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[摘 要]管道结垢一直是油田治理的一大难题，结垢严重的管道对生产和生活都会产生很大的影响。本文结合青海油田现状，并主要针对尕斯库勒第三采油作业区的管网结垢现象进行了分析。分析结果表明：该区块中高含水、高盐和一些溶解的气体腐蚀（H2S、CO2和O2）和蜡沉积的出现是管道结垢的主要原因，并针对结垢现象，分析了结垢的主要原因（如温度、压力、流量、pH值等），提出了相关的防治方案，如防腐材料和除垢药剂的选择、化学清洗和机械除垢法等，这些方法对管道的清洗和治理具有一定的指导意义。
[关键词]管线结垢 影响因素 处理措施
中图分类号：TE868 文献标识码：A 文章编号：1009-914X（2016）22-0145-01
油田管道输送的原油中含有大量的混合物（如H2S、CO2、各类离子、泥沙等杂质），致使管道极易发生结垢。管道结垢后使得管道横截面收缩，流量变小，造成压力损失，大大降低运输流量，造成能源浪费。目前青海油田尕斯库勒第三采油作业区垢体的清洗方法主要是热洗及酸洗，这些方法存在很多弊端。通过深入研究管道结垢机理，分析影响结垢的因素，并根据管道中流体中介质和管道材质，提出相应的清洗及防护方法，对于该区块管网维护和完善有重要的意义[1]。
1 尕斯库勒第三采油作业区管道结垢影响因素
青海油田尕斯库勒第三采油作业区主要开采地层为E31及N1-N2，其中E31地层矿化度高，部分地层平均矿物离子浓度高达86200 mg/L，pH值5.4，水性呈弱酸性。其中SO4-2、HCO3-、Ca2+含量较高，为碳酸盐和硫酸盐的形成提供了有利条件。当温度、压力等外界条件发生改变时，流体化学平衡被打破，致使管线结垢，并发生严重腐蚀。同时N1-N2地层含蜡较高，第一次加热至第二次加热过程中，原油温度逐渐下降，当原油温度低于蜡的初始结晶温度时，蜡垢开始结晶析出[2]，产生了以碳酸盐、硫酸盐、蜡结晶为主的结垢物质。致使该区域管网系统春季管网泄露、冬季管网堵塞频发，难以满足生产及安全需求。
1.1 温度影响
尕斯库勒油田目前油井253口，其中7-8月管线进行化学热溶剂清洗日平均次数为0.2次，9-10月为0.5次，11-12月为2.7次，从中可以看出温度的改变直接影响了管线的结垢程度，结垢温度的影响的主要是改变易结垢盐类的溶解度[3]。温度下降的同时，原油降低了对蜡的溶解能力，使蜡初始结晶温度升高[4]，蜡开始析出，油温与结蜡量关系如图1所示。采出液温度越高，碳酸钙在水中的溶解度就越低，其结垢速率随采出液温度的上升而增加。
1.2 压力影响
压力对CaCO3、CaSO4和BaS04结垢均有影响。当有相应的气体参加反应时，压力对CaCO3結垢影响较大，压力降低，促进结垢加速。在原油运输中压力逐渐降低，结垢率增加[5]。
1.3 流体饱和度的影响
E31地层原油随着含水率的增加含盐量逐步升高。含盐度高的地层水会更易产生大量的盐酸盐和硫酸盐的垢体，但高矿化度地层水相对稳定。地层水被采出与注入水或是其他性质的原油混合致使平衡被打破，极易发生化学反应使管线结垢[6]。
1.4 pH值的影响
当管线内流体的pH值偏碱性时，通常会产生大量的碳酸钙沉淀。当pH值偏酸性时，则产生的碳酸钙沉淀较少。pH值增大结垢趋势增强，碳酸氢根离子易转化为碳酸根离子，从而容易产生碳酸钙沉淀，结垢量增多。
2 防治结垢的方法
石油管道的结垢处理方法，主要为物理法、化学法、机械法及流程改造四种。物理法主要是通过借助物理原理及设备来实现的;化学法主要是通过化学试剂与结垢物质发生化学反应溶解结垢物质;工艺防垢过程通过改造易发生结垢的流程和区域，减少结垢概率，破坏结垢的规模。当大片区域发生结垢后就应采用机械方法或化学除垢，本文将主要介绍适用于尕斯库勒尕斯第三采油作业区的几种结垢防治对策。
2.1 中转站脱水技术
中转站是防治管网结垢一个非常有效的方法，通过中转站脱水可准确消除结垢的发生的概率。低含水和无水状态的原油中钙和镁含量将大大的降低，减少了结垢的概率，即使有少量生成，是不会对管网产生太大的影响。尕斯库勒第三采油作业区目前加热加压中转站有6个，脱水中转站1个，仅供主干线脱水，并未改善区块内结构情况严重的问题[7]。
2.2 聚合物阻垢技术
目前，市场上有许多种阻垢剂，阻垢剂的作用及其在各个领域的应用也较好，但也有一定的局限性：第一，高矿化度油田水化学阻垢剂，使用效果不太明显，聚合物类阻垢剂在油田中使用频率较高，但聚合物类阻垢剂可能造成二次污染油田水，从而增加污水处理难度，其次阻垢剂对于悬浮型结垢无作用效果，无益于长期使用[8]。
2.3 磁防垢技术
磁防垢技术在油田中的应用存在着一定的局限性，主要是因为含盐浓度对磁防垢具有一定的影响，含盐量越高，磁防垢的效果越差差。国内外数据统计显示磁防垢技术在盐浓度含量超过3000mg/L的水溶液就不能达到效果[9]。
2.4 超声波防垢技术
超声波在管线内的衰减随距离增加而明显的增加，短距离内的超声波波防垢技术能较好的应用，但对于远距离的管线结垢后，超声波难以实现除垢应用，不适于大面积额使用。
3 结论
通过对尕斯油田结垢原因及防垢技术的分析，发现这些结垢的方法不能有效的消除抽油井中易结垢离子的形成，且不能使这些离子在进入油田集输系统之前消除掉。尕斯库勒第三采油作业区输油管线距离较长，区块内原油物性差距较大，管网内成垢离子含量较多，温度变化影响较大。想要解决该区块春季管网泄露，冬季管网堵塞频发的问题，需要从根本上解决该区块成垢离子含量较高的问题，结合以上问题，提出以下解决方案：首先增加脱水中转站的同时使用化学试剂降低原油内的成垢离子含量;其次，控制管线的流体温度，对该区的流体取样分析，并计算出蜡、硫酸钙、碳酸钙的成垢温度临界值来控制流体温度区间，从而减少垢体形成;实时跟踪管线压力，实现压力的数字化管理，通过压力差计算来实时监测和治理初期结垢管线。
参考文献
[1] 付亚荣，王开炳.神经网络用于油田地面集输管道结垢预测[J].西南石油学院学报，1999，21（2）：68-69.
[2]贾海波，郭焱，李昱江，等.陕北油田集输系统结垢机理研究[J].油氣田地面工程，2009，28（10）：9-10.
[3]左景栾，任韶然，于洪敏.油田防垢技术研究与应用进展[J].石油工程建设，2008，34（2）：7-14.
[4]龙媛媛.胜利油田典型区块集输系统的腐蚀及防护[J].石油化工腐蚀与防护，2006，23（6）：1-2.
作者简介：武建明，（1973-），男，青海西宁人，采油技师，研究方向：采油工艺
杜德香（1977.6.30），女，青海湟中人，采油高级技师，研究方向：采油工艺及工程设计发展
[关键词]管线结垢 影响因素 处理措施
中图分类号：TE868 文献标识码：A 文章编号：1009-914X（2016）22-0145-01
油田管道输送的原油中含有大量的混合物（如H2S、CO2、各类离子、泥沙等杂质），致使管道极易发生结垢。管道结垢后使得管道横截面收缩，流量变小，造成压力损失，大大降低运输流量，造成能源浪费。目前青海油田尕斯库勒第三采油作业区垢体的清洗方法主要是热洗及酸洗，这些方法存在很多弊端。通过深入研究管道结垢机理，分析影响结垢的因素，并根据管道中流体中介质和管道材质，提出相应的清洗及防护方法，对于该区块管网维护和完善有重要的意义[1]。
1 尕斯库勒第三采油作业区管道结垢影响因素
青海油田尕斯库勒第三采油作业区主要开采地层为E31及N1-N2，其中E31地层矿化度高，部分地层平均矿物离子浓度高达86200 mg/L，pH值5.4，水性呈弱酸性。其中SO4-2、HCO3-、Ca2+含量较高，为碳酸盐和硫酸盐的形成提供了有利条件。当温度、压力等外界条件发生改变时，流体化学平衡被打破，致使管线结垢，并发生严重腐蚀。同时N1-N2地层含蜡较高，第一次加热至第二次加热过程中，原油温度逐渐下降，当原油温度低于蜡的初始结晶温度时，蜡垢开始结晶析出[2]，产生了以碳酸盐、硫酸盐、蜡结晶为主的结垢物质。致使该区域管网系统春季管网泄露、冬季管网堵塞频发，难以满足生产及安全需求。
1.1 温度影响
尕斯库勒油田目前油井253口，其中7-8月管线进行化学热溶剂清洗日平均次数为0.2次，9-10月为0.5次，11-12月为2.7次，从中可以看出温度的改变直接影响了管线的结垢程度，结垢温度的影响的主要是改变易结垢盐类的溶解度[3]。温度下降的同时，原油降低了对蜡的溶解能力，使蜡初始结晶温度升高[4]，蜡开始析出，油温与结蜡量关系如图1所示。采出液温度越高，碳酸钙在水中的溶解度就越低，其结垢速率随采出液温度的上升而增加。
1.2 压力影响
压力对CaCO3、CaSO4和BaS04结垢均有影响。当有相应的气体参加反应时，压力对CaCO3結垢影响较大，压力降低，促进结垢加速。在原油运输中压力逐渐降低，结垢率增加[5]。
1.3 流体饱和度的影响
E31地层原油随着含水率的增加含盐量逐步升高。含盐度高的地层水会更易产生大量的盐酸盐和硫酸盐的垢体，但高矿化度地层水相对稳定。地层水被采出与注入水或是其他性质的原油混合致使平衡被打破，极易发生化学反应使管线结垢[6]。
1.4 pH值的影响
当管线内流体的pH值偏碱性时，通常会产生大量的碳酸钙沉淀。当pH值偏酸性时，则产生的碳酸钙沉淀较少。pH值增大结垢趋势增强，碳酸氢根离子易转化为碳酸根离子，从而容易产生碳酸钙沉淀，结垢量增多。
2 防治结垢的方法
石油管道的结垢处理方法，主要为物理法、化学法、机械法及流程改造四种。物理法主要是通过借助物理原理及设备来实现的;化学法主要是通过化学试剂与结垢物质发生化学反应溶解结垢物质;工艺防垢过程通过改造易发生结垢的流程和区域，减少结垢概率，破坏结垢的规模。当大片区域发生结垢后就应采用机械方法或化学除垢，本文将主要介绍适用于尕斯库勒尕斯第三采油作业区的几种结垢防治对策。
2.1 中转站脱水技术
中转站是防治管网结垢一个非常有效的方法，通过中转站脱水可准确消除结垢的发生的概率。低含水和无水状态的原油中钙和镁含量将大大的降低，减少了结垢的概率，即使有少量生成，是不会对管网产生太大的影响。尕斯库勒第三采油作业区目前加热加压中转站有6个，脱水中转站1个，仅供主干线脱水，并未改善区块内结构情况严重的问题[7]。
2.2 聚合物阻垢技术
目前，市场上有许多种阻垢剂，阻垢剂的作用及其在各个领域的应用也较好，但也有一定的局限性：第一，高矿化度油田水化学阻垢剂，使用效果不太明显，聚合物类阻垢剂在油田中使用频率较高，但聚合物类阻垢剂可能造成二次污染油田水，从而增加污水处理难度，其次阻垢剂对于悬浮型结垢无作用效果，无益于长期使用[8]。
2.3 磁防垢技术
磁防垢技术在油田中的应用存在着一定的局限性，主要是因为含盐浓度对磁防垢具有一定的影响，含盐量越高，磁防垢的效果越差差。国内外数据统计显示磁防垢技术在盐浓度含量超过3000mg/L的水溶液就不能达到效果[9]。
2.4 超声波防垢技术
超声波在管线内的衰减随距离增加而明显的增加，短距离内的超声波波防垢技术能较好的应用，但对于远距离的管线结垢后，超声波难以实现除垢应用，不适于大面积额使用。
3 结论
通过对尕斯油田结垢原因及防垢技术的分析，发现这些结垢的方法不能有效的消除抽油井中易结垢离子的形成，且不能使这些离子在进入油田集输系统之前消除掉。尕斯库勒第三采油作业区输油管线距离较长，区块内原油物性差距较大，管网内成垢离子含量较多，温度变化影响较大。想要解决该区块春季管网泄露，冬季管网堵塞频发的问题，需要从根本上解决该区块成垢离子含量较高的问题，结合以上问题，提出以下解决方案：首先增加脱水中转站的同时使用化学试剂降低原油内的成垢离子含量;其次，控制管线的流体温度，对该区的流体取样分析，并计算出蜡、硫酸钙、碳酸钙的成垢温度临界值来控制流体温度区间，从而减少垢体形成;实时跟踪管线压力，实现压力的数字化管理，通过压力差计算来实时监测和治理初期结垢管线。
参考文献
[1] 付亚荣，王开炳.神经网络用于油田地面集输管道结垢预测[J].西南石油学院学报，1999，21（2）：68-69.
[2]贾海波，郭焱，李昱江，等.陕北油田集输系统结垢机理研究[J].油氣田地面工程，2009，28（10）：9-10.
[3]左景栾，任韶然，于洪敏.油田防垢技术研究与应用进展[J].石油工程建设，2008，34（2）：7-14.
[4]龙媛媛.胜利油田典型区块集输系统的腐蚀及防护[J].石油化工腐蚀与防护，2006，23（6）：1-2.
作者简介：武建明，（1973-），男，青海西宁人，采油技师，研究方向：采油工艺
杜德香（1977.6.30），女，青海湟中人，采油高级技师，研究方向：采油工艺及工程设计发展