天然氣輸氣管線積液緩解措施效果分析

王 龍，丁守卓，張華濤，姜新基

中國(guó)石油長(zhǎng)慶油田蘇里格南作業(yè)分公司 （陜西 西安 710018）

天然氣輸氣管線積液緩解措施效果分析

王 龍，丁守卓，張華濤，姜新基

中國(guó)石油長(zhǎng)慶油田蘇里格南作業(yè)分公司 （陜西 西安 710018）

管線積液會(huì)造成管線輸氣效率降低，系統(tǒng)壓力升高，尤其在冬季容易造成管線凍堵，管線長(zhǎng)期積液不僅會(huì)加重管線腐蝕情況，更會(huì)造成穿孔,導(dǎo)致管道內(nèi)油、氣、水等泄漏問(wèn)題,造成重大經(jīng)濟(jì)損失。以蘇里格南作業(yè)分公司對(duì)輸氣管線積液的緩解措施為研究對(duì)象，對(duì)管線積液緩解措施進(jìn)行了初步試驗(yàn)分析,重點(diǎn)對(duì)比了清管器清管和增大管網(wǎng)輸氣量清管兩種方式的優(yōu)劣，以制定合理的積液緩解機(jī)制，提高管線輸送率，緩解管線積液。

天然氣；管線積液；管道輸氣效率；管線腐蝕

蘇里格南區(qū)塊屬于典型的低孔、低滲、低滲透率區(qū)塊，目前主要采用88.9 mm(3.5＂)生產(chǎn)管柱，由于管徑較大，對(duì)氣井?dāng)y液要求較高，9口單井構(gòu)成一座BB9或BB9′叢式井，BB9井叢與BB9′井叢間采用DN100管道進(jìn)行天然氣輸送，BB9′井叢與集氣站間采用DN200管道進(jìn)行天然氣輸送。以BB9′井叢與集氣站間的DN200輸氣管道為研究對(duì)象，對(duì)管道積液緩解措施進(jìn)行試驗(yàn)分析。

1 管線積液原因及影響

當(dāng)天然氣從氣井中開(kāi)采出時(shí)，氣體含有大量水分及其他成分，在運(yùn)輸過(guò)程中隨著氣體能量、管線溫度降低等，氣體攜帶的水分凝析出，造成管線積液，即便運(yùn)輸管線初始只運(yùn)輸單相天然氣，凝析液也會(huì)由于氣體壓力變化從氣體中析出。天然氣管線運(yùn)輸過(guò)程中氣體的多相流動(dòng)是造成管線積液的主要原因，因此研究多相流動(dòng)的特點(diǎn)對(duì)預(yù)測(cè)管線積液具有很大的意義。

2 氣液兩相流動(dòng)參數(shù)介紹

多相流動(dòng)是一種復(fù)雜的流體運(yùn)動(dòng)形式，在流動(dòng)過(guò)程中各相之間具有可變形的相界面及截面分布狀況的不均勻,多相流中各相體積百分?jǐn)?shù)以及分散相的顆粒大小會(huì)引起流體性質(zhì)及流動(dòng)結(jié)構(gòu)的變化,各相物理性質(zhì)及兩相間界面的表面現(xiàn)象影響多相流態(tài),兩相之間存在熱力學(xué)不平衡和水動(dòng)力學(xué)不平衡,氣液之間的傳熱和化學(xué)反應(yīng)也會(huì)導(dǎo)致界面形狀的變化[1]。在多相流動(dòng)中主要研究參數(shù)如下：

2.1 流量

2.1.1 質(zhì)量流量

單位時(shí)間內(nèi)流過(guò)管路橫截面積的流體質(zhì)量。

式中：M為氣液混合質(zhì)量流量，kg/h；Ml為液相質(zhì)量流量，kg/h；Mg為氣相質(zhì)量流量，kg/h。

2.1.2 體積流量

單位時(shí)間內(nèi)流過(guò)管路橫截面積的流體體積。

式中：Q為氣液混合體積流量，m3/s；Ql為液相體積流量，m3/s；Qg為氣相體積流量，m3/s。

2.2 流速

1）氣相速度公式為：

2）液相速度公式為：

式中：Ag、Al分別為氣、液相所占流道的截面積，m2；ρg，ρl分別為氣、液相密度，kg/m3；vg，vl分別為氣、液相真實(shí)速度，m/s。

3 案例分析

蘇里格南區(qū)塊主要通過(guò)加強(qiáng)日常管理來(lái)減少管道積液，以增大管線差壓為基礎(chǔ)，通過(guò)增大管網(wǎng)輸氣量和清管器清管兩種方式進(jìn)行清管。

3.1 清管時(shí)機(jī)

根據(jù)國(guó)家標(biāo)準(zhǔn)和石油規(guī)范規(guī)定，當(dāng)管輸效率低于90%時(shí)，宜實(shí)施清管作業(yè)。事實(shí)上受氣田新井投產(chǎn)、氣井產(chǎn)量遞減、冬季高峰供氣等因素影響，集輸管道投用后，會(huì)出現(xiàn)輸氣量長(zhǎng)期偏低或者超過(guò)設(shè)計(jì)輸氣量的情況，使得計(jì)算管線輸氣效率較為困難，蘇里格南區(qū)塊通過(guò)對(duì)管道進(jìn)行壓力計(jì)算，以實(shí)際壓力與計(jì)算壓力差值為標(biāo)準(zhǔn)，確定清管時(shí)機(jī)。

3.1.1 設(shè)計(jì)輸氣量

根據(jù)《蘇里格南總體開(kāi)發(fā)方案-地面工程》采氣支管、采氣干管的最大輸氣量計(jì)算，BB9井叢和BB9′/BB9″井叢管道的最大輸氣量為 27×104m3/d，BB9″和BB9′至集氣站管道最大集氣量為72×104m3/d。

3.1.2 清管時(shí)機(jī)選擇

根據(jù)《輸氣管道工程設(shè)計(jì)規(guī)范》[2]推薦的管線計(jì)算公式：

式中：qv為氣體流量，m3/d；d為管線內(nèi)徑，cm；P1為計(jì)算管段起點(diǎn)壓力（絕壓），MPa；P2為計(jì)算管段終點(diǎn)壓力（絕壓），MPa；Z為氣體的壓縮系數(shù)；T為氣體的平均輸送溫度，K；L為管道的計(jì)算長(zhǎng)度，km；Δ為氣體的相對(duì)密度。

通過(guò)上述公式計(jì)算管線理論壓力，根據(jù)蘇里格氣田經(jīng)驗(yàn)，當(dāng)理論壓力與實(shí)際壓力差值大于0.2MPa，認(rèn)為該管道需要進(jìn)行清管作業(yè)。

3.2 清管器清管

3.2.1 清管器選擇

采用皮碗式單向電子清管器，設(shè)計(jì)壓力10 MPa，設(shè)計(jì)溫度-20～80℃，皮碗過(guò)盈量3%～5%，單具清管器上安裝3個(gè)皮碗。

3.2.2 運(yùn)行速度

考慮到管器運(yùn)行速度過(guò)快容易磨損清管器，損壞線路設(shè)施，不安全因素較多；清管器運(yùn)行速度過(guò)慢，容易使管道內(nèi)水等雜質(zhì)回流，降低清管效率，按照清管作業(yè)標(biāo)準(zhǔn)規(guī)程要求并結(jié)合蘇里格氣田的實(shí)際情況，運(yùn)行速度宜控制在1.5～3.0 m/s為佳[3]。

清管器運(yùn)行時(shí)的瞬時(shí)速度：

式中：v為清管器瞬時(shí)速度，m/s；Qn為始發(fā)站流量，104m3/d；d為輸氣管線內(nèi)徑，m；S為管道底面積，m2；p為清管器后壓力，MPa。

蘇里格南區(qū)塊管線運(yùn)行壓力在2.2～2.5 MPa，當(dāng)清管器運(yùn)行速度在1.5～3.0 m/s時(shí)，運(yùn)行氣量約為10×104m3/d。

3.2.3 措施對(duì)象選擇

選擇蘇里格南X集氣站A干管管道與B干管管道為研究對(duì)象。

A管道于2013年9月3日投產(chǎn)，其管線規(guī)格為Ф219 mm×7 mm×8.9 km。該干管承擔(dān)著S井叢來(lái)氣的濕氣輸送任務(wù)，日過(guò)容量約10×104m3，管輸效率14%,屬于管網(wǎng)輸氣量長(zhǎng)期低于設(shè)計(jì)輸氣量的情況。

B管道管線規(guī)格為Ф219 mm×7 mm×2.5 km。該干管承擔(dān)著M、N、L井叢及4口水平井來(lái)氣的濕氣輸送任務(wù)（試驗(yàn)時(shí)L井叢并未投產(chǎn)，故不在考慮范圍內(nèi)），日過(guò)容量約為68×104m3，管輸效率94%,屬于管網(wǎng)輸氣量接近設(shè)計(jì)輸氣量的情況。

3.2.4 措施效果分析

1）A管道效果分析?？紤]到A管道計(jì)算與實(shí)際壓力長(zhǎng)期大于0.2 MPa，故在2014年5月至12月對(duì)該干管進(jìn)行清管試驗(yàn)，以5、7、14、30、150天為試驗(yàn)周期，根據(jù)清管前后壓力變化以及清管結(jié)束后管道清出積液為研究對(duì)象，分析清管對(duì)該干管的影響。

由表1可知，A干管在6次清管前，管網(wǎng)運(yùn)行氣量均在10×104m3/d左右，遠(yuǎn)小于設(shè)計(jì)輸氣量72×104m3/d，管道運(yùn)行壓力與計(jì)算壓力差值均在0.4 MPa以上，清管后平均壓降為0.19 MPa，清出液量在44～69 m3，達(dá)到了一定的積液緩解效果。但在加密清管的過(guò)程中，管道清出的積液并未有明顯的減少，壓降幅度不大，清管結(jié)束后，管輸效率變化不明顯,管道中很快再次積液，故針對(duì)管網(wǎng)氣量遠(yuǎn)小于設(shè)計(jì)輸氣量的管道，清管對(duì)管道積液有一定的緩解效果，但保持時(shí)間不長(zhǎng)。

2）B干管管道清管效果分析。B干管在2013年4月18日進(jìn)行過(guò)一次清管作業(yè)，清出積液不足0.5 m3,管道壓降不足0.05 MPa，由于清出積液量較小，且壓力變化不明顯，故未繼續(xù)進(jìn)行后續(xù)試驗(yàn)。針對(duì)管網(wǎng)輸氣量接近設(shè)計(jì)輸氣量的管道，通過(guò)管網(wǎng)輸氣量可將管道積液帶入下游，無(wú)需進(jìn)行清管作業(yè)。

3.3 增大管網(wǎng)輸氣量清管

根據(jù)清管結(jié)果，進(jìn)一步分析可知管網(wǎng)輸氣量大小對(duì)管道積液有著決定性的作用，故通過(guò)增加管道瞬間輸氣量的方法，進(jìn)行清管。

表1 A干管清管效果分析表

3.3.1 措施對(duì)象選擇

選擇蘇南X集氣站A干管管道為研究對(duì)象，當(dāng)管道運(yùn)行壓力與實(shí)際壓力大于0.4 MPa時(shí)，選擇管道上游產(chǎn)量在2×104m3/d以上的氣井進(jìn)行關(guān)井壓力恢復(fù)，壓力恢復(fù)7～14天，當(dāng)井口壓力恢復(fù)至8 MPa以上時(shí)，即可開(kāi)井，通過(guò)開(kāi)井瞬間增加的管道輸氣量,提高管輸效率，進(jìn)行管道清管。

3.3.2 措施效果分析

由表2可知，增大管網(wǎng)瞬間輸氣量對(duì)管道積液緩解有較為明顯的作用，清出液量在23～32 m3，有一定的積液緩解效果。

對(duì)比兩種不同清管方式的清管結(jié)果，可知清管器清管相對(duì)于增大管網(wǎng)輸氣量措施效果明顯，壓降效果較好，緩解管道積液能力強(qiáng)，但操作較為復(fù)雜，并且受季節(jié)及管輸氣量限制。

表2 A干管效果分析表

4 日常管道積液緩解措施

①通過(guò)提高管線溫度和壓力，補(bǔ)充天然氣氣體能量，從而減緩液體析出，達(dá)到減少積液的辦法。②建立管線積液變化數(shù)據(jù)庫(kù)，分析管線持液量變化規(guī)律，為后期上游處理工藝適應(yīng)性分析、清管效果、腐蝕研究等提供理論依據(jù)[4]。③電伴熱技術(shù)就是防止采氣管道封堵的一種工藝，該技術(shù)通過(guò)補(bǔ)充管道、管體及設(shè)備上的熱量損失來(lái)預(yù)防管道堵塞[5]。④定期清管制度，根據(jù)管線流型、壓力溫度、管徑、管線長(zhǎng)度、氣體組分等不同，建立合理的清管周期；核算天然氣管線輸送效率評(píng)價(jià)管道內(nèi)部積液程度，確定清管時(shí)間和清管效果。

5 結(jié)論

1）經(jīng)過(guò)長(zhǎng)期經(jīng)驗(yàn)總結(jié)：當(dāng)管輸效率低于90%，管線清理對(duì)積液的緩解作用不明顯；當(dāng)管輸效率大于90%時(shí)，管線中積液量對(duì)管輸效率影響較小。以輸氣效率低于90%為依據(jù)來(lái)判斷清管時(shí)機(jī)，不能滿足現(xiàn)場(chǎng)需求和指導(dǎo)現(xiàn)場(chǎng)清管。

2）增大濕氣輸送管網(wǎng)氣量對(duì)管道積液的緩解效果明顯，與清管器清管相比操作便利，可作為日常清管的執(zhí)行措施。

3）蘇南區(qū)塊輸送管線清液可以參考目前日常清液措施，選取適合措施，保證日常管線輸送要求。

[1]徐文龍,曾 萍,王 惠,等.復(fù)雜濕氣集輸管網(wǎng)清管時(shí)機(jī)的確定[J].油氣儲(chǔ)運(yùn),2014,33(3)：279-282.

[2]石油工程建設(shè)專業(yè)標(biāo)準(zhǔn)化委員會(huì).輸氣管道工程設(shè)計(jì)規(guī)范：GB 50251—2015[S].北京：中國(guó)計(jì)劃出版社,2015.

[3]油氣儲(chǔ)運(yùn)標(biāo)委會(huì).天然氣管道運(yùn)行規(guī)范：SY/T 5922—2012[S].北京：石油工業(yè)出版社,2012.

[4]陳思錠,汪是洋,付建梅,等.輸氣管道清管周期的影響因素及確定方法[J].油氣儲(chǔ)運(yùn),2013,32(4)：390-398.

[5]唐菁菁,張世忱.積液管道的影響分析[J].天然氣與石油,2013,31(5)：21-25.

The liquid accumulation in the gas pipeline will reduce the gas transmission efficiency and increase the system pressure,especially in winter,which will lead to pipeline plugging.Long term fluid accumulation will not only aggravate the corrosion of pipelines,but also cause perforation,leading to leakage of oil,gas and water in the pipeline,resulting in significant economic losses.The measures of South Sulige Pipeline Operation Branch were preliminarily tested and analyzed,and two measures of pipeline cleaning by using cleaner and pipeline cleaning by increasing gas transmission amount are compared to establish reasonable liquid accumulation mitigation mechanism,to alleviate pipeline liquid accumulation and to improve pipeline transportation efficiency.

natural gas liquid；accumulation in gas pipeline;pipeline gas transmission efficiency;pipeline corrosion

王 龍（1989-），男，現(xiàn)主要從事天然氣輸氣技術(shù)方面工作的研究。

2017-07-11