长距离输气海底管道清管分析

2021-01-02秦怀祥

科海故事博览 2021年33期

秦怀祥

（中海石油(中国)有限公司天津分公司，天津 300459）

随着我国管网工程逐渐深海化发展，管道工程的距离不断增长、管网结构更加复杂，同时管网内部设置多种节点，在正式投产后出现了各种冻堵和积液问题。为了优化管网运行质量，提升管网传输顺畅性，需要进一步联系管网工程特征，选择有效的清管手段，准确把握管网内部积液规律特征，优化设计清管方案，针对海底管网情况合理清网。

1 长距离输气海底管道工程

我国的某个海上气田长距离海底输气管道的总长度是350千米，管道具体尺寸是28in，设计输气量是每年40亿立方米，对应输送区域中经过处理的干气和稳定系统原有凝液，标况下是气相。生产年限后期对应输气量相对较少，同时整个地形存在巨大起伏，在正常运行状态下，管道内的携带液体含量远远超出终端设备所拥有的接收实力，即超出740立方米。管道中庞大的带液量同时还会对有效管输效率产生一定影响，容易阻碍管道稳定运行，同时还会威胁清管操作稳定性和安全性。但因为清管周期较为频繁，容易产生多余作业风险和资金浪费现象。为此需要对清管方案进行科学选择，保证管道的稳定、安全通行[1]。

2 清管段塞控制分析

因为海上油田对于天然气的处理水平十分有限，而海底输气管道普遍是以传输湿气为主，无法避免管道积液问题。通过实施合理的清管作业能够帮助缩减管道积液，减少管道堵塞风险，提升管道传输安全性。

针对海底输气管道内对应清管段堵塞问题，主要涵盖段塞泄放时间以及段塞体积两种参数。为此，在针对清管段塞实施综合控制时也需要代入上述两种参数实施合理分析控制。

清管段塞综合体积和管道中的滞液量两种元素呈现出一种正比关系，开始清管处理前，因为管道内部存在较大带液量，导致清管段塞所占空间体积相继扩大。为此在开始管道清理工作前，通过控制内部带液量能够帮助控制清管段塞问题。同时还可以利用降低输液量以及扩大输气量来提升综合气液比，优化气相携液水平，有效控制管道内的滞液量。清管段塞问题的泄放时间和清管球速存在一定联系，为此在清管处理中，可以适当提升海底管道的出口压力，减少管道输量控制清管球运行速度，增加段塞部位的泄放时间，扩大管道下游装置对于段塞处理量，缩减下游设备所接收段塞量。

通过上述内容分析可以发现，对清管段塞量产生影响的几种因素包含清管频率、下游装置接收能力、管道出口运行压力、管道输液量以及管道输气量。结合现实工况，可以发现在长距离海底输气管道内，管道内部输气量是对清管段塞量产生影响的核心因素，同时可以对清管频率进行合理调整，适当控制清管段塞量[2]。

3 长距离输气海底管道清管方案分析

3.1 坚持输送高气量

对于此项工程中海底输气管道内存在较大滞液量以及管道距离长等特征，通过分析具体影响因素，形成有效的清管方案。此项工程中，管道输气量方面设计输气量为每年40亿立方米，而从2032到2039年之间，管道内部输气量从最开始的每年10.07亿立方米减少到每年2.23亿立方米。管道输液量方面，因为管道的主要传输介质便是区域内的稳定系统原油凝液和区域内干气，没有输液量。管道的出口压力方面，管道在登录中的终端压力是5100KPaA，不能调节。管道工程的下游装置接收能力方面，下游段的塞流捕捉器所具备的段塞接收流量是740立方米，增加设备会对平台工艺流程产生直接影响，扩大投资规模。清管频率方面需要参考海管核心环节的保护要求措施，输气管道的最佳标准清管频率是每隔十二个月实施一次清管。

结合上述管道工况分析，可以进一步参考清管段塞计算模拟结果，从2032到2039年间，管道中的滞液量远远超出下游终端装置的实际接收实力，所以建议在签署海底输气管道终端销售协议中，考虑需要维持较高输气量，预防管道内部产生大规模滞液问题。通过综合模拟计算，外售气量大概保持在每年13亿立方米之上，管道内的滞液量能够顺利被下游装置所接收，并有序开展清管活动。

3.2 区域引气清管吹扫

在清管活动中第二种方法便是进一步扩大输气量，针对局部区域管道实施引气吹扫清管。通过针对管道提升整体输气量，能够进一步扩大管道中的气体流速，优化管道中的气体对于液体携带能力，并在管道中顺利排出相应的液体。为此，根据该管道所处区域内现实状况进行合理引气，提升输量吹扫，确保下游各种装置能够顺利接收清管段塞。经过系统调查发现实施引气处理后，对应最高气量几乎可以达到每年20亿立方米。

3.3 提升清管频率

坚持管道中的液体携带含量低于下游段塞量收集器标准处理实例的基础原则，把管道中的液体携带总量控制在740立方米以下，合理设计清管频率。同时在每次清管工作结束后，需要在管道内部液体携带含量达到740立方米之前实施有效的清管处理，保证段塞捕捉器能够对清管段塞量实施有效处理。通过逐年进行模拟计算，通过逐年模拟计算后，最终总结出在2032年到2034年之间，平均每年需要进行7次清管活动。

通过对上述三种清管方案实施可行性分析，从中选择最佳的清管方案，提升清管质量，保障海底管道的顺畅流通。第一项方案便是扩大输气量，该种方案在实际操作中所面临的风险隐患包括存在较大的不确定性，容易受到终端销售方不良影响；第二项方案是区域引气吹扫清管，该区域中的最高引气量几乎可以达到每年20亿立方米，有助于实施吹扫工作，无需对清管球实施频繁收发，在结束吹扫工作后继续实施清管活动，降低施工作业风险，提升整体操作灵活性；第三项方案中，提升清管频率，能够对管道中的液体携带量实施合理控制，拥有较高的清管频率，为此需要对清管球实施定期补充。该海底输气管道较长，大概在346千米左右，假如清管活动过于频繁，容易造成更大的资金浪费问题，并且形成较大的作业风险。

通过对比分析上述三种方案的可行性和风险因素，可以发现第二种清管方案拥有更加突出的清理优势，所以可以选择第二项方案充当此次项目的清管方法，在对应堵塞区域内实施引气吹扫清管工作。初步确定适合的清管设计方案后，还可以对长距离海底输气管道相关工程资料实施全面搜集和查阅，根据所得数据信息分析：此海底输气管道对应起输平台整体水深是95米，管道综合长度是350千米，管道对应尺寸是28in，最高输气量是每年40亿立方米，从2032到2039年间，相关输气量从最开始的每年10.07亿立方米进一步降低到每年2.23亿立方米，终端压力数值是5100KPA。区域范围中的引气量几乎达到每年20亿立方米。

明确海底输气管道相关引气吹扫基础条件后，可以借助OLGA动态工艺创建软件模型，模拟动态吹扫工况。该管道从目标区域中进行引气，提升输量吹扫，确保下游装置能够顺利接收段塞，引气后最高气量大概会达到每年20亿立方米。比如2032年，对应管道参数模拟结果，按照每年20亿立方米的容量实施引气后，直接通过最高引气量实施吹扫工作，随着输气量的扩大，会形成较高段塞量，远远超出下游接收水平。为了确保下游装置能够顺利接收段塞，需要通过阶梯引气方法对整个管道实施吹扫工作。比如以2032年为例，在管道吹扫过程中，每当输气量扩大，则出口区域的液相流量会产生土壤扩大的现象，导致水力段塞现象。对比分析发现，阶梯吹扫会帮助减少水力段塞。结合管道内部液体携带含量和累计液量变化，可以发现最高段塞时，管道中的出口流出液体总量是889立方米，相关段塞泄放时间是1467分钟，处于泄放过程中，段塞流捕捉器下游装置相关处理容量是509立方米，剩余容量是380立方米液体能够在段塞流捕捉器中进行有效存储，没有超出原段塞流捕捉器内存储能力，在区域气源开始接入后，第276小时即11.5天中的管道内部滞液量低于740立方米，该种条件下实施清管能够满足具体要求。所以在2032到2039年，可以借助阶梯引气方式进行吹扫清管，等到管道中的滞液量低于740立方米条件下实施综合清管。选择区域引气方式提升输气量开展清管工作后，在2032年，管道中的滞液量在11.5天中可以降低到740立方米，由此便能指导后续开展常规清管工作。通过合理优化，帮助改善终端改造段塞流捕捉器施工量过大问题，积极参考类似改造工程，能够有效节约投资1.3亿元，合理支持气田开发工作顺利实施。此外，吹扫清管方案还能够打破传统设计理念，为长距离海底输气管道有序开展清管段塞分析提供合理参考。