海底混输管道清管段塞影响因素分析及控制

王文光，万宇飞，曲兆光，刘春雨，刘际海

中海石油（中国）有限公司天津分公司，天津 300459

海底混输管道清管段塞影响因素分析及控制

王文光，万宇飞，曲兆光，刘春雨，刘际海

中海石油（中国）有限公司天津分公司，天津 300459

海底油气混输管道在进行清管操作时，清管段塞会对下游的平台生产流程及设备带来冲击、振动等影响。在管道与平台连接处安装段塞流捕集器能够有效减小清管段塞造成的不利影响，但受平台面积的限制，段塞流捕集器的尺寸不宜过大。以渤海某油田的新建海底管道为例，分别研究管径、出口压力、管道输量等因素对清管段塞体积的影响规律，进而提出控制清管段塞体积、优化段塞流捕集器尺寸的可行措施。研究计算表明，通过优化清管操作，可将该海底管道的清管段塞体积由28.4m3减小至14.0m3左右，优化了捕集器的尺寸，减少了工程投资。

清管段塞；影响因素分析；段塞流捕集器；尺寸优化

海底油气混输管道进行清管操作时，清管器前方会聚集大量液体[1]，当清管器即将到达海底管道下游平台时，会有液体段塞进入平台的设备和流程，对平台生产产生较大的影响。因此混输海管接入海上平台时，通常会安装段塞流捕集器，以减小液体段塞对平台设备的影响[2-3]。在设计段塞流捕集器时，首先需要对实际工况进行分析，确定最大段塞量（通常取决于清管段塞量）[4]；然后根据最大段塞量确定设备尺寸[5-9]。但受海上平台甲板面积的限制，段塞流捕集器尺寸不宜设置过大[6]，因此需要对海底油气混输管道的清管段塞进行分析和控制，从而优化捕集器尺寸。

本文侧重于在海上油气田开发前期研究阶段中，通过动态多相流软件模拟，研究海底油气混输管道清管段塞的影响因素及规律，优化清管方案，控制清管段塞量，从而优化海底管道末端段塞流捕集器的尺寸。同时本文的研究结果可以为海上油气田现场操作提供参考，减小清管段塞对平台工艺系统及设备的冲击，保证平台安全运行。

1 设计基础与清管工况模拟

1.1 设计基础

渤海某油田设计建造一座中心处理平台CEPA，一座井口平台WHPB。井口平台的物流全部输送至中心处理平台进行处理。由于气液比较高，由井口平台至中心平台的油气水混输管道可能存在段塞流，因此需要在中心平台设计一座段塞流捕集器。

井口平台潜力配产方案中液量最大年的产液量约3 485 m3/d，含水率88%，气液比约为55.6。20℃条件下原油密度为861.3kg/m3，50℃条件下原油黏度为7.9MPa·s，天然气相对密度为0.832。

平台间混输海底管道长约4.4km，初步设计管径为12in（1in=25.4mm）。出口压力700 kPa，入口温度约70℃。海底管道为双层保温管，设计总传热系数约为1.1 W/（m2·K）。井口平台水深约为19.4 m，海床泥温最低为3.7℃。

1.2 清管工况模拟

根据该油田设计运行参数，利用动态多相流软件OLGA，模拟WHPB平台至CEPA平台混输海底管道的清管操作，计算结果见图1和图2。

图1 清管器运行速度和运行里程

图2 清管段塞体积与管道积液量

图1 为清管器运行速度及里程曲线。海底油气混输管道中，清管器的速度主要取决于天然气的流速，从计算结果可知，清管器速度约为0.9～1.2 m/s，清管器在管道内总的运行时间为1.25 h。

图2为管道积液量及清管段塞体积曲线。当清管器到达CEPA平台时，海底管道内的积液量大幅下降，大量液塞进入平台流程，液塞经过段塞流捕集器缓冲，进入下游流程。计算结果显示，该条海底管道清管结束时，在0.6 h内排出约140 m3液体，中心平台处理能力按照186 m3/h计算，则需要段塞流捕集器处理的液塞体积为28.4 m3，即捕集器的液相有效容积至少为28.4 m3。

2 清管段塞影响因素分析及控制措施

多相流管道内流动较为复杂，影响油气混输管道清管段塞的因素有很多，主要包括海底管道起伏角度、管道出口压力、管道输量、管径、管道末端阀门开度等[10]。本文采用上述软件，较详细地分析各因素对管道清管段塞的影响规律，见表1。

表1 清管段塞体积的影响因素

从中可以看出，随着管道上倾、出口压力升高、液相输量减小、管径减小和阀门开度减小，需要处理的清管段塞体积减小。根据上述分析，该条海底管道的清管段塞体积可以通过表2中的措施进行控制。

表2 清管段塞体积的控制措施

通过模拟计算，定量分析表1中各措施的可行性，可以得到：

（1）当管径由12 in减小至10 in时，段塞量减小约14.5 m3。因此在设计阶段选择管径时，应综合考虑压降、流速、清管段塞等因素，比选出最优管径。该条措施仅适用于设计阶段，对于已投产的管道无法实现。

（2）海底管道倾角主要取决于实际海底管道路由和海床情况，且受铺管操作的影响，无法定量分析管道倾角的影响。

（3）适当提高海底管道出口压力，可以减小清管段塞。当混输海底管道出口压力由700 kPa提高至800 kPa时，清管段塞量减小约3 m3。

（4）海底管道登陆中心平台时，通常会设置相应的调节阀及关断阀。在实际清管操作中，适当调小管道出口阀门进行节流，当阀门开度约为20%时，段塞量减小约4 m3。

（5）根据实际生产情况，清管时关闭部分油井或调小油嘴开度，可以减小海底管道输量，降低清管器运行速度，从而减小清管段塞量。当混输管道的输油量由414 m3/d降至400 m3/d时，清管段塞量减小约3 m3。

（6）水力清管是指在进行清管操作前，通过提高气相输量（气液比），增加气相的携液能力，从而达到减小管道内积液量的目的。但该措施受实际产量限制，可能无法实现。

（7）在清管操作时，可以将液体临时泄放至闭排罐，待生产平稳后，将闭排罐中的液体通过闭排泵输往至工艺流程中进行处理。本平台闭排罐设计尺寸为2.0 m（ID）×5.6 m（T/T），可以接收液体段塞体积约为5 m3。

经过上述分析，如果同时采取措施（3）、（4）、（5）、（7），该条油气混输管道的清管段塞量可由28.4 m3优化至14.0 m3左右，段塞流捕集器液相最小容积减小50%左右，大大减小了设备尺寸。考虑到平台甲板面积、设备投资等因素，上述优化措施约可以节省工程投资15万元。

3 结束语

海底混输管道的清管段塞会对下游平台或处理厂产生较大影响，因此本文以渤海油田某新建管道为例，利用多相流动态模拟软件OLGA，对清管段塞体积的影响因素进行了分析，并提出了相应的解决措施，主要结论如下：

（1）对海底油气混输管道清管段塞体积的影响因素进行了分析，研究发现随着管道上倾、出口压力升高、液相输量减小、管径减小和阀门开度减小，清管段塞体积减小。

（2）在实际清管操作中，可以通过提高管道出口压力、节流、调整输量等，控制清管段塞体积，同时可以利用平台闭排罐等设备接收部分液塞，从而减小清管段塞对平台设备、流程的影响，保证海上平台安全运行。

（3）经计算分析，渤海某油田新建的海底管道，若采取上述一系列的控制措施，可以将清管段塞量由28.4 m3减少至14.0 m3左右，大幅减小下游段塞流捕集器的液相容积和整体尺寸，可以节省工程投资约15万元。

[1]夏立军.海底管道漏磁检测应用技术研究[D].青岛：中国石油大学，2010.

[2]李劲松，陈肇日，苟潮洋.乐东气田外输管线清管作业段塞流的应对措施[J].中国科技纵横，2011（14）：269-270.

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[4]郝云.段塞流捕集器的设计分析研究[J].中国化工贸易，2015，7（21）：73.

[5]宁铜，许言，赵建彬，等.段塞流捕集器选型及设计思路[J].天然气与石油，2013，31（4）：12-14.

[6]路宏，陈晶华，朱海山，等.海底油气混输管道中清管段塞的控制方法[J].石油规划设计，2013，24（4）：25-27.

[7]李玉星，张新军，唐建峰，等.容器式段塞流捕集器性能测试与应用研究[C]//中国工程热物理学会2008多相流学术会议论文集.青岛：中国工程热物理学会2008多相流学术会议，2008：编号086047.

[8]王冰.段塞流捕集器的结构设计分析[J].石油工程建设，2009，35（S1）：165-166.

[9]张军.普光气田集气总站段塞流捕集装置研究与设计[J].石油工程建设，2015，41（3）：58-61．

[10]孙旭，陈文峰.荔湾气田中心处理平台段塞流捕集器控制方案研究[J].新技术新工艺，2014（4）：71-74.

Influence factors and controlmethod ofpigging surge ofsubsea multiphase pipeline

WANG Wenguang，WAN Yufei，QU Zhaoguang，LIU Chunyu，LIU Jihai
CNOOC Tianjin Company，Tianjin 300459，China

During pigging operation of subsea multiphase pipeline，pigging surge will result in a series of adverse effects on the production of offshore platform，such as vibration and strike to downstream platform process and equipment.Slug catcher equipped on the downstream offshore platform can minimize the impact of slug flow and pigging surge.However，the size of slug catcher is limited due to the narrow space of platform.A newly-built subsea multiphase pipeline is studied in this paper to analyze the influences of diameter，outlet pressure and flowrate on the pigging surge.The corresponding measures used to reduce the pigging surge volume are proposed.The calculation results show that the volume of pigging surge can be reduced from 28.4 m3to about 14.0 m3.The size of the slug catcher on the platform can also be optimized.

pigging surge；analysis of influence factors；slug catcher；sizing optimization

王文光（1989-），男，山东滨州人，2015年毕业于中国石油大学（华东）油气储运工程专业，硕士，现主要从事海上油气田开发前期研究、海底管道流动安全保障研究等工作。

2017-03-27

10.3969/j.issn.1001-2206.2017.04.010

Email：wangwg17@cnooc.com.cn