结垢分析
催化裂化装置烟气脱硫系统结垢原因分析及应对措施
催化裂扮装置烟气脱硫系统结垢原因分析及应对措施引言在石油化工生产过程中，催化裂扮装置广泛应用于石化行业中，它能够将重油转化为轻油和石油气，满足日益增长的能源需求。
然而，催化裂扮装置烟气脱硫系统在运行过程中会产生结垢问题，严峻影响设备的正常运行和脱硫效果。
本文将对催化裂扮装置烟气脱硫系统结垢问题的原因进行分析，并提出相应的应对措施。
一、催化裂扮装置烟气脱硫系统结垢原因分析1. 硫酸铵结垢烟气脱硫系统中使用的吸纳液中常含有硫酸铵，随着脱硫液循环使用，硫酸铵溶液中的硫酸铵会被氧化生成硫酸，而硫酸在高温环境中溶解度较低，容易结晶沉积在设备内壁上。
2. 碳酸钙结垢烟气脱硫液中常含有一定量的钙离子，烟气中的二氧化碳与钙离子反应生成碳酸钙，而碳酸钙在高温条件下结晶沉积，导致结垢问题。
3. 硫酸钙结垢烟气脱硫液中的硫酸钙浓度过高，超过了饱和度，或者温度提高时，硫酸钙会从溶液中析出结晶，生成结垢。
二、催化裂扮装置烟气脱硫系统结垢应对措施1. 控制吸纳液质量提高吸纳液性能，控制吸纳液中硫酸铵的浓度，缩减硫酸铵被氧化的速度。
增加吸纳液的循环次数，降低硫酸铵的浓度，缩减结垢的可能性。
2. 控制钙离子含量通过分析烟气成分，合理控制脱硫液中的钙离子含量，缩减碳酸钙的生成，降低烟气脱硫系统的结垢风险。
可以实行预处理方法，如提前剔除烟气中的二氧化碳等方法。
3. 降低硫酸钙浓度通过加强脱硫液的循环，增加氧化还原剂的投加量等方式，降低硫酸钙浓度，控制其不超过饱和度，缩减硫酸钙的析出。
4. 定期清洗结垢定期对烟气脱硫设备进行清洗，去除结垢，保证设备的通畅。
可以接受化学清洗或机械清洗等方式，依据结垢的状况选择合适的清洗剂和清洗方法。
5. 加强监测与维护加强对催化裂扮装置烟气脱硫系统的监测与维护，定期检查设备是否存在结垢状况，准时实行措施进行处理，防止结垢问题进一步恶化。
结论催化裂扮装置烟气脱硫系统结垢问题的产生主要与硫酸铵、碳酸钙、硫酸钙的析出有关。
如何根据垢样分析结果判断水质的腐蚀或结垢倾向
如何根据垢样分析结果判断水质的腐蚀或结垢倾向?
根据设备上垢层状况及垢样分析结果，可以大致判断冷却水系统的水冷却器属于腐蚀型、结垢型、污垢型还是良好型。
垢样中的各种成分的质量分数均反映某种倾向，例如：550℃灼烧失重为污泥因子，反映微生物情况和污泥危害；氧化钙、氧化镁、二氧化碳、五氧化二磷含量为结垢因子，反映结垢情况，其中二氧化碳和五氧化二磷含量可分别表示碳酸盐和磷酸盐垢的数量；三氧化二铁含量为腐蚀因子，表示腐蚀情况；二氧化硅和三氧化二铝表示原水中泥沙沉积和预处理情况；三氧化硫表示有无硫酸盐还原菌活动。
但是如何根据垢样分析结果来划分类型及等级却是困难的工作，需要有丰富的经验才能科学划分，由于不同的水质条件、药剂配方和水冷却器工况都会影响垢层组分的比例，所以并没有统一的划分标准。
国内一些工厂参考国外经验，有以下判别方法可供参考。
(1)根据换热管表观情况、垢厚及孔蚀深度评价水冷却器的等级。
(2)按垢样的腐蚀因子、结垢因子和污垢因子的比例判别水冷却器或冷却水系统的类型和等级。
下表是使用磷系配方及季铵盐剥离剂时的半定量判定规律，有一定参考价值，但还需结合其他监测手段综合进行判断才能做出更精确的判定。
除此，国外还介绍用垢样中某些成分与SiO₂的比值来判别。
用CaO/SiO₂表示结垢倾向，当>2时有产生沉积的倾向；用Fe₂O₃/SiO₂表示腐蚀倾向，当<2时良好，>5时腐蚀，2～5时需注意。
还有人认为垢样中SiO₂<6%时没有硅垢危害。
锅炉结垢故障分析报告
锅炉结垢故障分析报告根据对锅炉结垢故障的现场观察和数据分析，我们得出以下结论。
1. 故障现象：锅炉运行过程中，出现明显的热效率下降和供热量不足的情况。
同时，锅炉排烟温度异常高，煤气和烟尘排放浓度也较高。
2. 故障分析：根据现象和数据，可以初步判断该锅炉存在结垢故障。
结垢是指热交换器内壁上的水垢和氧化物沉积，降低了传热效率和流体流动性能。
经过长时间运行和多次循环加热，锅炉内壁会积累大量水垢，导致热交换器传热面的热阻增大，影响供热效果。
3. 故障原因：结垢故障的主要原因是循环水中的硬度成分（如钙、镁离子等）在加热过程中沉积而形成。
水中硬度成分过高，锅炉运行温度过高或循环水中存在其它污染物都可能导致结垢现象。
4. 解决方案：为解决锅炉结垢故障，需要采取以下措施：a. 清洁热交换器：使用合适的脱垢剂进行循环冲洗，将热交换器内部的水垢彻底清除。
b. 加强水质管理：提高循环水的处理质量，定期检测水质，并根据测试结果调整水处理剂的使用量。
c. 控制锅炉运行温度：适当降低锅炉的运行温度，减少水垢的形成概率。
d. 实施定期维护：定期检查热交换器和管道系统，清除结垢和污染物，确保系统的正常运行。
5. 故障预防：为预防锅炉结垢故障的再次发生，可以考虑以下预防措施： a. 定期检测水质：每隔一段时间对循环水进行水质测试，并根据测试结果及时采取相应措施。
b. 加强清洁维护：定期清洗热交换器内部，避免结垢物再次积累。
c. 控制运行参数：合理控制锅炉的运行温度、流速等参数，减少结垢的可能性。
d. 检修热交换器：定期检修热交换器，并修复可能存在的漏点和损坏，确保热交换器的正常运行。
综上所述，针对锅炉结垢故障，我们应采取相应的清洁和维护措施，加强对水质的管理和控制，以预防和避免结垢现象的发生，确保锅炉正常高效地运行。
化工企业换热器结垢原因分析及清洗方法
化工企业换热器结垢原因分析及清洗方法摘要：化工企业在我国社会发展過程中占据着非常重要的地位，随着社会经济水平的不断提高，该企业也得到了相应的发展.。
就从目前的情况看来，化工企业在生産发展過程中会使用到各种各样的仪器设备，在众多仪器设备當中比较关键的就是换热器，然而换热器在实际运行的时候容易受到各种因素所带来的影响，这样就会出现结垢现象，从而其自身整体性能也就会受到较大程度的影响.。
为此，化工企业相关管理人员要对换热器结垢原因进行充分分析，进而采取有效的措施来进行清理，这样才可以提高换热器运行效果.。
关键词：化工企业；换热器；结垢原因；清洗前言：通過实际调查发现，换热器在化工企业生産发展當中占据着非常重要的地位，是进行冷热交换的一种重要的静设备，然而其在运行過程中容易出现结垢，这就要求相关工作人员要对各种结垢原因进行充分考虑，在此基础上严格按照相关的要求和规定来对其进行清理.。
另外，在清理過程中要对先进的清理方法和手段进行合理应用，这样不仅能够提高整体清洗效果，而且还能够确保换热器可以发挥出其自身应有的作用.。
一、换热器结垢原因分析（一）换热介质的化学成分就从目前的情况看来，在换热器當中最为常见的换热介质就是水，不過这种换热介质當中好友一些杂质，这样就会导致结垢现象的出现，并且还会带来非常严重的影响.。
在通常的情况下，在水當中以离子或分子状态溶解的杂质可以分为钙盐类、镁盐类等；以胶状态存在的介质就是铁化合物、微生物、冷却循环水當中的污泥等，再加上空气當中尘土及补充水當中存在的悬浮物，这样就会导致这些物质会以较低的流速逐渐沉积在换热器當中.。
另外，换热器壁面比较常见的就是微生物分泌物与水中泥沙、腐蚀産物等相互粘结而形成的黏垢.。
（二）换热器结垢的理化性质所谓的水垢，简单的来说就是受热表面与传热表面所沉积的附着物，随着我国科学技术水平的不断提高，换热器种类也会变得越来越多，其中压缩冷盘等循环冷却式换热器當中含有碳酸氢盐分解所産生的物质和微生物污泥.。
酒东油田注水系统结垢分析及应对措施
第38卷第2期2021年6月25日油田化学Oilfield ChemistryVol.38No.225Jun，2021//文章编号：1000-4092（2021）02-332-05酒东油田注水系统结垢分析及应对措施*李艳琦，林远平，薛新茹，李来红，谭晓琼，念大海（中国石油玉门油田分公司工程技术研究院，甘肃酒泉735019）摘要：为了解决酒东油田注水系统结垢严重的问题，分析了酒东油田注水（K1g1与K1g3油藏采出水混合）结垢原因，评价了7种阻垢剂对碳酸钙垢和硫酸钙垢阻垢效果，通过扫描电镜分析了结垢晶体的形貌。
研究结果表明：酒东油田注水结垢类型为碳酸钙，含少量硫酸钙垢。
聚天冬氨酸（PASP ）对注入水的阻垢效果最好。
PASP 的分子结构中含有的羧酸阴离子与Ca 2+形成溶于水的螯合分子，吸附在结晶体表面的PASP 降低了分子间的作用力，破坏了晶体结构，使晶体形态发生畸变，有效阻止晶体的生成。
在酒东油田注入水中加入PASP 可较好地解决采出水回注的结垢问题。
图5表5参11关键词：酒东油田；结垢机理；阻垢；措施中图分类号：TE341文献标识码：ADOI ：10.19346/ki.1000-4092.2021.02.024*收稿日期：2020-03-23；修回日期：2020-07-10。
作者简介：李艳琦（1975—），女，高级工程师，西南石油大学天然气加工专业学士（1998），主要从事油田化学方面研究，通讯地址：735019甘肃省酒泉市新城区石油基地2#楼415室，E-mail ：。
0前言油田注入水开发是一种常用的开采方法［1］，注入水水源主要是污水、清水或二者混合水。
水源的不配伍性和外界环境（温度、压力、流速）的改变［2-3］，常会导致水中结垢离子析出、聚集，进而结垢［4-6］。
酒东油田注水开发时，将K1g1油藏采出水和K1g3油藏采出水混合后，经过处理作为油井注入水。
随着注水程度逐渐深入，注水系统和地层结垢越来越严重，造成注水压力上升和地层吸水能力下降，严重影响正常注水。
水质结垢的化学因素分析
水质结垢的化学因素分析注入水的水质变化以及不同井段的油、套管间污水水质成分，是造成部分油井水质结垢的主要原因。
文章运用相关的化学基本原理、结垢趋势预测、垢样分析等确定结垢的影响因素，以期为改善水质、减缓结垢提供理论依据。
标签：水质；结垢；腐蚀胜利油田自60年代开发至今，已有半个多世纪的历史，目前注水井多，能正常注水的井占相当的比例且综合含水高。
作者在2014年高考结束并被西安工程大学环境与化学工程学院应用化学专业录取后，到一家油田单位实习并在师傅的指导下，通过对近期作业油水井的调查，发现油管内外壁结垢现象严重，且有垢下腐蚀。
1 沿线水质分析该座污水站始建于1990年，采用斜板除油加过滤流程，污水处理能力为1.1×104m3/d，并在2007年5月改造完毕，采用预氧化污水处理综合技术，水质可达到B2级。
改造后污水处理主要流程是油站来水→电化学预氧化→1次除油罐→混合反应器→混凝沉降罐→缓冲罐→污水提升泵→陶瓷滤料过滤器→1注，沿程水质的情况如下：预氧化前：温度52℃、pH值6.7、溶解氧<0.01mg/L、总铁18.4mg/L、SRB 为2.5个/mL、含油182mg/L、悬浮物13mg/L、Cl-为23057mg/L、HCO3-为508mg/L、Ca2+为1585mg/L、Mg2+为240mg/L、Na++K+为12877mg/L、矿化度38268mg/L、水型CaCl2。
预氧化后：温度52℃、pH值6.78、溶解氧<0.01mg/L、总铁7.1mg/L、含油3mg/L、悬浮物8mg/L、Cl-为21121mg/L、HCO3-为726mg/L、Ca2+为1545mg/L、Mg2+为264mg/L、Na++K+为11703mg/L、矿化度35361mg/L、游离CO2为58mg/L、水型CaCl2。
注水站：温度54℃、pH值6.55、溶解氧<0.01mg/L、总铁10.7mg/L、含油60mg/L、悬浮物 3.89mg/L、Cl-为22881mg/L、HCO3-为654mg/L、Ca2+为1466mg/L、Mg2+为288mg/L、Na++K+为12863mg/L、矿化度38153mg/L、游离CO2为55mg/L、水型CaCl2。
油井井筒结垢分析及防治措施
油井井筒结垢分析及防治措施随着我国的社会经济水平的飞速提升，国家对石油的依赖性也越加明显。
但石油行业同样也面临着巨大的挑战，油井井筒的结垢对于油田的正常生产产生了很大的制约作用。
当油田开发到中后期的阶段，注水量会逐步加大，并且水质中的一些成分也会和油井下的设备和工具发生反应，在反应的过程中产生垢状物质，如果未及时的处理这些垢状物质，那么就可能导致质量事故的出现，如设备工具失效、杆管断脱以及泵漏等，大大的影响了石油企业的经济效益。
文章便对油井井筒结垢机理和原因分析以及油井井筒结垢的防治措施两个方面的内容进行分析和探讨，从而详细的论述了如何做好油井井筒结垢的防治工作。
标签：油井井筒结垢；机理和原因；防治措施T油田处于某斜坡中部，为一平缓的西倾单斜（倾角小于1度），背景上发育的多组轴向近东西向德鼻状隆起构造。
主力油层三叠系长X储层为湖成三角洲沉积，岩性以灰绿色细粒硬砂质长石砂岩为主，成份及结构成熟度低，岩性致密。
长X可分为长X1、长X2、长X3三个小层，其中长X2层为主产层，平均有效厚度12.5m，平均有效孔隙度12.69%，储层孔隙度发育中等，平均渗透率1.81×10-3цm2，属于低渗透储层。
1 油井井筒结垢机理和原因分析1.1 油井井筒结垢的机理油井结垢是指抽油机井井筒内的抽油泵和油管油杆等井下机械构件，在油井产出液的长期作用下通过化学反应使其表面结垢的现象。
原油从油井底部进入管道开始，由于油田注水开采及石油、天然气自身含水等原因，导致从油井底部采油泵便开始结垢，结垢使得抽油泵等机械装置的工作效率急剧下降，严重的还会导致卡泵，并加重抽油杆偏磨以及抽油杆断脱等事故的发生。
1.2 油井地下水的成份分析现阶段，我国很多油田的油井井筒都存在着结垢的问题，因此，应对油田现场的地下水水质进行详细的检测，并且进行定量的分析，从而得到结垢物的组成成份。
在我区存在结垢问题的油井井筒中，它们的结垢情况是很类似的，当对所测得的地下水的水质成份进行分析时，我们发现水中含有较多的硫酸根离子、碳酸根离子、镁离子以及钙离子，这样随着油井井下压力和温度的不断变化，这些离子之间就会发生化学反应，从而产生难以溶解的盐类化合物等结垢物质。
汽轮机结垢原因分析
汽轮机内盐类沉积形成的原因如下：当带有杂质的过热蒸汽进入汽轮机后，由于蒸汽在汽轮机内膨作功，蒸汽的压力和温度逐渐下降，蒸汽中的钠盐和硅酸等杂质的溶解度随压力降低而减小，故当其中某种物质的溶解度降低到低于蒸汽中该物质的含量时，该物质就以结晶的形式析出，并沉积在汽轮机的蒸汽通流的表面上，在蒸汽流过汽轮机的喷嘴和叶片时，那些细微的浓液滴还能把一些固体微粒一起粘附在蒸汽通流表面上。
因此在汽轮机的每个隔板和叶片上便产生了盐类附着物。
8机大修垢物分析数据如下：＃8机组大修受检部件：低压缸叶片及高压缸隔板检验名称：低压缸叶片及高压＃8机组大修受检部件：高压缸叶片检验名汽轮机中盐类沉积物的分布情况如下：（1）不同级中沉积物量不一样。
在汽轮机中除第一级和最后几级积盐量极少外，低压级的积盐量总是比高压级的多些，中压级中的某几级所沉积的盐量也是很多的。
（2）不同级中沉积物的化学组成不同。
其化学组成的分布主要是依据汽缸的压力级而定。
基本规律归纳如下：1）高压级中的沉积物有：Na2SO4、Na2SiO3、Na2PO4等。
2）中压级中的沉积物有：NaCl、Na2CO3、NaOH等，还可能有Na2O·Fe2O3·4SiO2（钠锥石）和Na2FeO2（铁酸钠）等。
3）低压级中的沉积物有：SiO2。
4）铁的氧化物（主要是Fe3O4，部分是Fe2O3），在汽轮机各级中（包括第一级）都可能沉积，能常在高压级的沉积物中它所占的百分率要比低压级多些。
（3）在各级隔板和轮上分布不均匀。
汽轮机中的沉积物不仅在不同级中的分布不钧匀。
汽轮机中的沉积物不仅在不同级中的分布不均匀，即使在同一级中部位不同，分布也不均匀。
例如：在叶轮上叶片的边缘、复环的内表面、叶片轮孔、叶轮和隔板的背面等处积盐量往往较多，这可能与蒸汽的流动工况有关。
（4）供热机组和经常启、停的汽轮机内，沉积物量较小。
汽轮机的前后几级没有盐类沉积物：汽轮机内各级的积盐情况不同，这主要与蒸汽的流动工况有关速很快，其中的杂质尚不会从蒸汽中析出或者来不及析出，因此往往没有沉积物。
凝汽器结垢原因分析
凝汽器结垢原因分析1.凝汽器铜管脏污主要有以下几种情况：1)因水中机械混合物的沉淀而使铜管变脏。
是悬浮颗粒在管子中沉积的结果。
这种悬浮颗粒是冷却水带入凝汽器中的沙石、木屑、小贝壳以及其他碎末。
多数发生在使用江河、湖泊作为冷却水供水系统中。
为了清除管内及管板上因机械混合物所造成的积垢凝汽器应定期进行机械清洗2)由于盐类沉积而变脏。
是水中溶有的无机盐在一定的条件下沉积下来附着于管壁污脏受热面。
这种沉淀物主要是钙盐、镁盐所组成的水垢在管子上积聚的结果。
由于冷却水水质不良，水中含有有机物质和无机物质覆盖在凝汽器管子的内表面上就形成一层不良的沉淀物，如果在水中含有大量的盐类时，这种沉淀物就在管子表面形成坚硬的水垢。
为了清除冷却水的暂时硬度和永久硬度，可采用不同的化学水处理方法。
3)由于微生物沉积生长而变脏。
由于水中各种微生物沉积在管面上而使铜管变脏。
这些微生物在凝汽器中水温稳定的条件下会迅速繁殖，并形成粘膜水中其它混合物就很容易粘附在这种粘膜上，凝汽器的冷却面就在这种过程中迅速变脏。
在这种情况下，有效的措施是在冷却水中定期加入氯气或漂白粉，使冷却水氯化。
氯化的水能够在管子金属表面上杀菌，这就取消了微生物在管面上生长的可能性从而防止了凝汽器铜管脏污的发展。
4)流速的影响：我厂凝汽器铜管5460根，直径2.5cm，循环泵流量5040吨/小时，流速为：0.52m/s,此流速不会造成沉积变脏。
5)表面状态：粗糙表面比光滑表面更容易造成污垢沉积。
这是因为粗糙表面比原来光滑表面的面积要大很多倍，表面积的增大，增加了金属表面和污垢接触的机会和粘着力。
此外，一个粗糙的表面好比有许多空腔，表面越粗糙，空腔的密度也越大。
在这些空腔内的溶液是处在滞流区，如果这个表面是传热面，则还是高温滞流区。
浓缩、结晶、沉降、聚合等各种作用都在这里发生，促进了污垢的沉积。
2. 目前从汽机专业看我厂主要清洗方法为：胶球清洗和高压水清洗。
去年全年#3机胶球清洗正常，在开机的几个月正常投入，收球率基本在正常范围。
换热器的结垢分析
换热器的结垢分析（上海轻工业研究所有限公司研发中心杨林）摘要：本文换热器污垢的主要类型、形成机理以及影响污垢生长的因素。
同时，提供了简单判定具体结垢的类型的化学分析方法。
关键词：换热器结垢分类区分换热器是石油、化工装置中重要的设备之一, 也是其它工业生产过程中广泛应用的通用设备。
由于换热器内有流体、气体等物质流动, 在其运行过程中, 管内及壳程必然要发生腐蚀和结垢, 致使传热效率下降、流量降低。
在换热设备中, 大多数是作为冷却器使用的, 而作为冷却介质的工业用水( 或其它介质)中的溶解物随温度的变化和冷却水的蒸发都会产生沉淀、凝聚而生成水垢或污垢。
另外, 换热器内的腐蚀产物以及微生物滋生也是污垢生成的原因。
1 污垢的分类从结垢机制的角度, 液侧污垢可分为如下6类:析晶污垢、微粒污垢、化学反应污垢、腐蚀污垢、生物污垢、凝固污垢以及混合污垢。
需要指出的是, 通常的污垢形成过程可能是几种污垢形成机理共同作用的结果。
如析晶污垢和腐蚀污垢就常常混合而共存于同一换热面, 并且换热壁面上往往同时生成几种污垢且相互影响。
因此, 针对每一基本结垢类型, 弄清其形成机理对防止结垢是十分重要的。
(1)析晶污垢：指过饱和的流动溶液中溶解的无机盐垫析在换热面上的结晶体，如果是冷却水或蒸发设备中的液体时，这种污垢又称作水垢。
(2)颗粒污垢：指悬浮在流体中的固体颗粒在换热面上的积聚。
这种污垢包括较大固体粒子在水平换热面上的重力沉淀和以其他机制形成的胶体粒子沉淀物。
(3)化学反应污垢：指由于化学反应形成的换热面上的沉积物，但是如果换热面材料本身参与反应所形成的污垢则不在此列。
(4)腐蚀污垢：指换热面材料本身参与化学反应所产生的腐蚀物的积聚。
这种污垢不仅本身污染了换热面，而且还可能促使其他潜在污垢组分附着于换热面上形成污垢。
(5)生物污垢：指由细菌、藻类等微生物及其排泄物沉积于固体表面并生长、繁殖而形成的生物粘膜或有机物膜。
这种生物粘膜既为宏观生物和无机物的附着和生长提供了条件，也为宏观生物的生长提供了必要的养分。
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坪北油田富碳酸盐管垢的清洗研究137坪北油田富碳酸盐管垢的清洗研究
廖如刚刘昌银解琪
（江汉油田采油工艺研究院，湖北潜江，433123）
摘要：利用盐酸、醋酸及它们的混酸对富碳酸盐油田设备管垢进行清洗研究，讨论了酸的浓度、温度及添加剂对其溶垢能力的影响。
结果表明，盐酸具有很强的溶垢能力，反应剧烈，对金属腐蚀大，需要其它添加剂配合使用；醋酸在室温下溶垢能力小，在较高温度下才具有较好的除垢性，使用时浓度不宜过大。
关键词：富碳酸盐管垢，酸洗，溶垢能力，添加剂
坪北油田在注水开发过程中，采出的油中含水量较高，且水相中含有大量的无机盐，无机盐种类根据地下矿层的差异有所不同，再加之由于地下采油管具有较高的温度和压力，这样就会使无机盐不断沉积下来吸附在管壁形成盐垢并夹杂着原油，这严重地影响了设备的使用效率，降低了产量，甚至造成堵塞发生事故，给生产者带来巨大的经济损失。
因此，管垢的清洗具有很重要的现实意义。
一般而言，管垢成分大部分为碳酸钙、硫酸钡、硫酸锶等盐类的一种或多种，相对含量根据地质条件的差异而有所不同。
本研究将着重讨论富碳酸盐油田设备管垢的化学清洗，采用强弱不同的盐酸、醋酸及它们的混酸作为溶垢剂，考察它们在一定条件下的除垢能力，对一些添加剂的作用及用量也进行研究。
1 积垢分析
通过室内试验，确定了坪北油田设备管垢的组成（见表1），该管垢含有碳酸盐、硫酸盐和少量酸不溶杂质等，垢样分析如下表所示，金属离子主要以钙为主，同时含有钠和少量的钡及锶，并且管垢中夹杂着原油。
表1 坪北输油管线垢样分析结果
序号 分析项目 平均含量，%
1 CaCO
378.3
2 CaSO
47.6
3 BaSO
4 5.7
4 MgCO
3 2.8
5 其它酸不溶物 3.1
138
第十三届全国缓蚀剂学术讨论会论文集
2 试验结果与讨论
2.1 溶垢试验
溶垢实验时,对垢物不进行进一步的破碎处理，尽量保持原样，在一定浓度的酸性洗液中和温度下进行反应，直至无明显反应时为止。
然后计算溶垢量。
溶垢能力是以单位质量的纯酸所能清洗掉的管垢质量表示（即g/g）。
①盐酸的溶垢能力
图1给出了盐酸在不同温度及浓度下对这种水垢的溶解情况。
结果表明，盐酸具有较强的溶垢能力，盐酸浓度对溶垢能力的影响表现有最高点，其原因是增加浓度，溶垢反应加剧，清洗能力增强，这对清洗是有利的；但同时由于剧烈地放出二氧化碳会带走更多的易挥发的HCl，降低了HCl的实际使用量，这又对盐酸的清洗效率产生不利。
温度对溶垢性的影响，随着温度的升高，在同一浓度下，溶垢能力也随之增加，但升高温度也会引起HCl挥发性地增加。
如果按纯理论计算每克HCl能溶解碳酸钙约1.41g，因此，相对而言HCl浓度为15%，70℃时清洗效果最好。
图1 温度及浓度对盐酸溶垢能力的影响
②醋酸的溶垢能力
醋酸的溶垢能力对温度的依赖性要比盐酸大得多，结果如图2。
这是由于对于碳酸盐的溶解主要取决于清洗液中自由H＋的含量，盐酸是强酸几乎可以全部电离，而醋酸是弱酸只能部分发生电离，而且这种电离对温度和浓度的依赖相当大。
温度越低，越难电离；浓度越高，一般分子以缔合状态存在的就越多，电离度越小。
因此，对于醋酸来说，提高其清洗能力的最好办法是升高温度和使用较低的浓度。
例如，质量分数为30%时，温度从室温升高到70℃，溶垢能力提高了7倍。
如果按纯理论计算每克醋酸能溶解碳酸钙约0.89g而言，醋酸的溶垢能力较弱。
坪北油田富碳酸盐管垢的清洗研究
139
图2 温度及浓度对醋酸溶垢能力的影响
③盐酸与醋酸所组成的混酸的溶垢能力
0.7
0.91.13:7
5:5
7:3
盐酸∶醋酸(重量比)
溶垢能力，g /g
混酸的除垢能力是随盐酸比例的增加而提高，结果如图3（混酸的质量分数保持15%）。
从图3中可以看出，温度对溶垢能力的影响介于盐酸和醋酸之间，说明在同一浓度下，提高温度对溶垢贡献不是很大。
的总浓度的增加而提高。
图3 盐酸与醋酸混合比对其溶垢能力的影响
2.2 盐酸与醋酸所组成的混酸的缓速性能
盐酸与醋酸所组成的混酸的活性时间长，可以延长溶垢时间，结果如图4。
在管线清洗过程中，强酸首先在管线近端反应，消耗到一定程度后，失去活性，醋酸才开始电离，从而使pH 值长时间保持在较低的范围内（低于3），从而延长反应时间，并有效清除管线中长
距离的积垢。
0.5
1
1.5
2
2.5
3
3.5
4
4.5
5
反应时间，h
溶蚀率，%
图4 溶蚀缓速曲线
140 第十三届全国缓蚀剂学术讨论会论文集
2.3 缓蚀剂的评选
酸性洗液在溶垢的同时，必然对金属产生腐蚀，酸性不同其腐蚀性不同，因此在酸洗时必须加入缓蚀剂，在本研究中对已广泛使用的IS-130在15%盐酸中对80#钢片的缓蚀性进行了研究，结果如图5所示。
添加0.5%的IS-130就可以达到较好的缓蚀效率，如果再增加其用量，缓蚀性也不会有明显的提高。
图5 IS-130的缓蚀效果
另外，在油田设备管垢中，由于管垢中夹杂着大量原油，因此在清洗时应加入一定量分散剂，如OP系列、PVA等，一方面使溶垢反应均匀而平稳地进行；另一方面，对在清洗过程所释放出游离的原油产生分散作用，避免其累积而影响进一步清洗工作。
最后，由于在富碳酸盐油田设备管垢的清洗过程中放出二氧化碳和使用了分散剂，而产生大量的气泡和泡沫，一方面会带走酸液，降低清洗效率，另一方面酸雾也会严重刺激现场工作人员。
因此，在清洗过程中加入一定量的消泡剂是非常必要的。
比如在使用盐酸作清洗剂时，由于反应剧烈而瞬间产生大量的泡沫，反应几乎难以控制，在使用了适量的消泡剂后反应变得非常平稳而易控制，一般像聚醚类消泡剂和硅油等都是非常有效的。
3 结论
1）盐酸除富碳酸盐油田设备管垢速度快，效果好，但反应剧烈，对金属腐蚀大，这完全可以通过添加其它助剂取得良好的清洗效果。
采用70℃，15%HCl液效果最好。
2）醋酸在常温下除垢能力弱，只有在较高的温度下才能取得好的效果，但其浓度不宜过高。
3）盐酸和醋酸组成混酸的清洗效果介于它们二者之间，但适应现场使用。