順北油氣田位于順托果勒隆起構(gòu)造帶[1],順托果勒低隆起位于塔里木盆地中北部,塔克拉瑪干大沙漠北緣沙漠腹地,處于卡塔克、沙雅兩大隆起和阿瓦提、滿加爾兩大坳陷之間[2],油氣資源豐富,屬斷控巖溶背景的縫洞型碳酸鹽巖油氣藏[3]。初步估算順北地區(qū)18條主干走滑斷裂帶油氣地質(zhì)儲量約1.7×109 t,展現(xiàn)了巨大的油氣勘探前景[2]。 

隨著順北油氣區(qū)塊開發(fā)的深入,勘探、開采、運輸?shù)榷囗楇y題也逐漸顯現(xiàn)。目前順北油氣田閥組間的集輸干線通常為抗硫鋼管,輸送介質(zhì)為原油+伴生氣,其中原油析蠟點（-10 ℃）較高,且屬于含蠟原油（蠟質(zhì)量分數(shù)>2.5%）,原油含水率超過5%,水中礦化度高達12×104 mg/L。因此順北油氣集輸管線在服役中存在積蠟、積垢等風險。為使順北油氣田順利開發(fā)生產(chǎn),避免出現(xiàn)由于油氣集輸管線輸送效率低而引起的產(chǎn)能下降,需對順北集輸管線進行定期清管[4-5]。對于油氣混輸介質(zhì),受到氣體與液體流動狀態(tài)的影響,清管難度大,目前國內(nèi)尚無對油氣混輸管線清管的案例。筆者通過分析順北油氣集輸管線在清管中存在的風險,通過調(diào)研優(yōu)選適合于順北油氣集輸管線的清管器器類型與清管技術(shù)參數(shù),并參考清管技術(shù)參數(shù)對典型油氣集輸管線進行現(xiàn)場清管,這不僅能為順北油氣集輸管線的現(xiàn)場清管提供技術(shù)支撐,同時也為類似油田工況的油氣集輸管線清管提供參考。 

1.   順北油氣集輸管線現(xiàn)狀

順北區(qū)塊從2018年開始開發(fā),目前已在順北1條帶、5條帶、4條帶、8條帶建立完備的油氣集輸系統(tǒng),共開發(fā)90余口單井,建立30余條集輸干線及油氣聯(lián)合站。順北區(qū)塊集輸管線的統(tǒng)計情況如表1所示,可以看出,順北集輸管線材料多數(shù)為抗硫鋼管,管徑DN為150~400 mm,輸送介質(zhì)主要為輸送原油+伴生氣。順北1/5條帶與順北4/8條帶的原油組成如表2所示,水介質(zhì)組成如表3所示,伴生氣組分如表4所示。順北油氣集輸管線大多處于順北沙漠區(qū)域中,管線呈現(xiàn)高低起伏敷設(shè)特征,最大高程差達到33.38 m（如圖1所示）。 

表  3  順北區(qū)塊1/5條帶與順北4/8條帶集輸管線水介質(zhì)組成

Table  3.  Composition of water medium in 1/5 strip and 4/8 strip gathering pipeline in Shunbei block

區(qū)塊	條帶	ρ（Cl-）/（mg·L-1）	/（mg·L-1）	/（mg·L-1）	ρ（K++Na+）/（mg·L-1）	ρ（Ca2+）/（mg·L-1）	ρ（Mg2+）/（mg·L-1）	pH	總礦化度/（mg·L-1）
一區(qū)	1條帶	8 138.61	7 664.0	46.83	7 007.10	743.33	583.60	7.63	24 183.47
	5條帶	49.77	746.5	6 604.53	3 546.77	390.31	33.98	8.63	12 913.37
二區(qū)	4條帶	69 674.00	750.0	725.00	16 670.00	27 824.00	1 554.00	6.30	125 678.00
	8條帶	75 375.00	100.0	303.00	38 513.00	7 747.00	596.00	6.10	121 697.00

圖  1  順北某油氣集輸管線（DN250）高程圖

Figure  1.  Elevation map of an oil and gas gathering pipeline (DN250) in Shunbei

目前順北集輸管線在投產(chǎn)前使用清管+緩蝕劑批處理對管線進行腐蝕防護,其中清管工藝主要采用機械清管器+泡沫清管器,由于投產(chǎn)前集輸管線內(nèi)存在多為殘留水以及已清理的雜質(zhì),在清管過程中未出現(xiàn)問題。順北集輸管線在運行中尚未實施清管,除材料為非金屬管的油氣集輸管線以及未設(shè)置收發(fā)球筒的管線外,其他油氣集輸管線均具備清管條件。但在順北油氣集輸管線運行期間,由于管線內(nèi)沉積物狀況未知,介質(zhì)腐蝕性較苛刻,基于順北區(qū)塊管線運行工況與地形地貌,需要對管線清管過程中的風險進行詳細梳理,從而給現(xiàn)場清管方案提供技術(shù)支撐。 

2.   順北油氣集輸干線在清管中面臨的風險

2.1   清管器卡堵

順北原油介質(zhì)中含有一定的地層水,地層水中的礦化度較高（表3）,根據(jù)SY/T 0600-2016《油田水結(jié)垢趨勢預(yù)測方法》,使用Ryznar穩(wěn)定指數(shù)法,計算得到該水介質(zhì)的穩(wěn)定指數(shù)SAI最小達到3.29,由于SAI<5,順北油氣集輸管線的輸送介質(zhì)表現(xiàn)為嚴重結(jié)垢趨勢,結(jié)垢容易導致清管器在運行過程中發(fā)生卡堵。 

順北原油析蠟點（-10 ℃）較高,且屬于含蠟原油,由于順北區(qū)塊處于塔克拉瑪干沙漠腹地,冬季氣溫最低達-40~-30 ℃,對于油氣集輸管線來說,存在一定的析蠟風險。通過OLGA模擬軟件對順北典型油氣集輸管線進行積蠟?zāi)M。運用PVTsim軟件對表2~4所示的油、水、氣組成進行物性計算,并將計算結(jié)果導入OLGA軟件。管道中心距地面約1.5 m,管線從里到外依次為抗硫鋼管、3PE防蝕腐層、土壤,其詳細參數(shù)如表5所示。設(shè)置模擬時間為365 d,管線中積蠟量隨運行時間的變化曲線如圖2所示,可以看出,模擬運行365 d后,在管線入口端積蠟量厚度最大約為2.8 mm,管線內(nèi)積蠟量約350 kg。同時,冬季順北沙漠區(qū)塊土壤溫度低,管道油壁溫差比夏季更大,會出現(xiàn)更大的積蠟量。通常情況下,當管線中積蠟厚度在2 mm以上時,在清管過程中可能出現(xiàn)因蠟堵而卡球的情況[8]。從上述研究可以看出,順北油氣集輸管線在服役過程中存在一定的積蠟風險。考慮到管線沿沙漠地區(qū)敷設(shè),管線距離長,高低起伏大,為對順北油氣集輸管線順利實施清管,需要從通過能力、清垢能力等方面優(yōu)選適宜的清管技術(shù)。 

圖  2  順北典型油氣集輸管線365 d積蠟厚度和質(zhì)量模擬結(jié)果

Figure  2.  Simulation results of 365 d wax deposition thickness (a) and mass (b) in typical oil and gas gathering pipeline in Shunbei

2.2   清管器偏磨

由于順北油氣集輸管線輸送介質(zhì)為油氣混輸物,與典型輸氣管線相比,在油氣集輸管線輸送過程中,伴生氣密度較小,位于管線的上部；含水原油密度較大,位于管線的下部。在清管過程中,由于清管器上部與下部接觸的介質(zhì)不同,與含水原油接觸的清管器下半部分,由于清管阻力較大,磨損較為嚴重；同時由于重力的影響,清管器下部的磨損比清管器上部更嚴重。因此在整個清管過程中,當待清管的集輸管線距離較長且管線下部存在積垢或積蠟時,清管器下部的磨損較上部更嚴重。若清管器下部在運行過程中磨損較快,清管器上部容易出現(xiàn)氣體流通通道,導致竄氣,嚴重影響清管效率。圖3為典型成品油管道在清管過程中運行至上坡以及下坡階段時,由于清管器速率過快,清管器出現(xiàn)嚴重偏磨,緊固螺栓受力增大而發(fā)生脫落[9]。因此在不考慮其他影響因素的情況下,優(yōu)選適宜的清管器類型、適當提高清管器的運行速率可以降低清管器在油氣集輸管線內(nèi)的偏磨風險。 

圖  3  典型清管器偏磨案例圖片

Figure  3.  Typical case picture of pig eccentric wear

2.3   清管器定位裝置丟失

由于順北集輸管線大多沿沙漠敷設(shè),高低起伏程度大,且輸送油氣介質(zhì)中含有一定的水,在高低起伏的坡谷處容易形成段塞流,段塞流首先容易造成清管過程中,清管器運行速率不穩(wěn)定,同時容易造成清管器的定位裝置丟失,延誤現(xiàn)場清管進程。使用表6所示的清管模擬參數(shù),采用OLGA軟件對順北典型油氣集輸管線清管器的運行速率進行模擬,結(jié)果如圖4所示?？梢钥闯?在不同的出口壓力下,清管器在運行初期均出現(xiàn)了運行速率的波動,這是由于該區(qū)域管線的敷設(shè)高低起伏較大,管線高低起伏段會形成的段塞流,而清管器運行速率波動容易導致清管器的定位裝置丟失。圖5為某原油管道在清管過程中,由于管道高程起伏較大且彎頭較多導致清管器發(fā)生斷裂丟失的照片,在經(jīng)過開挖、斷管程序后將遺留段清管器取出[10]。因此,在確定適用于順北油氣集輸管線的清管技術(shù)參數(shù)時,需要特別注意清管器運行速率,通過調(diào)整輸送流量或者出口壓力等方式,使清管過程中清管器平穩(wěn)運行,避免出現(xiàn)頻繁的波動導致清管器定位裝置丟失。 

圖  4  順北典型油氣集輸管線清管速率模擬結(jié)果

Figure  4.  Simulation results of pigging rate of typical oil and gas gathering and transportation pipelines in Shunbei

圖  5  典型高起伏原油管線清管器斷裂丟失照片

Figure  5.  Typical high ups and downs of crude oil pipeline pig fracture loss photo

3.   順北油氣集輸管線清管技術(shù)優(yōu)選

3.1   清管器類型

目前,國內(nèi)外管道廣泛應(yīng)用的清管器有泡沫清管器、機械清管器和射流清管器。表7為不同類型清管器優(yōu)缺點對比。泡沫式清管器通過能力強,適用于高低起伏程度大的管線清管,對管徑無特殊要求。泡沫清管器較軟,對于結(jié)垢清理效果較差,適用于起伏程度大的管線的前期清管[11]。機械清管器主要包括碟型皮碗清管器和直板皮碗清管器[12],機械清管器主要由金屬框架和橡膠皮碗組成,清管器穩(wěn)定性好,對于結(jié)垢等固體雜質(zhì)清理效果好,但由于金屬框架和橡膠皮碗可變形程度不如泡沫清管器,因此機械清管器的通過能力較差,一般情況下機械清管器是在泡沫清管器清管后使用,過盈量通常選取2%~5%。其中直板皮碗清管器可以雙相運動,一旦因管線內(nèi)結(jié)垢嚴重造成堵塞,可以通過反向運行將清管器推出。近年來,射流清管器常用于積垢積蠟嚴重管線清管,其遇到積垢等阻力時,自身的壓力控制閥即可開啟,通過高壓流體沖擊的方式進行清管,對于積垢與積蠟的清管效果都好[13],但其清管效率較低,清管時間長,需要根據(jù)管線的實際情況進行選擇。結(jié)合順北集輸管線特征、輸送介質(zhì)類型、介質(zhì)工況特征,建議按照清管器優(yōu)選原則,優(yōu)先使用通過能力較強的清管器,然后使用清管能力較強的清管器。當積蠟積垢情況未知時,建議優(yōu)先采用泡沫清管器清管,然后使用機械清管器或射流清管器清管；當積蠟積垢情況已知且嚴重時,建議采用射流清管器清管。 

3.2   清管參數(shù)

清管參數(shù)包括清管器運行速率、清管器過盈量以及清管器運行過程中的前后壓差等。其中清管器運行速率過小會造成清管器的卡頓,清管器運行速率過快則容易導致清管效果弱化、清管器損壞等情況。順北管線高低起伏落差較大,在管線上坡時可能需要加大壓差使清管器通過,到管線下坡時清管器運行速率較快,清管器與管線的沖擊可能導致清管器或管線產(chǎn)生損傷。喻軍等[6]研究了典型大落差管道的清管時的有限元模擬,管線在坡底受到的綜合應(yīng)力最大?？紤]土壤約束等外部載荷、管道內(nèi)壓以及內(nèi)部沖擊載荷的影響,清管器在坡底受到的最大綜合應(yīng)力與清管器的運行速率相關(guān),在清管過程中,清管器在坡底受到的最大綜合應(yīng)力不允許超過鋼管的許用應(yīng)力,因此可以得出清管器最大運行速率的符合式（1）[7]。通過式（1）可以得到在對順北集輸管線清管時,清管器最大運行速度不超過4.95 m/s。 

式中：[σ]為抗硫鋼管的最大許用應(yīng)力,其表達式見式（2）；v為清管器最大運行速率；K為強度設(shè)計系數(shù),取0.72,φ為焊縫系數(shù),取1；σS為鋼管最小屈服強度,對于抗硫鋼管,取360 MPa。 

對于清管器的過盈量,需要根據(jù)不同的清管器類型進行選取,通常對于泡沫清管器一般選取5%~8%過盈量[11],這主要是由于泡沫清管器可變形幅度較大,如過盈量選取過小,則清管效果變差,如選取更高的過盈量,則需要更大的驅(qū)動力,會使費用成本上升；對于機械清管器,過盈量一般選取2%~5%[12]。對于清管器壓差,一般建議不超過2 MPa,如壓差過高,則導致清管效果較差[11]。 

4.   順北典型油氣集輸管線現(xiàn)場清管

采用優(yōu)選的清管器類型以及清管技術(shù)參數(shù),對順北某油氣集輸干線進行現(xiàn)場清管,其規(guī)格為?406.4 mm×10.31 mm,管線材料為抗硫鋼管,長度為23 km,輸送介質(zhì)為原油+伴生氣。清管工藝選用泡沫清管器,清管技術(shù)參數(shù)為：過盈量5%,根據(jù)清管調(diào)節(jié)清管器運行速度,初步設(shè)定氣量1×105~2×105 m3/d。現(xiàn)場清管作業(yè)流程如圖6所示。 

圖  6  清管作業(yè)流程

Figure  6.  Pigging operation process

第一階段使用附近單井的伴生氣作為清管器驅(qū)動氣源,清管器運行速率約為0.56 m/s,運行約60 h后,由于驅(qū)動氣源壓力下降導致清管動力不足,停止清管。第二階段因積液過多,倒油限制,故使用自壓通球提供清管動力,清管約2 h,由于線路停電檢修,清管停止。第三階段繼續(xù)使用自壓通球方式清管,氣量為15萬m3,清管時間約6 h,順利完成收球,清管結(jié)束。清管后,清管泡沫球輕微磨損,如圖7所示,收球筒無臟物停留,共清出積液1 280 m3,清管效果顯著。由于無法準確判斷油氣混輸管道積液情況,建議在清管末端建設(shè)接噴流程,同時為使清管順利實施,建議在清管前對清管動力源進行測試,保證單條管道清管具備3~5 MPa的壓力余量方可實施清管。 

圖  7  現(xiàn)場清管后清管泡沫球照片

Figure  7.  Photo of pigging foam ball after on-site pigging

5.   結(jié)論與建議

（1）順北集輸管線材料多為抗硫鋼管,管徑DN為150~400 mm,輸送介質(zhì)主要為輸送原油+伴生氣。由于輸送介質(zhì)工況苛刻、沿途高低起伏較大,清管中存在清管器卡堵、清管器偏磨及清管器定位裝置丟失等風險。 

（2）對于順北油氣集輸管線,當積蠟積垢情況未知時,建議優(yōu)先采用泡沫清管器清管,然后使用機械清管器或射流清管器清管；當積蠟積垢情況已知且嚴重時,建議采用射流清管器清管。清管器運行速度不超過4.95 m/s。 

（3）采用優(yōu)選的清管器類型以及清管技術(shù)參數(shù),對順北油氣集輸干線進行現(xiàn)場清管,清管效果良好。

文章來源——材料與測試網(wǎng)