[摘 要]油田采出液输油系统结垢在油田开发过程中是一个普遍存在的问题。本文对油田输油管道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了重要的物质基础，是产生难溶结垢的主要原因，对此提出了一系列防治系统腐蚀结垢的综合配套技术措施，有效地延长了输油系统的使用寿命，提高了油田综合开发效益。
　　[关键词]输油系统；腐蚀结垢技术；措施；防治对策
　　中图分类号：TU369.2 文献标识码：A 文章编号：1009-914X（2013）11-0041-01
　　前言
　　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，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；很多管線设备都是依据当时的情况配置，腐蚀结垢严重，现场更换改造作业频繁，并造成大量设备报废。油田自开发以来，修复改造了各类腐蚀结垢管道，由于来自不同油井、计量站和联合站的高含水原油中成垢离子含量不同，异水型水混输后不配伍.造成了严重的管道结垢堵塞。
　　1 腐蚀结垢原因分析
　　从近年来输油管道系统解剖及更新情况来看，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。
　　1.1 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 ，氯离子质量浓度高和pH值低，而且含有CO2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。
　　1.2 采出液中的砂造成磨损和腐蚀严重
　　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，采出液与输油管道系统内表面摩擦磨损。磨损使系统内表面产生热能，从而使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。
　　1.3 磨损腐蚀结垢三者协同作用
　　输油管道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。
　　1.4 采出液中富含成垢离子导致结垢
　　采出液含油污水中的氯离子、高矿化度、高侵蚀性CO2和高HC03一含量，存在一定的电化学腐蚀和COZ腐蚀，系统由于富含成垢离子导致结垢。
　　1.5 异型水水质不配伍混输时结垢
　　输油管道系统中同时输送各个地层的采出液，含油污水水质差异较大，现有的污水处理药剂对系统水质的适应性差，特别是杀菌剂的效果不明显，加药方案存在缺陷和不足，存在水质不配伍的问题导致结垢现象严重。
　　1.6 输送介质及条件变化促使结垢
　　输送介质中的CO2引起的电化学腐蚀主要与温度和CO2分压有关。随着温度升高，CO2的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 腐蚀结垢机理分析
　　结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。目前较为成熟的结垢理论主要有以下三种。
　　两种化学不相容的液体相混，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。如水型为NaHC03的油井与水型为CaCI，的油井采出物井下混输后容易在集输系统产生结垢现象。当输油系统热力学和动力学条件不变时.即使有不相容的离子，并且为过饱和溶液也会处于稳定的状态。在油水井生产的过程中，压力下降，温度上升或流速变化，高矿化度水就容易结垢，对钙盐而言恰好相反。 结垢分为析出、长大和沉积三个阶段。垢是晶体结构，管道设备表面是凹凸不平的毛糙面，垢离子会吸附在壁面，以其为结晶中心，不断长大，成为致密坚实的垢物。在输油管道系统中，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。
　　3 腐蚀结垢的防治对策
　　根据“防治结合”的原则，对腐蚀结垢的输油管道系统实施综合配套的防治措施。针对系统腐蚀结垢现状，应从以下几个方面着手进行工艺改进。（1）大站分水与一站双线流程。将采出液在大站进行分水处理。先脱出游离水，再将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。并对输油管道系统站线流程进行技术改造，降低单线流程压力，将以前的单线流程增为双线流程，合理调度运行，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，避免异水型水混输，这样可以避免由于统一混输造成不同水型水质配伍性差而结垢的问题。采油厂于对油田联合站进行了工艺改造，将以前的异水型水混输工艺改为异水型水分开输送工艺，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）输油系统设备的内腐蚀处理。通过相应的工艺处理，在输油系统内表面形成一层覆盖膜，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）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。（6）酸洗清垢。对已经存在腐蚀结垢的输油系统进行酸洗，清洗液多选择多元酸和复合酸等弱酸，现场清洗剂进人输油系统后反应，使垢物反应离解为疏松细粉状沉淀，再大水冲洗完成清垢。
　　4 结论
　　采取大站分水、一站双线流程、异水型水分开输送、非金属管道替代普通钢管道、输油设备内腐蚀处理、酸洗清垢和化学药剂防垢等综合配套技术措施是防治输油管道系统腐蚀结垢的有效方法。通过对输油管道系统腐蚀结垢的现状调查分析及采取相应的措施之后，输油管道系统维护和改造作业频率明显下降，有效地延长了系统的使用寿命，提高了油田的综合开发效益。