摘要：分析了注水站冷却水系统水垢的成因、成分及危害，给出目前油田普遍采用的清洗液其主要构成成分和作用，对比了北二三注水站清洗前后效果。试验表明，采用传统清水循环式冷却方法，可影响注水机组的散热降温效果，加速了冷却水系统工艺管线及设备的结垢速度，造成清水严重浪费，也危及设备安全生产；采用清洗液除垢技术，可使冷却水用量减少，电机风温及机组轴瓦温度明显下降，机组冷却水管压下降0.1MPa左右。
关键词：冷却结垢清洗
目前油田各注水站普遍采用传统清水循环式冷却方法，由于所用冷却水源清水的矿化度不同，造成冷却水工艺及设备内壁结垢严重，在清水与需冷却的热源之间形成一道隔层，严重影响了冷却清水对注水机组的散热降温效果，使注水机组始终在较高温度下运行。为尽可能降低机组运行温度，维持机组的正常运转，需不间断地向冷却水罐内补充清水，再经过泵进口与污水混合注入地下，否则在短时间内运行电机定子及轴瓦温度将升高，影响机组正常运行，同时运行机组始终过高的定子及轴瓦温度，又加速了冷却水系统工艺管线及设备的结垢速度，使冷却水用量大幅度提高，造成严重浪费。由于冷却水工艺及设备内壁结垢严重，造成站内冷却水系统工作压力逐渐升高，造成稀油站“板式换热器”内漏或冷却水管线窜孔，危及安全生产。
1.水垢成因与成分
1.1水垢的成因
清水在管道输送过程中所携带的细菌以及水中的微量固体颗粒悬浮于水中或附着在设备表面和管壁上，形成密实的水垢。同时由于清水在管道中流动，加速了水中矿物质与固体杂质在管道中形成水垢的过程。
1.2水垢的成分
水垢的成分较复杂，经化验主要成分为：碳酸盐、硅酸盐、泥沙、杂质等混合物，其中碳酸盐水垢占95%，硅酸盐、泥沙、杂质占5%。Ca是形成碳酸盐水垢的主要成分。例如：我矿北十四注水站采用大庆水库水源，清水中Ca含量为6.01；而采用红卫水源为冷却水水源的北二三注水站，清水中Ca含量为13.02。经检测北十四注水站运行4年（1998-2002年）冷却水工艺管道中水垢平均厚度为0.8mm，而同期检测的北二三注水站冷却水工艺管道中水垢平均厚度为2.2mm，结垢速度超过同期北十四注水站的2倍。
1.3水垢的危害
当注水站冷却水系统管道及换热设备内壁水垢聚集越来越多时，降低了管道的经济流量，增加了管损。特别是当水温增高时，水垢的形成速度加快，会使换热设备散热效果越来越差，导致注水站润滑油温度、注水电机定子温度持续升高，其恶性循环的结果最终致使注水电机顶部安装的换热器内冷却水管全部堵死，无法起到散热效果，使冷却器不能工作。同时当管道中水流速变化时，冲击附着在管壁上的垢层，使垢层脱落，造成水质的二次污染，另一方面，由于垢层不均匀的分布在管道内壁，为硫酸盐还原菌在垢和积渣下繁殖提供了便利条件，进而产生硫化氢，引起管道局部点腐蚀，缩短管道的使用寿命。
2.清洗液成分与作用
2.1清洗液的成分
目前油田普遍采用的清洗液其主要构成成分：盐酸、缓蚀剂（Lan826）、缓蚀剂（MBT）、氯化亚锡、氢氟酸等，需根据各站水垢的实际成分不同，调配不同成分、不同比例的清洗液。
2.2清洗液主要作用
（1）盐酸属于除垢的有效成分，其除垢作用。
①溶垢作用。盐酸与碳酸盐水垢发生反应，生成易溶解于水的氯化物，使这类水垢溶解后被流水带走，达到除垢的目的。其反应式：CaCo3＋2HCL＝CaCl2＋H2O＋CO2↑
②剥离作用。盐酸能溶解金属表面的氧化物，从而破坏水垢与金属之间的结合，使附着与金属氧化物上面的水垢剥离，其反应如下：FeO+2HCL=FeCl2+H2O；Fe2O3+6HCL=2FeCl3+3H2O；Fe3O4+8HCL=2FeCl3+FeCl2+4H2O
③疏松作用。掺杂于水垢中的碳酸盐和铁的氧化物被盐酸溶解后，使残留的水垢变得疏松易碎、易脱落、从而被冲刷下来。
（2）缓蚀剂的作用。缓蚀剂属有效保护成分，盐酸除对水垢有溶解作用，同时对金属管壁也会产生腐蚀作用，为了避免酸对管壁产生的腐蚀，需在清洗液中加入缓蚀剂，起保护管壁作用。如：清洗钢管、铁管，需加入铁缓蚀剂—Lan826；清洗铜管，需加入铜缓蚀剂—MBT。因此实践证明“清洗液”对站内冷却水工艺管线基本上无任何腐损作用。
（3）氯化亚锡的作用。氯化亚锡作为还原剂，能清除清洗液中存在的氧化性离子，如：Fe3＋、Cu2＋等。因为这些离子能够使金属管壁产生腐蚀：Fe＋2Fe3+=3Fe2＋；Fe＋Cu2＋=Fe2＋+Cu；加入氯化亚锡后：2FeCl3+SnCl2=2FeCl2+SnCl4。
（4）氢氟酸的作用。氢氟酸可加速硅酸盐水垢的溶解，其反应式如下：Sio2+6HF=SiF4+CaF2+3H2O；而且氢氟酸能与Fe3+产生络合作用，降低Fe3+含量，可加快氧化铁的溶解。