利用分压法测输气管线冻堵位置

2013-07-12王晓荣田发国李大昕

石油化工应用 2013年2期

关键词：容积容器管线

谈泊，王晓荣，薛雯，田发国，曹毅，李大昕

（1.中国石油长庆油田分公司苏里格气田研究中心，陕西西安 710018 2.中国石油长庆油田分公司第五采气厂，内蒙古乌审旗 017300）

苏里格气田位于鄂尔多斯盆地北部毛乌素沙漠。该地区冬季极端温度可达-35℃，由于气井产水，地面集输管网内易产生更多凝结水而冰堵，因管线冰堵影响气井生产约10%。目前对于管线冰堵主要采用两种方法解决；

（1）加注甲醇防冰堵（兼防止水合物生成）。甲醇可以降低水的凝固点，从而防止冰堵发生。

（2）经验法判断冰堵，再加热解堵。经验法是根据在管线低洼地带、管线变径处、阀门等部位容易发生堵塞的经验来判断管线冻堵位置。

这两种方法对于解堵都起到了一定效果，但对于冻堵严重的管线，则需要确定冻堵位置，利用电磁加热解堵法实现快捷解堵。如何准确有效、快速经济的判断冻堵位置，目前尚无较好的方法。因此，研究一种简单有效测定冰堵位置的方法，对气田生产具有重要的意义。为此，本文应用热力学原理和流体质量守恒原理，提出一种利用分压方法测定管线冰堵位置的新技术。简单来说，就是用一个已知容积的罐将冰堵管线内部分气体分压出来，只要精确测量出分压前后的温度和压力变化值，就可以很快精确测量出冰堵位置。这种测定方法原理科学，设备简单，测量方便、快速。

1 分压法原理

分压原理测定冰堵位置，也就是应用气体状态方程和质量守恒方程。描写一定质量气体平衡态的三个参量中，当任一参量值发生变化时，其它两个，或是一个也将随之变化。也就是说，三个参量，P、V、T之间必然存在一定的关系，其中一个参量是其余参量的函数。这个函数与气体的性质有关，需要通过实验来确定。各种实际气体近似低遵守玻意尔定律、查理定律、盖钙-吕萨克定律以及阿伏伽德罗定律。根据这些定律可以导出1 mol气体的状态方程：

式中，R=8.31 J/（mol/k）是摩尔气体常数。

实际气体在一般温度和压力下，在工程应用问题中都可以近似看作是理想气体而去应用气体状态方程。在应用气体状态方程来测量冰堵位置这一工程应用问题来说，压力小于10 MPa，这种近似是完全可以满足测量要求。在管线内的天然气同样遵循气体状态方程。天然气在一个密闭系统中，它的压力、温度和体积就遵循气体状态方程的关系。从气体的质量守恒来看，在被冰堵塞的一段管子里天然气具有一定质量，当用一个空的容器分装一部分天然气时，那么总的天然气质量是不变的，它的质量是守恒的。

图1 等容积分压原理示意图

图2 大容积向小容积分压

图3 小容积向大容积分压

一个容器内的气体压力为A，另一个同样大小的容器内压力为零，如图1所示。打开阀门使两个容器连通，这时容器1内的气体就流向容器2，一段时间后，两个容器内的压力就处于平衡状态。这样，两个容器内压力相同，都是A/2 MPa。那么可以知道压力和气体体积是反比关系。同样质量的气体体积越大，压力就越小。也就可以知道当把一个容器内气体排放到另外一个已知容积的容器内，测量压力变化了多少，就可以反过来知道原先的容器的体积是多少。如图2所示，当容器1的体积很大，容器2的体积只有它的1/10。那么，二个容器连通后，平衡压力就是10/11A MPa。当容器1只是容器2的1/10大小，如图3所示，那么二个容器连通后的平衡压力就是1/11 MPa。

分压原理就是通过改变天然气被冰堵管线内的压力和温度，来求得冰堵管线体积，也就是长度。

式中，D-管线直径，L-从井口到冰堵位置的长度。

管线内压力P0，管线内的天然气温度T0，分压罐内初始压力P′，分压罐内初始温度T′，分压罐的容积Q，管线管径D是预先测量好的，已知。当把管线和分压罐（压力为常压P′，常温T′）用阀门联通后，管线内的天然气流向分压罐，当二者达到热力学平衡时，管线内压力和分压罐内压力相等，为P1，管线内和分压罐内天然气温度为T1，则根据气体状态方程有：

图4 分压原理测定示意图

从状态方程可以求得冰堵段管线容积V，

根据上式，就可以算出管线的总体积。知道了总体积，也就是知道了管线长度。这种方法测量精确度取决于压力和温度传感器的精度。在应用分压原理测量冰堵位置时，只是测量了压力和温度，所以这种测量方法的误差主要是压力和温度测量误差造成，由误差分析可知，测量的均方根（相对）误差为：

从式（5）可知，每次测定冰堵位置，需要测量三个压力值和三个温度值。可以从每次压力和温度测量中传感器的测量微分（也就是传感器测量误差）所引起的全微分来计算测量绝对误差，相对误差或均方根误差。目前误差分析应用比较多的是均方根误差和相对误差。

根据实验得知，在测量时间只有几分钟，时间比较短的情况下，可以不考虑温度影响。那么，这种测量方法的主要误差就由压力传感器产生。为了减少系统误差，天然气原始压力，分压管原始压力和平衡后压力都用同一个压力传感器测量，冰堵长度误差是传感器相对误差和所测长度的乘积：ΔL=dL。

式中：L-冰堵管线长度，ΔL-冰堵长度误差。

用上式计算测量10 km长管线的误差为7 m。可以看到，测量误差取决于所采用的传感器精度，所以，应当选择高精度的压力传感器可以减少测量误差。在管线和分压罐压力平衡需要一些时间，如果管线和分压罐没有达到压力平衡，这时测量会影响测量精度。在实际测量中，由于管线内存有水，压力平衡过程中会带出一点水，这会影响测量精度。所以实际测量误差要高于这个误差。

2 分压设备

为了实现应用分压原理测量冰堵位置，设计了包含有分压罐、压力传感器，连接管线等测量装备。苏里格气田天然气井管线绝大多数管线在10 km以内，井口支线长度大多数在5 km以下。因此，按最长测量长度为10 km，多数管线为5 km以下来考虑。

一根内径为50 mm，长度为10 km的管线容积是19.6 m3，相应的分压罐体积为10%～20%，当管线初始压力为 1 000 kPa，分压后，压力降低10%～20%，达到 800～900 kPa，压差为 100～200 kPa，压力传感器分辨率为0.1 kPa，由压力传感器测量直接造成的误差只有0.1%，能够满足对测量精度的设计要求。为此，设计每个分压罐容积为2.2 m3，总容积为4.4 m3。考虑天然气管线的压力要求，分压罐按气田要求设计，最高压力为6.4 MPa。

对用于试验的分压罐设计参数为：直径：1 300 mm；长度：1 250 mm；壁厚：26 mm；容积：2.2 m3；最高工作压力：6.4 MPa。

当管线较短时，只要用一个就可以满足测量精度要求，当管线长度较长，使用两个分压罐。分压罐之间有阀门连接，分开和连接都非常方便。利用撬装座安装2个分压罐和阀门、压力传感器、连接管线等其它设备，使得整个测量设备成为一个整体。撬装座为长方形，钢架结构，便于吊装。

3 现场试验

对不同长度或不同管径的管线冰堵位置测定是不一样的。管线总长在5 km内，管线的管径小于70 mm，管线的总容积量比较小，就可以用一个分压罐测量，这样压力平衡比较快，测量时间短。管线总长在5～10 km或管线的管径大于100 mm，管线的总容积量比较大，则用两个分压罐测量，这样可以对不同长度管线的测定具有相同的测量精度，也就是提高了长管线的测定精度。冰堵位置实测试验测苏1、苏2井。

表1 现场实际测量数据

验证试验和实测试验的测量结果（见表1），可以看到测量结果良好，测量误差在预定的范围内，表明这种测量方法具有很高的准确度和可靠性。每口井测量二次，都是按管线内原始压力进行测量，不需要额外补充天然气，连续测量，连续排放，二次的数值和误差基本一样，表明测量可靠，重复性好。在测定过程中，管线压力在0.5～1.0 MPa之间比较合适，操作安全，可以减少测量时间，降低放空时间。如果管线内压力过高，可以预先排放到1.0 MPa以下。验证试验平均误差在50 m以内，足以满足实际测量所需要的精度。

对于不同直径、不同长度管线测定冰堵位置的操作方法有所不同。当天然气管线长度和直径增加，为了达到相同的测量精度，需要改变原有操作程序，也就是要增加排放次数，使得管线内压力有一定程度的下降。连续排放时，要记录下每次排放平衡后的压力，二次之间要把分压罐天然气排空，使压力和大气压平衡P'；

管线压力P0，分压罐原始压力P'，平衡后压力P1

管线压力P1，分压罐原始压力P'，平衡后压力P2

管线压力P2，分压罐原始压力P'，平衡后压力P3

管线压力P3，分压罐原始压力P'，平衡后压力P4

管线压力P4，分压罐原始压力P'，平衡后压力P5

这样可以把式改写为V=（P1+P2+P3+P4+P5）/（P0-P5）

实际测定次数可以按表2确定,然后代入公式就可以知道冰堵位置。为了方便，列出下表，只要按照表2操作，就可以达到测量精度。