張文欣，陳宏舉

（中海油研究總院有限責(zé)任公司， 北京 100028）

國(guó)內(nèi)某海上氣田長(zhǎng)距離登陸輸氣海底管道長(zhǎng)約350km，管道尺寸28in，設(shè)計(jì)輸氣量為40億立方米/年，其輸送介質(zhì)為區(qū)域內(nèi)處理合格的干氣以及原油穩(wěn)定系統(tǒng)凝液（標(biāo)況下為氣相）。生產(chǎn)年限后期輸氣量較低且地形存在較大起伏，使得正常運(yùn)行工況管內(nèi)滯液量遠(yuǎn)大于終端設(shè)備接收能力（740m3）。管內(nèi)巨大的滯液量影響有效管輸效率，不利于管道的正常運(yùn)行，且嚴(yán)重影響清管操作的安全性。但是，過于頻繁的清管周期會(huì)帶來(lái)不必要的資金浪費(fèi)和作業(yè)風(fēng)險(xiǎn)[1]。因此，優(yōu)選合理的清管方案對(duì)于管道運(yùn)行安全十分重要。

1 清管段塞控制要因分析

對(duì)于管道中的清管段塞，通常涉及段塞體積和段塞泄放時(shí)間兩個(gè)參數(shù)[2]。因此，對(duì)于清管段塞的控制也主要從這兩方面進(jìn)行分析。

清管段塞體積與管內(nèi)滯液量成正比，清管操作前，管內(nèi)滯液量越大，清管段塞體積就越大。因此，在清管前減少管內(nèi)滯液量是有效降低清管段塞的方法?？梢酝ㄟ^增加輸氣量或減少輸液量增大氣液比，從而提高氣相的攜液能力來(lái)降低管內(nèi)滯液量。清管段塞泄放時(shí)間與清管球速度相關(guān)，清管操作過程中可以適當(dāng)提高管道出口壓力或降低管道輸量來(lái)降低清管球速度，延長(zhǎng)段塞泄放時(shí)間，從而增加下游設(shè)備對(duì)段塞的處理量，減小需下游設(shè)備接收的段塞量[2][3]。

通過以上分析可知，影響清管段塞量的五個(gè)要因?yàn)椋汗艿垒敋饬?、管道輸液量、管道出口壓力、下游設(shè)備接收能力、清管頻率。通過分析表1中各要因的實(shí)際工況可知，對(duì)于該長(zhǎng)距離登陸輸氣海底管道，管道輸氣量是影響清管段塞量的主要原因，并可以適當(dāng)調(diào)整清管頻率控制清管段塞量。

表1 要因分析

2 清管方案研究

針對(duì)該輸氣海底管道距離長(zhǎng)、管內(nèi)滯液量大的特點(diǎn)，通過要因分析，考慮三種清管方案：

方案一：維持高輸氣量輸送。

方案二：增大輸氣量，區(qū)域引氣吹掃清管。

方案三：提高清管頻率。

根據(jù)以上方案，優(yōu)選最佳方案，具體分析如下。

方案一：維持高輸氣量輸送

根據(jù)清管段塞模擬計(jì)算結(jié)果，2032至2039年，管內(nèi)滯液量遠(yuǎn)大于下游終端設(shè)備接收能力，因此建議在輸氣海底管道終端簽訂銷售協(xié)議時(shí)，考慮維持高氣量輸送，避免管道出現(xiàn)大的滯液。經(jīng)模擬計(jì)算，外售氣量維持在13億立方米/年之上，管內(nèi)滯液量可被下游設(shè)備接收，可以正常實(shí)施清管。

方法二：增大輸氣量，區(qū)域引氣吹掃清管

通過增大輸氣量，管道內(nèi)氣體流速增大，可以提高氣體攜帶液體的能力，使得大量液體從管道中排出。因此，考慮該管道從所在區(qū)域引氣提高輸量吹掃，保證下游設(shè)備能夠完全接收清管段塞。經(jīng)調(diào)研，引氣后最大氣量可達(dá)到20億立方米/年。

方案三：提高清管頻率

以管內(nèi)滯液量不超過下游段塞量捕集器處理能力（740m3）為原則，確定清管頻率。即在每次清管后于管內(nèi)滯液量達(dá)到740m3前進(jìn)行清管，確保段塞捕集器可以處理清管段塞量。經(jīng)過逐年模擬計(jì)算，得到清管頻率如表2所示，如2032至2034年需每年清管7次。

表2 輸氣海底管道清管頻率模擬計(jì)算

圖1 2032年清管后管內(nèi)滯液量隨時(shí)間變化趨勢(shì)

三種方案的可行性分析如表3所示。

表3 清管方案可行性分析

根據(jù)風(fēng)險(xiǎn)因素分析，方案二優(yōu)勢(shì)明顯，因此選擇方案二作為本項(xiàng)目清管方案，即區(qū)域引氣吹掃清管。

在確定最佳設(shè)計(jì)方案后，通過查閱該長(zhǎng)距離輸氣海底管道工程資料，獲取了軟件模擬所需的數(shù)據(jù)基礎(chǔ)：該登陸輸氣海底管道起輸平臺(tái)水深95m，管道長(zhǎng)度350km，管道尺寸為28in，最大輸氣量為40億立方米/年，2032至2039年，輸氣量從10.07億立方米/年下降至2.23億立方米/年，終點(diǎn)壓力為5100kPa。區(qū)域內(nèi)引氣量可以達(dá)到20億立方米/年。

在確定輸氣海底管道引氣吹掃的條件后，使用OLGA動(dòng)態(tài)工藝模擬軟件建立模型，進(jìn)行動(dòng)態(tài)吹掃工況模擬。此管道從區(qū)域內(nèi)引氣提高輸量吹掃，保證下游設(shè)備能夠完全接收段塞。引氣后最大氣量需達(dá)到20億立方米/年，以2032年為例，模擬管道參數(shù)變化趨勢(shì)如圖2所示。

由圖2可知，引氣后（20億立方米/年）直接以最大引氣量進(jìn)行吹掃時(shí)，由于輸量增加，產(chǎn)生的段塞量較大，仍超出下游接收能力。因此，為保證下游設(shè)備能夠完全接收段塞，采用階梯引氣的方式進(jìn)行吹掃。以2032年為例，氣量接入時(shí)間和接入量見表4，模擬管道參數(shù)變化趨勢(shì)如圖3所示。

圖2 2032年直接引氣吹掃清管管道出口液體體積流量、累計(jì)液量和管內(nèi)滯液量變化趨勢(shì)

圖3 2032年階梯引氣吹掃清管管道出口液體體積流量、累計(jì)液量和管內(nèi)滯液量變化趨勢(shì)

圖4 2032年最大氣量引氣吹掃和階梯引氣吹掃管內(nèi)滯液量對(duì)比

表4 2032年階梯引氣接入時(shí)間和接入量

從圖3可以看出，在管道吹掃時(shí)，每次增大氣量時(shí)，出口液相流量會(huì)急劇增大，會(huì)出現(xiàn)水力段塞。但通過圖4對(duì)比可知，階梯吹掃引起的水力段塞明顯降低。從出口累計(jì)液量和管內(nèi)滯液量的變化以及出口液塞曲線可以看出，出現(xiàn)最大段塞（見表5）時(shí)，管道出口累計(jì)液量為889m3，段塞泄放時(shí)間為1467min，泄放時(shí)間內(nèi)，段塞流捕集器下游設(shè)備可處理509m3，剩余380m3液體可儲(chǔ)存在段塞流捕集器內(nèi)，未超出原段塞流捕集器的儲(chǔ)存能力。從圖中可知，當(dāng)開始接入?yún)^(qū)域內(nèi)氣源后，第276h（11.5天）管內(nèi)滯液量小于740m3，此時(shí)進(jìn)行清管即可滿足要求。因此，2032年至2039年在必要時(shí)均可采用階梯引氣吹掃清管的方式，待管內(nèi)滯液量小于740m3后進(jìn)行清管。

表5 2032年吹掃時(shí)最大段塞量

3 結(jié)論

采取區(qū)域引氣提高輸氣量吹掃清管方案后，以2032年為例，管內(nèi)滯液量在11.5天內(nèi)下降到740m3，可以實(shí)施后續(xù)常規(guī)清管作業(yè)，保證下游設(shè)備可以接收清管段塞量。通過優(yōu)化，避免了終端改造段塞流捕集器的巨大施工量，通過參考相似項(xiàng)目的改造施工量，可節(jié)省投資高達(dá)1.3億元，有力支持了氣田開發(fā)。同時(shí)，吹掃清管方案突破了傳統(tǒng)的設(shè)計(jì)理念，為長(zhǎng)距離輸氣海底管道的清管段塞分析提供了理論依據(jù)。

◆參考文獻(xiàn)

[1] 李傳憲，黃晨醒，郁振華，等. 不加熱輸油管道最佳清管周期影響因素研究[J].石油化工高等學(xué)校學(xué)報(bào)，2017，30(3)：66-71.

[2] 路宏，陳晶華，朱海山，等. 海底油氣混輸管道中清管段塞的控制方法[J].石油規(guī)劃設(shè)計(jì)，2013，24(4)：25-27.

[3] 王文光，萬(wàn)宇飛，曲兆光，等. 海底混輸管道清管段塞影響因素分析及控制[J].石油工程建設(shè)，2017，(4)：44-46.