摘要：渤西南海底輸氣管網是中國第一個海底輸氣管網，管網具有距離長、結構復雜、氣源多和氣質差異大的特點，由于管網節點在海上平臺，整體清營難度大，投產以來發生了多次積液和凍堵。為此，針對該管網的特點，分析了管道的沿程溫度分布，預測了管道積液量；據此設計了分階段清管的清管方案，選擇了專門研制的泡沫清管球，首次對該管網成功地實施了聯合清管作業，共清除積液約170m3，保障了海底輸氣管道的安全生產。
關鍵詞：海底管道；輸氣管網；凍堵；聯合清管；積液量預測；管道溫度分布
1 渤西南海底輸氣管網簡介
渤海是我國海上油氣的主產區，2009年在渤海西南部海域建成了連接渤中油田(BZ28-1平臺、BZ13-1平臺)、渤西油田(QK18-1平臺)和埕北油田(CB-A平臺)的海底輸氣管道，與原有的渤西油田上岸輸氣管道構成了復雜的輸氣管網系統。該管網結構復雜、氣源多、氣質差異大，為了協調各油田的生產和下游用戶的需求，對管網運行條件的限制較為嚴格。該管網自投產以來出現了積液和多次凍堵的問題，對生產和供氣構成了威脅。該管網是我國第一個海底輸氣管網，保證管網安全平穩運行對生產管理者是全新的課題。清管作業是減少管道積液、降低凍堵危險和提高管道安全的主要手段。為此，對該管網系統BZ13-1平臺經QK18-1平臺到渤西油氣處理廠的部分管道進行了聯合清管作業，其中，BZ13-1至QK18-1海底輸氣管道為上游，QK18-1至渤西油氣處理廠海底輸氣管道為下游，管網結構圖如圖1所示。
2 管道滯液量預測
清管作業前必須預測管道中滯留的液量，制訂合適的作業方案，以保證管道下游安全地接收清出的積液。管道的滯液量與管道的壓力、溫度、流量、氣質、環境溫度和路由高程等因素有關。
2.1 管道的沿程溫度分布
海底管道以輸氣為主，其中可能夾帶少量的液體，對溫降影響不大，運用輸氣管道溫降公式預測管道的溫度分布[1]。海底管道與陸上管道的區別是按水下不保溫條件選擇總傳熱系數，以渤海實際輸氣管道得到總傳熱系數為3.85W/m2·K。從BZ13-1平臺到QK18-1平臺海底輸氣管道的運行壓力為3～4MPa，QK18-1平臺至渤西油氣處理廠海底輸氣管道運行壓力約為2MPa。渤西海域冬季平均水溫約為2℃，海底輸氣管道的運行參數如圖2所示，據此計算得到海底輸氣管道的溫度分布如圖3所示。
由圖3可知，從BZ13-1平臺到QK18-1平臺海底輸氣管道的天然氣溫度下降迅速，在大約10km處就基本接近海水溫度。渤西上岸輸氣管道也有類似的規律。
2.2 管道積液量分析
為了研究管道積液的可能性，從現場取得2處天然氣樣品進行測試和計算，模擬得到天然氣的相包絡線圖如圖4所示。由圖4可知，2條管道運行的工況點均在相包絡線的內部，屬于氣液兩相區，2條管道都可能積液，BZ13-1平臺天然氣的兩相區域大，BZ13-1到QK18-1海底輸氣管道的積液量應該更多。
可以通過管輸效率估算積液量，由輸氣管道的實際運行參數(溫度、壓力等)利用水力計算方法可以計算管道的理論輸量，再將此輸量與管道的實際輸量進行比較就可以得到管道的輸氣效率[2～4]。輸氣效率計算公式如下：
式中Q為管道實際輸氣量，m3/d；d為管內徑，cm；p1為輸氣管起點壓力，MPa；p2為輸氣管終點壓力，MPa；Z為天然氣壓縮系數；△為天然氣相對密度；T為天然氣平均溫度，K；L為管道總長，km。
由現場的生產記錄計算管道運行平均效率為88.9%，說明該管道積液量不大。據此估算渤西上岸輸氣管道的積液量為80～100m3，用同樣的方法估算BZ13-1到QK18-1海底輸氣管道的積液量為200～300m3，管道的總積液量約為400m3。
另外采用多相流動的分析方法，根據天然氣的組分數據，利用PIPESIM軟件計算管道入口的含液率，輸入管道的運行參數，可以得知渤西上岸管道為分層波浪流，上游BZ13-1到QK18-1輸氣海管為弱段塞流。分別采用Lockhart-Martinel模型和Beggs Brill模型[5～9]，由實際壓降計算管道含液率，并計算積液量。
假設積液平均分布，渤西上岸管道積液量為121.3m3，BZ13-1到QK18-1輸氣海管積液量為362.3m3，管道系統的總積液量為483.6m3。考慮計算誤差，按600m3積液量設計清管方案。
3 清管方案設計及作業效果
QK18-1平臺是管網的節點平臺，上游來液在此處理，因其儲存能力有限，多余的液體必須經上岸管道送到終端處理，如果液量過多終端也處理不了。經過研究作業區決定采用分階段清管方案。首先，對渤西上岸管道清管，清除該管道的積液；其次，對BZ13-1至QK18-1管道清管，排出上游管道積液；最后，再對渤西上岸管道清管，達到清除管道系統積液的目的。
2010年2月5日開始第一階段清管，從QK18-1平臺發送專門研制的泡沫清管球，約4h后終端處理廠收到清管球，清除積液約20m3(該管道在2個月前有過清管，故積液量少于預測值)。幾天后進行第二階段清管，從BZ13-1平臺發送清管球，710min后管道出口壓力開始上升，750min后過球指示器動作顯示清管球到達。現場根據壓力曲線估計液塞段體積約150m3，QK18-1平臺壓力曲線圖如圖5所示。隨后進入第三階段清管，再從QK18-1平臺發送清管球，經過260min收到清管球，通過渤西油氣處理廠測算收到積液127m3，部分液體經過QK18-1平臺處理轉入輸油管道。此次作業共清除積液約170m3，取得了輸氣管網清管作業的成功。
4 相關技術討論
本次清管是上游管道投產后初次清管，也是我國首次對海底輸氣管網的聯合清管作業。海上油氣田的輸氣管道大多是輸送濕氣，管內積液不能避免，積液過多降低管輸效率，或產生天然氣水合物危及管道安全。清管是管道除液的最佳手段，同時還有一些問題需要深入的研究。
4.1 管道積液量預測問題
海上平臺是輸氣管網的節點，在清管時要接收管道積液，由于平臺上的容器小，故預測積液量非常重要。從收到的液量看，預測值偏高很多，實際上1次清管并不能清除全部液體，一般只能清除70%～80%的積液，管道真實積液量應該超過220m3。管道經常在非穩態下運行，積液量預測十分困難。本次預測安全系數取值較大，結果雖然偏高但為設計作業方案提供了安全保證。隨著研究的深入，對具體的管道根據建立專用的計算模型，以多次清管和運行數據進行修正，完全可以減小預測誤差。
4.2 清管器的選擇和使用
海底管道可能因外力影響而變形，使用機械清管器卡堵風險高[3]。另外海底管道相對較短，比較適合于使用軟質的泡沫清管器。為此，本次清管開發了加強型帶涂層的泡沫清管器，該清管器的運行距離達到了98km。泡沫清管器的通過能力強，密封性好，有較好的除液能力，如果卡在管道中也能用過增壓方法將其擠破，作業風險低，宜于推廣[4]。然而，合適的清管球參數(過盈量、涂層厚度和長度)卻因管道而異。
4.3 清管作業的監測方法
通常在清管作業時根據通球指示器的動作判斷清管器是否通過，泡沫球比較軟有可能推不動指示器，采用壓力信號輔助監測能較好地解決這個問題。壓力監測還能間接反映清管球的運行狀態，由圖5可知液塞沖擊收球筒旁通管產生了第1次尖波，由此判斷液塞到達平臺，隨后壓力不斷上升是清管球推動液塞流速不斷加快所致；當清管球阻塞收球筒旁通管時產生了第2次尖波，清管球到達所以壓力基本穩定。在其他管道清管時也有類似的現象，由于管道的結構不同波形有差異，清管器到達的尖波都很明顯。管道壓力的實時監測不僅能判斷清管器通過，還能一定程度反映管道的狀態。
與簡單輸氣管道清管相比，管網作業需要合理的作業程序和精確的過程控制，難度增加很大，本次作業成功是一個良好的開端。目前該管網只有1個海上節點，分支管道尚未開通，很快就將向南延伸到BZ28-1油田和渤南管道，并開通支線，形成多節點、多分枝和多流向的復雜管網，屆時將給清管工作帶來新的挑戰。
參考文獻
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(本文作者：王玉1 詹燕紅2 1.中海石油(中國)有限公司天津分公司；2.中海石油技術檢測有限公司)
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