清管智能管理平台的开发与应用

贾浩民，温立宪，吕海霞，刘佳，郝丽，尚巨龙

（中国石油长庆油田分公司第一采气厂，宁夏银川750006）

智能油化工程

清管智能管理平台的开发与应用

贾浩民，温立宪，吕海霞，刘佳，郝丽，尚巨龙

（中国石油长庆油田分公司第一采气厂，宁夏银川750006）

本文通过对管线积液规律研究，建立集输管网积液量计算模型；同时借助先进的计算机应用技术，建立气田集输管网清管智能管理平台，实现集输管线内积液量实时计算，清管过程动态跟踪，清管效果科学评估，最终达到合理清管的目的。

积液量；清管智能管理平台

清管作业作为保障管道高效平稳运行的重要手段得到普遍推广，但清管实施过程中发现部分集输管线基本无清出物或清出物过多。为了避免因清出积液量过大，造成清管收球过程中清出物排泄不及时而被带入下游净化设备或管线中影响生产运行，同时减少不必要的人力、物力、财力浪费和作业风险。因此，有必要通过积液量的判定来实现定期清管变为按需清管。

清管作业使用通过指示仪对清管过程进行跟踪。在清管过程中发现指示仪工作过程比较被动，存在仪器信号干扰，定位准确率低，监测点局限，动态监测时间滞后，卡球位置误判率高等共性问题。

1 管线积液规律研究

通过对不同地形条件下气液两相管流内流型分类及判断，流型机理、不同流型中持液率的求解以及一些持液率计算经验公式的分析，更深入研究气液两相流动的特性和规律，建立积液量计算模型，使用已有的计算管内积液的软件对复杂起伏管路内的积液规律做出分析，并提出一种合理的计算方法[1]。

1.1 气液两相流流型的分类

1.1.1 流型分类液体和气体在混输管路中的流动类型较多，主要分为分层流、分散流、间隔流等类型。

1.1.2 流型划分由于气液两相流的流型直接关系到流体的能量损失机理以及各相流动特性，因此对流型进行划分是进行两相管路工艺计算的基础。主要分为水平流动的流型、垂直流动的流型、倾斜管中的流型。

1.2 集输管线持液率变化规律

持液率大小间接反应管线内积液量大小。影响天然气集输管线内积液问题的因素有很多。如：压力、气液相流量、输气管线的管径及倾斜角度等都是制约和影响管内积液的因素[2]。针对这些影响因素进行以下模拟分析。

1.2.1 气液比变化对持液率的影响固定压力5 450 kPa，管线内径200 mm，气体流量20×104m3/d。随着气液比的增加，管线持液率快速下降，气液比对持液率的影响（见图1）。

1.2.2 压力变化对持液率的影响固定气体流量20× 104m3/d、管径200 mm。随着压力的增加[3-6]，持液率随之增加，原因是在模拟过程中固定了气体的流量，由于气体的可压缩性，随着管线入口压力的升高管内的平均截面含气率减小，截面含液率增加，使持液率增加幅度较大。压力对持液率的影响（见图2）。

1.2.3 管径变化对持液率的影响固定压力5 450 kPa，气体流量20×104m3/d，分别对管径200 mm，250 mm，300 mm等不同管径水平管道内持液率计算。随着管径增加，持液率呈增加的趋势。原因是在输气量一定的条件下，气相流动空间增大使气体流速减小，从而使气体的携液能力下降，相应的持液率也就增加（见图3）。

1.2.4 复杂起伏管持液率规律将复杂起伏管路分成几种小型的起伏管单元[7]，然后从单个小型起伏管单元进行分析，研究其中的规律。

（1）两段式起伏单元：两段式起伏管从外形结构可分成“Λ”型和“V”型起伏管。两种类型的起伏管结构示意（见图4）。

模拟条件：末端压力5 200 kPa，管径200 mm，气体流量50×104m3/d。通过对α角从5°到20°每隔5°进行一次模拟，在每一种角度中又通过管线最高点与最低点之间高差进行模拟（见图5，图6）。

由图5，图6中可知：同一管路倾角下，随着起伏管高差H的增加，Λ型起伏管和V型起伏管中持液率都呈下降趋势；通过对比发现V型管内持液率相比于Λ型管略高，这两种现象的产生都与流体爬坡损失压降有关。

图1 气液比变化对持液率的影响

图2 压力变化对持液率的影响

图3 管线内径变化对持液率的影响

图4 起伏管线“Λ”、“V”型示意图

图5 不同角度下Λ型管持液率随高程差变化

图6 不同角度下V型管持液率随高程差变化

（2）三段式起伏管线：末端压力5 200 kPa，管径200 mm，气体流量50×104m3/d。三段式与两段式起伏管在倾角和高差影响规律是一致的，这里对三段式起伏管中的水平管对持液率的影响做出分析。通过模拟可以看出随着水平段管长的增加，整个管路的平均持液率在增大。分析原因：平均持液率随管道水平长度增加而增大说明管路中两侧的倾斜管内持液率的平均值要小于水平段管路的平均持液率，且无论是Π型还是U型起伏管都存在这种趋势，因此水平段的存在对管内持液率的变化有较大影响（见图7，图8）。

图7 三段式起伏管线Π、U型示意图

图8 水平段长度对不同类型持液率的影响

1.3 持液率计算方法

持液率计算方法有很多种，通常有几种比较简单的但应用却十分广泛的持液率计算经验公式：Eaton持液率相关式、Mukherjee-Brill持液率相关式、Beggs-Brill持液率相关式、Xiao-Brill持液率相关式。

2 建立积液量计算模型

多组分天然气体在流动过程中,若管路内存在气液两相流体，且知道两相流管路沿程持液率，则距入口距离为Lx的管内积液量可由下式计算：

其中：QLx-距入口Lx的管段内总积液量；Lx-管线距离入口长度；HL-持液率；A-管截面积。

根据管线持液率变化规律的研究和实际生产情况，气体压力、气液比、管径是气田相对固定的参数，通过管线的起伏状况选择不同的持液率相关式，建立符合实际管线起伏状况的积液量计算模型。

在建立积液量计算模型时，充分考虑管线的起伏状况，通过模拟实验：水平管路的持液率选择Eaton持液率相关式，上倾管路的持液率选择Beggs-Brill相关式修正Eaton相关式，下倾管路选择Xiao-Brill分层流相关式，最终建立符合靖边气田的积液量计算模型。

3 清管智能管理平台开发

通过对管线积液变化规律的理论研究，建立靖边气田集输管网模型，开发后台运行软件，实现与实时生产运行数据的对接，开发清管智能管理平台。

3.1 开发清管智能管理平台

利用PipePhase软件建立集气站支干线管网模型，利用COM/Portal与Excel之间的接口，开发Excel表驱动和操作PipePhase模型接口，并开发后台运行程序，利用网络编程语言，开发清管智能管理平台，实现后台程序与数据库数据对接，实时录取各集气站的基础参数（温度、压力、流量等），再将计算结果显示在清管智能管理平台。

3.2 清管智能管理平台功能的实现

开发的清管智能管理平台将实现四大功能：（1）清管实时预警；（2）清管动态跟踪；（3）清管效果评估；（4）辅助功能（集输管网信息及清管资料的总结归档等）。

3.2.1 清管实时预警清管智能管理平台的建立，实现对管线的进气量、前后端压力、当前积液量实时监控。当管线的积液量达到设定的预警线（预警包含：一级预警，二级预警）时，自动生成预警信息，实现清管实时预警。其中，根据下游设备的分液和排液能力，结合各处理单元不同工艺，不同管线制定不同的一、二级预警值。管线积液量二级预警后，平台自动生成风险消减的提示信息，要求作业人员制定风险消减措施或专项的清管计划，防止大量污水进入下游设备和污水罐，使得清出物处于安全受控状态。

3.2.2 清管实时跟踪清管作业时，现场清管器发出，点击平台的操作按键生成清管信息，开始清管作业，实现现场与平台同步进行清管。在平台中查看清管器的运行情况，对球体平均速度，运行时间，是否卡球，当前积液量等信息进行实时跟踪，并且生成清管器运行距离示意图，实现清管器动态跟踪。

表1 支线模拟计算积液量和实际清出物对比统计表

表2 干线模拟计算积液量和实际清出物对比统计表

3.2.3 清管效果评估第一次清管完成后，平台会自动获取该管线的进气量、温度、前端压力等实时数据，生成当前管线的积液量。通过前后两次积液量的对比，评估本次清管效果。当管线的积液量还处于预警线之上，平台又生成预警信息，提示清管。平台有效地解决了目前清管制度中因清管不彻底而又无法判断的问题，科学评估清管效果。

3.2.4 辅助功能当完成清管作业后，在平台上传清管总结，便于资料的统一归档、查询、分析。同时，该平台收录了气田集输管网的基本信息，实现资源共享。

4 清管智能管理平台应用

通过对平台的应用效果测试，分别对支、干线预警情况进行了统计（见表1，表2）。

通过表1可知：模拟计算的支线积液量较为准确，误差率都控制在±10%内，清管效果较为明显；且实际清出物小于计算积液量。原因分析：预警的支线其管线内聚集物较多，可能在清管时清管器未将聚集物全部清出。

通过表2可知：干线实际清出物主要为大量污泥和泥水混合物，液相污水较少，计算的积液量与实际清出物存在偏差，但按照预警信息清管后干线输送效率明显提高，在一定程度上仍能指导干线清管作业。

5 结论与认识

（1）通过管线积液变化规律研究，建立靖边气田的积液量计算模型和管网模型，同时通过编制网络程序开发清管智能管理平台，实现靖边气田所辖集气支干线按需清管、自动预警。

（2）清管智能管理平台自动生成预警信息，包括一级和二级预警，一级预警开展正常作业，到达二级预警时生成提示信息，要求作业人员制定防止大量清出物进入下游设备和污水罐的风险消减措施，降低清管作业风险。

（3）清管智能管理平台的应用实现了清管过程动态跟踪和清管效果的科学评估，保证了管线的平稳运行。

（4）清管智能管理平台的建立有利于资料的归档、查询、分析，实现了清管资料的统一管理和管线基本信息的资源共享。

（5）清管智能管理平台的开发，是一次应用先进实用的计算机软件指导清管作业的创新突破，达到合理清管的目的。

［1］周良胜.复杂地表条件下天然气集输管线积液规律研究［D］.青岛：中国石油大学，2009.

［2］王军江，鲁艳峰，李莲明.榆林气田集输气管道清管周期的确定方法［J］.石油化工应用，2007，26（1）：47-50.

［3］张友波，李长俊，杨静.湿天然气管路持液率计算方法研究［J］.新疆石油科技，2005，15（1）：8-11.

［4］张友波，李长俊，杨静.多相管流中压降和持液率的影响因素分析［J］.河南石油，2005，19（2）：55-57.

［5］吕宇玲，杜胜伟，何利民，等.气液两相流持液率及压降特性的试验研究［J］.油气储运，2006，25（3）：48-51.

［6］喻西崇，冯叔初.起伏多相管流压降计算方法的研究［J］.油气田地面工程，2000，19（5）：1-2.

［7］喻西崇，赵金洲，冯叔初.起伏多相流管路持液率计算方法研究［J］.西南石油学院学报，2000，22（3）：94.

TE832.2

A

1673-5285（2016）12-0115-05

10.3969/j.issn.1673-5285.2016.12.028

2016－11-22

贾浩民（1975－），高级工程师，毕业于大庆石油学院，现从事天然气生产及管理工作，邮箱：jhm_cq@petrochina.com. cn。