摘要：渤西南海底输气管网是中国第一个海底输气管网，管网具有距离长、结构复杂、气源多和气质差异大的特点，由于管网节点在海上平台，整体清营难度大，投产以来发生了多次积液和冻堵。为此，针对该管网的特点，分析了管道的沿程温度分布，预测了管道积液量；据此设计了分阶段清管的清管方案，选择了专门研制的泡沫清管球，首次对该管网成功地实施了联合清管作业，共清除积液约170m3，保障了海底输气管道的安全生产。
关键词：海底管道；输气管网；冻堵；联合清管；积液量预测；管道温度分布
1 渤西南海底输气管网简介
渤海是我国海上油气的主产区，2009年在渤海西南部海域建成了连接渤中油田(BZ28-1平台、BZ13-1平台)、渤西油田(QK18-1平台)和埕北油田(CB-A平台)的海底输气管道，与原有的渤西油田上岸输气管道构成了复杂的输气管网系统。该管网结构复杂、气源多、气质差异大，为了协调各油田的生产和下游用户的需求，对管网运行条件的限制较为严格。该管网自投产以来出现了积液和多次冻堵的问题，对生产和供气构成了威胁。该管网是我国第一个海底输气管网，保证管网安全平稳运行对生产管理者是全新的课题。清管作业是减少管道积液、降低冻堵危险和提高管道安全的主要手段。为此，对该管网系统BZ13-1平台经QK18-1平台到渤西油气处理厂的部分管道进行了联合清管作业，其中，BZ13-1至QK18-1海底输气管道为上游，QK18-1至渤西油气处理厂海底输气管道为下游，管网结构图如图1所示。
2 管道滞液量预测
清管作业前必须预测管道中滞留的液量，制订合适的作业方案，以保证管道下游安全地接收清出的积液。管道的滞液量与管道的压力、温度、流量、气质、环境温度和路由高程等因素有关。
2.1 管道的沿程温度分布
海底管道以输气为主，其中可能夹带少量的液体，对温降影响不大，运用输气管道温降公式预测管道的温度分布[1]。海底管道与陆上管道的区别是按水下不保温条件选择总传热系数，以渤海实际输气管道得到总传热系数为3.85W/m2·K。从BZ13-1平台到QK18-1平台海底输气管道的运行压力为3～4MPa，QK18-1平台至渤西油气处理厂海底输气管道运行压力约为2MPa。渤西海域冬季平均水温约为2℃，海底输气管道的运行参数如图2所示，据此计算得到海底输气管道的温度分布如图3所示。
由图3可知，从BZ13-1平台到QK18-1平台海底输气管道的天然气温度下降迅速，在大约10km处就基本接近海水温度。渤西上岸输气管道也有类似的规律。
2.2 管道积液量分析
为了研究管道积液的可能性，从现场取得2处天然气样品进行测试和计算，模拟得到天然气的相包络线图如图4所示。由图4可知，2条管道运行的工况点均在相包络线的内部，属于气液两相区，2条管道都可能积液，BZ13-1平台天然气的两相区域大，BZ13-1到QK18-1海底输气管道的积液量应该更多。
可以通过管输效率估算积液量，由输气管道的实际运行参数(温度、压力等)利用水力计算方法可以计算管道的理论输量，再将此输量与管道的实际输量进行比较就可以得到管道的输气效率[2～4]。输气效率计算公式如下：
式中Q为管道实际输气量，m3/d；d为管内径，cm；p1为输气管起点压力，MPa；p2为输气管终点压力，MPa；Z为天然气压缩系数；△为天然气相对密度；T为天然气平均温度，K；L为管道总长，km。
由现场的生产记录计算管道运行平均效率为88.9%，说明该管道积液量不大。据此估算渤西上岸输气管道的积液量为80～100m3，用同样的方法估算BZ13-1到QK18-1海底输气管道的积液量为200～300m3，管道的总积液量约为400m3。
另外采用多相流动的分析方法，根据天然气的组分数据，利用PIPESIM软件计算管道入口的含液率，输入管道的运行参数，可以得知渤西上岸管道为分层波浪流，上游BZ13-1到QK18-1输气海管为弱段塞流。分别采用Lockhart-Martinel模型和Beggs Brill模型[5～9]，由实际压降计算管道含液率，并计算积液量。
假设积液平均分布，渤西上岸管道积液量为121.3m3，BZ13-1到QK18-1输气海管积液量为362.3m3，管道系统的总积液量为483.6m3。考虑计算误差，按600m3积液量设计清管方案。
3 清管方案设计及作业效果
QK18-1平台是管网的节点平台，上游来液在此处理，因其储存能力有限，多余的液体必须经上岸管道送到终端处理，如果液量过多终端也处理不了。经过研究作业区决定采用分阶段清管方案。首先，对渤西上岸管道清管，清除该管道的积液；其次，对BZ13-1至QK18-1管道清管，排出上游管道积液；最后，再对渤西上岸管道清管，达到清除管道系统积液的目的。
2010年2月5日开始第一阶段清管，从QK18-1平台发送专门研制的泡沫清管球，约4h后终端处理厂收到清管球，清除积液约20m3(该管道在2个月前有过清管，故积液量少于预测值)。几天后进行第二阶段清管，从BZ13-1平台发送清管球，710min后管道出口压力开始上升，750min后过球指示器动作显示清管球到达。现场根据压力曲线估计液塞段体积约150m3，QK18-1平台压力曲线图如图5所示。随后进入第三阶段清管，再从QK18-1平台发送清管球，经过260min收到清管球，通过渤西油气处理厂测算收到积液127m3，部分液体经过QK18-1平台处理转入输油管道。此次作业共清除积液约170m3，取得了输气管网清管作业的成功。
4 相关技术讨论
本次清管是上游管道投产后初次清管，也是我国首次对海底输气管网的联合清管作业。海上油气田的输气管道大多是输送湿气，管内积液不能避免，积液过多降低管输效率，或产生天然气水合物危及管道安全。清管是管道除液的最佳手段，同时还有一些问题需要深入的研究。
4.1 管道积液量预测问题
海上平台是输气管网的节点，在清管时要接收管道积液，由于平台上的容器小，故预测积液量非常重要。从收到的液量看，预测值偏高很多，实际上1次清管并不能清除全部液体，一般只能清除70%～80%的积液，管道真实积液量应该超过220m3。管道经常在非稳态下运行，积液量预测十分困难。本次预测安全系数取值较大，结果虽然偏高但为设计作业方案提供了安全保证。随着研究的深入，对具体的管道根据建立专用的计算模型，以多次清管和运行数据进行修正，完全可以减小预测误差。
4.2 清管器的选择和使用
海底管道可能因外力影响而变形，使用机械清管器卡堵风险高[3]。另外海底管道相对较短，比较适合于使用软质的泡沫清管器。为此，本次清管开发了加强型带涂层的泡沫清管器，该清管器的运行距离达到了98km。泡沫清管器的通过能力强，密封性好，有较好的除液能力，如果卡在管道中也能用过增压方法将其挤破，作业风险低，宜于推广[4]。然而，合适的清管球参数(过盈量、涂层厚度和长度)却因管道而异。
4.3 清管作业的监测方法
通常在清管作业时根据通球指示器的动作判断清管器是否通过，泡沫球比较软有可能推不动指示器，采用压力信号辅助监测能较好地解决这个问题。压力监测还能间接反映清管球的运行状态，由图5可知液塞冲击收球筒旁通管产生了第1次尖波，由此判断液塞到达平台，随后压力不断上升是清管球推动液塞流速不断加快所致；当清管球阻塞收球筒旁通管时产生了第2次尖波，清管球到达所以压力基本稳定。在其他管道清管时也有类似的现象，由于管道的结构不同波形有差异，清管器到达的尖波都很明显。管道压力的实时监测不仅能判断清管器通过，还能一定程度反映管道的状态。
与简单输气管道清管相比，管网作业需要合理的作业程序和精确的过程控制，难度增加很大，本次作业成功是一个良好的开端。目前该管网只有1个海上节点，分支管道尚未开通，很快就将向南延伸到BZ28-1油田和渤南管道，并开通支线，形成多节点、多分枝和多流向的复杂管网，届时将给清管工作带来新的挑战。
参考文献
[1] 李长俊.天然气管道输送[M].北京：石油工业出版社，2000：89-94.
[2] 王荧光.苏里格气田集输管线清管过程瞬态模拟[J].天然气工业，2009，29(11)：94-99.
[3] 梁法春，曹学文，魏江东，等.积液量预测方法在海底天然气管道中的应用[J].天然气工业，2009，29(1)：103-105.
[4] 宋承毅.长距离油气多相混输系统工程设计[J].天然气工业，2010，30(4)：107-110.
[5] 冯叔初.油气集输与矿场加工[M].北京：中国石油大学出版社，2006：183-196.
[6] 王春瑶，朱丽静.天然气-凝析液混输管道段塞流的控制措施[J].天然气工业，2008，28(11)：106-108.
[7] 朱凯，崔大勇.渤西油气田海底输气管道清管技术[J].中国海上油气，2007，19(6)：412-414.
[8] 国家石油和化学工业局.SY/T6383—1999长输天然气管道清管作业规程[S].北京：石油工业出版社，1999.
[9] TIRATSOO J.Pipeline pigging and integrity technology[M].3rd ed.New York：Clarion Technical Publishers，2003.
(本文作者：王玉1 詹燕红2 1.中海石油(中国)有限公司天津分公司；2.中海石油技术检测有限公司)
您可以选择一种方式赞助本站
支付宝转账赞助
微信转账赞助
- 注解：本资料由会员及群友提供仅供阅读交流学习，不得用于商业用途！
