1. 西南石油大学化学化工学院;
2. 中国石油西南油气田公司输气管理处
收稿日期：2010-06-24；修回日期：2010-07-03
1. School of Chemistry and Chemical Engineering, Southwest Petroleum University;
2. Gas Transmission Management of PetroChina Southwest Oil and Gasfield Company
Abstract: During the natural gas transmission of Jinsha lines, it generated the salt crystallization which influenced operations of cleaning pipeline. Research was conducted aiming at gas intake from gas field upstream and natural gas transmission in Majin lines & Jinshan lines. By gathering the historical sampling report of water and natural gas in Maliu gas field, analyzing formation water and natural gas samples from the field, we found out the forming reason of halide salts in pipeline. According to the crystal types of Majin gathering and transportation system, suggestions were proposed to reduce and prevent crystallization.
Key words:
halide salts salt crystal natural gas pipeline
我国的主要产气区除莺琼盆地外, 主要集中在西部地区, 而天然气的需求市场则主要在东部及沿海地区。预计2010年~2020年, 天然气能源需求总量将达到(1100~2000)×108 m3以上。因此, 要保持天然气的资源与需求同步发展, 在未来20年, 天然气长输管道将得到快速发展[1]，确保天然气正常输送也已经成为亟待解决问题。
天然气管输过程中，由于脱水不彻底，有少量的地层水经天然气夹带进入输气管道，这部分地层水在输气管道内多种因素的作用下，其中溶解的盐类可能结晶析出[2-3]，造成管道堵塞或在清管作业过程中出现堵塞清管器。仁寿输气作业区麻金沙线在2007年清管时，清管器被卡在金山站外780 m左右低洼地带的一个上弯弯头处(压差达到1.12 MPa, 无法解卡)，后割管发现管壁内有严重的积垢和少量积液，管壁一圈都有结垢，底部更厚，最厚处达20 mm, 造成管径缩小而卡堵清管器。开展本研究的主要目的就是要对造成清管器被卡的堵塞物形成的原因进行分析，力争找到其形成的机理，并对堵塞物的形成数量进行预测，最终提出预防措施。
1 堵塞物成分分析
从被堵塞的管道取得堵塞物样品，堵塞物表面覆盖有一层疏松的腐蚀产物和泥砂，洗去表面脏物后堵塞物为白色、致密、透明结晶体，密度2.156 g/cm3，外貌见图 1、图 2。堵塞物能溶解于水，用250 mL蒸馏水溶解6.02 g堵塞物，溶解后的溶液清澈透明。利用化学滴定和仪器分析方法对溶液中的阴阳离子进行了测定，以确定堵塞物的组成。堵塞物成分分析结果见表 1。
表 1
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表 1 堵塞物成分分析结果
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从表 1可以看出，堵塞物的主要成分以氯化物为主。通过对堵塞物外观观察及成分分析，初步判断其为地层盐卤化物。
2 管线中盐卤化物来源分析
2.1 输气管道中地层水来源分析
麻金线输送的天然气来自麻2井站、麻8井站。这两个井站汇集了麻2井、麻9井、麻8井、麻14井、麻19等单井的天然气。这些井同为麻柳场构造，均为气水同采井，天然气在麻2井站和麻8井站经三相分离器脱水后直接进入输气管道。
由于三相分离不完全，致使少量的地层水被天然气带入到管道中。这部分水含有较多成盐物质(如Na+、K+、Mg2+、Ca2+、Cl-、SO42-)，在管道中有结晶的可能性。同时，历次清管均证明输气管道中含有一定量的地层水。
2.2 水质分析
分别对仁寿输气作业区内麻2井污水池、麻2井和麻9井混合样、麻8井、麻8井混合样、麻14井、金山、嘉农输气站7个水样进行了离子分析，结果见表 2。
表 2
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表 2 输气管线采出液离子分析结果
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从表 2可以看出，管线水样的矿化度很高，且其中主要阴离子为Cl-，主要阳离子为Na+和K+。分析结果与管道堵塞物成分吻合，由此可判断井场采出水随同天然气进入管线，经浓缩达到饱和析出晶体形成卤盐堵塞物。
2.3 盐结晶成因判断
根据对麻金线输气管线堵塞物的分析(表 1)，其主要成分是氯化物的盐结晶。造成盐结晶的根本原因是水中的盐浓度超过了溶解度，或者是有其他的因素发生化学反应生成了盐。从上述的天然气和地层水分析来结果看，并未出现有利于化学反应形成氯化物盐的条件和因素。因此，管线中盐结晶主要是由于地层水氯化物在沿管线运动时过饱和所致[4]。初步推测输送管线中盐结晶的主要原因有以下两点：
(1) 输送过程中温度下降，游离水过饱和导致盐结晶；
(2) 输送过程中游离的地层水转化成蒸汽，由于游离水减少，盐从水中析出。
2.3.1 降温结晶可能性
根据实验分析和历史数据，水样中最高含盐量为203 600 mg/L。水中几种主要的氯化物溶解度[5]见表 3。根据氯化物盐溶解度比较，KCl在水中溶解度最小且受温度影响最大。假定水样中氯化物完全为KCl，则其在60 ℃、20 ℃、0 ℃温度下的溶解度及其形成的饱和溶液浓度见表 4。选取60 ℃、20 ℃、0 ℃为研究温度原因：井场采出地层水温度在60 ℃附近；天然气输送过程中管道温度在20 ℃左右；在非常极端的条件下管道温度可能突变到0 ℃。
表 3
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表 3 氯化物溶解度比较 单位：g/100g
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表 4
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表 4 不同温度下KCl溶解度及饱和浓度
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由上表可知，水样中最高盐含量为203 600 mg/L，小于氯盐(KCl)在最低溶解度温度下形成饱和溶液的浓度(276 000 mg/L)，因此当水样温度从60 ℃降到20 ℃或0 ℃时均不会产生结晶，实际取样中也未见因温度变化有沉淀析出。据此判断，在输送过程中管道中游离的地层水转化成蒸汽，由于游离水减少导致盐从水中析出的可能性较大。
2.3.2 管线中游离水蒸发产生的原因
由于输气管道的长距离输送，随管壁摩擦阻力、输送压力降低，天然气中水蒸汽含量增加[6]，造成天然气输送管道携带的地层水转化为水蒸汽，致使地层水中的盐类过饱和而以晶体形式析出，沉积在管壁上。
由于从麻8井到金山站过程中，天然气中的含水量增加，导致了管道中游离水量减少。根据清管数据分析计算得出，天然气管道中游离水在管输过程中减少率(即蒸发率)为36%~98%，这可能导致其中的氯化物结晶。
2.3.3 麻金线管线天然气中水分分析
天然气样分别来自麻2井、麻8井、金山站和嘉农站，四个具体取样位置是：麻2井出站压力表接口、麻8井出站压力表接口、金山出站压力表接口和嘉农站进站压力表接口。现场采用冷却镜面凝析湿度计法(GB/T17283-1998)测定天然气样品的水露点，再按密歇尔Michell公司给出的换算表，得到与测试压力下水露点相对应的水含量，结果见表 5。
表 5
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表 5 天然气含水量
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由表 5可以看出，天然气中的含水量总体上随管输压力的降低呈上升趋势。
2.3.4 麻金线管线游离水蒸发对结晶影响
根据资料分析，天然气中的饱和水蒸汽含量随系统的压力降低而增大[7]。从本研究进行的现场取样分析结果(表 5)也可以看出，在管线输送过程中，由于输气压力下降，天然气含水量有较明显的上升趋势。这也正是天然气输送过程中产生氯化物结晶的原因。
根据对麻8井地层水质的分析, 水中氯化物浓度为178 512 mg/L。管道温度保持在20 ℃左右时，氯盐(KCl)饱和溶液浓度为340 000 mg/L；则麻8井地层水要达到饱和状态，每升地层水需蒸发0.475 L水，即所需蒸发量为47.5%。
因此，在管输过程中管线游离水蒸发率大于47.5%时，则会使进入管线中的地层水蒸发而引起氯化物盐结晶。
3 结论与建议
3.1 结论
(1) 麻金线输气管线中的盐结晶，是由于地层水进入管道后蒸发到天然气中所致；
(2) 盐结晶的主要位置为进入输气管线中的地层水因蒸发而使盐浓度达到饱和以后的气流突变点，如管径变化处、阀门及走向变化处等。
3.2 建议
(1) 井场天然气脱水采用新工艺，尽量避免地层水进入输气管线，可有效防止结晶的出现。
(2) 在输气管线的初始阶段增设分水器，减少管线后端的水量。
(3) 清管作业时，适当增加加入的水量，增强对结晶出的盐清洗程度。
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王淑娟, 汪忖理. 天然气处理技术[M]. 第1版. 北京: 石油工业出版社, 2008: 27.
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李启华, 余锦, 樊朝英. 工厂化验员速查手册[M]. 第1版. 北京: 化学工业出版社, 2006: 61.
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常宏岗. 天然气质管理与能量计算[M]. 第1版. 北京: 石油工业出版社, 2008: 155.
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2011, Vol. 40