石油钻杆作为钻井作业的核心承载部件，其内壁通畅性直接影响钻井液循环效率、井底压力控制及钻井安全。在长期钻井过程中，钻井液中的矿物质（如碳酸钙、硫酸钡）、黏土颗粒、原油残渣等物质，会因温度变化、压力波动、流速降低等因素，逐渐在钻杆内壁沉积形成结垢。据油田现场数据统计，结垢严重时钻杆内径可缩小 30% 以上，导致钻井液循环阻力增加、泵压升高，甚至引发卡钻、井漏等事故。因此，高效清理钻杆内壁结垢并建立预防机制，是保障钻井作业连续、安全开展的关键环节。本文从结垢成因与危害入手，系统梳理物理、化学、复合三类清理方法，结合现场应用场景给出操作指南与预防建议。

一、石油钻杆内壁结垢的成因与危害

在制定清理方案前，需先明确结垢的主要成分与形成机制，才能针对性选择清理方法；同时认识结垢的危害，避免因忽视清理导致严重后果。

（一）结垢的主要成因与成分

矿物质沉积：钻井液中溶解的钙离子、镁离子、碳酸根离子、硫酸根离子等，在钻井过程中因井底温度升高（深井温度可达 150-200℃）、压力下降（钻井液从井底返回地面时压力降低），溶解度降低并析出结晶，形成以碳酸钙、硫酸钡、硫酸镁为主的无机垢。这类结垢硬度高、附着力强，尤其在钻杆内壁温度较高的部位（如靠近钻头的钻杆段）沉积更为严重。

黏土颗粒与固相沉积：钻井液中为平衡井壁压力添加的黏土（如膨润土）、加重剂（如重晶石）等固相颗粒，若钻井液处理不及时（如振动筛、除砂器效率下降），会随钻井液循环附着在钻杆内壁。当钻杆内钻井液流速低于临界流速（通常为 1.5-2m/s）时，颗粒会逐渐沉积形成松散的泥质垢，这类结垢虽硬度较低，但易堵塞钻杆接头的水眼，影响钻井液流通。

原油残渣与有机物沉积：在油气层钻井过程中，原油会混入钻井液并随循环进入钻杆，原油中的沥青质、胶质等重质成分，会在钻杆内壁形成有机垢。有机垢与无机垢、泥质垢常相互混合，形成结构复杂的复合垢，进一步增加清理难度。例如，在稠油油田钻井中，钻杆内壁结垢多为 “沥青质 + 碳酸钙 + 黏土” 的复合垢，附着力是单一无机垢的 2-3 倍。

（二）结垢的核心危害

影响钻井液循环效率：结垢导致钻杆内径缩小，钻井液流通截面积减小，循环阻力显著增加。现场数据显示，当钻杆内壁结垢厚度达到 5-8mm 时，钻井液循环泵压会升高 15%-20%，不仅增加钻井设备能耗，还可能因泵压过高导致钻井泵过载损坏。

引发钻井安全事故：结垢脱落的块状垢体随钻井液循环进入井底，可能堵塞钻头水眼，导致井底清洁能力下降、岩屑无法及时带出，引发卡钻事故；若垢体在钻杆接头处堆积，会破坏螺纹密封性能，导致钻井液泄漏，引发井漏或井壁坍塌。

缩短钻杆使用寿命：结垢会加剧钻杆内壁的腐蚀 —— 垢体与钻杆金属表面形成局部电池，导致电化学腐蚀，尤其在垢体破损处，腐蚀速率可加快 3-5 倍。长期结垢未清理的钻杆，内壁会出现点蚀、坑蚀，降低钻杆的抗拉强度与抗疲劳性能，增加钻杆断裂风险。

二、石油钻杆内壁结垢的主流清理方法

根据结垢成分、厚度及现场条件，石油钻杆内壁结垢清理主要分为物理清理、化学清理、物理 - 化学复合清理三类方法，各类方法的适用场景、清理效率、操作难度存在差异，需针对性选择。

（一）物理清理：适用于无机硬垢与松散泥质垢

物理清理通过机械力、高压流体、超声波等方式，直接去除钻杆内壁结垢，不涉及化学反应，适合对化学药剂敏感或结垢成分复杂的场景，尤其适用于硬度过高、化学药剂难以溶解的无机垢（如硫酸钡垢）。

机械刮削清理：

原理与设备：利用安装在钻杆内的机械刮削工具（如旋转刮削器、往复式刮刀），通过钻杆旋转或工具自身动力，使刮刀紧贴钻杆内壁刮除结垢。旋转刮削器由电机驱动，刮刀可根据钻杆内径自动调节（适配 φ89mm、φ114mm、φ127mm 等常见钻杆规格），刮削转速通常为 300-500r/min；往复式刮刀通过液压驱动实现往复运动，适合清理钻杆接头等异形部位的结垢。

适用场景：结垢厚度 5-15mm 的无机硬垢（如碳酸钙、硫酸钡垢），尤其适合修井作业后钻杆的批量清理，可在钻杆修复车间进行流水线作业。

操作要点：刮削前需用测径仪测量钻杆内径，确保刮刀尺寸与钻杆适配，避免刮刀过小导致清理不彻底或过大损伤钻杆内壁；刮削过程中需持续注入清水，将刮下的垢渣及时冲出钻杆，防止垢渣二次沉积；刮削后用内窥镜检查内壁，确保残留垢厚不超过 0.5mm。

高压水射流清理：

原理与设备：通过高压泵产生 15-30MPa 的高压水，经特制喷嘴（如旋转喷嘴、扇形喷嘴）形成高速射流，冲击钻杆内壁结垢，利用水射流的冲击力、剪切力去除垢体。为提升清理效率，部分设备会在高压水中添加石英砂等磨料，形成 “磨料水射流”，清理效率可提升 2-3 倍，但需控制磨料粒径（不超过 0.5mm），避免划伤钻杆内壁。

适用场景：结垢厚度 2-10mm 的泥质垢、疏松无机垢，适合现场钻井间隙的快速清理（如单根钻杆更换时的临时清理），也可用于钻杆修复车间的批量处理。

操作要点：调整喷嘴与钻杆内壁的距离（通常为 5-10mm），确保射流覆盖整个内壁；控制高压水压力，对普通碳钢钻杆，压力不超过 30MPa，对磨损严重的钻杆（壁厚减少超过 10%），压力需降至 15-20MPa，防止钻杆因水压过大变形；清理后需用压缩空气吹干钻杆内壁，避免残留水分导致生锈。

超声波清理：

原理与设备：将钻杆浸泡在清水中，通过超声波发生器产生 20-40kHz 的超声波，在水中形成高频振动，产生微小气泡并瞬间破裂，释放巨大能量冲击钻杆内壁结垢，实现 “空化清洗”。超声波清理设备通常为槽式结构，可同时放入多根短节钻杆（长度不超过 3m），清理时间一般为 30-60 分钟。

适用场景：结垢厚度较薄（1-3mm）的精细清理，尤其适合钻杆内壁的微小缝隙、螺纹牙型等机械清理难以触及的部位，常用于钻杆接头、水眼等关键部位的清理。

操作要点：清理前需将钻杆内壁的大块垢体先通过机械刮削去除，避免大块垢体影响超声波传播；控制清洗水温（30-50℃），温度过高会降低超声波空化效果，温度过低则清理效率下降；清洗后需用清水冲洗钻杆内壁，去除残留的细小垢渣。

（二）化学清理：适用于可溶性无机垢与有机垢

化学清理通过向钻杆内注入化学清洗剂，利用溶解、螯合、乳化等化学反应，去除内壁结垢，适合结垢成分单一、可被化学药剂溶解的场景，尤其适用于碳酸钙、碳酸镁等可溶性无机垢及有机垢。

酸洗清理（针对无机垢）：

原理与药剂：利用盐酸、硫酸、柠檬酸等酸性药剂，与钻杆内壁的碳酸盐垢发生化学反应（如盐酸与碳酸钙反应生成氯化钙、水和二氧化碳），将不溶性垢体转化为可溶性物质，随清洗剂排出。为避免酸液腐蚀钻杆金属，需在清洗剂中添加缓蚀剂（如乌洛托品、咪唑啉类缓蚀剂），缓蚀效率需达到 90% 以上；同时添加抑雾剂，减少酸雾挥发对操作人员的伤害。

适用场景：以碳酸钙、碳酸镁为主的无机垢，结垢厚度 3-10mm，尤其适合深井钻杆（因深井钻杆内壁温度高，酸洗反应速率更快）的清理。

操作要点：根据结垢厚度确定酸洗浓度（盐酸浓度通常为 5%-10%，柠檬酸浓度为 8%-12%），浓度过高易腐蚀钻杆，过低则清理不彻底；酸洗时需将清洗剂在钻杆内循环（循环流速 1-1.5m/s），确保药剂与结垢充分接触，循环时间一般为 2-4 小时；酸洗后需用碱性中和液（如 5% 碳酸钠溶液）冲洗钻杆，将残留酸液中和至 pH 值 7-8，再用清水冲洗干净并吹干。

有机溶剂清理（针对有机垢）：

原理与药剂：利用柴油、汽油、二甲苯、乙醇等有机溶剂，对钻杆内壁的沥青质、胶质等有机垢进行溶解、乳化，使有机垢脱离钻杆内壁，随溶剂排出。为提升清理效率，可在溶剂中添加表面活性剂（如十二烷基苯磺酸钠），降低溶剂与有机垢的界面张力，加速溶解过程。

适用场景：以原油残渣、沥青质为主的有机垢，尤其适合油气层钻井后钻杆的清理，也可用于复合垢中有机成分的预处理（先溶解有机垢，再清理无机垢）。

操作要点：选择挥发性较低的溶剂（如柴油、二甲苯），避免溶剂快速挥发导致有机垢再次沉积；清理时需将溶剂在钻杆内浸泡 1-2 小时（对厚有机垢需延长至 4-6 小时），期间每隔 30 分钟转动一次钻杆，确保溶剂均匀接触结垢；清理后需用清水冲洗钻杆，去除残留溶剂，避免溶剂与后续钻井液发生反应。

（三）复合清理：适用于复杂复合垢

当钻杆内壁为 “无机垢 + 有机垢 + 泥质垢” 的复合垢时，单一物理或化学清理方法难以彻底去除，需采用 “物理预处理 + 化学主处理 + 物理后处理” 的复合清理方案，充分发挥各类方法的优势。

典型复合清理流程：

第一步：物理预处理（机械刮削 / 高压水射流）：先用机械刮削去除钻杆内壁的大块复合垢，再用低压水射流（压力 5-10MPa）冲洗掉松散的泥质垢，露出下层的硬垢与有机垢，为化学清理创造条件；

第二步：化学主处理（酸洗 + 有机溶剂）：先注入酸性清洗剂（如 8% 盐酸 + 缓蚀剂），循环清理 2 小时，去除无机硬垢；再注入有机溶剂（如柴油 + 表面活性剂），浸泡 2 小时，溶解残留的有机垢；

第三步：物理后处理（超声波 + 高压水射流）：用超声波清理钻杆内壁的微小缝隙与螺纹部位，去除残留的细小垢渣；最后用高压水射流（压力 15-20MPa）彻底冲洗钻杆，确保内壁无垢体残留。

适用场景与优势：

适用于结垢厚度超过 10mm、成分复杂的复合垢，尤其适合老井修井作业中回收钻杆的清理（这类钻杆长期使用，结垢类型多样且顽固）；

相比单一方法，复合清理的彻底性提升 40%-60%，清理后钻杆内壁光洁度可达 Ra1.6μm 以下，满足再次钻井的使用要求。

三、钻杆内壁结垢的清理质量检测与预防策略

清理完成后需通过专业检测确认清理效果，同时建立长期预防机制，减少结垢形成，降低清理频率与成本。

（一）清理质量检测方法

内窥镜检测：使用工业内窥镜（如直径 4-8mm 的光纤内窥镜）插入钻杆内部，逐段观察内壁结垢残留情况，要求残留垢厚不超过 0.5mm，且无明显划痕、腐蚀坑；对钻杆接头水眼，需确保全通畅，无垢渣堵塞。

通径检测：使用与钻杆公称内径匹配的通径规（如 φ89mm 钻杆用 φ80mm 通径规），从钻杆一端穿入，若通径规能顺利通过且无卡顿，说明钻杆内径符合要求，结垢清理彻底；若通径规卡住，需标记卡顿位置并重新清理。

壁厚检测：用超声波测厚仪检测钻杆内壁的腐蚀情况，清理后钻杆壁厚偏差需在标准允许范围内（如 API 5DP 标准规定，钻杆壁厚允许偏差为 ±10%），若发现局部腐蚀坑深度超过壁厚的 10%，需对该段钻杆进行修复或报废。

（二）结垢预防策略

优化钻井液性能：

控制钻井液中的离子浓度，添加螯合剂（如 EDTA）、阻垢剂（如聚马来酸酐），抑制矿物质结晶析出；

加强钻井液固相控制，确保振动筛、除砂器、除泥器高效运行，将钻井液中的固相含量控制在 5% 以下，减少黏土颗粒沉积；

调整钻井液流速，确保钻杆内钻井液流速不低于 1.5m/s，避免流速过低导致颗粒沉积。

钻杆使用与维护优化：

钻井作业结束后，及时用清水冲洗钻杆内壁，去除残留的钻井液与污垢，避免长时间停放导致结垢固化；

对长期闲置的钻杆，在内壁涂抹防锈油或防锈剂，防止环境中的水分、杂质与钻杆内壁接触，减少结垢与腐蚀；

定期对钻杆进行内壁检测（每口井钻井结束后检测一次），发现轻微结垢及时清理，避免结垢累积加重。

现场管理强化：

建立钻杆使用台账，记录每根钻杆的使用井次、钻井深度、结垢情况与清理记录，实现全生命周期管理；

对钻井现场操作人员进行培训，规范钻井液配置与循环操作，避免因操作不当导致结垢加剧；

根据油田地质特点（如水质硬度、原油性质），制定个性化的钻杆清理与预防方案，提高针对性与有效性。

四、结语

石油钻杆内壁结垢清理是一项 “技术适配性” 与 “现场操作性” 结合的工作，需根据结垢成分、厚度、钻杆状态及现场条件，灵活选择物理、化学或复合清理方法，避免 “一刀切” 导致清理不彻底或损伤钻杆。同时，结垢治理的核心在于 “预防为主、清理为辅”—— 通过优化钻井液性能、加强钻杆维护、规范现场操作，从源头减少结垢形成，才能真正降低清理成本，延长钻杆使用寿命，保障钻井作业的安全高效。随着油田钻井向深井、超深井、复杂油气藏方向发展，钻杆内壁结垢问题将更加突出，未来需进一步研发高效、环保的清理技术（如低温等离子清理、生物酶解清理）与长效阻垢剂，推动钻杆结垢治理向 “绿色化、智能化” 方向升级。若需针对特定油田的钻杆结垢问题（如稠油油田、高盐油田）制定个性化清理方案，可提供结垢成分分析报告与现场条件，进一步优化技术参数与操作流程。