劉 超，馬 帥，徐佳楠，孟 韓，汪 浩，陳 頔

中國石油北京油氣調(diào)控中心，北京 100007

液體管道投產(chǎn)階段氣阻形成原因分析及對策

劉 超，馬 帥，徐佳楠，孟 韓，汪 浩，陳 頔

中國石油北京油氣調(diào)控中心，北京 100007

在目前現(xiàn)有的長輸成品油管道投產(chǎn)中，水隔離段投油已經(jīng)成為較常采用的投產(chǎn)方式，但是這種投產(chǎn)方式如果考慮不周全，在特定的地形條件下極易產(chǎn)生氣阻。首先分析了管道充水排氣過程的水頭流動狀態(tài)、氣阻產(chǎn)生的過程；而后結(jié)合工程實(shí)例，較詳細(xì)論述了工程中氣阻問題的產(chǎn)生、氣阻管道截面含氣率的計(jì)算以及解決氣阻問題所采取的技術(shù)措施。最后指出，管道發(fā)生氣阻最嚴(yán)重的地段一般在地形連續(xù)起伏的地段；管道發(fā)生氣阻最直接的表現(xiàn)是部分管段運(yùn)行壓力偏高；氣阻產(chǎn)生的最根本原因是充水試運(yùn)時(shí)排氣不徹底；水氣隔離球的恰當(dāng)使用對解決氣阻問題可收到事半功倍的效果。

管道；投產(chǎn)試運(yùn)；氣阻；水氣隔離球

長輸液體管道主要有成品油管道和原油管道兩種。相對于成品油而言，一般情況下煉廠對原油的油品質(zhì)量（水及雜質(zhì)含量）要求并不高，因此原油管道在符合熱力條件的情況下（原油凝點(diǎn)低于管道埋深處溫度），通常采用空管注氮、直接投油的方式進(jìn)行投產(chǎn)[1-2]。而由于市場對成品油中水和雜質(zhì)的含量有著嚴(yán)格的要求，因此管道多采用全線水聯(lián)運(yùn)或者水隔離段投油的方式進(jìn)行投產(chǎn)試運(yùn)。具體地說，投產(chǎn)過程即是作為液相的水在管道內(nèi)流動，并逐漸替換掉管道建設(shè)時(shí)封存在其內(nèi)部氣體，與此同時(shí)水頭驅(qū)動的清管器對管道內(nèi)部進(jìn)行沖洗和清掃，去除管道內(nèi)雜質(zhì)以保證油品質(zhì)量的過程[3]。

本文結(jié)合具體工程，對液體管道投產(chǎn)階段氣阻形成的原因進(jìn)行分析，并提出對策。

1 管道充水排氣過程氣阻的產(chǎn)生

（1）液封的形成。在管道注水過程中，由上坡段到地形平緩段，再到大落差段，管路中封存的氣體由無到有，由少至多，截面含氣率（管道中通過的氣體截面積與管道截面積的比值）隨之不斷增加。當(dāng)水頭經(jīng)過這一系列地形后再次遇到上坡段地形時(shí)，平緩段和下坡段所封存的氣體就會被低凹處的積液封存在管路的頂部，從而形成液封[4]。

（2）氣阻的形成。由以上分析可知，當(dāng)液體經(jīng)過高點(diǎn)后，首先會由于其剩余能量形成不滿流，隨著管道底部積液體積的增大和水頭在管道內(nèi)的推進(jìn)，逐漸對氣體起到了封閉和壓縮的作用，此時(shí)管道內(nèi)也僅僅封存了氣體，但是當(dāng)?shù)匦卧俅紊?，氣體壓力大于大氣壓并開始被壓縮時(shí)，氣阻就形成了，見圖1（a）。假定A點(diǎn)的海拔為h1，高點(diǎn)海拔為h2，液封面海拔為h3，水頭位置海拔為h4，則在圖1（a）中A點(diǎn)的壓頭為：

圖1（b）是管道滿管運(yùn)行的工況，A點(diǎn)壓頭為：

對比以上二式可知，由于氣阻的作用，A點(diǎn)的壓頭升高了h2-h3高度的水柱，而h2-h3也就是氣阻管段中被封存氣柱的高度。

圖1 氣阻形成示意

（3）氣阻的疊加。以上管段只是整個(gè)管道的一小部分，在管道中還存在著很多的氣阻管段。理論上講，只要有一段大落差的管段存在且沒有通球排氣，就會形成一段氣阻，見圖2。這些起伏管段所形成的氣阻效應(yīng)可以向上游管段疊加，尤其是在地形緊湊起伏的地段，這種氣阻的疊加現(xiàn)象則更加明顯。這種情況下如果不盡快將這段氣體通球排出，很可能會導(dǎo)致氣阻管段之前的某一位置超壓，或很可能會由于泵所提供揚(yáng)程不足而導(dǎo)致流量降為零[5]。

圖2 氣阻疊加效應(yīng)示意

2 工程實(shí)例

2.1 某工程氣阻產(chǎn)生的概況

我國某長輸成品油管道西起蘭州，終于長沙，管道路由通過黃土臺塬地貌，該長輸管道的765 km至1 018 km管段地形具有緊湊起伏的特點(diǎn)，由于投產(chǎn)過程中排氣不徹底，此段管路在投產(chǎn)過程中產(chǎn)生了明顯的氣阻現(xiàn)象，見圖3。

圖3 某管道緊湊起伏段的縱斷面

投產(chǎn)第32日10：51，水頭通過SMX站。21：48，SMX站運(yùn)行壓力升至4 MPa，通過計(jì)算可知此時(shí)水頭恰好翻過出站的第一個(gè)高點(diǎn)。

投產(chǎn)第33日21：39，SMX站運(yùn)行壓力升至5 MPa，很明顯此時(shí)SMX站下游管段出現(xiàn)了氣阻。

隨著水頭在管道內(nèi)的推進(jìn)，WN站、SMX站運(yùn)行壓力不斷升高，最高分別達(dá)到了7.9 MPa和7.11MPa，已經(jīng)超過了其進(jìn)、出站泄壓值（WN站進(jìn)站泄壓7.5 MPa、SMX進(jìn)站泄壓6.8 MPa），但兩站泄壓閥未投用。由于投產(chǎn)時(shí)水氣隔離球發(fā)出較晚，水頭與隔離球之間距離較大，這段管道內(nèi)沒有氣水隔離球，未經(jīng)通球排氣的過程，氣體不能順利排出，繼而被液封、壓縮。管道內(nèi)產(chǎn)生了氣阻且其效應(yīng)不斷疊加，壓力最終傳遞至上游管段使得運(yùn)行壓力超限并導(dǎo)致了管道停輸。

2.2 氣阻管道截面含氣率的計(jì)算

假定管路中上坡段的氣體能夠完全被水驅(qū)替，那么當(dāng)水頭翻過高點(diǎn)之后遇到大落差段時(shí)，氣相處于液相上方，不參與管內(nèi)介質(zhì)流動，因此可以使用圓管明渠流模型進(jìn)行分析和研究[6-10]。

為了使計(jì)算得到進(jìn)一步簡化，將此段地形劃分為12段較為明顯的下坡段，將每一段地形坡降i0近似看作為常數(shù)。根據(jù)文獻(xiàn)[6]給出的圓管明渠均勻流水力直接計(jì)算公式，按照投產(chǎn)時(shí)實(shí)際注水550 m3/h的工況進(jìn)行計(jì)算，可以得出每一段管道在直接進(jìn)行注水時(shí)理論上管路的截面含氣率，見表1。

表1 管道大落差地段（下坡段）數(shù)據(jù)分析

2.3 采取的技術(shù)措施

如果在管道投產(chǎn)之前能夠預(yù)見此類地形起伏疊加管段會導(dǎo)致氣阻的產(chǎn)生，可提前選取若干處區(qū)間高點(diǎn)作為排氣點(diǎn)進(jìn)行排氣。但此時(shí)投產(chǎn)工作已進(jìn)行過半，若臨時(shí)選擇地點(diǎn)對管道進(jìn)行開孔則并不是最好的選擇。投產(chǎn)指揮部決定采取了以下主要技術(shù)措施：

（1）要求各站場、閥室利用停輸時(shí)間窗口繼續(xù)排氣。

（2）組織技術(shù)人員調(diào)試SMX站泵機(jī)組，并在管道再次啟輸時(shí)首先啟動，以降低該站上游壓力（在投產(chǎn)550 m3/h的工況下SMX站泵機(jī)組原本不必運(yùn)行）。

（3）為降低管道運(yùn)行壓力，管道啟輸后氣阻段各站場、閥室全部進(jìn)行排水工作。

通過采取以上措施，最終管道順利啟輸，清管器通過該管段后完成了最后的排氣工作。

3 結(jié)束語

投產(chǎn)完成后總結(jié)此次氣阻事件，得到如下經(jīng)驗(yàn)教訓(xùn)：

（1）管道在首站開始注水后要及時(shí)發(fā)球，各中間站場在球進(jìn)站后要及時(shí)轉(zhuǎn)、發(fā)球；同時(shí)各站場一定要排出水氣隔離球進(jìn)站前的先行污水，這樣可以減小水氣隔離球前不受約束的自由流動水體積，能夠及時(shí)地將管路中的氣體驅(qū)替出去，從根本上杜絕了氣阻的形成。

（2）各站場、閥室要安排專人進(jìn)行排氣操作，在油頭到站前隨時(shí)進(jìn)行排氣工作。

（3）必要時(shí)在管路的高點(diǎn)預(yù)留排氣閥，排氣閥尺寸與過流能力需要根據(jù)投產(chǎn)時(shí)的注水量計(jì)算后確定，避免出現(xiàn)閥門尺寸過小而排氣不暢的問題。

（4）各站場應(yīng)盡可能地多排放前行污水頭，污水頭的排放可以使隔離球更加順暢地在管道中運(yùn)行，從而使隔離球與管道內(nèi)壁更好地接觸，更好地隔離氣液，同時(shí)也降低了卡球的風(fēng)險(xiǎn)。

[1]王文彥.成品油管道試運(yùn)投產(chǎn)流程[J].油氣儲運(yùn)，2013，32（11）：1 254-1 256.

[2]張楠，宮敬，閔希華，等.大落差對西部成品油管道投產(chǎn)的影響[J].油氣儲運(yùn)，2008，27（1）：5-8.

[3]許玉磊，翟培君，郭鍇，等.蘭鄭長成品油管道投產(chǎn)方式研究[J].管道技術(shù)與設(shè)備，2015（2）：75-77．

[4]張?jiān)鰪?qiáng).蘭成渝成品油管道投產(chǎn)技術(shù)[J].油氣儲運(yùn)，2004，23（6）：32-35.

[5]丁俊剛，王中良，劉佳，等.蘭成原油管道投產(chǎn)實(shí)踐[J].油氣儲運(yùn)，2015，34（11）：1 198-1 201.

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[9]馬海峰，游澤彬，許琛琛，等.熱油管道投產(chǎn)臨時(shí)輸水設(shè)施及預(yù)熱介質(zhì)用量[J].油氣儲運(yùn)，2013，32（12）：1 363-1 366.

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Reason analysis and countermeasures of air blockage in liquid pipeline commissioning stage

LIU Chao，MAShuai，XU Jianan，MENG Han，WANG Hao，CHEN Di
PetroChina Oil&Gas Pipeline ControlCenter，Beijing 100007，China

In commissioning of current products pipelines， using isolated water section is the way often adopted for commissioning.But，air blockage may occur in special topographical condition.This paper analyzes the water head flowing state during water filling and air exhausting course，and air blockage occurring course.Then combined with a practical engineering project，it discusses blockage problem，calculation of cross-sectional air content rate in air blockage pipeline，and technical countermeasures to solve air blockage problem.Finally，it indicates that the most serious air blockage in pipeline occurs generally in undulant landform；the most direct phenomenon of air blockage is the pressure raising in partial pipeline sections；the most fundamental reason of air blockage is the incomplete air exhausting as filling water for commissioning；properly using water-air isolated ballhas perfect effect to solve air blockage problem.

pipeline；commissioning；air blockage； water-air isolated ball

10.3969/j.issn.1001-2206.2017.06.016

劉 超（1986-），男，河北衡水人，工程師，2008年畢業(yè)于大慶石油學(xué)院油氣儲運(yùn)專業(yè)，現(xiàn)主要從事成品油管道的調(diào)控運(yùn)行管理工作。Email：liu_chao@petrochina.com.cn

2017-07-16