压力波法跟踪泡沫清管器

牛殿国 李兴涛 张 聪 陈泳何

1.中国石油天然气勘探开发公司，北京 100034；2.中国石油天然气管道局投产运行公司，河北 廊坊 065000

0 前言

管道的输送效率和使用寿命很大程度上取决于管道内壁和内部的清洁状况，输送含蜡原油不可避免地带来结蜡问题，结蜡将减少管路的有效流通截面，增大管壁粗糙度及输送阻力，降低输送能力，同时还会使管道停输后造成再启动困难，严重时甚至堵管［1-3］。为解决以上问题，需对管道内部和内壁进行清扫。对于结蜡严重的原油管道，采用机械式清管器清管，可能会产生卡球事故，因此，在放入机械清管器之前，可先放入较小直径的泡沫清管器进行试探性清管作业。泡沫清管器卡堵时可利用高压力打爆，故泡沫清管器不允许使用跟踪器，不易掌握其具体行进位置。对于天然气管道，吴晓南等人［4］曾建立了管道清管器运动的瞬态模型，深入研究输油管道中泡沫清管器的跟踪技术，对管线安全清管作业以及制定合理的清管输油方案具有一定的指导意义。本文将以非洲乍得原油管道为例，给出高含蜡原油管道清管过程中，采用压力波传播至各采压点的时间差对泡沫清管器进行跟踪的方法，掌握泡沫清管器的运行动态，提前做好卡球及收球应对方案，并适时调整输油方案，保障顺利接收泡沫清管器。

1 工程简介

乍得原油管道线路全长311 km，设计压力为10MPa，管径为406.4mm，管道壁厚为7.1mm。该工程设首站IS1座，末站TS1座及RTU阀室3座即是BV1、BV2、BV5，可对管输压力、油品温度及地温进行数据采集。各站场与阀室之间的距离见表1。

表1 各站场与阀室之间的距离 km

该管道所输原油为高黏、高凝、高含蜡原油，蜡含量18.5%，凝点30℃。自2011年投产以来，由于乍得当地油品需求较少，输量一直较低，加上雨季及冬季，地温低，进行清管作业风险大。随着炼厂原油销售量的增加，原油输量达到清管要求，选择在地温较高的旱季进行清管作业。由于长时间未进行清管作业，管道内积蜡严重，不敢采取机械清管器进行清管，故采用管径为350mm的泡沫清管器进行首次通球清管。

2 研究内容

2.1 研究方法

2.1.1 输油管道压力波速度

输油管道内的压力波传播速度取决于原油可压缩性和管道弹性。原油可压缩性越大，管道弹性越大，压力波的波速就越低。管道的弹性与管材、管道几何尺寸和管道约束条件有关。式（1）给出了薄壁管道（内径/壁厚>25）压力波传播速度公式［5］。

式中：a为压力波传播速度，m/s；K为液体体积弹性系数，Pa；ρ为液体密度，kg/m3；E为管材弹性模量，Pa；D为管内径，m；δ为管壁厚度，m；C1为管子约束系数，对于埋地管道，C1=1-μ2，μ为管材泊松系数。

图1 管道启动过程中压力波传播

利用式（1）并结合原油物性及各系数实验值，可得到该原油的压力波的波速为1 122m/s。

图1给出了该管道在启动过程中压力波传播到各压力采集点的时间。由图1可以得出，在91 s首站IS出站压力出现波动 （A点），随后在121 s时BV1出现压力波动（B点），在124 s BV2出现压力波动（C点），BV5压力波动发生在232 s（D点），压力波传播到末站TS的时间点为368 s（E点）。根据首站IS与BV1之间的站间距，可得出首站压力波传到BV1的速度为1 100m/s，BV2至BV5压力波速度为1 130m/s，BV5至末站TS压力波速度为1 118m/s。由于压力波传播速度较快，BV1至BV2距离只有3 km，所以计算误差较大。可以看出BV2至BV5之间压力波速度要比其他位置快，这主要是因为BV2至BV5管段之间管道内的结蜡较严重造成的。

2.1.2 泡沫清管器跟踪方法

原油管道由于长期未进行清管作业，管内积蜡较多，并且在日常运行过程中末站过滤器经常发生堵塞现象，这说明管道内壁结蜡已达到饱和状态。饱和状态的结蜡层厚度不等且不均匀分布［6-7］，会在某些地方产生突起，某些部分则较平滑，见图2。在使用泡沫清管器进行清管作业的过程中，泡沫清管器在管道内并不随着油流匀速运动，当遇到蜡层突起，会使得泡沫清管器前进的阻力增大，导致泡沫清管器后部的压力p1增大，前部压力p2降低，增压波传至管道上游，减压波传至管道下游。管道内原油在p1处累计，p1与p2的压力差逐渐增大，当前后压力差能够克服蜡层突起造成的阻力时，泡沫清管器就会前进，造成p1压力迅速降低，p2压力迅速上升，从而会对泡沫清管器上游管道产生减压波，对下游管道产生增压波。

图2 泡沫清管器管内流动示意图

利用增压波与减压波传递到不同采压点的时间差对泡沫清管器的位置进行计算，见图3。已知两个压力采集点的距离为L，压力波速度为V，假设蜡层突起距离pa的距离为X，则蜡层突起距离pb的距离为L-X，压力波传递到pa与pb的时间差为dt。则由图3可以得到：

由式（2）可以求解得到泡沫清管器距离上游压力采集点的距离为：

图3 泡沫清管器位置计算示意图

2.2 模型验证

通过对泡沫清管器清管过程中采压点压力波动的跟踪，得到典型的由于蜡层突起造成的采压点压力波动随时间的变化关系图，见图4。由于蜡层突起对泡沫清管器造成的阻力较小，压力波动相对于正常输送压力变化也较小。为了更明显的看出波动，将各个采压点的表压减去其采压点正常输送压力，得到图5。

图4 采压点压力随时间的波动

图5 采压点压力随时间的波动简化图

由图5可以看出，BV5首先出现压力降低，随后升高，表明泡沫清管器位于BV5上游。其次是BV2出现压力升高，随后下降，表明泡沫清管器位于BV2与BV5之间，且距离BV5较近。BV5与BV2出现压力波动的时间差为107 s，BV2与BV5之间的距离为122 km，通过式（3）计算可得，泡沫清管器位于BV5上游1.3 km处，即距离首站IS 166.7 km。

根据整个清管过程中得到的压力波动记录，结合泡沫清管器无过流损失的计算公式，即泡沫清管器运行的距离L=4Qt/（πd2），以排除一些不定因素（例如流量变动）引起的压力波动，计算得到泡沫清管器的运行记录，摘取典型记录见表2。

由表2可以看出，投放泡沫清管器后的前两天没有得到压力波动，这是因为首站IS外输原油加热到75℃外输，首站IS至BV1原油温度较高，不易结蜡。在2013年4月17日凌晨3∶57，清管器运行到了河流穿越点，由于此处管道处于河流底部，温降较大，且地势较低，导致蜡层及杂质较多，引起泡沫清管器卡堵，导致压力波动。17日以后，泡沫清管器通过BV2。21日5∶25，再次出现压力波动，随后压力波动频次增加。根据BV5至300 km里程处压力波的传播情况，计算得出BV5至300 km里程处的泡沫清管器的平均运行速度为0.925 km/h，进而预测泡沫清管器30日6∶30进站。 在30日7∶07，该管道末站TS进站过滤器发生严重堵塞，表明泡沫清管器即将进站，末站运行流程切换进入泡沫清管器接收流程，7∶35以后，管道恢复平稳运行，说明泡沫清管器已经进入清管器接收装置。10∶00打开清管接收装置，发现泡沫清管器完整地位于清管器接收装置内。泡沫清管器预测到站时间与实际到站时间相差1 h左右，泡沫清管器跟踪计算模型与实际基本吻合。

表2 2013年4月泡沫清管器运行记录

3 结论

a）通过结蜡原油管道内的蜡层突起造成的压力波传递到上、下游压力采集点的时间差，对泡沫清管器的位置进行跟踪，提出的计算模型与实际情况基本吻合。该方法解决不带跟踪器的泡沫清管器进行跟踪的问题，有助于管线安全清管作业及制定合理的清管输油方案。

b）该方法在对压力波跟踪的过程中，由于流动不稳定等相关因素，会产生较多的干扰信号，需要利用累计输量对泡沫清管器大概位置进行估算，再通过信号筛选得到更加精确的泡沫清管器位置。

c）该方法适用于具有压力采集系统及结蜡较多的原油管道，并且随着压力采集点的增多，跟踪准确度越高。

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