
集输系统中的腐蚀产物导致管材表面粗糙度增大，易于沉淀物附着。因此，腐蚀的影响也是结垢的重要原因。由于磨损使集输系统内表面变得更粗糙，从而加速腐蚀，而粗糙的表面吸附结垢更为严重。磨损、腐蚀和结垢并非简单的叠加，而是相互作用，相互促进，三者结合具有更大的破坏性。
2.4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，垢就沉积下来。当不同水源的两种水混合或所处的系统条件改变时，成垢离子浓度发生变化，趋于达到一种新的平衡，于是就产生结垢。
2.5异型水水质不配伍混输时结垢
含油污水水质差异较大，当污水性质发生改变，现有的污水处理药剂对系统水质的适应性变差，特别是当杀菌剂的效果不明显时，水质不配伍将导致结垢现象严重。
2.6输送介质及条件变化促使结垢
输送介质中的二氧化碳引起的电化学腐蚀主要与温度和二氧化碳分压有关。随着温度升高，腐蚀速率先升高后降低，在80℃左右时腐蚀速率最大。随着分压升高，腐蚀速率也增大，分压较低时，基本表现为均匀腐蚀，没有出现较大的蚀坑。分压较高时，腐蚀形貌趋向于局部腐蚀和“醉状”腐蚀，促使结垢。
2.7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℃，而裸钢表面润湿角小于90℃，这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，则结垢趋势就越大。事实上，内衬光滑油管壁上结垢程度减弱。
3腐蚀结垢的防治
根据“防治结合”的原则，对腐蚀结垢的集输系统实施综合配套的防治措施较为有利。针对油田集输系统腐蚀结垢现状，可以从以下几个方面着手进行工艺改进：（1）尽量降低集输管线的输送压力和定期清管。采出液在联合站脱出游离水，脱出的游离水用沉降过滤、加药处理和回注等方式进行再利用，合理调度管线的输送运行，降低流程压力，定期对管道进行清洗除垢，能有效地防止和控制腐蚀结垢产生。（2）实行异水型水分开输送。将采出液经过滤分离处理、再对异水型水分开输送。在集输过程中，避免异型水混输，这样可以避免由于混输造成不同水型水质配伍性差而结垢的问题。对油田联合站进行工艺改造，将以前的异型水混输工艺改为异型水分开输送工艺，取得了较好的效果。（3）采用非金属管道替代普通钢管道。针对采出液中含油污水矿化度高、电导率高和电化学腐蚀严重的现状，将普通钢管道更换为非金属管道，防止电化学腐蚀结垢。（4）集输系统设备的内腐蚀处理。通过相应的工艺处理，在集输系统设备及管线内表面涂敷内防保护膜，可以将金属与腐蚀介质隔开，从而达到抑制腐蚀的目的。使用的涂层主要有金属涂层和非金属涂层，根据现场实际合理运用。（5）酸洗清垢。对已经存在腐蚀结垢的集输系统进行酸洗，清洗液选择多元酸和复合酸等弱酸，现场清洗剂进人集输系统后反应，使垢物反应离解为疏松细粉状沉淀，再冲洗完成清垢。（6）缓蚀阻垢剂的应用。防垢剂是通过反应加络合机理和吸附机理产生其防垢作用的。反应加络合机理使缓蚀阻垢剂在水中离解后产生的阴离子与成垢金属阳离子生成稳定的络合物，其实质是增大盐垢的溶解量。就目前状况而言，腐蚀和结垢在整个集输系统中普遍存在。对腐蚀和结垢的控制，要从加剂点、加剂质量浓度、缓蚀阻垢剂类型、加剂方式等各个方面进行研究和试验，最终确定比较符合实际的工艺。
4结论
采取尽量降低管线输送压力、异型水分开输送、非金属管道替代普通钢管道、集输设备、管线内防腐蚀处理、酸洗清垢和化学药剂防垢等综合配套技术措施是防治集输系统腐蚀结垢的有效方法。通过对集输系统腐蚀结垢的现状调查分析及采取相应的措施之后，集输系统维护和改造作业频率明显下降，有效地延长了集输系统的使用寿命，提高了油田综合效益。
参考文献：
[1]油田管道难溶垢的化学清洗技术研究[J].李云翱.中国石油和化工标准与质量.2016（01）
[2]油田结垢与防治及其机理研究进展[J].金明皇，李克华，赵磊.化工技术与开发.2013（04）
关键词：集输系统结垢；腐蚀；机理和原因；综合配套技术
油田经开采开发，采出液综合含水体积分数上升，油田开发初期配套的集输系统已远不能适应目前的开发需要。调查数据分析表明，今后将有相当数量的加热炉、容器、各类机泵的使用年限过长，维护和改造的工作量将逐年增加；在役管道的腐蚀结垢情况比较严重，穿孔和漏油事故频繁发生，待维护和更换的工程量逐年增加；很多集输设备都是依据当时的情况配置，腐蚀、结垢现象严重，现场维修改造周期短，造成大量集输设备利用率和使用效率不高。油田自开发以来，修复改造了各类腐蚀结垢集输管道，主要原因之一就是来自不同油井、计量站和联合站的高含水原油中成垢离子含量不同，水型各异，混输后不配伍，产生了严重的管道结垢堵塞。
1腐蚀结垢机理分析
垢物一般都是具有低溶解度的难溶或微溶盐类，它们具有固定晶格，单质垢物致密且坚硬。垢物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。两种化学性质不相溶的液体混合，因为含有不同种类离子或不同质量浓度的离子，就会产生不稳定的且易于沉淀的物质。在集输系统中，垢物的形成过程往往是一个混合结晶的过程，原油中含有大量的水，水中的悬浮粒子可以成为晶种，粗糙的表面或其它杂质粒子都能强烈地催化其结晶过程，使得溶液在较低的饱和度下就会析出结晶。
2腐蚀结垢原因分析
从近年来集输系统维修及更新過程中发现的情况分析，含油污水高矿化度、高含砂量、富含成垢离子、异型水混输、输液介质及压力温度变化等多种因素是造成集输系统腐蚀结垢严重，使用寿命缩短的主要原因。
2.1污水矿化度高导致电化学腐蚀严重
采出液中含油污水不仅矿化度高，成垢离子质量浓度高和pH值低，而且含有二氧化碳以及硫酸盐还原菌等。这些因素使污水介质成为了腐蚀性极强的介质，使得输液介质电导率高，电化学腐蚀严重，特别是在设备焊接部位，因材质不均匀形成原电池，造成阳极区金属溶解，导致设备焊接部位穿孔频率较高。
2.2采出液中的砂造成磨损和腐蚀严重
很多油藏地层胶结疏松，出砂量大，采出液中综合水的体积分数高，因而携砂能力降低。在集输过程中，采出液与集输系统内表面摩擦磨损，磨损使集输系统内表面产生热能，从而使集输系统表面铁分子活化，而采出液含有大量高矿化度的水，具有强腐蚀性，使磨损处优先被腐蚀。
2.3磨损腐蚀结垢三者协同作用
集输系统中的腐蚀产物导致管材表面粗糙度增大，易于沉淀物附着。因此，腐蚀的影响也是结垢的重要原因。由于磨损使集输系统内表面变得更粗糙，从而加速腐蚀，而粗糙的表面吸附结垢更为严重。磨损、腐蚀和结垢并非简单的叠加，而是相互作用，相互促进，三者结合具有更大的破坏性。
2.4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，垢就沉积下来。当不同水源的两种水混合或所处的系统条件改变时，成垢离子浓度发生变化，趋于达到一种新的平衡，于是就产生结垢。
2.5异型水水质不配伍混输时结垢
含油污水水质差异较大，当污水性质发生改变，现有的污水处理药剂对系统水质的适应性变差，特别是当杀菌剂的效果不明显时，水质不配伍将导致结垢现象严重。
2.6输送介质及条件变化促使结垢
输送介质中的二氧化碳引起的电化学腐蚀主要与温度和二氧化碳分压有关。随着温度升高，腐蚀速率先升高后降低，在80℃左右时腐蚀速率最大。随着分压升高，腐蚀速率也增大，分压较低时，基本表现为均匀腐蚀，没有出现较大的蚀坑。分压较高时，腐蚀形貌趋向于局部腐蚀和“醉状”腐蚀，促使结垢。
2.7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℃，而裸钢表面润湿角小于90℃，这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，则结垢趋势就越大。事实上，内衬光滑油管壁上结垢程度减弱。
3腐蚀结垢的防治
根据“防治结合”的原则，对腐蚀结垢的集输系统实施综合配套的防治措施较为有利。针对油田集输系统腐蚀结垢现状，可以从以下几个方面着手进行工艺改进：（1）尽量降低集输管线的输送压力和定期清管。采出液在联合站脱出游离水，脱出的游离水用沉降过滤、加药处理和回注等方式进行再利用，合理调度管线的输送运行，降低流程压力，定期对管道进行清洗除垢，能有效地防止和控制腐蚀结垢产生。（2）实行异水型水分开输送。将采出液经过滤分离处理、再对异水型水分开输送。在集输过程中，避免异型水混输，这样可以避免由于混输造成不同水型水质配伍性差而结垢的问题。对油田联合站进行工艺改造，将以前的异型水混输工艺改为异型水分开输送工艺，取得了较好的效果。（3）采用非金属管道替代普通钢管道。针对采出液中含油污水矿化度高、电导率高和电化学腐蚀严重的现状，将普通钢管道更换为非金属管道，防止电化学腐蚀结垢。（4）集输系统设备的内腐蚀处理。通过相应的工艺处理，在集输系统设备及管线内表面涂敷内防保护膜，可以将金属与腐蚀介质隔开，从而达到抑制腐蚀的目的。使用的涂层主要有金属涂层和非金属涂层，根据现场实际合理运用。（5）酸洗清垢。对已经存在腐蚀结垢的集输系统进行酸洗，清洗液选择多元酸和复合酸等弱酸，现场清洗剂进人集输系统后反应，使垢物反应离解为疏松细粉状沉淀，再冲洗完成清垢。（6）缓蚀阻垢剂的应用。防垢剂是通过反应加络合机理和吸附机理产生其防垢作用的。反应加络合机理使缓蚀阻垢剂在水中离解后产生的阴离子与成垢金属阳离子生成稳定的络合物，其实质是增大盐垢的溶解量。就目前状况而言，腐蚀和结垢在整个集输系统中普遍存在。对腐蚀和结垢的控制，要从加剂点、加剂质量浓度、缓蚀阻垢剂类型、加剂方式等各个方面进行研究和试验，最终确定比较符合实际的工艺。
4结论
采取尽量降低管线输送压力、异型水分开输送、非金属管道替代普通钢管道、集输设备、管线内防腐蚀处理、酸洗清垢和化学药剂防垢等综合配套技术措施是防治集输系统腐蚀结垢的有效方法。通过对集输系统腐蚀结垢的现状调查分析及采取相应的措施之后，集输系统维护和改造作业频率明显下降，有效地延长了集输系统的使用寿命，提高了油田综合效益。
参考文献：
[1]油田管道难溶垢的化学清洗技术研究[J].李云翱.中国石油和化工标准与质量.2016（01）
[2]油田结垢与防治及其机理研究进展[J].金明皇，李克华，赵磊.化工技术与开发.2013（04）