清管段塞預(yù)防技術(shù)在海底混輸管道上的應(yīng)用

李鵬程，唱永磊，顏筱函，李 根，臧洪龍

1.中海石油（中國(guó)）有限公司北京研究中心，北京 100028

2.青島歐賽斯環(huán)境與安全技術(shù)有限責(zé)任公司，山東青島 266000

通常在氣液混輸管道出口平臺(tái)或終端設(shè)置段塞流捕集器，以處理正常生產(chǎn)及清管過程中的液體段塞[1-9]。但氣田投產(chǎn)后的實(shí)際配產(chǎn)和井口物流組分可能與設(shè)計(jì)時(shí)差別較大，原設(shè)計(jì)的清管方案可能不滿足氣田投產(chǎn)后清管的需要。因此需制訂出合理的清管方案，以便對(duì)清管段塞進(jìn)行控制，從而確保下游工藝設(shè)備的運(yùn)行安全。

1 清管段塞的控制措施

1.1 段塞體積控制措施[10-12]

（1）頻繁清管。每次清管后，當(dāng)管內(nèi)滯液量未達(dá)到穩(wěn)定時(shí)，又開展下一次清管，使管內(nèi)的滯液量持續(xù)低于段塞流捕集器的儲(chǔ)存容積。而清管本身是一項(xiàng)高風(fēng)險(xiǎn)作業(yè)，有可能造成管道卡球事故。頻繁的清管不僅增加人力勞動(dòng)強(qiáng)度，增加生產(chǎn)操作費(fèi)用，還增加了管道發(fā)生卡球事故的風(fēng)險(xiǎn)。

（2）提高輸氣量。通過增加氣液比以增加管內(nèi)氣體攜帶能力，但在氣田開發(fā)后期無法做到通過大幅提高氣體輸量來對(duì)管道進(jìn)行吹掃。

（3）降低管道出口壓力。通過降低管道出口壓力以增加管內(nèi)氣體流動(dòng)速度，從而達(dá)到攜液目的，但管道下游工藝通常對(duì)管道出口壓力有最低限制。

1.2 段塞排放時(shí)間控制措施[13]

（1）減小清管氣量。清管器發(fā)送后，減少井口產(chǎn)量以減慢清管器的行駛速度，但為了避免旁通或者卡球，清管器行走速度通常不低于1m/s。

（2）提高管道出口壓力。該措施可減小管內(nèi)氣體流動(dòng)速度，但提高出口壓力會(huì)引起上游井口壓力上升，這在一定程度上將影響生產(chǎn)。

（3）立管頂部節(jié)流。通過減小海管出口立管頂部節(jié)流閥的流通面積，增加閥前壓力，減小立管壓差，從而抑制段塞流；減緩氣液波動(dòng)可減小立管壓差，進(jìn)而抑制段塞流，但此種方法限制因素很多，需要設(shè)計(jì)并制訂合理的操作流程與參數(shù)。

對(duì)于海底氣液混輸管道，在制訂清管段塞預(yù)防方案時(shí)，需基于不同的管輸條件、可操作性和經(jīng)濟(jì)性，考慮將一種或幾種措施加以綜合應(yīng)用。

2 清管段塞預(yù)防技術(shù)應(yīng)用

2.1 管道概況

某海上氣田已建有一條自井口平臺(tái)WP至中心處理平臺(tái)CP的凝析氣混輸管道，該管道長(zhǎng)19 km，管徑406.4 mm，埋設(shè)深度1.5 m，埋設(shè)處最低環(huán)境溫度12℃。井口平臺(tái)生產(chǎn)的天然氣和凝析油全部經(jīng)該管道輸送至中心平臺(tái)處理，井口平臺(tái)上無壓縮機(jī)及外輸泵，中心處理平臺(tái)上有一臺(tái)段塞流捕集器用于海管清管時(shí)緩存凝析液，其有效儲(chǔ)存容積約60 m3。此管道投產(chǎn)后因?qū)嶋H輸量低于原設(shè)計(jì)值，一直未進(jìn)行過清管，隨著企業(yè)對(duì)海管完整性管理的加強(qiáng)與完善，要求定期對(duì)管道清管，因此，在對(duì)此管道清管前，必須進(jìn)行生產(chǎn)工藝風(fēng)險(xiǎn)識(shí)別與分析，并制訂安全可行的清管技術(shù)方案。

2.2 海管日常運(yùn)行穩(wěn)態(tài)仿真

海管內(nèi)天然氣凝析液呈現(xiàn)高氣液比的多相流動(dòng)狀態(tài)，在清管前，對(duì)管道壓降和管內(nèi)滯液量的準(zhǔn)確預(yù)測(cè)是制訂合理清管方案的基礎(chǔ)。選取海管在一年內(nèi)運(yùn)行的典型工況作為編制清管技術(shù)方案的基礎(chǔ)，利用OLGA軟件進(jìn)行模擬，計(jì)算結(jié)果見表1。

表1 海管運(yùn)行仿真計(jì)算結(jié)果

由計(jì)算結(jié)果可見，在各工況條件下，管道計(jì)算入口壓力與實(shí)際運(yùn)行入口壓力接近，管內(nèi)未見明顯壓降增大，表明管內(nèi)無大量結(jié)垢物、結(jié)蠟或其他雜質(zhì)。管內(nèi)最小滯液量74.9 m3，已超過中心處理平臺(tái)上段塞流捕集器的有效儲(chǔ)存容積（60 m3）。

2.3 清管段塞預(yù)防方案

根據(jù)不同配產(chǎn)條件下管內(nèi)的滯液量，提出了清管前提產(chǎn)攜液、清管中降產(chǎn)減排的清管策略。通過在清管前增加生產(chǎn)井?dāng)?shù)量或調(diào)大采油樹油嘴以增加海管的輸量，從而將管內(nèi)的滯液量降低。清管器發(fā)出后，再關(guān)閉部分生產(chǎn)井或減小油嘴開度，減慢清管器的行駛速度，從而減小管內(nèi)積液的堆積，達(dá)到減小清管段塞和延長(zhǎng)清管段塞泄放時(shí)間的效果。

（1）調(diào)整輸量時(shí)管內(nèi)滯液量變化模擬與吹掃方案。應(yīng)用OLGA軟件模擬海管自平均輸量工況調(diào)整為最大輸量工況時(shí)，管內(nèi)滯液量的變化，模擬結(jié)果如圖1所示。

圖1 調(diào)整輸量時(shí)管內(nèi)滯液量變化

由圖1可以看出，從時(shí)間點(diǎn)10 h起，調(diào)整增大海管輸量至大氣量約6 h后，管內(nèi)滯液量由104 m3降至75 m3。因此，在發(fā)送清管器前，建議提高產(chǎn)量以高氣量對(duì)海管進(jìn)行吹掃不少于12 h。

此外，在清管過程中通過降低氣量來控制清管器的速度，以便于段塞流捕集器出口能及時(shí)將液體排放至下游工藝流程，保證段塞流捕集器緩沖容積可以滿足儲(chǔ)存清管段塞的需要，避免造成段塞流捕集器高液位報(bào)警，甚至生產(chǎn)關(guān)斷。

（2）各種清管工況下發(fā)生段塞情況的模擬與吹掃、清管方案。表2給出了以最小、平均、最大輸量吹掃攜液，以及發(fā)球前大輸量吹掃攜液、發(fā)球后小輸量推球的各種工況下的清管段塞情況。

表2 各種清管工況下發(fā)生段塞的情況

由表2可見，當(dāng)以最小、平均、最大輸量三種工況直接清管時(shí)，需要儲(chǔ)存的清管段塞容積均大于平臺(tái)上段塞流捕集器的有效儲(chǔ)存容積（60 m3）。當(dāng)以最大氣量攜液對(duì)海管進(jìn)行12 h吹掃后開始發(fā)送清管器、清管器發(fā)出后以降低氣量的方式進(jìn)行清管時(shí)，可有效降低清管段塞容積至58 m3，同時(shí)段塞流量將降低至平均輸量工況時(shí)清管段塞流量的45%，減小了對(duì)段塞流捕集器的沖擊，避免液位快速上升。

2.4 現(xiàn)場(chǎng)清管作業(yè)

現(xiàn)場(chǎng)采用上述清管技術(shù)方案實(shí)施清管，清管器共運(yùn)行2.5 h，清管段塞到達(dá)后，段塞流捕集器液位快速上升，液位上升到1 500 mm，接近高液位報(bào)警，約占液相可儲(chǔ)存空間的90%，共接收到54 m3液體，其中凝析油約50 m3、水約4 m3，與模擬計(jì)算段塞量58 m3相近，可見數(shù)值模擬計(jì)算結(jié)果對(duì)現(xiàn)場(chǎng)操作有較好的指導(dǎo)性。

3 結(jié)論

（1）在清管操作中，通過清管前提產(chǎn)攜液、清管中降產(chǎn)減排，可有效減小清管段塞，保證清管作業(yè)過程中下游平臺(tái)或處理廠的正常生產(chǎn)。

（2）清管段塞的控制有很多措施，需根據(jù)不同的管輸條件、可操作性和經(jīng)濟(jì)性采取一種或幾種控制方法以達(dá)到目的。

（3）現(xiàn)場(chǎng)清管作業(yè)排放的段塞量與OLGA模擬計(jì)算結(jié)果相近，利用OLGA軟件進(jìn)行模擬計(jì)算可為天然氣凝析液管道制訂合理的清管方案提供基礎(chǔ)。