天然气输气管线积液缓解措施效果分析

王 龙，丁守卓，张华涛，姜新基

中国石油长庆油田苏里格南作业分公司 （陕西 西安 710018）

天然气输气管线积液缓解措施效果分析

王 龙，丁守卓，张华涛，姜新基

中国石油长庆油田苏里格南作业分公司 （陕西 西安 710018）

管线积液会造成管线输气效率降低，系统压力升高，尤其在冬季容易造成管线冻堵，管线长期积液不仅会加重管线腐蚀情况，更会造成穿孔,导致管道内油、气、水等泄漏问题,造成重大经济损失。以苏里格南作业分公司对输气管线积液的缓解措施为研究对象，对管线积液缓解措施进行了初步试验分析,重点对比了清管器清管和增大管网输气量清管两种方式的优劣，以制定合理的积液缓解机制，提高管线输送率，缓解管线积液。

天然气；管线积液；管道输气效率；管线腐蚀

苏里格南区块属于典型的低孔、低渗、低渗透率区块，目前主要采用88.9 mm(3.5＂)生产管柱，由于管径较大，对气井携液要求较高，9口单井构成一座BB9或BB9′丛式井，BB9井丛与BB9′井丛间采用DN100管道进行天然气输送，BB9′井丛与集气站间采用DN200管道进行天然气输送。以BB9′井丛与集气站间的DN200输气管道为研究对象，对管道积液缓解措施进行试验分析。

1 管线积液原因及影响

当天然气从气井中开采出时，气体含有大量水分及其他成分，在运输过程中随着气体能量、管线温度降低等，气体携带的水分凝析出，造成管线积液，即便运输管线初始只运输单相天然气，凝析液也会由于气体压力变化从气体中析出。天然气管线运输过程中气体的多相流动是造成管线积液的主要原因，因此研究多相流动的特点对预测管线积液具有很大的意义。

2 气液两相流动参数介绍

多相流动是一种复杂的流体运动形式，在流动过程中各相之间具有可变形的相界面及截面分布状况的不均匀,多相流中各相体积百分数以及分散相的颗粒大小会引起流体性质及流动结构的变化,各相物理性质及两相间界面的表面现象影响多相流态,两相之间存在热力学不平衡和水动力学不平衡,气液之间的传热和化学反应也会导致界面形状的变化[1]。在多相流动中主要研究参数如下：

2.1 流量

2.1.1 质量流量

单位时间内流过管路横截面积的流体质量。

式中：M为气液混合质量流量，kg/h；Ml为液相质量流量，kg/h；Mg为气相质量流量，kg/h。

2.1.2 体积流量

单位时间内流过管路横截面积的流体体积。

式中：Q为气液混合体积流量，m3/s；Ql为液相体积流量，m3/s；Qg为气相体积流量，m3/s。

2.2 流速

1）气相速度公式为：

2）液相速度公式为：

式中：Ag、Al分别为气、液相所占流道的截面积，m2；ρg，ρl分别为气、液相密度，kg/m3；vg，vl分别为气、液相真实速度，m/s。

3 案例分析

苏里格南区块主要通过加强日常管理来减少管道积液，以增大管线差压为基础，通过增大管网输气量和清管器清管两种方式进行清管。

3.1 清管时机

根据国家标准和石油规范规定，当管输效率低于90%时，宜实施清管作业。事实上受气田新井投产、气井产量递减、冬季高峰供气等因素影响，集输管道投用后，会出现输气量长期偏低或者超过设计输气量的情况，使得计算管线输气效率较为困难，苏里格南区块通过对管道进行压力计算，以实际压力与计算压力差值为标准，确定清管时机。

3.1.1 设计输气量

根据《苏里格南总体开发方案-地面工程》采气支管、采气干管的最大输气量计算，BB9井丛和BB9′/BB9″井丛管道的最大输气量为 27×104m3/d，BB9″和BB9′至集气站管道最大集气量为72×104m3/d。

3.1.2 清管时机选择

根据《输气管道工程设计规范》[2]推荐的管线计算公式：

式中：qv为气体流量，m3/d；d为管线内径，cm；P1为计算管段起点压力（绝压），MPa；P2为计算管段终点压力（绝压），MPa；Z为气体的压缩系数；T为气体的平均输送温度，K；L为管道的计算长度，km；Δ为气体的相对密度。

通过上述公式计算管线理论压力，根据苏里格气田经验，当理论压力与实际压力差值大于0.2MPa，认为该管道需要进行清管作业。

3.2 清管器清管

3.2.1 清管器选择

采用皮碗式单向电子清管器，设计压力10 MPa，设计温度-20～80℃，皮碗过盈量3%～5%，单具清管器上安装3个皮碗。

3.2.2 运行速度

考虑到管器运行速度过快容易磨损清管器，损坏线路设施，不安全因素较多；清管器运行速度过慢，容易使管道内水等杂质回流，降低清管效率，按照清管作业标准规程要求并结合苏里格气田的实际情况，运行速度宜控制在1.5～3.0 m/s为佳[3]。

清管器运行时的瞬时速度：

式中：v为清管器瞬时速度，m/s；Qn为始发站流量，104m3/d；d为输气管线内径，m；S为管道底面积，m2；p为清管器后压力，MPa。

苏里格南区块管线运行压力在2.2～2.5 MPa，当清管器运行速度在1.5～3.0 m/s时，运行气量约为10×104m3/d。

3.2.3 措施对象选择

选择苏里格南X集气站A干管管道与B干管管道为研究对象。

A管道于2013年9月3日投产，其管线规格为Ф219 mm×7 mm×8.9 km。该干管承担着S井丛来气的湿气输送任务，日过容量约10×104m3，管输效率14%,属于管网输气量长期低于设计输气量的情况。

B管道管线规格为Ф219 mm×7 mm×2.5 km。该干管承担着M、N、L井丛及4口水平井来气的湿气输送任务（试验时L井丛并未投产，故不在考虑范围内），日过容量约为68×104m3，管输效率94%,属于管网输气量接近设计输气量的情况。

3.2.4 措施效果分析

1）A管道效果分析。考虑到A管道计算与实际压力长期大于0.2 MPa，故在2014年5月至12月对该干管进行清管试验，以5、7、14、30、150天为试验周期，根据清管前后压力变化以及清管结束后管道清出积液为研究对象，分析清管对该干管的影响。

由表1可知，A干管在6次清管前，管网运行气量均在10×104m3/d左右，远小于设计输气量72×104m3/d，管道运行压力与计算压力差值均在0.4 MPa以上，清管后平均压降为0.19 MPa，清出液量在44～69 m3，达到了一定的积液缓解效果。但在加密清管的过程中，管道清出的积液并未有明显的减少，压降幅度不大，清管结束后，管输效率变化不明显,管道中很快再次积液，故针对管网气量远小于设计输气量的管道，清管对管道积液有一定的缓解效果，但保持时间不长。

2）B干管管道清管效果分析。B干管在2013年4月18日进行过一次清管作业，清出积液不足0.5 m3,管道压降不足0.05 MPa，由于清出积液量较小，且压力变化不明显，故未继续进行后续试验。针对管网输气量接近设计输气量的管道，通过管网输气量可将管道积液带入下游，无需进行清管作业。

3.3 增大管网输气量清管

根据清管结果，进一步分析可知管网输气量大小对管道积液有着决定性的作用，故通过增加管道瞬间输气量的方法，进行清管。

表1 A干管清管效果分析表

3.3.1 措施对象选择

选择苏南X集气站A干管管道为研究对象，当管道运行压力与实际压力大于0.4 MPa时，选择管道上游产量在2×104m3/d以上的气井进行关井压力恢复，压力恢复7～14天，当井口压力恢复至8 MPa以上时，即可开井，通过开井瞬间增加的管道输气量,提高管输效率，进行管道清管。

3.3.2 措施效果分析

由表2可知，增大管网瞬间输气量对管道积液缓解有较为明显的作用，清出液量在23～32 m3，有一定的积液缓解效果。

对比两种不同清管方式的清管结果，可知清管器清管相对于增大管网输气量措施效果明显，压降效果较好，缓解管道积液能力强，但操作较为复杂，并且受季节及管输气量限制。

表2 A干管效果分析表

4 日常管道积液缓解措施

①通过提高管线温度和压力，补充天然气气体能量，从而减缓液体析出，达到减少积液的办法。②建立管线积液变化数据库，分析管线持液量变化规律，为后期上游处理工艺适应性分析、清管效果、腐蚀研究等提供理论依据[4]。③电伴热技术就是防止采气管道封堵的一种工艺，该技术通过补充管道、管体及设备上的热量损失来预防管道堵塞[5]。④定期清管制度，根据管线流型、压力温度、管径、管线长度、气体组分等不同，建立合理的清管周期；核算天然气管线输送效率评价管道内部积液程度，确定清管时间和清管效果。

5 结论

1）经过长期经验总结：当管输效率低于90%，管线清理对积液的缓解作用不明显；当管输效率大于90%时，管线中积液量对管输效率影响较小。以输气效率低于90%为依据来判断清管时机，不能满足现场需求和指导现场清管。

2）增大湿气输送管网气量对管道积液的缓解效果明显，与清管器清管相比操作便利，可作为日常清管的执行措施。

3）苏南区块输送管线清液可以参考目前日常清液措施，选取适合措施，保证日常管线输送要求。

[1]徐文龙,曾 萍,王 惠,等.复杂湿气集输管网清管时机的确定[J].油气储运,2014,33(3)：279-282.

[2]石油工程建设专业标准化委员会.输气管道工程设计规范：GB 50251—2015[S].北京：中国计划出版社,2015.

[3]油气储运标委会.天然气管道运行规范：SY/T 5922—2012[S].北京：石油工业出版社,2012.

[4]陈思锭,汪是洋,付建梅,等.输气管道清管周期的影响因素及确定方法[J].油气储运,2013,32(4)：390-398.

[5]唐菁菁,张世忱.积液管道的影响分析[J].天然气与石油,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 龙（1989-），男，现主要从事天然气输气技术方面工作的研究。

2017-07-11