清管段塞预防技术在海底混输管道上的应用

李鹏程，唱永磊，颜筱函，李 根，臧洪龙

1.中海石油（中国）有限公司北京研究中心，北京 100028

2.青岛欧赛斯环境与安全技术有限责任公司，山东青岛 266000

通常在气液混输管道出口平台或终端设置段塞流捕集器，以处理正常生产及清管过程中的液体段塞[1-9]。但气田投产后的实际配产和井口物流组分可能与设计时差别较大，原设计的清管方案可能不满足气田投产后清管的需要。因此需制订出合理的清管方案，以便对清管段塞进行控制，从而确保下游工艺设备的运行安全。

1 清管段塞的控制措施

1.1 段塞体积控制措施[10-12]

（1）频繁清管。每次清管后，当管内滞液量未达到稳定时，又开展下一次清管，使管内的滞液量持续低于段塞流捕集器的储存容积。而清管本身是一项高风险作业，有可能造成管道卡球事故。频繁的清管不仅增加人力劳动强度，增加生产操作费用，还增加了管道发生卡球事故的风险。

（2）提高输气量。通过增加气液比以增加管内气体携带能力，但在气田开发后期无法做到通过大幅提高气体输量来对管道进行吹扫。

（3）降低管道出口压力。通过降低管道出口压力以增加管内气体流动速度，从而达到携液目的，但管道下游工艺通常对管道出口压力有最低限制。

1.2 段塞排放时间控制措施[13]

（1）减小清管气量。清管器发送后，减少井口产量以减慢清管器的行驶速度，但为了避免旁通或者卡球，清管器行走速度通常不低于1m/s。

（2）提高管道出口压力。该措施可减小管内气体流动速度，但提高出口压力会引起上游井口压力上升，这在一定程度上将影响生产。

（3）立管顶部节流。通过减小海管出口立管顶部节流阀的流通面积，增加阀前压力，减小立管压差，从而抑制段塞流；减缓气液波动可减小立管压差，进而抑制段塞流，但此种方法限制因素很多，需要设计并制订合理的操作流程与参数。

对于海底气液混输管道，在制订清管段塞预防方案时，需基于不同的管输条件、可操作性和经济性，考虑将一种或几种措施加以综合应用。

2 清管段塞预防技术应用

2.1 管道概况

某海上气田已建有一条自井口平台WP至中心处理平台CP的凝析气混输管道，该管道长19 km，管径406.4 mm，埋设深度1.5 m，埋设处最低环境温度12℃。井口平台生产的天然气和凝析油全部经该管道输送至中心平台处理，井口平台上无压缩机及外输泵，中心处理平台上有一台段塞流捕集器用于海管清管时缓存凝析液，其有效储存容积约60 m3。此管道投产后因实际输量低于原设计值，一直未进行过清管，随着企业对海管完整性管理的加强与完善，要求定期对管道清管，因此，在对此管道清管前，必须进行生产工艺风险识别与分析，并制订安全可行的清管技术方案。

2.2 海管日常运行稳态仿真

海管内天然气凝析液呈现高气液比的多相流动状态，在清管前，对管道压降和管内滞液量的准确预测是制订合理清管方案的基础。选取海管在一年内运行的典型工况作为编制清管技术方案的基础，利用OLGA软件进行模拟，计算结果见表1。

表1 海管运行仿真计算结果

由计算结果可见，在各工况条件下，管道计算入口压力与实际运行入口压力接近，管内未见明显压降增大，表明管内无大量结垢物、结蜡或其他杂质。管内最小滞液量74.9 m3，已超过中心处理平台上段塞流捕集器的有效储存容积（60 m3）。

2.3 清管段塞预防方案

根据不同配产条件下管内的滞液量，提出了清管前提产携液、清管中降产减排的清管策略。通过在清管前增加生产井数量或调大采油树油嘴以增加海管的输量，从而将管内的滞液量降低。清管器发出后，再关闭部分生产井或减小油嘴开度，减慢清管器的行驶速度，从而减小管内积液的堆积，达到减小清管段塞和延长清管段塞泄放时间的效果。

（1）调整输量时管内滞液量变化模拟与吹扫方案。应用OLGA软件模拟海管自平均输量工况调整为最大输量工况时，管内滞液量的变化，模拟结果如图1所示。

图1 调整输量时管内滞液量变化

由图1可以看出，从时间点10 h起，调整增大海管输量至大气量约6 h后，管内滞液量由104 m3降至75 m3。因此，在发送清管器前，建议提高产量以高气量对海管进行吹扫不少于12 h。

此外，在清管过程中通过降低气量来控制清管器的速度，以便于段塞流捕集器出口能及时将液体排放至下游工艺流程，保证段塞流捕集器缓冲容积可以满足储存清管段塞的需要，避免造成段塞流捕集器高液位报警，甚至生产关断。

（2）各种清管工况下发生段塞情况的模拟与吹扫、清管方案。表2给出了以最小、平均、最大输量吹扫携液，以及发球前大输量吹扫携液、发球后小输量推球的各种工况下的清管段塞情况。

表2 各种清管工况下发生段塞的情况

由表2可见，当以最小、平均、最大输量三种工况直接清管时，需要储存的清管段塞容积均大于平台上段塞流捕集器的有效储存容积（60 m3）。当以最大气量携液对海管进行12 h吹扫后开始发送清管器、清管器发出后以降低气量的方式进行清管时，可有效降低清管段塞容积至58 m3，同时段塞流量将降低至平均输量工况时清管段塞流量的45%，减小了对段塞流捕集器的冲击，避免液位快速上升。

2.4 现场清管作业

现场采用上述清管技术方案实施清管，清管器共运行2.5 h，清管段塞到达后，段塞流捕集器液位快速上升，液位上升到1 500 mm，接近高液位报警，约占液相可储存空间的90%，共接收到54 m3液体，其中凝析油约50 m3、水约4 m3，与模拟计算段塞量58 m3相近，可见数值模拟计算结果对现场操作有较好的指导性。

3 结论

（1）在清管操作中，通过清管前提产携液、清管中降产减排，可有效减小清管段塞，保证清管作业过程中下游平台或处理厂的正常生产。

（2）清管段塞的控制有很多措施，需根据不同的管输条件、可操作性和经济性采取一种或几种控制方法以达到目的。

（3）现场清管作业排放的段塞量与OLGA模拟计算结果相近，利用OLGA软件进行模拟计算可为天然气凝析液管道制订合理的清管方案提供基础。