气液混输管道清管球运行速度控制方法研究与实践

杨 叶， 杨 勇， 李春辉， 王吉成

（中海石油深海开发有限公司， 广东 珠海 518000）

0 引言

随着国家对天然气需求的不断增长，南海某深水天然气处理平台已成为粤港澳大湾区主要的清洁能源供应基地，每年生产超50 亿m3的天然气[1]。该平台运营着两条22 英寸（1 英寸=0.025 4 m）的深水混输海管和30 英寸的浅水混输海管。气液混输管线由于凝析油、液态水、酸性气体、机械杂质等对管体有害的物质会引起管道内壁腐蚀，增大管壁粗糙度，腐蚀严重时将导致壁厚减薄或穿孔[2-4]。为了确保海管的使用寿命和输送效率，需要定期进行清管作业以保持管道内部的清洁程度[5-6]。

平台在进行清洗清管作业时，海管出口会遇到气量波动、液体塞等异常工况，这些异常工况会显著影响平台的工艺系统稳定运行和处理效果[7]。随着平台进入后期阶段或后续阶段，工艺流程变得更加复杂。因此，在现有工艺流程和监控手段的基础上，如何稳定、有效地控制清管作业地运行速度变得非常重要。

1 海管及平台处理流程简介

平台作为深海油气生产平台，经营着国内首个深水油气田X 气田，同时配套开发周边深水气田。深水天然气经过22 英寸海底管线输送至平台，经过湿气压缩机增压脱水后与上游平台干气混合增压，再通过30 英寸油气混输管道输送至下游终端[8-9]。其中主要控制节点包括段塞流捕集器A、B 套进出口压力调节阀PV1503A/B 和PV1507A/B、湿气压缩机站控阀和PV2502、湿气压缩机防喘阀FV2501A/B、干气压缩机站控阀PV2701、干气压缩机防喘阀FV27001A/D、干气回流阀FV1502 共11 个，同时需要最多控制点达到6 个。如图1 所示为平台工艺处理流程简图。

图1 海管及平台工艺流程

2 原清管作业控制方法及弊端

典型的22 英寸深水海管清管时，在清管球进入2 号海管前推球气量为18×104m3/h，2 号海管以最佳输气量29×104m3/h 进行生产，在清管球进入2 号海管后，PLEM（水下管汇）连通阀关闭，1 号海管停止注气、2 号海管气量分阶段降低至最小输气量19×104m3/h。归纳为前期高产+后期收液+压力稳定三个方面。图2 为原清管作业过程中的全过程控制流程图。

图2 原清管作业过程中的全过程控制流程

上述控制流程在22 英寸海管可以快速完成清管作业，尤其是在管道末端可以有效地完成收球作业，但是随着海管降压生产、工艺控制节点增多以及下游对气质的要求，该控制流程在清管作业过程中存在着诸多弊端：

1）通过FV1502 使用干气压缩机出口高温干气实现平台自持运行，来气温度由18℃提高至50℃，冷媒供应表现不足；

2）由于海管自身缓冲功能，在清管球通过PLEM、关闭循环气后深水气量仍居高不下，直到清管球临近立管后产量才有明显下降趋势，应急处置时间受限；

3）清管球到达立管出现气荒后，气量突变，干湿气压缩机组控制节点较多；

4）气荒期间段塞来液超过下游处理能力，导致产品质量下降。

3 运行控制方法及创新点

针对原有清管作业中出现的弊端，通过分析研究和认为需要解决如下几方面问题：气荒期间循环气温度高、连通阀关闭后清管球运行时间短、气荒期间段塞来液猛、气荒结束后压力波动大等问题[10-12]。

为此，创新提出前期高产+中期降产+后期控速+海管降压的控制思路，即在清管球到达联通阀之前保持高产外输，在清管球通过联通阀并关闭该阀后根据井口产气逐步降低外输气量，当清管球接近立管时控制球速在0.5～1 m/s，对段塞来液进行稳定处理，同时抽取1 号海管干气保证平台稳定运行。此外，在清管球通过联通阀后采用“先高后降”的思路将凝析油三相分离器空间腾空，强制提高段塞液停留时间，提高产品质量。控制流程如图3 所示。

图3 清管作业过程创新工艺控制全过程流程

3.1 “先憋后放”，精准控制管道末端清管球运行速度

在油气水混输海管清管作业过程中，清管球运行速度控制是关键因素，清管球运行速度取决于清管球的设计特性、管道条件、作业目的等，根据经验，速度过快会增加对管道的冲击和压力，高速运行下清管球与管道的摩擦增大容易导致清管球的磨损，此外对工艺流程的稳定控制也有着明显影响。速度过低清管作业效果不佳，同时容易被管道内的障碍物卡住导致堵塞。根据经验一般最低运行速度一般控制在0.5～1 m/s，最高运行速度一般控制在3～5 m/s[13-14]。详细控制步骤如表1 所示。

表1 管道末端清管球运行控制步骤

与原控制方式有如下优势：

1）清管球在2 号海管后半程前期人为控制运行速度，降低输气量，机组提前1 h 完成卸载备机；

2）清管球到达立管附近时，清管球运行速度控制在0.74 m/s，段塞来液处理时间由1 h 延长至2 h，有效降低了气荒期间段塞来液瞬时量，来液瞬时量最高为300 m3/h；

3）由于PV1503B 节流降压，液相中的闪蒸气量达到5 000～20 000 m3/h，有效稳定段塞流捕集器B 的操作压力，不再使用FV1502 补气；

4）段塞流捕集器液位保持在安全范围内，接受外段塞后可以稳定、快速恢复外输气量，降低2 号海管压力。

3.2 “先推后输”，稳输降碳节能同步提升

在创新工艺控制方法中，为解决原清管工况中的外输气量低含碳高、循环气温度高等问题，提出了1号海管提前降压的操作思路，即先将循环气作为1 号海管中清管球的运行动力源，当清管球通过PLEM关闭联通阀后，再利用对应的段塞流捕集器A 对1 号海管提前提气降压，提气量根据2 号海管产量下降幅度、外输气总量进行适当调整，提气量在10×104m3/h时系统稳定性运行较好，主要体现在以下两个方面。

1）提高气荒阶段外输气量9×104m3/h。原清管控制方式中气荒阶段采用FV1502 对段塞流捕集器B进行补压，补气量为2×104m3/h，主要用于提高段塞流捕集器B 的操作压力以及维持平台燃气消耗。在创新工艺控制方法中，通过PV1503B 的节流作用可以产生0.5×104～2×104m3/h 的闪蒸气，不再需要FV1502 进行手动补气，同时可为下游工艺增加天然气来源，相比于原控制方式可提高气荒阶段外输气量9×104m3/h。

2）降低清管作业后期冷煤需求量336×104kJ。在创新控制方法中连通阀关闭后，1 号海管压力稳定在8 MPa，段塞流捕集器操作压力3.3MPa，因PV1503A节流作业进入系统的天然气温度由来气18 ℃降低至平均8 ℃左右。而在原控制方法中经过干气回流进入系统的天然气温度由来气50 ℃降低至32 ℃。以段塞处理时长2 h，1 号海管提气量10×104m3/h，根据热量公式计算节能量达到336×104kJ[15]，不再需要额外启动冷却水循环泵。

3.3 “先升后降”，油相停留时间提升90%

该平台凝析油分离器为典型的卧式三相分离器，设计尺寸为3.9 m（ID）×11.5 m（T/T），主要对来液进行油气水三相分离[16]。油水分离的效果主要与液体停留时间相关，根据QHS 3006—2003《油气分离器设计制造规范》计算凝析油分离器正常操作和清管工况时油的停留时间t1、t2。

式中：W为在流动条件下的液体处理量，m3/d；V为液体沉降容积，m3；t为停留时间，min。

以正常工况下液体处理量为2 000 m3/d，清管工况下折算液体处理量为8 400 m3/d（瞬时处理量为350 m3/h），计算出t1=32 min、t2=7.6 min。t1与t2相差较大，沉降时间缩短，表现出油杂质含量增多、凝析油过滤器堵塞。当清管球通过PLEM后，海管来液量将在气荒出现时才会大量增加，其余时间基本无液[17]，可利用该时间段对分离器采用“先升后降”的方式，提高凝析油分离器缓冲空间，从而提高液体停留时间[17-18]。具体原理见图4。

图4 凝析油分离器先升后降操作原理

通过公式（1）计算可得通过先升后降的操作模式，可以为凝析油分离器提供40 m3缓冲空间，可增加液体停留时间6.9 min，可有效提高油水的分离效果[20]，降低凝析油过滤器的堵塞速率。

4 应用效果

2023 年该平台对深水22 英寸海管使用该创新工艺控制方法完成2 次清管作业，清管作业期间系统稳定性得到明显提高，段塞来液瞬时量得到有效控制。

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）清管球到达立管前准备时间得到有效延长，由2 h 延长至4 h；

3）段塞处理时间由原1 h 延长至2 h，有效控制平台瞬时工艺处理量；

4）气荒结束后瞬时气量得到有效控制，由原30×104m3/h 降低至10×104m3/h，极大减少工艺系统波动幅度；

5）有效提高凝析油产品质量，原清管作业过程中凝析油堵塞情况由2 套降低至1 套；

6）气荒期间平台外输气量由5×104m3/h 提高至14×104m3/h，节能明显，不再需要额外启动一台冷却水循环泵。

5 结语

海底管线定期的清管作业以清除管内杂质，提高输送效率，保证输送安全是非常有必要的。对于气液混输管线与常规的单相输送管线相比，清管球运行速度控制对于流程的稳定运行显得尤为重要，但对于深水气田的油气水混输管线在实践经验、海管流动性、段塞冲击等方面有一定的不足之处。建议同类深水海管在清管作业前，与该平台深水海管清管作业步骤进行综合对比，利用已有流程，制定最优清管运行速度控制方案，进一步深化气液混输管道清管球运行控制技术，提高清管作业安全性。