崖城13-1气田海南管线HI-REAL清管作业模式

安海重 陈炽彬

中海石油（中国）有限公司崖城作业公司

崖城13-1 气田海上平台位于琼东南莺歌海，产出天然气、凝析油；南山终端位于海南省三亚市，通过一条内径337 mm、全长90.9 km的海南管线（以下简称：海管）接收处理海上平台的凝析油和部分天然气。段塞流捕集器（以下简称：捕集器）的安全容积为715 m3，天然气处理系统正常处理量为86×104～172×104m3/d，凝析油处理系统正常处理量为87～397 m3/d。随着崖城13-1 气田进入开发后期，输送至南山终端的天然气量和凝析油量减少，南山终端进入超低流量生产工况，凝析油处理量下降至55～95 m3/d，且天然气处理量逐年递减至约21×104m3/d，瞬时流量波动较大，低至0～3×104m3/d，甚至出现间歇供气情况。原有的清管作业方式已不能满足超低流量生产工况，势必要对清管模式进行研究，调整并实施新的清管作业模式。

1 原清管作业模式存在的问题

2016 年以前，南山终端天然气平均流量大于120×104m3/d，在该工况下天然气携液能力强，海管内流体达到动态平衡时，能把海管内的凝析油稳定地携带到终端，海管持液量（约477 m3）小于捕集器的安全容积。此时的清管周期为14 天，并采用外径（335 mm）略小于海管内径（337 mm）的非过盈量马洛利聚氨酯清管球。

在超低流量工况下，海管的积液分布规律发生重大改变，天然气流量大幅降低，海管持液量增加，天然气携液能力降低，海管持液量、清管作业时间、段塞释放时间等作业参数都发生了变化[1-3]。如果继续采用原有的清管周期和使用非过盈量的清管球进行清管，将会对南山终端的安全运行产生较大的影响，主要表现在以下三个方面：

（1）捕集器液泛导致供气中断。在超低流量工况下南山终端天然气平均处理量为21×104m3/d，当海管内流体达到动态平衡时，海管持液量（4 610 m3）大于捕集器的安全容积，如果继续定期清管，存在捕集器高液位关停，甚至发生液泛导致供气中断的风险[4]（图1）。

图1 海管持液量与天然气流量关系Fig.1 Relationship between liquid holdup and natural gas flow of Hainan Pipeline

（2）清管效率低或清管作业失败。受清管球外径比海管内径小及海管高程变化的影响，大量液体从球体返流导致清管效率下降；甚至在海管膨胀弯、三通等突变点，出现清管球与海管之间旁通间隙过大，流体全部从间隙流过，清管球推动力小、滞留在海管内的情况，导致正常清管失败。在此情况下，一般可采取在南山终端非正常排放海管天然气约14.89×104m3/次，通过增大流速和压差的方法使清管球到达收球筒。

（3）清管作业时间长，增加天然气供应风险。当天然气处理量为120×104m3/d时，清管球运行时间仅需18 h；当天然气平均处理量下降至21×104m3/d 时，由于清管球前后压差过小、运行推动力不足，导致清管球运行时间延长至约90 h，给向下游管道公司稳定供应天然气增加了风险（图2）。

图2 清管球运行时间与天然气流量关系Fig.1 Relationship between pigging ball running time and natural gas flow

2 HI-REAL清管作业

2.1 清管球类型的选择

管道清管器一般有清管球、皮碗清管器、直板清管器，随着新材料的发展，当前普遍采用弹性和耐磨性更好的聚氨酯材料。清管器可有效清除管道内的杂质、污物、积液、积水等，提高管道输送效率，减少管道内壁腐蚀[5-6]。

不同类型的清管器各有优缺点，清管球、皮碗清管器和直板清管器清管特点对比见表1。除密封面易形变以及密封性、旁通现象和清管效率取决于过盈量外，清管球在通过性、发送模式、投放及取出作业时的天然气排放量、可重复利用性等方面优势明显。并且清管球取出作业可以一次取多个，不需要频繁开关收球筒，可保障现场作业人员工作量最少，降低作业风险。因此，海管采用具有合适过盈量的球形清管球进行清管，可降低采用未实施过的皮碗清管器、直板清管器清管所带来的未知风险。

2.2 清管球国产化

清管球分空心球和实心球两种，管径≥100 mm为空心球，管径＜100 mm 为实心球。空心球壁厚为输气管内径的十分之一，空心球上装有气嘴，空心球内充注具有防冻功能的三甘醇，并使清管球保持一定的过盈量，使其与管道内壁贴合[7-8]。

崖城13-1 气田之前使用美国马洛利空心清管球。随着国内生产技术的不断进步，经调研国内部分企业已可以生产出适合海管超低流量工况下清管作业要求的聚氨酯空心清管球。国产清管球在采购成本、采购周期、加工灵活性、加工技术、安全性能、售后服务响应时间等方面占有较大的优势，见表2。

表1 清管球、皮碗清管器和直板清管器清管特点对比Tab.1 Comparison of pigging characteristics among pigging ball，leather bowl pig and straight plate pig

表2 国产化清管球和进口清管球特点对比Tab.2 Comparison of characteristics between domestic pigging ball and imported pigging ball

2017 年海管累计使用国产一体成型聚氨酯空心清管球进行清管作业55 次，回收可重复利用国产清管球19只，可回收利用率34.5%，且清管过程安全。因此，继续采用该种国产清管球是降低清管成本、提高作业效率的较好选择。

2.3 清管球过盈量

清管球的外径与管内径之差称为过盈量，清管球未充三甘醇时过盈量为管内径的-2%～2%，充注三甘醇后可达到3%～5%的过盈量，使球能紧贴管壁不致漏气和漏液，减少流体旁通现象。过盈量太小，流体旁通现象显著；过盈量太大，会导致清管球通过管道阀门缩径时发生挤压破裂，为了确保清管球能顺利通过发球筒及收球筒的缩径阀芯、管线三通、膨胀弯等，需要确定合适的过盈量。为此，在海管进行了12 只国产一体成型聚氨酯空心过盈清管球测试，其中5只过盈量为3%，7只过盈量为2%。测试结果见表3，过盈量为3%的清管球4 只破裂，破损率80%；过盈量为2%的清管球破裂1只，破损率14%。

由表3 可知，采用过盈量为2%的清管球，清管球破损率从80%下降至14%，提高了清管效率及安全性。

2.4 优化清管作业程序

海管使用过盈量为2%的一体成型聚氨酯国产化清管球后，作业程序也需要随之调整，以保证清管作业安全[9]。作业程序的优化调整主要从清管周期、操作要点、清管球运行滞后的应对措施等方面开展。

表3 过盈量清管球测试结果统计Tab.3 Statistics of interference pigging ball test results

（1）清管周期[10]。国内外管道清管周期的确定以管道输送效率下降为依据，清管周期一般每个季度1次，海管清管周期为14天，如果继续按照此周期，海管持液量将大于捕集器安全容积。为了解决此问题，将定期清管改为定量清管，即海管持液量达到捕集器安全容积的60%（即429 m3）时进行一次清管，预留安全容积的40%（即286 m3）应对清管球未按预定时间到达南山终端收球筒的突发情况。

（2）操作要点。根据多轮清管测试经验，探索出适用于海管低流量生产工况的清管操作要诀。平台“三确保”：海上平台操作员发球前检查确保清管球过盈量为2%，确保清管球体内充满三甘醇不留空气，确保发球后清管球进入海管直管段，以此保证发球成功率。终端“六提前”：南山终端操作员提前计算海管凝析油持液量以确定发球时间，提前计算球运行时间，提前与下游管道公司沟通需求计划量，提前处理降低捕集器液位，提前做好清管球滞后运行的处理措施，提前做好收球准备工作，以此确保通球作业成功。

（3）清管球运行滞后的应对措施。2016 年清管球不能按理论时间到达收球筒的比例约16%，为此创新提出了发送“增援球”模式：如果清管球在海管里停滞或运行时长超过72 h且海管持液量达到捕集器安全容积的90%（即643.5 m3），则平台操作员再次发送一只清管球，两只清管球同时在海管运行，使清管球运行压差大于35 kPa，增加清管球运行推动力。应防止海管持液量超过捕集器安全容积，导致海上平台停产或南山终端捕集器高液位关停。

2018 年按照以上作业程序对海管累计实施清管64次，成功率100%。

3 经济性分析

采取“增援球”措施后，避免了清管球停滞时通过排放海管内天然气来增加清管球的推动力。按照2018 年清管作业数据，超低流量生产工况下平均清管作业64次/a，可减少非正常天然气排放量约952.96×104m3/a，即减少经济损失1 238.85×104元/a。

通过对国产清管球与进口马洛利清管球进行对比可知（表4），按照国产清管球可回收利用率34.5%，与进口马洛利清管球相比，可减少清管球成本支出41.92×104元/a，成本下降约57%，经济效益可观。

表4 国产清管球与进口马洛利清管球成本对比Tab.4 Cost comparison of domestic pigging ball and imported Mallory pigging ball

4 结论

（1）HI-REAL 清管模式是在海管所实施的以改进清管球及优化清管作业程序为主要创新内涵的两个层面、六项措施，操作安全性高，成功率高，可最大程度保证清管作业的安全有效。

（2）HI-REAL 清管模式作为崖城13-1 气田“三新三化”的重要成果之一，有效降低了清管作业成本，避免了天然气处理系统液泛导致天然气处理质量不合格，可提高供气可靠性，减少天然气排放量，提质增效和节能环保效果显著，提高了气田开发后期的经济效益。

（3）HI-REAL 清管模式成功解决了气田开发后期天然气超低流量生产工况下清管作业的难题，保证了气田安全生产，可应用于类似海上气田进入后期开发超低流量生产工况的海底油气混输管道清管作业。