唐诗，马蠡，徐梅，蒋志，沈武冬 ，李忠良，周清

(中国石油西南油气田分公司川中油气矿工艺研究所，四川 遂宁 629000)

0 引言

须家河气藏地层水矿化度高，在油气生产过程中，天然气携带地层水进入集输管线，导致管线出现了盐结晶堵塞现象，管线盐结晶堵塞严重且频发，造成管线管输效率下降甚至因管线完全堵死而被迫关井[1]。目前针对管道盐结晶堵塞，主要采取传统割管解堵方法，堵塞点寻找困难、耗用时间长，费用高，影响面大。为了更好的指导防盐措施，避免盐堵造成的各类危害[2]，采用Scale Chem 4.0结垢预测软件进行管线结盐趋势预测[3]，从而筛选出存在结盐风险的管道，并预测出结盐种类、结盐量等参数，为后续防盐工艺优化及管道选材提供有力的技术依据[4]。

1 地层水水质分析及盐样分析

取样并分析了21个须家河气藏地层水水样，其中6个矿化度较高的地层水水样[5]：女深002-6-X1、蓬莱107、蓬莱11、蓬莱002-3-X1、金2、金17井地层水水样分析结果如表1所示。

表1 须家河气藏部分气井地层水水样分析结果

图1 女深002-6-X1井至女112管线盐垢样品

通过水质分析可知，不同管线中地层水水样矿化度均较高，总矿化度在19万～27万左右，属于高矿化度盐水，水中的优势离子顺序Cl-＞Na+＞Ca2+，占全部离子的90%以上，也含有一定量的Ca2+、Mg2+、SO42-，但HCO3-含量相对较小，主要为CaCl2水型[6]。

通过对女深002-6-X1井至女112管线中盐垢进行取样分析，分析结果如表2所示。

表2 女深002-6-X1井至女112管线盐垢组分含量

通过女深002-6-X1井至女112管线中盐垢样品分析可知，盐垢中主要成分为氯化钠，综合水样分析结果得出须家河气藏高矿化度水样除了结晶出大量的氯化钠盐外，还有可能形成少量的硫酸钙和硫酸镁盐的可能[7]。

2 管线结盐风险模拟

目前主要采用包括指数预测模型、软件预测模型、数值分析预测对地层水的结垢风险评价，通过对几种方法进行对比分析后最终采用Scale Chem 4.0结垢预测软件对须家河气藏地层水水样结盐趋势模拟进行结盐趋势预测[8]，该软件可预测最高温度315 ℃、压力150 MPa、浓度700000 mg/L生产条件下的结垢情况[9]，在水样信息不全的情况下，可以自动进行水质的酸碱和电离平衡的调和，预测正在发生或可能发生的输气管线结垢类型、结垢趋势、结垢量。软件模拟步骤主要包括管线中水样成分分析结果的输入、离子平衡计算、酸碱度平衡计算、输气管线中气相组分含量的输入、输气管线温度和压力输入、计算结果的输出[10-11]。模拟条件为：气相设定甲烷含量90%，乙烷含量7%，丙烷含量3%，温度为25 ℃，压力为3.0 MPa，以蓬莱002-3-X7井地层水水样为例，其结盐趋势模拟结果如表3所示。

表3 部分地层水水样结盐趋势模拟结果

从表3中可知，蓬莱11井地层水的平衡氯化钠的浓度较高，且结垢预测的数值为0.72，接近结垢临界值SI 1.0，其他离子如硫酸钙结垢趋势严重[12]，但由于含量非常少，因此，在模拟过程中不考虑其结垢趋势。

(1)结盐结垢临界矿化度预测结果

以蓬莱11井的水分析数据为基础，逐渐增加Na+和Cl-和的含量，而且比例为23∶35.5 (通过离子的摩尔质量转化成浓度)，其他离子含量不变，分别设计四种模拟水样，模拟结果如表4所示。

表4 四种模拟水样模拟结果

根据表4中的预测结果可知，需要Na+浓度约85000 mg/L到90000 mg/L之间，且Cl-在19万mg/L到20万mg/L之间，总矿化度为28万～30万是氯化钠结盐的临界浓度点，高于这个临界点水样结盐，而且浓度越高结盐越严重，低于这个浓度点，理论认为不能发生结盐[13]，但由于产出液中含有凝析油，固相砂粒等结晶点的存在，这些结晶点的存在会诱发结晶的进行，低于这个浓度也能发生一定程度的结盐。

(2)结盐结垢临界温度预测结果

为了研究温度对集输管线结盐趋势的影响，采用Scale Chem 4.0进行模拟。根据川中油气矿输气管线的输气参数的调研，认为输气压力从1.0 MPa到10 MPa的范围内，但最常见的是输气压力为3 MPa到5 MPa，因此，选择4 MPa为作为模拟的压力，温度从5～80 ℃之间，根据气相分析结果，气相设定甲烷含量90%，乙烷含量7%，丙烷含量3%，水相设定为饱和含水量，考察温度变化水样的结垢趋势[14]。

通过图2的模拟结果可见，当Na+离子浓度约85000 mg/L，且Cl-离子浓度约在19万mg/L，总矿化度为28万是氯化钠结盐的临界浓度，输气压力为4 MPa，当氯化钠22 ℃，氯化钾10 ℃达到临界结盐温度，也就是温度低22 ℃，均出现结盐[15]，而管线的温度在5～15 ℃，均可能结盐，也就是说在当矿化度达到临界状态，管线基本是有结盐的情况。

图2 蓬莱11井水样结垢趋势随温度变化模拟图

(3)结盐结垢临界压力预测结果

常见的输气温度从井口温度到管线温度逐渐降低，一般几十米即可达到平衡温度一般在5～15 ℃，因此选择10 ℃为模拟温度，研究压力从1.0～10 MPa的范围内的结盐结垢规律。根据气相分析结果，气相设定甲烷含量90%，乙烷含量7%，丙烷含量3%，水相设定为饱和含水量。采用蓬莱11井的模拟水样进行模拟。其模拟结果如图3所示。

图3 蓬莱11井结垢趋势随压力变化模拟图

从图3分析可见，固定温度为10 ℃，压力从1.0～10 MPa的范围内，随着压力的增加氯化钾和氯化钠的结盐基本是随压力的增加而降低的，也有2口井随压力增加，两者的的结盐趋势随压力增加后保持稳定。但从结盐趋势的SI数值可见，变化不超过0.01，因此，模拟结果可以认为在输气管线中，压力的变化对对结盐的趋势几乎没有影响[16]。但在集输管线中，可能存在支线管线的干气进入主管线，干气可能可携带管线中的水，使得水的矿化度增加，产生浓蒸效应，产生结盐。模拟软件无法变化中的干气输入的情况。

综上，天然气集输管线中地层水的矿化度是结盐的根本原因，只有具备了结盐的物质基础，其是主要因素，温度是在矿化物结盐的基础上影响结盐的风险[17]，属于辅助因素，压力属于次要因素，如表5所示

表5 须家河集输管线结盐风险评价重点参数

3 天然气集输管线的结盐风险预测

为了进一步评价须家河气藏天然气集输管线是否存在结盐风险，对多条管线进行了结盐趋势预测，以蓬莱002-3-X1至蓬莱107管线为例，其管线运行情况如表6所示。

表6 蓬莱002-3-X1至蓬莱107管线运行参数

从表7的管线结盐风险预测结果分析可知，蓬莱002-3-X1至蓬莱107管线的硫酸钡、硫酸铯、碳酸铯结垢趋势依次减小，硫酸钡最大，而氯化钠盐SI指标为1.7112，大于1，存在结盐风险。但从含量来讲，氯化钠的结盐含量50444.7 mg/L，远远大于硫酸钡、硫酸铯、碳酸铯结垢的含量。因此该管线存在结盐结垢风险，盐垢成分中主要是是氯化钠盐垢，且夹杂少量的硫酸钡、硫酸铯、碳酸铯垢。在日常生产运行管理中需要对该管线采取防盐清盐措施，避免管线出现大量盐结晶堵塞物，将管线完全堵死，影响正常生产[18]。

表7 蓬莱002-3-X1至蓬莱107管线结盐风险预测结果

4 结语

(1)采用 Scale Chem 结垢预测软件，对须家河气藏天然气集输管线的结盐风险影响因素进行了模拟，模拟结果得出集输管线中水的高矿化度是结盐的根本原因，是主要因素，总矿化度为28万～30万是氯化钠结盐的临界浓度点，温度是在矿化度的基础上进一步影响结盐的风险程度，属于辅助参数。当矿化度达到临界状态，氯化钠的临界结盐温度为22 ℃，压力属于次要因素。

(2)进一步预测了蓬莱002-3-X1至蓬莱107管线的结盐趋势，结果表明该管线存在结盐结垢风险，盐垢成分中主要是是氯化钠盐垢，且夹杂少量的硫酸钡、硫酸铯、碳酸铯垢。