乔钇锋，张驰，刘先洋，李浩

(中国石油西南油气田公司川西北气矿，四川绵阳 621700)

石油与天然气行业中，设备和管道的结垢是一个较严重的问题。在天然气的生产、加工及集输过程中，往往会发生较严重的结垢沉积现象，其发生的部位主要集中在温度和压力变化较大的高风险区域，如热交换器和管道的内部等[1-4]。结垢沉积通常会对集输管道产生较严重的堵塞，天然气集输管道通常输送距离较大，一般长达几十公里甚至数百公里，管道结垢后清理的难度较大，且往往需要停运管道进行清理作业，这不仅会影响天然气的正常集输作业，还会带来较大的经济损失[5-7]。

管道结垢的清除技术主要包括化学除垢技术和机械除垢技术[8-12]，其中化学除垢技术具有操作简单以及成本较低的优势，但其适应性通常较差，并且受结垢严重程度以及结垢类型的影响较大，对部分结垢堵塞严重的管道通常无法达到较好的清除效果；而机械除垢技术的适应性较强，其不受结垢厚度以及结垢类型的影响，通常能够达到良好的除垢效果。笔者针对平籍线清管作业时发生卡堵的问题，在分析平籍线概况和清管卡堵情况的基础上，对现场收集的平籍线管道内的垢样进行了详细分析，并提出了采用机械清管器进行渐进式清管除垢作业的方式对平籍线堵塞管道进行解堵，为保障平籍线集输管道的正常运转提供一定的技术支持和借鉴。

1 平籍线概况及清管卡堵情况

1.1 平籍线概况

平籍线隶属于西南油气田分公司川西北气矿邛崃采气作业区，投产于1998年12月1日，该管线起于平落总站，终于观音末站，管线规格为φ323.9 mm×6.3 mm，采用材质为X52，管线全长56 km，采用强制电流和牺牲阳极保护，外防腐层为石油沥青防腐，该管线的设计压力为4.0 MPa，设计输送能力为1.7×106m3/d，该管线主要将观音配气站的天然气输送到平落总站。目前起点运行压力为1.8～2.5 MPa，终点运行压力为1.7～2.0 MPa，管输气量(5～6)×105m3/d。

1.2 清管卡堵情况分析

2019年9月20日，平籍线清管作业发生卡堵。经停气换管作业后，发现管段内结晶严重是造成卡堵的主要原因，结晶物呈颗粒状，管线内有结晶块，厚度最薄处24 mm，最厚处达43 mm，结晶块导致管径缩小67 mm，管径缩径率为20.6%，造成清管器的卡堵。

2 清管结垢分析

为了更准确地分析平籍线清管结垢的原因，进而为下一步的清管作业提供依据，笔者收集了平籍线现场清管的垢样，并对其进行了详细的分析，主要包括垢样外观、含水量、含油量、酸溶物质量分数、无机离子组成以及硫化物质量分数等，并通过红外光谱、电镜能谱以及X衍射等技术手段进一步对其进行验证。

2.1 垢样外观

垢样外观主要表现为黑色块状色晶体，并且表面附有部分黑色的油污。

2.2 含水量和含油量分析

含水量(w，下同)测定方法按照GB/T 8929—2006《原油水含量的测定(蒸馏法)》，取适量试样于蒸馏器内经加热回流1 h，待接受器和内容物冷却至室温后，用聚四氟乙烯刮具将接受器上水滴刮进水层里，测量接受器中水的体积，进行试样含水量测定。

含油量(w，下同)测定方法按照标准HJ 637—2018《水质石油类和动植物油类的测定红外分光光度法》，称取适量试样于离心管中，加入10 mL四氯乙烯后振荡离心，将萃取液移入50 mL比色管中，反复操作5次，加入活性硅酸镁，摇匀后过滤，定容后利用红外测油仪进行油含量测定。经检测，平籍线清管垢样试样中含水量为15.07%，含油量为

5.39%。

2.3 垢样分析

酸溶物及无机离子含量测定方法为：将一定量除油干燥后试样置于100 mL的烧杯中，加入10 mL(1+1)盐酸；将烧杯置于40 ℃恒温水浴中，待反应完毕后，过滤，用去离子水冲洗滤纸上的残渣至中性；将滤液全部转移入50 mL容量瓶中，定容后备用；残渣烘干后称重，计算试样中盐酸可溶物含量(w，下同)；将盐酸溶解试样的滤液定容为50 mL溶液，用原子吸收分光光度计在适宜的稀释倍数条件下分别测定常见无机金属离子质量分数。

硫化物质量分数测定方法为：按照标准HJ/T 60—2000《水质硫化物的测定碘量法》，利用碘量法测定试样中的硫化物质量分数，通过空白及试验数据差值得到试样中硫化物质量分数，试验结果见表1。

表1 垢样分析结果

由表1可见：平籍线清管垢样试样中盐酸可溶物质量分数大于85%。无机金属离子中钠离子的质量分数最高，为290.61 mg/g，其次为铁离子，质量分数为9.81 mg/g，硫化物的质量分数较少，仅为0.52 mg/g。

2.4 红外光谱分析

按照GB/T 6040－2002《红外光谱分析方法通则》，使用红外光谱仪对平籍线清管垢样试样进行分析，红外光谱分析结果见图1。

图1 平籍线清管垢样试样红外光谱分析结果

由图1可见：在波数2 923.6 cm-1和2 856.1 cm-1处分别对应的是—CH2—和—CH3基团的伸缩振动峰，而波数为1 456.0 cm-1处对应的则是—CH2—和—CH3基团的弯曲振动峰，即平籍线清管垢样试样的红外吸收峰均是甲基和亚甲基的伸缩或振动产生的吸收峰，表明该垢样的有机相可能主要为烷烃。

2.5 电镜能谱分析

采用电镜能谱对平籍线清管垢样试样的固相表面进行倍数为5 000倍的扫描，SEM图和EDS能谱分析结果分别见图2和表2。

图2 平籍线清管垢样试样SEM扫描结果

由图2可见：平籍线清管垢样内有表面不规则的块状物，分析可能为盐类结晶产物。

由表2可见：垢样试样中的主要元素为碳、氧、铁、氯、钙、钠等。

表2 平籍线清管垢样试样能谱扫描结果

2.6 X衍射分析

将制备好的平籍线清管垢样进行XRD分析，所用仪器型号为X’Pert PRO MPD(Panalytical，Holland，采用Cu靶材，扫描角度为5°～90°)，确定试样主要成分，分析结果见图3。

图3 平籍线清管垢样试样XRD衍射分析

由图3可见：平籍线清管垢样试样主要物质成分为NaCl和FeCO3，其质量分数分别为72.11%和1.97%。

2.7 平籍线清管结垢组成及成因分析

综合上述试验结果，经分析认为，平籍线清管垢样为褐色至淡黄色块状物，有腐败咸菜臭味，经红外、EDS和XRD分析，该平籍线清管垢样试样油相物中有机物质主要为长链烷烃。试样含水量15.07%、含油量5.39%，盐酸可溶物质量分数为86.16%、硫化物质量分数为0.52 mg/g；除油干燥试样中酸溶的主要无机金属离子为：K，Ca，Na，Mg，Ba，Sr，Fe，Mn，Cr。推测平籍线清管垢样试样主要物质成分为NaCl和FeCO3，其质量分数分别为72.11%和1.97%。

分析该平籍线清管结垢的成因主要包括：①腐败及咸菜气味为试样中有机物挥发所造成；②推测NaCl为清管时管道内水体挥发所致；③FeCO3为天然气内CO2或外输管线内CO32-/HCO3

-对管道腐蚀的产物。

3 结垢清除技术应用效果

对川中某工艺所的科研项目实施案例进行分析，采用持续加注抑盐剂溶液和停输浸泡方式在集气管道除垢应用中效果良好，但经过开展平籍线管道盐结垢注液方式解堵前期可行性调研发现：因输气管道保供压力大、沿线及下游用户管道进液风险大等因素，确定抑盐剂加注解堵方式不适用于平籍线。此外，通过结垢分析及卡点评估，对平籍线采用常规清管器进行内清洁作业的卡堵风险较大。针对平籍线盐结垢卡堵问题，最终确定采用机械清管器渐进式清管程序进行解堵。

根据平籍线管段结垢厚度及结垢物成分分析，选用中密度泡沫清管器、高密度钢刷泡沫清管器、双向直板清管器(带钢刷、磁铁)、除垢清管器(带钢刷、磁铁)、双节直板清管器(带钢刷、磁铁)、钩子清管器、重型清管器作为清管作业主要清管设备。清管作业时优先使用通过性强、清管能力弱的清管器，再使用通过性弱、清管能力强的清管器，通过逐步增大导向盘、密封盘尺寸，有控制地清除管道内部积垢和杂质，减小清管器卡堵风险，直至满足管道智能检测的要求。

平籍线渐进式清管作业共计清管27次，其中发送泡沫清管器4次，双向直板清管器10次，除垢清管器3次，双节直板清管器5次，钩子清管器2次，重型清管器3次，共计清出污物388 kg。

经过清管作业后，管道内壁盐结垢逐步减少，在除垢清管器、钩子清管器清管后，次日进行双向直板清管器清管，清出大量盐结垢碎晶体。清管器通过能力大幅提升，在清管作业实施过程中，清管器在停滞点最高启动压差由0.56 MPa降至0.28 MPa，最长停滞时间由136 min降至3 min。

4 结论及建议

1)针对平籍线清管作业时发生卡堵的问题，对管道内的垢样进行分析，结果表明：该垢样主要为褐色至淡黄色块状物，有腐败咸菜臭味，垢样的含水量为15.07%、含油量为5.39%，盐酸可溶物质量分数为86.16%、硫化物质量分数为0.52 mg/g；主要无机金属离子组成为：K，Ca，Na，Mg，Ba，Sr，Fe，Mn，Cr；推测垢样的主要物质组成为NaCl和FeCO3。

2)采用渐进式清管程序对平籍线进行结垢堵塞的解堵作业，经过清管作业后，管道内壁盐结垢逐步减少，清管器通过能力大幅提升，恢复了平籍线生产清管秩序，取得了良好施工效果。

3)为保障平籍线管道的正常运转，建议在后期工作过程中要加强对输气管道中天然气气质的监控；严格执行清管管理制度，强化日常清管管理，避免长期不清管造成后续清管困难；加强输气管道工艺适应性分析，合理进行管道清管工艺调整，通过清管作业有效提高管道输送效率。