含凝析油管道注氮效果分析

周华英　何平　郭建伟

【摘要】含凝析油长输管道注氮不同于一般输气管道注氮，在注氮过程中，管道低洼处集聚的凝析油会由于温度、压力、气流速度的变化产生3 种不同的凝析油蒸发动态情形，不断蒸发凝析气，并随着注入的氮气输往下游，影响注氮检测结果，本文对含凝析油管道注氮过程中的影响因素进行分析，提出应对的方法措施，为下一步类似作业提供参考依据。

【关键词】凝析油；注氮；效果；分析

在长输天然气管道运行管理中，需根据生产要求对运行中的管道进行停气检修或改造作业。为了避免在施工过程中发生燃烧、闪爆和“打炮”事故，需要对管内高压输送天然气进行放空和氮气置换。在有火源的前提下，天然气在以下两种情况不会燃烧，第一，在空气中的浓度小于某一临界值并且热损失大于氧化产生的热量；第二，其浓度虽然超过临界值，但是没有氧气，即燃烧三要素缺一不可。由于在对长输管道开口割管后，管口不可避免要进入大量空气，若天然气的含量达到管道的爆炸极限，遇到火花则会燃烧甚至发生打炮事故，因此，为了保障施工动火过程的安全，最大限度降低管道内存在的天然气含量（降低至燃烧极限以下）是氮气置换的唯一目的。

含凝析油长输管道注氮作业不同于一般输气管道注氮作业，由于管道长期输送富含不稳定性凝析油气体的天然气，其携带的凝析油蒸汽容易受到地形、温度、压力、速度影响，造成气体气相不稳定而析出。张鹏、王大庆等在《地形起伏对凝析气集输管道工况的影响》文章中得出了长输管道内流体压力、局部积液量以及管路总压降与沿线地形起伏的剧烈程度成正比，但管路总积液量受沿线地形起伏的影响较小的结论。根据结论，在管道沿线地形起伏剧烈的区域，管内天然气水合物析出的可能性就越大，由于重力原因，水合物积液就大量集聚堵塞在管道低洼处。凝析油性质极其不稳定，挥发性极好，在经过放空降压的环境突变后，快速蒸发凝析气，随着注入管内的氮气带入管道下游，影响注氮检测结果。

1.凝析油本质特点

凝析油是指从凝析气田或者油田伴生天然气凝析出来的液相组分，其主要成分是C5至C11+烃类的混合物，并含有少量的大于C8的烃类以及二氧化硫、噻吩类、硫醇类、硫醚类和多硫化物等杂质。天然气中部分较重的烃类在油层的高温、高压条件下呈蒸气状态，采气时由于压力和温度降低到地面条件，这些较重的烃类从天然气中凝析而出，成为轻质油（称凝析油）。凝析油的特点是挥发性好，极易燃烧，可直接用作燃料。

凝析气包含轻质组分甲烷、乙烷、丙烷、丁烷，非烃组分二氧化碳、硫化氢、氮等成分。

2.凝析油对注氮效果的影响分析

2.1凝析油影响注氮效果的现象

含凝析油管道注氮过程中，管道内低洼处的积液凝析油将会直接影响注氮的检测结果。以2014年7月2日实施的××支线缺陷修复换管工程为例，曾发生过长时间注氮但仍无法检测合格的情况。

××支线2008年建成投产，管道规格D610X8-4.0，管线起点A站，终点B站，中间设a阀室和b阀室，管道全长26.3km，管道设计输量600万/日，全线最高点位于a阀室，最大高差达500米。管网示意图如下图1所示：

××支线上游管道××干线于2013年4月发现进入大量凝析气田气，管理单位对××干线及××支线管道进行了清管扫油作业，其中，××支线自2013年4月至2014年7月共计实施清管扫油6次，清出凝析油污水185方，硫化铁粉混合污物850kg。清管详细情况如下表1所示：

根据上级安排，管理单位计划对××支线进行缺陷修复停气换管工程。工程项目组于7月2日16：05开始从××支线A站向B站进行氮气置换，注氮口径DN50，混气排放口径DN200，平均置换速度2000方/小时，根据空管容积7284方计算注氮时间，预计至7月2日当晚19：43左右应注满空管，20：00前可注氮合格。但是至7月2日晚上21：02 B站火焰熄灭，经取样分析甲烷含量仍有16%，继续置换至当晚23：15，甲烷含量在12%-16%反复波动，项目组立即决定对中间阀室（a阀室和b阀室）进行取样和点火，取样结果含10%甲烷并点火成功。项目组对流程进行全面检查，确认流程无问题。7月3日，项目组经过分析决定反向、分段注氮，即：从B站向b阀室注氮，待b阀室检测合格后，再由b阀室向A方向注氮，顺利注氮合格。

2.2凝析油影响注氮效果的原因分析

2.2.1 凝析油的形成分析

一般来说，矿区所开采的含凝析气天然气，所含凝析气的饱和度常常界于临界饱和度的边界条件上，当外部输送条件发生变化时，例如发生高差变化时就析出凝析油。吴蕾等在《凝析油蒸发动态特征》文中，根据凝析气混输管内流体的相包络图对天然气水合物形成曲线进行预测，结果显示，输送凝析气管线内出现的积液量的多少与管道沿线地形的起伏程度有直接关系，管道沿线地形起伏程度越大，管内积液量也越多。尽管输送凝析气管道在不同地形条件下其管内总积液量总量接近，但积液量在管道沿途的分布情况却不尽相同，在地形起伏不大，埋设高度较为平均的管内，积液量分布较为均匀，但在地形有较为明显甚至地形剧烈变化的情况下，管內积液主要聚集在低洼处或上坡管段内。据此判断，A 站输往 B 站含凝析油天然气，在翻越景山过程中形成的凝析油主要集聚在翻越景山之前的低洼处。

2.2.2相态平衡效应

考虑到气液两相在不同压力状态下的相平衡效应，在气液两相临界交界面上将会产生三种动态蒸发（反蒸发）状态：一是当环境压力低于临界反凝析压力后发生凝析油蒸发，二是保持环境压力稳定过程中的凝析油再蒸发，三是对环境压力加压使得凝析油产生反蒸发效应。

详细来说，当高压长输管道进行放空作业时，管内压力不断降低，根据相平衡效应，气液两相开始发生动态平衡过程，管内液态凝析油不断蒸发出轻组分或中间组分，即凝析气，而重组分含量也在压力衰竭过程中不断裂变减少，凝析油积液量则越来越少，最终达到低压状态下的两相平衡。而随着注氮作业的持续进行，管内氮气流速和压力形成稳定的动态平衡，凝析油蒸发动态逐渐进入到保持压力过程中的再蒸发状态，蒸发的凝析气持续随着氮气被带入下游。

2.2.3 注氮选择因素

××支线缺陷修复工程首次注氮选择的方向为A往B方向（顺气流方向），根据2.2.1中分析的结果，凝析油主要集聚在翻越景山前的低洼处，并在该区域的管道内不断蒸发凝析气，氮气进入该区域后，由于地形发生明显变化，氮气上升前进速度由于高差原因逐渐变缓，这就为氮气携带更多的凝析气创造了条件。更换注氮方向后，氮气进入到凝析油集聚处前是下坡路段，氮气前进速度加快，同时对低洼处形成局部压差（尽管压差值很小），一定程度上抑制了凝析油的蒸发效应，减少携带的凝析气组成成分。

2.3应对措施建议

2.3.1单相介质输送的管线应避免输送含凝析油天然气，这是解决影响注氮效果及安全施工的根本办法。

由于管理单位管辖的管线多为单相介质输送管道，在设计之初均未考虑到多相介质输送对管线、设备的影响，同时也未考虑对后续管理和施工的影响，因此，在管理过程中应尽量避免使用单相输气管道的材质输送多相气质天然气。

2.3.2从设计方面进行考虑，设计过程中应避免过长的（两个站场之间的）管道间距，避免较大的管道高差，避免管道通過复杂的地貌环境，从而防止水合物（包括凝析油）在爬升前形成积液堵塞管道。

2.3.3应采用综合措施防止凝析气集输管道内大量生成天然气水合物。例如对长输管道采用较为常用的注入化学抑制剂（甲醇、乙二醇）等，或提高输送介质温度，但同时应综合考虑所采用措施对输送介质成分的影响。

2.3.4确认管线中存在凝析油的情况下，应在施工前多次对管线进行清管作业，为了最大限度减少管内凝析油含量，应综合运用清管球、泡沫清管器、钢刷清管器等特殊清管方式，降低管内水合物存量。

2.3.5合理优化注氮作业方案，选择合理注氮点，分段进行注氮，具备条件的，建议从中间向两侧进行注氮。

3.结论

管道中含有大量凝析油是影响注氮效果的主要原因。从长输管道经营方面考虑，对不满足两相、多相介质输送的管道，应尽量避免输送含凝析油天然气；从设计上充分考虑输气的特点，避免管道敷设经过复杂的地貌环境；针对长输管道中含有大量凝析油的施工作业，应充分考虑并充分落实施工作业前的准备工作，在施工前应反复清扫管内凝析油，合理优化注氮作业方案，选择合理注氮位置和注氮方向。

参考文献：

[1] 张鹏，王大庆等.地形起伏对凝析气集输管道工况的影响.天然气工业，2013（08）

[2] 吴蕾等.凝析油蒸发动态分析.天然气工业，2004（04）