天然氣輸氣管線積液緩解措施效果分析

王 龍，丁守卓，張華濤，姜新基

中國石油長慶油田蘇里格南作業分公司 （陜西 西安 710018）

天然氣輸氣管線積液緩解措施效果分析

王 龍，丁守卓，張華濤，姜新基

中國石油長慶油田蘇里格南作業分公司 （陜西 西安 710018）

管線積液會造成管線輸氣效率降低，系統壓力升高，尤其在冬季容易造成管線凍堵，管線長期積液不僅會加重管線腐蝕情況，更會造成穿孔,導致管道內油、氣、水等泄漏問題,造成重大經濟損失。以蘇里格南作業分公司對輸氣管線積液的緩解措施為研究對象，對管線積液緩解措施進行了初步試驗分析,重點對比了清管器清管和增大管網輸氣量清管兩種方式的優劣，以制定合理的積液緩解機制，提高管線輸送率，緩解管線積液。

天然氣；管線積液；管道輸氣效率；管線腐蝕

蘇里格南區塊屬于典型的低孔、低滲、低滲透率區塊，目前主要采用88.9 mm(3.5＂)生產管柱，由于管徑較大，對氣井攜液要求較高，9口單井構成一座BB9或BB9′叢式井，BB9井叢與BB9′井叢間采用DN100管道進行天然氣輸送，BB9′井叢與集氣站間采用DN200管道進行天然氣輸送。以BB9′井叢與集氣站間的DN200輸氣管道為研究對象，對管道積液緩解措施進行試驗分析。

1 管線積液原因及影響

當天然氣從氣井中開采出時，氣體含有大量水分及其他成分，在運輸過程中隨著氣體能量、管線溫度降低等，氣體攜帶的水分凝析出，造成管線積液，即便運輸管線初始只運輸單相天然氣，凝析液也會由于氣體壓力變化從氣體中析出。天然氣管線運輸過程中氣體的多相流動是造成管線積液的主要原因，因此研究多相流動的特點對預測管線積液具有很大的意義。

2 氣液兩相流動參數介紹

多相流動是一種復雜的流體運動形式，在流動過程中各相之間具有可變形的相界面及截面分布狀況的不均勻,多相流中各相體積百分數以及分散相的顆粒大小會引起流體性質及流動結構的變化,各相物理性質及兩相間界面的表面現象影響多相流態,兩相之間存在熱力學不平衡和水動力學不平衡,氣液之間的傳熱和化學反應也會導致界面形狀的變化[1]。在多相流動中主要研究參數如下：

2.1 流量

2.1.1 質量流量

單位時間內流過管路橫截面積的流體質量。

式中：M為氣液混合質量流量，kg/h；Ml為液相質量流量，kg/h；Mg為氣相質量流量，kg/h。

2.1.2 體積流量

單位時間內流過管路橫截面積的流體體積。

式中：Q為氣液混合體積流量，m3/s；Ql為液相體積流量，m3/s；Qg為氣相體積流量，m3/s。

2.2 流速

1）氣相速度公式為：

2）液相速度公式為：

式中：Ag、Al分別為氣、液相所占流道的截面積，m2；ρg，ρl分別為氣、液相密度，kg/m3；vg，vl分別為氣、液相真實速度，m/s。

3 案例分析

蘇里格南區塊主要通過加強日常管理來減少管道積液，以增大管線差壓為基礎，通過增大管網輸氣量和清管器清管兩種方式進行清管。

3.1 清管時機

根據國家標準和石油規范規定，當管輸效率低于90%時，宜實施清管作業。事實上受氣田新井投產、氣井產量遞減、冬季高峰供氣等因素影響，集輸管道投用后，會出現輸氣量長期偏低或者超過設計輸氣量的情況，使得計算管線輸氣效率較為困難，蘇里格南區塊通過對管道進行壓力計算，以實際壓力與計算壓力差值為標準，確定清管時機。

3.1.1 設計輸氣量

根據《蘇里格南總體開發方案-地面工程》采氣支管、采氣干管的最大輸氣量計算，BB9井叢和BB9′/BB9″井叢管道的最大輸氣量為 27×104m3/d，BB9″和BB9′至集氣站管道最大集氣量為72×104m3/d。

3.1.2 清管時機選擇

根據《輸氣管道工程設計規范》[2]推薦的管線計算公式：

式中：qv為氣體流量，m3/d；d為管線內徑，cm；P1為計算管段起點壓力（絕壓），MPa；P2為計算管段終點壓力（絕壓），MPa；Z為氣體的壓縮系數；T為氣體的平均輸送溫度，K；L為管道的計算長度，km；Δ為氣體的相對密度。

通過上述公式計算管線理論壓力，根據蘇里格氣田經驗，當理論壓力與實際壓力差值大于0.2MPa，認為該管道需要進行清管作業。

3.2 清管器清管

3.2.1 清管器選擇

采用皮碗式單向電子清管器，設計壓力10 MPa，設計溫度-20～80℃，皮碗過盈量3%～5%，單具清管器上安裝3個皮碗。

3.2.2 運行速度

考慮到管器運行速度過快容易磨損清管器，損壞線路設施，不安全因素較多；清管器運行速度過慢，容易使管道內水等雜質回流，降低清管效率，按照清管作業標準規程要求并結合蘇里格氣田的實際情況，運行速度宜控制在1.5～3.0 m/s為佳[3]。

清管器運行時的瞬時速度：

式中：v為清管器瞬時速度，m/s；Qn為始發站流量，104m3/d；d為輸氣管線內徑，m；S為管道底面積，m2；p為清管器后壓力，MPa。

蘇里格南區塊管線運行壓力在2.2～2.5 MPa，當清管器運行速度在1.5～3.0 m/s時，運行氣量約為10×104m3/d。

3.2.3 措施對象選擇

選擇蘇里格南X集氣站A干管管道與B干管管道為研究對象。

A管道于2013年9月3日投產，其管線規格為Ф219 mm×7 mm×8.9 km。該干管承擔著S井叢來氣的濕氣輸送任務，日過容量約10×104m3，管輸效率14%,屬于管網輸氣量長期低于設計輸氣量的情況。

B管道管線規格為Ф219 mm×7 mm×2.5 km。該干管承擔著M、N、L井叢及4口水平井來氣的濕氣輸送任務（試驗時L井叢并未投產，故不在考慮范圍內），日過容量約為68×104m3，管輸效率94%,屬于管網輸氣量接近設計輸氣量的情況。

3.2.4 措施效果分析

1）A管道效果分析?？紤]到A管道計算與實際壓力長期大于0.2 MPa，故在2014年5月至12月對該干管進行清管試驗，以5、7、14、30、150天為試驗周期，根據清管前后壓力變化以及清管結束后管道清出積液為研究對象，分析清管對該干管的影響。

由表1可知，A干管在6次清管前，管網運行氣量均在10×104m3/d左右，遠小于設計輸氣量72×104m3/d，管道運行壓力與計算壓力差值均在0.4 MPa以上，清管后平均壓降為0.19 MPa，清出液量在44～69 m3，達到了一定的積液緩解效果。但在加密清管的過程中，管道清出的積液并未有明顯的減少，壓降幅度不大，清管結束后，管輸效率變化不明顯,管道中很快再次積液，故針對管網氣量遠小于設計輸氣量的管道，清管對管道積液有一定的緩解效果，但保持時間不長。

2）B干管管道清管效果分析。B干管在2013年4月18日進行過一次清管作業，清出積液不足0.5 m3,管道壓降不足0.05 MPa，由于清出積液量較小，且壓力變化不明顯，故未繼續進行后續試驗。針對管網輸氣量接近設計輸氣量的管道，通過管網輸氣量可將管道積液帶入下游，無需進行清管作業。

3.3 增大管網輸氣量清管

根據清管結果，進一步分析可知管網輸氣量大小對管道積液有著決定性的作用，故通過增加管道瞬間輸氣量的方法，進行清管。

表1 A干管清管效果分析表

3.3.1 措施對象選擇

選擇蘇南X集氣站A干管管道為研究對象，當管道運行壓力與實際壓力大于0.4 MPa時，選擇管道上游產量在2×104m3/d以上的氣井進行關井壓力恢復，壓力恢復7～14天，當井口壓力恢復至8 MPa以上時，即可開井，通過開井瞬間增加的管道輸氣量,提高管輸效率，進行管道清管。

3.3.2 措施效果分析

由表2可知，增大管網瞬間輸氣量對管道積液緩解有較為明顯的作用，清出液量在23～32 m3，有一定的積液緩解效果。

對比兩種不同清管方式的清管結果，可知清管器清管相對于增大管網輸氣量措施效果明顯，壓降效果較好，緩解管道積液能力強，但操作較為復雜，并且受季節及管輸氣量限制。

表2 A干管效果分析表

4 日常管道積液緩解措施

①通過提高管線溫度和壓力，補充天然氣氣體能量，從而減緩液體析出，達到減少積液的辦法。②建立管線積液變化數據庫，分析管線持液量變化規律，為后期上游處理工藝適應性分析、清管效果、腐蝕研究等提供理論依據[4]。③電伴熱技術就是防止采氣管道封堵的一種工藝，該技術通過補充管道、管體及設備上的熱量損失來預防管道堵塞[5]。④定期清管制度，根據管線流型、壓力溫度、管徑、管線長度、氣體組分等不同，建立合理的清管周期；核算天然氣管線輸送效率評價管道內部積液程度，確定清管時間和清管效果。

5 結論

1）經過長期經驗總結：當管輸效率低于90%，管線清理對積液的緩解作用不明顯；當管輸效率大于90%時，管線中積液量對管輸效率影響較小。以輸氣效率低于90%為依據來判斷清管時機，不能滿足現場需求和指導現場清管。

2）增大濕氣輸送管網氣量對管道積液的緩解效果明顯，與清管器清管相比操作便利，可作為日常清管的執行措施。

3）蘇南區塊輸送管線清液可以參考目前日常清液措施，選取適合措施，保證日常管線輸送要求。

[1]徐文龍,曾 萍,王 惠,等.復雜濕氣集輸管網清管時機的確定[J].油氣儲運,2014,33(3)：279-282.

[2]石油工程建設專業標準化委員會.輸氣管道工程設計規范：GB 50251—2015[S].北京：中國計劃出版社,2015.

[3]油氣儲運標委會.天然氣管道運行規范：SY/T 5922—2012[S].北京：石油工業出版社,2012.

[4]陳思錠,汪是洋,付建梅,等.輸氣管道清管周期的影響因素及確定方法[J].油氣儲運,2013,32(4)：390-398.

[5]唐菁菁,張世忱.積液管道的影響分析[J].天然氣與石油,2013,31(5)：21-25.

The liquid accumulation in the gas pipeline will reduce the gas transmission efficiency and increase the system pressure,especially in winter,which will lead to pipeline plugging.Long term fluid accumulation will not only aggravate the corrosion of pipelines,but also cause perforation,leading to leakage of oil,gas and water in the pipeline,resulting in significant economic losses.The measures of South Sulige Pipeline Operation Branch were preliminarily tested and analyzed,and two measures of pipeline cleaning by using cleaner and pipeline cleaning by increasing gas transmission amount are compared to establish reasonable liquid accumulation mitigation mechanism,to alleviate pipeline liquid accumulation and to improve pipeline transportation efficiency.

natural gas liquid；accumulation in gas pipeline;pipeline gas transmission efficiency;pipeline corrosion

王 龍（1989-），男，現主要從事天然氣輸氣技術方面工作的研究。

2017-07-11