順北油氣田位于順托果勒隆起構造帶[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18條主干走滑斷裂帶油氣地質儲量約1.7×109 t,展現了巨大的油氣勘探前景[2]。 

隨著順北油氣區塊開發的深入,勘探、開采、運輸等多項難題也逐漸顯現。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（蠟質量分數>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生產,避免出現由于油氣集輸管線輸送效率低而引起的產能下降,需對順北集輸管線進行定期清管[4-5]。對于油氣混輸介質,受到氣體與液體流動狀態的影響,清管難度大,目前國內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,通過調研優選適合于順北油氣集輸管線的清管器器類型與清管技術參數,并參考清管技術參數對典型油氣集輸管線進行現場清管,這不僅能為順北油氣集輸管線的現場清管提供技術支撐,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狀

順北區塊從2018年開始開發,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,共開發90余口單井,建立30余條集輸干線及油氣聯合站。順北區塊集輸管線的統計情況如表1所示,可以看出,順北集輸管線材料多數為抗硫鋼管,管徑DN為150~400 mm,輸送介質主要為輸送原油+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域中,管線呈現高低起伏敷設特征,最大高程差達到33.38 m（如圖1所示）。 

表  3  順北區塊1/5條帶與順北4/8條帶集輸管線水介質組成

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

區塊	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	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	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,由于投產前集輸管線內存在多為殘留水以及已清理的雜質,在清管過程中未出現問題。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置收發球筒的管線外,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,由于管線內沉積物狀況未知,介質腐蝕性較苛刻,基于順北區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,從而給現場清管方案提供技術支撐。 

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

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

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模擬。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,其詳細參數如表5所示。設置模擬時間為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,管線內積蠟量約350 kg。同時,冬季順北沙漠區塊土壤溫度低,管道油壁溫差比夏季更大,會出現更大的積蠟量。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敷設,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、清垢能力等方面優選適宜的清管技術。 

圖  2  順北典型油氣集輸管線365 d積蠟厚度和質量模擬結果

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,清管器出現嚴重偏磨,緊固螺栓受力增大而發生脫落[9]。因此在不考慮其他影響因素的情況下,優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,高低起伏程度大,且輸送油氣介質中含有一定的水,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定,同時容易造成清管器的定位裝置丟失,延誤現場清管進程。使用表6所示的清管模擬參數,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,結果如圖4所示。可以看出,在不同的出口壓力下,清管器在運行初期均出現了運行速率的波動,這是由于該區域管線的敷設高低起伏較大,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生斷裂丟失的照片,在經過開挖、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參數時,需要特別注意清管器運行速率,通過調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運行,避免出現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優選

3.1   清管器類型

目前,國內外管道廣泛應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,清管器穩定性好,對于結垢等固體雜質清理效果好,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,一旦因管線內結垢嚴重造成堵塞,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,需要根據管線的實際情況進行選擇。結合順北集輸管線特征、輸送介質類型、介質工況特征,建議按照清管器優選原則,優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

清管參數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力最大。考慮土壤約束等外部載荷、管道內壓以及內部沖擊載荷的影響,清管器在坡底受到的最大綜合應力與清管器的運行速率相關,在清管過程中,清管器在坡底受到的最大綜合應力不允許超過鋼管的許用應力,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力,其表達式見式（2）；v為清管器最大運行速率；K為強度設計系數,取0.72,φ為焊縫系數,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場清管

采用優選的清管器類型以及清管技術參數,對順北某油氣集輸干線進行現場清管,其規格為?406.4 mm×10.31 mm,管線材料為抗硫鋼管,長度為23 km,輸送介質為原油+伴生氣。清管工藝選用泡沫清管器,清管技術參數為：過盈量5%,根據清管調節清管器運行速度,初步設定氣量1×105~2×105 m3/d。現場清管作業流程如圖6所示。 

圖  6  清管作業流程

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  現場清管后清管泡沫球照片

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

5.   結論與建議

（1）順北集輸管線材料多為抗硫鋼管,管徑DN為150~400 mm,輸送介質主要為輸送原油+伴生氣。由于輸送介質工況苛刻、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）采用優選的清管器類型以及清管技術參數,對順北油氣集輸干線進行現場清管,清管效果良好。

文章來源——材料與測試網