起伏地形濕氣管道清管策略分析與研究

刁永強(qiáng)，李俊楠，高紅松，張亞明，楊曉東，劉 斌

1.中國石油華北油田公司二連分公司，內(nèi)蒙古錫林浩特 026000

2.中國石油華北油田公司第五采油廠，河北辛集 052360

3.中國石油華北油田公司辦公室，河北任丘 062552

4.中國石油渤海鉆探第二鉆井工程分公司，河北廊坊 065000

天然氣在管道輸送的過程中，隨著輸送距離和輸送時間的延長，沿程溫度、壓力不斷下降，進(jìn)入氣液兩相區(qū)，在地形低洼及轉(zhuǎn)角區(qū)域會形成積液，這部分積液會降低輸送效率，減少有效輸送面積，增大流動阻力，降低輸送能力，如不立即清管處理，不僅影響后續(xù)中央處理廠的脫水效果，還會使外輸商品氣的品質(zhì)降低。對于含H2S和CO2的輸氣管道，積液還會造成腐蝕性氣體的溶解，加速管道的內(nèi)腐蝕速率，造成管道泄漏穿孔[1-2]。為了保證濕氣管道高效運(yùn)行，必須定期對其進(jìn)行清管作業(yè)，但頻繁的清管作業(yè)會增加不必要的資金支出，因此有必要對濕氣管道的清管策略進(jìn)行分析和研究，以期找到合適的清管方案和清管周期。

1 清管周期的確定

SY/T 5922—2012《天然氣運(yùn)行管道運(yùn)行規(guī)范》中規(guī)定，應(yīng)根據(jù)輸送介質(zhì)的特性、輸送效率及輸送壓差確定經(jīng)濟(jì)合理的清管周期。目前，國內(nèi)外石油公司都根據(jù)自身的情況制訂了相應(yīng)的清管周期準(zhǔn)則，主要有最小允許輸送效率、最大允許積液量和最大允許壓降等準(zhǔn)則。徐文龍等[3]認(rèn)為某些大管徑輸氣管道在生產(chǎn)后期，由于上游氣量減少，即使進(jìn)行頻繁清管，輸氣效率仍然小于95%，因此該準(zhǔn)則并不能用于指導(dǎo)清管作業(yè)；陳思錠等[1]、潘亞東[5]等認(rèn)為在實(shí)際運(yùn)行過程中，因壓縮機(jī)故障或停輸再啟動等工況，會導(dǎo)致沿程壓降發(fā)生變化，無法將非正常的壓降信號作為清管的預(yù)警信號，因此最大允許壓降法容易導(dǎo)致清管周期的誤判。對于國內(nèi)的陸上油田輸氣管道和海上油田海底輸送管道，由于在其末端分別連接了用來接收清管作業(yè)中末端流出的段塞的生產(chǎn)分離器或段塞流捕集器，因此考慮以生產(chǎn)分離器的有效工作容積作為清管周期的確定依據(jù)[6]。

2 清管周期分析

2.1 濕氣管道基礎(chǔ)參數(shù)

該濕氣管道的濕氣為某油田經(jīng)三相分離器分離出的濕氣（伴生氣），通過管道運(yùn)送至中央處理廠進(jìn)行深度處理，管道長度21.04 km，管徑355.6 mm，壁厚7.8 mm，管壁粗糙度0.028 mm；沿程地形起伏較大，管道最小高程為967 m，最大高程為1 219 m，距離起點(diǎn)20 km，最大高程差為252 m。管道采用3PE防腐層，密度2 500 kg/m3，導(dǎo)熱系數(shù) 0.03 W/（m·K），熱容量 880 J/（kg·K），管頂埋深1.5 m。該管道設(shè)計輸量1.2×104m3/h，目前實(shí)際輸量為4 500 m3/h，管道末端生產(chǎn)分離器設(shè)定壓力為3.5 MPa，有效工作容積為150 m3。管道沿線高程見圖1。

圖1 管道沿線高程

2.2 清管模擬與清管策略

2.2.1 清管模擬

根據(jù)表1中天然氣組分建立PVT流體文件，結(jié)合管道基礎(chǔ)參數(shù)建立OLGA清管模型。入口采用流量節(jié)點(diǎn)，入口流量為4 500 m3/h，入口溫度為50℃，出口采用壓力節(jié)點(diǎn)，出口壓力設(shè)為3.5 MPa，在第2天放入清管器，總模擬時長為80d。清管器為氯丁橡膠材質(zhì)，與管道內(nèi)壁間的阻尼系數(shù)為 9 500 N·s/m，根據(jù)SY/T 6383—1999《長輸天然氣管道清管作業(yè)規(guī)程》要求，清管器過盈量為4%～10%，在此取6%，清管器的外徑為390 mm。

表1 氣質(zhì)組分參數(shù)

清管模擬結(jié)果見圖2。由圖2可知，清管之前管道的積液量為377.6 m3，管道的入口壓力為5.1 MPa，清管后管道內(nèi)的積液量降至9.6 m3，管道入口壓力降至3.67 MPa。忽略清管前后氣體的溫度、壓縮因子和密度變化，計算得到清管后輸氣量較之前增加了70%，其計算公式如下：

式中：p1為清管后管道入口壓力，MPa；p2為清管前管道入口壓力，MPa，p0為管道出口壓力，MPa。

圖2 清管前后管內(nèi)積液量和入口壓力隨時間變化曲線

2.2.2 清管策略

通過清管作業(yè)清出的積液量為368 m3，遠(yuǎn)遠(yuǎn)超過下游生產(chǎn)分離器的有效工作容積。因此可以采用以下方式進(jìn)行清管：

（1）采用間歇清管方式。即清管作業(yè)時可以在分離器到達(dá)高高液位（HH）報警時，停止輸氣，待分離器液位降至低低液位（LL）時，重新啟動注氣過程，實(shí)施間歇清管作業(yè)。但頻繁的停輸再啟動過程容易造成分離器氣相出口攜帶過多液體，對下游處理設(shè)備造成不利影響，因此不推薦間歇清管方式。

（2）采用增加清管作業(yè)頻率方式。由于清管后積液量隨時間逐漸增長，在80 d后基本達(dá)到清管前的水平，對于過多的管內(nèi)積液量，可以通過增加清管作業(yè)頻率的方式來減少下游分離器的負(fù)荷。對照圖2，當(dāng)管內(nèi)積液量為150 m3時進(jìn)行清管，此時對應(yīng)為16 d，但在現(xiàn)場工況條件下，16 d的清管周期過短，頻繁的清管作業(yè)會消耗大量的人力、物力，并增加作業(yè)風(fēng)險。

基于以上考慮，因此需要對清管策略進(jìn)行詳細(xì)分析和研究，以找到合適的清管方案和清管周期。

3 積液量影響因素與吹掃清管方案的初步確定

（1）積液量影響因素。影響管道積液量的因素有管道高程及地形起伏情況、管道直徑、管道長度、氣相流速、總傳熱系數(shù)、氣質(zhì)組分、環(huán)境條件、操作參數(shù)等[7-8]。經(jīng)研究表明，氣體中的C7+以上的重組分含量越多，管道積液量越多[9]；管徑越大，氣體的過流面積越大，管道積液量越多；管道沿程低洼地段越多，管道長度越長，管道積液量越多[10]。

（2）吹掃清管方案的初步確定。對于已建成的管道，很多影響因素?zé)o法改變，只能通過改變氣相流速來指導(dǎo)清管周期和清管策略，氣相流速對清管前管道內(nèi)部積液量和清管過程中清管器的速度起決定作用[11]。對于清管前的吹掃工作，采用提高入口流量或降低出口壓力兩種方式。通過軟件模擬，總模擬時間80 d，得到的結(jié)果見表2。隨著生產(chǎn)分離器操作壓力的降低和入口氣量的增加，可以提高氣體流速，吹掃后管內(nèi)積液量明顯減少，但管道內(nèi)積液量要達(dá)到穩(wěn)態(tài)需要較長時間，綜合考慮現(xiàn)場清管前進(jìn)行準(zhǔn)備的時間限制，吹掃時間宜定為1 d。對于清管過程，采取降低入口流量或提高出口壓力的方式降低氣相流速，從而降低清管器的運(yùn)行速度，使段塞以緩慢的方式排出管道，其中，清管器的運(yùn)行速度要滿足規(guī)范的要求，不超過3.5 m/s。

表2 出口壓力和輸量對積液量的影響 （穩(wěn)態(tài)）

4 清管方案優(yōu)化

確定了以下4種詳細(xì)的清管方案：

方案1：先增大輸量后再減小輸量。

方案2：先增大輸量后再提高出口壓力。

方案3：先降低出口壓力后再提高出口壓力。

方案4：先降低出口壓力后再減小輸量。

采用OLGA軟件進(jìn)行實(shí)時動態(tài)模擬得到了4種不同方案下的管道積液量和管道出口處的段塞量。出口的段塞量是為了評價管道末端的段塞對生產(chǎn)分離器的影響，其最大峰值不應(yīng)超過生產(chǎn)分離器正常工作的有效工作容積。

方案1～4的管內(nèi)積液量、出口段塞量隨時間變化曲線見圖3。

（1） 方案1：見圖3（a），先保持穩(wěn)定運(yùn)行1 d，隨后將輸量從4 500 m3/h增加到6 500 m3/h，穩(wěn)定運(yùn)行1 d，在下入清管器同時將輸量降低為2 500 m3/h，實(shí)施清管作業(yè)。吹掃過程中，管內(nèi)積液量由377 m3降低到319 m3，一定程度上減少了清管作業(yè)產(chǎn)生的段塞量，提高輸量增大了氣相流速，管道出口處產(chǎn)生了21 m3的段塞量；清管過程中，清管器的最大運(yùn)行速度為1.27 m/s，最大段塞量為291 m3，超過了下游生產(chǎn)分離器的有效工作容積，因此方案1不可行。

圖3 4種不同方案的管內(nèi)積液量、出口段塞量隨時間變化曲線

（2） 方案2：見圖3（b），先保持穩(wěn)定運(yùn)行1 d，隨后將輸量從4 500 m3/h增加到6 500 m3/h，穩(wěn)定運(yùn)行1 d，在下入清管器同時將出口壓力提高到5 MPa，并將輸量恢復(fù)到4 500 m3實(shí)施清管作業(yè)。吹掃過程中，管內(nèi)積液量和出口段塞量與方案1類似，出口產(chǎn)生的段塞量較小，不影響下游生產(chǎn)分離的正常工作；清管過程中，清管器的最大運(yùn)行速度為0.31 m/s，比方案1的清管速度大幅減少，清管時間延長，段塞以緩慢的速度向管輸方向移動，產(chǎn)生的最大段塞量為118.8 m3，未超過下游生產(chǎn)分離器的有效工作容積，因此方案2可行。

（3） 方案3：見圖3（c），先保持穩(wěn)定運(yùn)行1 d，隨后將出口壓力從3.5 MPa降低到2 MPa，穩(wěn)定運(yùn)行1 d，在下入清管器同時將出口壓力提高到5 MPa，實(shí)施清管作業(yè)。吹掃過程中，降低壓力后管內(nèi)積液由377 m3降低到189 m3，降低幅度較大，此時在管道出口處產(chǎn)生了141 m3的段塞量，該段塞可以被下游的生產(chǎn)分離器儲存；清管過程中，清管器的最大運(yùn)行速度為1.64 m/s，產(chǎn)生的最大段塞量為232.8 m3，超過了下游生產(chǎn)分離器的有效工作容積，因此方案3不可行。

（4） 方案4：見圖3（d），先保持穩(wěn)定運(yùn)行1 d，隨后將出口壓力從3.5 MPa降低到2 MPa，穩(wěn)定運(yùn)行1 d，在下入清管器同時將輸量從4 500 m3/h降至2 500 m3/h，并將出口壓力恢復(fù)到3.5 MPa實(shí)施清管作業(yè)。吹掃過程中，管內(nèi)積液量和出口段塞量與方案3類似，此時在管道出口處產(chǎn)生141 m3的段塞量，該段塞可以被下游的生產(chǎn)分離器儲存；清管過程中，清管器的最大運(yùn)行速度為0.53 m/s，產(chǎn)生的最大段塞量為110.1 m3，未超過下游生產(chǎn)分離器的有效工作容積，因此方案4可行。

綜上所述，4種方案均能在一定程度上減少管內(nèi)積液量和清管段塞量，方案2和方案4在吹掃和清管過程中的段塞量均小于生產(chǎn)分離器的有效工作容積，處理量滿足要求。其中方案2在吹掃過程中產(chǎn)生的段塞量遠(yuǎn)小于方案4，清管過程中兩者的段塞量相差不多，方案2清管速度更小，清管時間更長，有利于將管內(nèi)的積液和腐蝕產(chǎn)物高效清理出管道，同時綜合考慮到操作流程的復(fù)雜性和現(xiàn)場的安全可靠，推薦方案2作為清管方案。

上述模擬的管道內(nèi)部積液量為穩(wěn)態(tài)工況，因此可隨時進(jìn)行清管作業(yè)，不規(guī)定固定的清管周期，但根據(jù)GB 32167—2015《油氣輸送管道完整性管理規(guī)定》，對于濕氣管道，每年清管次數(shù)不宜少于4次，因此清管周期定為3個月。

5 結(jié)論

（1）目前，國內(nèi)外石油公司制訂的清管周期準(zhǔn)則主要有最小允許輸送效率、最大允許積液量和最大允許壓降等。由于國內(nèi)的陸上油田輸氣管道和海上油田海底輸送管道，在管道的末端分別連接了用來接收清管作業(yè)中末端流出段塞的生產(chǎn)分離器或段塞流捕集器，因此考慮采用以生產(chǎn)分離器的有效工作容積作為清管周期的確定依據(jù)。

（2）管道吹掃過程中，通過提高入口氣量和降低出口壓力，可以提高氣相流速，從而降低管內(nèi)積液量；清管過程中采取降低入口流量或提高出口壓力的方式，可以降低氣相流速，從而降低清管器運(yùn)行速度，使段塞以緩慢的方式排出管道，由此形成了4種清管方案。通過采用OLGA軟件進(jìn)行實(shí)時動態(tài)模擬，對4種清管方案和清管周期進(jìn)行了驗(yàn)證、優(yōu)選。研究表明，清管方案采用先保持穩(wěn)定運(yùn)行1 d，隨后將輸量從4 500 m3/h增至6 500 m3/h，穩(wěn)定運(yùn)行1 d，在下入清管器同時將出口壓力提高到5 MPa，并將輸量恢復(fù)到4 500 m3實(shí)施清管作業(yè)的方式，將產(chǎn)生118.8 m3的最大段塞量，該最大段塞量未超過下游生產(chǎn)分離器的有效工作容積，因此推薦采用該清管方案。

（3）由于模擬研究的管道內(nèi)部積液量為穩(wěn)態(tài)工況，因此可隨時進(jìn)行清管作業(yè)，不規(guī)定固定的清管周期，但根據(jù)相關(guān)標(biāo)準(zhǔn)，對于濕氣管道，每年清管次數(shù)不宜少于4次，因此清管周期定為3個月。建議今后加強(qiáng)對氣質(zhì)組分的檢測和管道數(shù)據(jù)的收集，為清管策略提供動態(tài)調(diào)整選項。