海底管线低输量情况下的清管方法

　中海石油（中国）有限公司崖城作业公司

海底管线低输量情况下的清管方法

金光智中海石油（中国）有限公司崖城作业公司

2016年3月1日，南山终端将正式进入气田递减期，海南管线每天外输量将锐减至15×104～20×104m3，甚至更低。在这种低输量情况下，海南管线的积液分布规律发生重大改变，清球方法需要考虑变更，以保证该管线运营安全。针对海底管线出现的低输量情况，模拟了海南管线各种工况的积液分布和清管特征，提出相应的清管方法。当天然气输量低于71.9× 104m3/d时，不能直接进行清管操作，可以采用批量清管的方法保证段塞流体积不超过捕集器容积，确保清管作业安全；建议在15×104～20×104m3/d低输量下采用直板清管器+皮碗清管器的清管作业方式。三次低输量现场通球测试验证结果表明，在低输量下，清管球通球存在严重的旁通现象。对常规清管球清管作业的风险须开展识别和评估，对清管所需推球输气流量要进行估算。

海南管线；低输量；积液分布；清管；模拟；验证

崖城13-1气田项目的油气混输海底管线（以下简称海南管线）全长90.9km，内径为337mm。海南管线从海上井口平台将气田生产的凝析油（100m3/d）和部分天然气（137×104m3/d）输送至南山终端。

目前，海南管线使用美国马洛利公司（Maloney）生产的335mm清管球，每14天清管一次，定期清除管内积液，提高管道的输送效率[1-4]，防止结蜡、水合物及管线腐蚀。2014年11月，海南管线的内检测结果表明，该管道运行状态良好，仅存在轻微的内、外腐蚀，清管作业达到了预期的效果。

2016年3月1日，南山终端将正式进入气田递减期，海南管线每天外输量将锐减至15×104～20× 104m3，甚至更低。在这种低输量情况下，海南管线的积液分布规律发生重大改变，清球方法需要考虑变更，以保证该管线运营安全。

1　各种工况的积液分布和清管模拟

根据海南管线输送的介质组分、海管设计参数、生产数据、海管高程、环境温度、历史清管报告以及内检测报告，建立海管气液两相平衡模型、流型模型和积液分布模型[1]，认为海管内主要以分成流和段塞流为主，从而模拟和分析海南管线的积液特征。

1.1积液分布模拟

对于积液分布，设定海南管线出口压力为6.88MPa，入口温度27.8℃。改变入口流量进行不同工况的模拟，在稳态下分析温度、压降、出口液体流量、海管积液量的变化规律，见表1。

表1　海南管线各种工况下的积液分布模拟

由表1可知，随着输量升高，气体流速变大，气液相间剪切应力变大，气体携液能力变强，出口液体流量增加，海管积液量减少。当输量大于100.6×104m3/d时，输量变化对海管积液量的影响很小。

随输量的提高海管压降先减小后增大，原因是：①当输量≤71.9×104m3/d时，压降主要由液相沿程摩阻引起，输量越小，海管积液量越增加，导致压降减小；②当输量＞71.9×104m3/d时，压降主要由气相沿程摩阻引起，海管输量越大，压降越大。

1.2清管模拟

进行清管工况模拟时，设定海南管线出口压力为6.88MPa，入口温度为27.8℃，设置入口流量在14.4×104～143.8×104m3/d范围内变化。海管各种工况的清管模拟见表2。由表2可知，随着海管天然气输量的增加，海管积液量和清管段塞体积减少，排液时间缩短，排液流量增大，清管器运行速度提高，进而缩短了清管时间。

海南管线出口的段塞流捕集器由9根长为85.34m、直径为121.92cm的钢管组成，容积约为795m3，高液位关停点设定为715m3。当海管天然气输量较低（低于71.9×104m3/d）时，可能会导致段塞流捕集器无法正常处理清管段塞，使得段塞流捕集器气相进液，影响正常工艺操作。

表2　海管各种工况下的清管模拟

因此，当天然气输量低于71.9×104m3/d时，可以采用批量清管的方法保证段塞流体积不超过捕集器容积，确保清管作业的安全。

2　变气液比积液分布和清管模拟

分别以低输量 14.4×104m3/d、正常输量143.8×104m3/d为例，当天然气输量不变而凝析油输量增加时，海管内介质气液质量比减小。变气液比工况下海管积液分布和清管模拟见表3。

由表3可知，当天然气输量不变时，随气液质量比降低，海管压降增大，入口液体流量变大（由于入口操作压力高，实际液量大于标准状况下液量），海管积液量增加；当输量为14.4×104m3/d时，海管积液量过大，不能直接进行清管，可以采用批量清管的方法保证段塞流体积不超过捕集器容积，并随气液质量比的降低，适当缩短清管周期；当输量为143.8×104m3/d时，模拟工况三种气液比条件下的清管段塞体积均未超出终端段塞流捕集器容积，可以直接进行清管操作。

表3　变气液比工况下积液分布和清管模拟

3　低输量下模拟结果验证

根据上述模拟结果，于2014年12月21～31日，对最接近14.4×104m3/d、111.3m3/d的模拟工况进行了三次通球清管测试，以验证模拟结果的正确性。

3.1第一次通球清管成功但清管时间严重滞后

2014年12月21日，整个气田停产大修后，对海南管线进行低输量通球清管测试，每日平均输气量20.1～23.0×104m3、凝析油产量109.7m3。

2014年12月22日20：10，平台发送第一只清管球，此时海南管线积液量为491m3。

12月31日10：00，南山终端收到此只清管球，清管时间为205.4h，约为理论模拟结果的2倍，清管时间严重滞后。

分析滞后原因主要有两个：①海管输量低，流速约为0.2～0.3m/s，易引起旁通；②海管外输瞬时输量极不均匀，使得清管球走走停停。当清管球停止时，由于上游（平台端）压力高，球前还有积液封闭，会出现上游天然气、凝析油越过清管球（等径甚至大于管径）进入下游，产生漏气、漏液现象。由于气量偏小，又受清管球下游积液的影响，运行速度严重滞后，旁通量进一步加剧。

3.2第二、三次通球清管失败

2014年12月26日14：03，平台第二次发送清管球，此时海管的积液量为499m3。2015年1月13日恢复正常输量131.7×104m3/d后，清管球仍然没有到达南山终端。主要原因是该清管球在海管运动过程中过盈量严重不足，无法形成有效密封，从而滞留在海管内。

2014年12月31日11：52，第三次发送清管球，此时海管的积液量为493m3。2015年1月2日，平台准备将又一批次清管球装入发球筒时，发现此前发送的清管球仍然停留在发球筒发射针下游的水平管段处，并没有顺利进入海管而有效运行。主要原因是发球时由于流量低使得上、下游压差小，对清管球产生的推力过小，导致第三次通球清管失败。

3.3清管所需推球输气流量的估算

对于第二次通球清管验证失败，是否为清管所需推球输气流量不足引起的，需要进行估算。

式中Q估为输气流量（m3/d）；F为管道内径横截面积（m2）； p为清管器后的平均压力（MPa）；V为清管器运行平均速度（km/h）。

以清管球最小运行速度0.2～0.3m/s为例，计算Q估=13.8×104m3/d。由此可知，估算的清管所需推球输气最小流量为13.8×104m3/d，这与清管模拟的结论14.4×104m3/d基本相符。因此，第二次通球清管验证失败，不是清管所需推球输气流量不足引起的。

4　低输量下清管方法

从海南管线低输量下模拟实际通球案例来看，使用目前的马洛利清管球，通球成功率明显下降，理论模拟和实际测试有较大的出入。尽管通过减少海管积液量，加大通球频次可以提高清管作业成功率，但清管作业失败的风险仍然不能低估。

4.1低输量下常规清球作业风险分析

海南管线一旦进入15～20×104m3/d低输量状态，常规清管球的清球方法将面临较大的风险：①尽管可以人为建立压差来提高清管球发送成功率，但难以保证100%发球成功；②清管球运行速度过低，每小时仅为0.72～1.08km，清管过程中易出现上游天然气、凝析油越过清管球的旁通现象，实际清管时间和模拟清管时间相差较大，清管时间严重滞后；③使用人为方法向球内注入三甘醇液体达到2%的过盈量，但有时不能将球内的空气排尽而出现假过盈现象，当球在海管内壁挤压作用下，其过盈量会因球内气体的压缩或漏气而减小，不能保证清管球与管内壁之间达到良好的密封效果[5]，甚至会出现清管球在海管内停滞不前，导致清管作业的失败。

4.2马洛利清管球和皮碗清管器比较

皮碗清管器由刚性骨架、皮碗、压板、导向器等组成。各种式样的皮碗清管器和直板清管器如图1所示。工作时，皮碗与管道紧紧贴合，气体在清管器前后产生一压差，从而推动清管器运动，并把污物清出管外[6]。皮碗清管器在清管过程中运行速度平稳，若结合直板清管器，可以进一步提高清管效率。马洛利清管球和皮碗清管器清管特点对比见表4，除通过性和发送模式外，皮碗清管器在密封

图1　各种式样的皮碗清管器和直板清管器

表4　马洛利清管球和皮碗清管器清管特点对比

性、旁通现象、清管效率、使用程度等方面占优势。因此，建议对海南管线开展直板清管器+皮碗清管器清管作业可行性研究，以避免和降低常规清管球通球存在的风险。

5　结论和建议

（1）海南管线随着天然气输量的降低，海管内的积液量增加，当输量低于71.9×104m3/d时不能直接进行清管操作，可以采用批量清管的方法保证段塞流体积不超过捕集器容积，确保清管作业安全。

（2）在15～20×104m3/d低输量时，海南管线使用常规清管球的清管方式将不再适用。

（3）建议海南管线开展直板清管器+皮碗清管器清管作业可行性研究，全面评估低输量下面临的各种风险，找到常规清管球清管作业的正确替代方法。

[1]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.

[2]国家能源局．天然气管道运行规范：SY/T5922-2012[S]．北京：石油工业出版社，2013.

[3]张鹏．长输天然气管道低输量下清管方法的研究[J]．石油规划设计，2000，11（2）：25-26.

[4]海上采油工程手册编写组．海上采油工程手册[M]．北京：石油工业出版社，2001：654-659.

[5]余曦，李伟林．清管球与清管器在中沧输气管道上的应用比较[J]．油气储运，1997，16（3）：34-35，49.

[6]李长俊．天然气管道输送[M]．北京：石油工业出版社，2008：224-227.[作者简介]金光智：工程师，1997年毕业于西南石油学院石油天然气地质勘查专业，现主要从事油气开发和管理工作。

（0755）21606026、michael.jin@cnooc.com.cn

（栏目主持樊韶华）

10.3969/j.issn.1006-6896.2015.12.034

2015-09-23