氣液混輸管道清管球運行速度控制方法研究與實踐

楊 葉， 楊 勇， 李春輝， 王吉成

（中海石油深海開發有限公司， 廣東 珠海 518000）

0 引言

隨著國家對天然氣需求的不斷增長，南海某深水天然氣處理平臺已成為粵港澳大灣區主要的清潔能源供應基地，每年生產超50 億m3的天然氣[1]。該平臺運營著兩條22 英寸（1 英寸=0.025 4 m）的深水混輸海管和30 英寸的淺水混輸海管。氣液混輸管線由于凝析油、液態水、酸性氣體、機械雜質等對管體有害的物質會引起管道內壁腐蝕，增大管壁粗糙度，腐蝕嚴重時將導致壁厚減薄或穿孔[2-4]。為了確保海管的使用壽命和輸送效率，需要定期進行清管作業以保持管道內部的清潔程度[5-6]。

平臺在進行清洗清管作業時，海管出口會遇到氣量波動、液體塞等異常工況，這些異常工況會顯著影響平臺的工藝系統穩定運行和處理效果[7]。隨著平臺進入后期階段或后續階段，工藝流程變得更加復雜。因此，在現有工藝流程和監控手段的基礎上，如何穩定、有效地控制清管作業地運行速度變得非常重要。

1 海管及平臺處理流程簡介

平臺作為深海油氣生產平臺，經營著國內首個深水油氣田X 氣田，同時配套開發周邊深水氣田。深水天然氣經過22 英寸海底管線輸送至平臺，經過濕氣壓縮機增壓脫水后與上游平臺干氣混合增壓，再通過30 英寸油氣混輸管道輸送至下游終端[8-9]。其中主要控制節點包括段塞流捕集器A、B 套進出口壓力調節閥PV1503A/B 和PV1507A/B、濕氣壓縮機站控閥和PV2502、濕氣壓縮機防喘閥FV2501A/B、干氣壓縮機站控閥PV2701、干氣壓縮機防喘閥FV27001A/D、干氣回流閥FV1502 共11 個，同時需要最多控制點達到6 個。如圖1 所示為平臺工藝處理流程簡圖。

圖1 海管及平臺工藝流程

2 原清管作業控制方法及弊端

典型的22 英寸深水海管清管時，在清管球進入2 號海管前推球氣量為18×104m3/h，2 號海管以最佳輸氣量29×104m3/h 進行生產，在清管球進入2 號海管后，PLEM（水下管匯）連通閥關閉，1 號海管停止注氣、2 號海管氣量分階段降低至最小輸氣量19×104m3/h。歸納為前期高產+后期收液+壓力穩定三個方面。圖2 為原清管作業過程中的全過程控制流程圖。

圖2 原清管作業過程中的全過程控制流程

上述控制流程在22 英寸海管可以快速完成清管作業，尤其是在管道末端可以有效地完成收球作業，但是隨著海管降壓生產、工藝控制節點增多以及下游對氣質的要求，該控制流程在清管作業過程中存在著諸多弊端：

1）通過FV1502 使用干氣壓縮機出口高溫干氣實現平臺自持運行，來氣溫度由18℃提高至50℃，冷媒供應表現不足；

2）由于海管自身緩沖功能，在清管球通過PLEM、關閉循環氣后深水氣量仍居高不下，直到清管球臨近立管后產量才有明顯下降趨勢，應急處置時間受限；

3）清管球到達立管出現氣荒后，氣量突變，干濕氣壓縮機組控制節點較多；

4）氣荒期間段塞來液超過下游處理能力，導致產品質量下降。

3 運行控制方法及創新點

針對原有清管作業中出現的弊端，通過分析研究和認為需要解決如下幾方面問題：氣荒期間循環氣溫度高、連通閥關閉后清管球運行時間短、氣荒期間段塞來液猛、氣荒結束后壓力波動大等問題[10-12]。

為此，創新提出前期高產+中期降產+后期控速+海管降壓的控制思路，即在清管球到達聯通閥之前保持高產外輸，在清管球通過聯通閥并關閉該閥后根據井口產氣逐步降低外輸氣量，當清管球接近立管時控制球速在0.5～1 m/s，對段塞來液進行穩定處理，同時抽取1 號海管干氣保證平臺穩定運行。此外，在清管球通過聯通閥后采用“先高后降”的思路將凝析油三相分離器空間騰空，強制提高段塞液停留時間，提高產品質量?？刂屏鞒倘鐖D3 所示。

圖3 清管作業過程創新工藝控制全過程流程

3.1 “先憋后放”，精準控制管道末端清管球運行速度

在油氣水混輸海管清管作業過程中，清管球運行速度控制是關鍵因素，清管球運行速度取決于清管球的設計特性、管道條件、作業目的等，根據經驗，速度過快會增加對管道的沖擊和壓力，高速運行下清管球與管道的摩擦增大容易導致清管球的磨損，此外對工藝流程的穩定控制也有著明顯影響。速度過低清管作業效果不佳，同時容易被管道內的障礙物卡住導致堵塞。根據經驗一般最低運行速度一般控制在0.5～1 m/s，最高運行速度一般控制在3～5 m/s[13-14]。詳細控制步驟如表1 所示。

表1 管道末端清管球運行控制步驟

與原控制方式有如下優勢：

1）清管球在2 號海管后半程前期人為控制運行速度，降低輸氣量，機組提前1 h 完成卸載備機；

2）清管球到達立管附近時，清管球運行速度控制在0.74 m/s，段塞來液處理時間由1 h 延長至2 h，有效降低了氣荒期間段塞來液瞬時量，來液瞬時量最高為300 m3/h；

3）由于PV1503B 節流降壓，液相中的閃蒸氣量達到5 000～20 000 m3/h，有效穩定段塞流捕集器B 的操作壓力，不再使用FV1502 補氣；

4）段塞流捕集器液位保持在安全范圍內，接受外段塞后可以穩定、快速恢復外輸氣量，降低2 號海管壓力。

3.2 “先推后輸”，穩輸降碳節能同步提升

在創新工藝控制方法中，為解決原清管工況中的外輸氣量低含碳高、循環氣溫度高等問題，提出了1號海管提前降壓的操作思路，即先將循環氣作為1 號海管中清管球的運行動力源，當清管球通過PLEM關閉聯通閥后，再利用對應的段塞流捕集器A 對1 號海管提前提氣降壓，提氣量根據2 號海管產量下降幅度、外輸氣總量進行適當調整，提氣量在10×104m3/h時系統穩定性運行較好，主要體現在以下兩個方面。

1）提高氣荒階段外輸氣量9×104m3/h。原清管控制方式中氣荒階段采用FV1502 對段塞流捕集器B進行補壓，補氣量為2×104m3/h，主要用于提高段塞流捕集器B 的操作壓力以及維持平臺燃氣消耗。在創新工藝控制方法中，通過PV1503B 的節流作用可以產生0.5×104～2×104m3/h 的閃蒸氣，不再需要FV1502 進行手動補氣，同時可為下游工藝增加天然氣來源，相比于原控制方式可提高氣荒階段外輸氣量9×104m3/h。

2）降低清管作業后期冷煤需求量336×104kJ。在創新控制方法中連通閥關閉后，1 號海管壓力穩定在8 MPa，段塞流捕集器操作壓力3.3MPa，因PV1503A節流作業進入系統的天然氣溫度由來氣18 ℃降低至平均8 ℃左右。而在原控制方法中經過干氣回流進入系統的天然氣溫度由來氣50 ℃降低至32 ℃。以段塞處理時長2 h，1 號海管提氣量10×104m3/h，根據熱量公式計算節能量達到336×104kJ[15]，不再需要額外啟動冷卻水循環泵。

3.3 “先升后降”，油相停留時間提升90%

該平臺凝析油分離器為典型的臥式三相分離器，設計尺寸為3.9 m（ID）×11.5 m（T/T），主要對來液進行油氣水三相分離[16]。油水分離的效果主要與液體停留時間相關，根據QHS 3006—2003《油氣分離器設計制造規范》計算凝析油分離器正常操作和清管工況時油的停留時間t1、t2。

式中：W為在流動條件下的液體處理量，m3/d；V為液體沉降容積，m3；t為停留時間，min。

以正常工況下液體處理量為2 000 m3/d，清管工況下折算液體處理量為8 400 m3/d（瞬時處理量為350 m3/h），計算出t1=32 min、t2=7.6 min。t1與t2相差較大，沉降時間縮短，表現出油雜質含量增多、凝析油過濾器堵塞。當清管球通過PLEM后，海管來液量將在氣荒出現時才會大量增加，其余時間基本無液[17]，可利用該時間段對分離器采用“先升后降”的方式，提高凝析油分離器緩沖空間，從而提高液體停留時間[17-18]。具體原理見圖4。

圖4 凝析油分離器先升后降操作原理

通過公式（1）計算可得通過先升后降的操作模式，可以為凝析油分離器提供40 m3緩沖空間，可增加液體停留時間6.9 min，可有效提高油水的分離效果[20]，降低凝析油過濾器的堵塞速率。

4 應用效果

2023 年該平臺對深水22 英寸海管使用該創新工藝控制方法完成2 次清管作業，清管作業期間系統穩定性得到明顯提高，段塞來液瞬時量得到有效控制。

1）段塞流捕集器最高液位得到有效控制，由原最高2 500 mm 降低至2 000 mm；

2）清管球到達立管前準備時間得到有效延長，由2 h 延長至4 h；

3）段塞處理時間由原1 h 延長至2 h，有效控制平臺瞬時工藝處理量；

4）氣荒結束后瞬時氣量得到有效控制，由原30×104m3/h 降低至10×104m3/h，極大減少工藝系統波動幅度；

5）有效提高凝析油產品質量，原清管作業過程中凝析油堵塞情況由2 套降低至1 套；

6）氣荒期間平臺外輸氣量由5×104m3/h 提高至14×104m3/h，節能明顯，不再需要額外啟動一臺冷卻水循環泵。

5 結語

海底管線定期的清管作業以清除管內雜質，提高輸送效率，保證輸送安全是非常有必要的。對于氣液混輸管線與常規的單相輸送管線相比，清管球運行速度控制對于流程的穩定運行顯得尤為重要，但對于深水氣田的油氣水混輸管線在實踐經驗、海管流動性、段塞沖擊等方面有一定的不足之處。建議同類深水海管在清管作業前，與該平臺深水海管清管作業步驟進行綜合對比，利用已有流程，制定最優清管運行速度控制方案，進一步深化氣液混輸管道清管球運行控制技術，提高清管作業安全性。