长距离输气海底管道清管方案优选研究

张文欣，陈宏举

（中海油研究总院有限责任公司， 北京 100028）

国内某海上气田长距离登陆输气海底管道长约350km，管道尺寸28in，设计输气量为40亿立方米/年，其输送介质为区域内处理合格的干气以及原油稳定系统凝液（标况下为气相）。生产年限后期输气量较低且地形存在较大起伏，使得正常运行工况管内滞液量远大于终端设备接收能力（740m3）。管内巨大的滞液量影响有效管输效率，不利于管道的正常运行，且严重影响清管操作的安全性。但是，过于频繁的清管周期会带来不必要的资金浪费和作业风险[1]。因此，优选合理的清管方案对于管道运行安全十分重要。

1 清管段塞控制要因分析

对于管道中的清管段塞，通常涉及段塞体积和段塞泄放时间两个参数[2]。因此，对于清管段塞的控制也主要从这两方面进行分析。

清管段塞体积与管内滞液量成正比，清管操作前，管内滞液量越大，清管段塞体积就越大。因此，在清管前减少管内滞液量是有效降低清管段塞的方法。可以通过增加输气量或减少输液量增大气液比，从而提高气相的携液能力来降低管内滞液量。清管段塞泄放时间与清管球速度相关，清管操作过程中可以适当提高管道出口压力或降低管道输量来降低清管球速度，延长段塞泄放时间，从而增加下游设备对段塞的处理量，减小需下游设备接收的段塞量[2][3]。

通过以上分析可知，影响清管段塞量的五个要因为：管道输气量、管道输液量、管道出口压力、下游设备接收能力、清管频率。通过分析表1中各要因的实际工况可知，对于该长距离登陆输气海底管道，管道输气量是影响清管段塞量的主要原因，并可以适当调整清管频率控制清管段塞量。

表1 要因分析

2 清管方案研究

针对该输气海底管道距离长、管内滞液量大的特点，通过要因分析，考虑三种清管方案：

方案一：维持高输气量输送。

方案二：增大输气量，区域引气吹扫清管。

方案三：提高清管频率。

根据以上方案，优选最佳方案，具体分析如下。

方案一：维持高输气量输送

根据清管段塞模拟计算结果，2032至2039年，管内滞液量远大于下游终端设备接收能力，因此建议在输气海底管道终端签订销售协议时，考虑维持高气量输送，避免管道出现大的滞液。经模拟计算，外售气量维持在13亿立方米/年之上，管内滞液量可被下游设备接收，可以正常实施清管。

方法二：增大输气量，区域引气吹扫清管

通过增大输气量，管道内气体流速增大，可以提高气体携带液体的能力，使得大量液体从管道中排出。因此，考虑该管道从所在区域引气提高输量吹扫，保证下游设备能够完全接收清管段塞。经调研，引气后最大气量可达到20亿立方米/年。

方案三：提高清管频率

以管内滞液量不超过下游段塞量捕集器处理能力（740m3）为原则，确定清管频率。即在每次清管后于管内滞液量达到740m3前进行清管，确保段塞捕集器可以处理清管段塞量。经过逐年模拟计算，得到清管频率如表2所示，如2032至2034年需每年清管7次。

表2 输气海底管道清管频率模拟计算

图1 2032年清管后管内滞液量随时间变化趋势

三种方案的可行性分析如表3所示。

表3 清管方案可行性分析

根据风险因素分析，方案二优势明显，因此选择方案二作为本项目清管方案，即区域引气吹扫清管。

在确定最佳设计方案后，通过查阅该长距离输气海底管道工程资料，获取了软件模拟所需的数据基础：该登陆输气海底管道起输平台水深95m，管道长度350km，管道尺寸为28in，最大输气量为40亿立方米/年，2032至2039年，输气量从10.07亿立方米/年下降至2.23亿立方米/年，终点压力为5100kPa。区域内引气量可以达到20亿立方米/年。

在确定输气海底管道引气吹扫的条件后，使用OLGA动态工艺模拟软件建立模型，进行动态吹扫工况模拟。此管道从区域内引气提高输量吹扫，保证下游设备能够完全接收段塞。引气后最大气量需达到20亿立方米/年，以2032年为例，模拟管道参数变化趋势如图2所示。

由图2可知，引气后（20亿立方米/年）直接以最大引气量进行吹扫时，由于输量增加，产生的段塞量较大，仍超出下游接收能力。因此，为保证下游设备能够完全接收段塞，采用阶梯引气的方式进行吹扫。以2032年为例，气量接入时间和接入量见表4，模拟管道参数变化趋势如图3所示。

图2 2032年直接引气吹扫清管管道出口液体体积流量、累计液量和管内滞液量变化趋势

图3 2032年阶梯引气吹扫清管管道出口液体体积流量、累计液量和管内滞液量变化趋势

图4 2032年最大气量引气吹扫和阶梯引气吹扫管内滞液量对比

表4 2032年阶梯引气接入时间和接入量

从图3可以看出，在管道吹扫时，每次增大气量时，出口液相流量会急剧增大，会出现水力段塞。但通过图4对比可知，阶梯吹扫引起的水力段塞明显降低。从出口累计液量和管内滞液量的变化以及出口液塞曲线可以看出，出现最大段塞（见表5）时，管道出口累计液量为889m3，段塞泄放时间为1467min，泄放时间内，段塞流捕集器下游设备可处理509m3，剩余380m3液体可储存在段塞流捕集器内，未超出原段塞流捕集器的储存能力。从图中可知，当开始接入区域内气源后，第276h（11.5天）管内滞液量小于740m3，此时进行清管即可满足要求。因此，2032年至2039年在必要时均可采用阶梯引气吹扫清管的方式，待管内滞液量小于740m3后进行清管。

表5 2032年吹扫时最大段塞量

3 结论

采取区域引气提高输气量吹扫清管方案后，以2032年为例，管内滞液量在11.5天内下降到740m3，可以实施后续常规清管作业，保证下游设备可以接收清管段塞量。通过优化，避免了终端改造段塞流捕集器的巨大施工量，通过参考相似项目的改造施工量，可节省投资高达1.3亿元，有力支持了气田开发。同时，吹扫清管方案突破了传统的设计理念，为长距离输气海底管道的清管段塞分析提供了理论依据。

◆参考文献

[1] 李传宪，黄晨醒，郁振华，等. 不加热输油管道最佳清管周期影响因素研究[J].石油化工高等学校学报，2017，30(3)：66-71.

[2] 路宏，陈晶华，朱海山，等. 海底油气混输管道中清管段塞的控制方法[J].石油规划设计，2013，24(4)：25-27.

[3] 王文光，万宇飞，曲兆光，等. 海底混输管道清管段塞影响因素分析及控制[J].石油工程建设，2017，(4)：44-46.