渐进式清管策略在海上油气田海底管道完整性管理中的应用

为避免内、外部状态不明确的海底管道在清管作业中出现清管器卡堵等异常情况,提出采取渐进式的清管方法。清管作业时先使用通过性强、清管能力弱的清管器,再使用通过性弱、清管能力强的清管器,逐步有控制地清除管道内部积垢和杂质,直至满足管道完整性检测的要求。通过海上油气田投产多年的两条海底管道的清管作业现场试验表明:采用渐进式清管方法既避免了管线内部积垢和杂质沉积较多而发生的卡球现象,又能较彻底地清除管道内部的杂质;同时,结合渐进式通球实施过程中的技术细节,总结出渐进式清管实施过程中清管器更换时机、次序调整、杂质截留、清管时间计算等注意事项,为后续其他海底管道或陆地油气管道清管作业提供了一定的借鉴和参考。     

国内外油气管道清管技术的现状和发展趋势

结合目前国内油气管道清管技术中存在的清管效果不理想,缺乏统一的标准规范等问题,介绍了国内外清管器的类型、选型依据、清管质量的控制、清管周期、清管器速度的控制与预测、清管器的跟踪定位、清管作业安全区域的确定等相关技术及国外的先进经验,对提高国内清管技术水平有重要意义。     

国内外油气管道清管技术现状

清管是新建管道投产和管道运行中的重要工作。国内管道清管存在清管效果不理想,未制订专门、统一的标准规范等问题。分别从清管器类型、清管器选型原则、清管质量控制、清管周期、清管器速度控制和预测、清管器跟踪定位、清管器卡阻以及清管作业安全区域等方面,阐述了国内外管道清管技术新进展,特别指出应用凝胶-机械式清管器,研发适用于长距离站间距的高可靠性清管器,基于旁通阀调速机理的清管器实施控制技术等。还介绍了俄罗斯管道清管标准的先进性,包括新建管道清管质量控制措施,在役原油管道基于输送能力下降到一定程度时的紧急清管方法,聘用专业化清管器跟踪定位服务商,以及划定清管作业安全区域等。借鉴国外清管技术的先进性,对于提高我国管道清管技术水平以及制订清管标准规范具有重要意义。     

清管过程中隧道内输气管道应力分析

清管是保证管道能够长期在设计输量下安全运行的基本措施之一,清管过程大致分为试压后清管和正常工况下清管两部分。我国大部分天然气管道分布在丘陵、山地等地形起伏较大的地区,清管模型大多没有考虑地形起伏或高差对清管模型的影响。受力模型与管内的清管器运动有直接关联,只有建立合适的清管器运动瞬态模型,并与清管过程中输气管道受力模型相结合,才能较为准确地模拟出实际的应力状况并定量给出清管对管道的影响,以期指导清管作业。     

天然气长输管道清管作业时间测算

长输天然气管道经常进行清管通球作业。清管作业期间,清管器瞬时速度的不断变化会导致预测清管运行时间困难。本文通过现场实践与理论分析,解决清管器运行速度问题,可以准确预测出清管器运行速度。     

钢制管道清管经验及清管器卡堵的应急处理

清管器在运行过程中会因为诸多不可预见因素而卡堵在管线内。介绍了清管器的运行规律,综合分析了钢制管道清管作业过程中清管器可能卡堵的原因,总结了相应的解卡办法,以新疆某油田清管作业过程中清管器卡堵事件为例介绍了清管器的解卡。结合多年的现场经验对清管作业提出了几点可供借鉴的启示,供现场技术人员参考。     

天然气长输管道清管技术

清管作业是天然气长输管道投产前或运行中的一项重要工作,可保证管道的正常运行和输气效率。文章从清管器的种类、性能、跟踪和定位方法、清管工艺、清管效果评价指标以及清管过程中常出现的故障和处理方法等方面对清管技术进行了全面的论述,针对目前清管作业中存在的问题,如清管器结构单一、清管效果不太理想、清管器的减振效果差、偏磨严重、跟踪仪器脱落、清管器损坏甚至骨架断裂等进行了较详细的探讨,并提出了改进建议。     

俄罗斯管道清管技术标准分析

清管是新建管道投产和管道运行中的重要工作。国内管道清管的主要问题是清管效果不理想,管道清管未制定专门、统一的标准规范。分别从清管器选型依据、清管质量合格条件、清管周期、原油管道有效直径计算、清管器跟踪定位以及清管作业安全区域等方面。通过分析俄罗斯管道清管技术标准的先进经验和推荐做法,如凝胶(溶剂)—机械隔离式清管器、清管器选型工作程序、基于管道输送能力下降进行紧急清管和管道支线、弯管处设置清管器监听点等,通过借鉴俄罗斯标准,为提高我国管道清管技术水平,提出了建议。     

压力波法跟踪泡沫清管器

泡沫清管器通过结蜡原油管道内的蜡层突起时产生压力波,传递至上、下游采压点形成时间差,据此对泡沫清管器在管道内的实际位置进行跟踪.结合非洲乍得原油管道的实际清管过程,将计算模型与实际结果比较,满足要求.采用压力波法跟踪泡沫清管器解决不带跟踪器的泡沫清管器进行跟踪的问题,有助于管线安全清管作业及制定合理的清管输油方案,适用于结蜡较多的具有压力采集系统的原油管道,随着压力采集点的增多,跟踪准确度越高.     

天然气长输管道在线内检测前的清管技术

为了保证内检测过程中的几何检测和漏磁检测能够采集到高质量的检测数据,需在天然气长输管道在线内检测前,进行清管作业,检验管道内部通过能力,降低内检测作业卡堵风险,清除管道内污物,提高内检测作业的精确度,以确保内检测数据的准确、可靠。目前国内外没有相关文献对在线内检测前的清管提出具体要求,通过总结分析各类常规清管器的特点,首次提出内检测前的清管器技术参数要求,对内检测前的清管作业实施程序、各阶段清管合格标准、清管发球、清管器监听与跟踪、收球作业等进行阐述,形成了一套天然气长输管道在线内检测前的清管技术。     

BH油田储层保护技术现场应用效果评价研究

采用传统清管器进行天然气凝析液管道的清管作业时存在着液塞量大、清管速度控制难度大等问题,射流清管技术因其可以有效减少清管段塞,实现缓蚀剂等的布设,成为近年来研究的热点。在文献调研的基础上,采用多相流动态模拟软件OLGA建立海底管道清管模型,进行了管道参数、工况参数以及海底环境参数等射流清管过程模拟分析,通过清管速度、压力、液塞流量变化等因素对比分析了射流清管器与传统清管器的清管效果,得到了射流清管效果随旁通率的变化关系,为实际应用提供了指导。     

基于次声波的清管器在线跟踪定位系统

为提升管道输送效率,长输管道需要定期开展清管作业,传统的清管器跟踪方法误报较多,无法实时判断清管器的位置。利用次声波检测技术采集清管器在管道中运行时产生的次声信号,通过上、下游两个传感器收到次声信号的时间差推算清管器的位置,实现在线跟踪。清管器在线跟踪定位系统由传感器、多套数据采集系统和数据处理中心组成。通过西二线某站试验验证了该系统能准确识别清管器在管道中启动、运行、卡堵/停止等状态,每30 km安装一个次声传感器就能实现良好的跟踪,极大地提高了清管作业的效率。     

基于有限元法的大落差管段清管冲击分析

“川气东送”管道全长约2 200 km,沿线地形地貌复杂,多处形成大落差起伏,最大坡度达60°,给管道清管作业带来一定的困难和风险。为此,针对大落差管段建立了清管动力学有限元模型,在给定清管器进入管道时的初始运行速度、管道内压等作业参数的条件下,采用ABAQUS有限元分析软件分析了橡胶清管球在大落差管段清管时的运行规律以及清管器通过时管道的振动情况,研究了清管器冲击时的管道应力变化与清管器速度及管道内压的变化关系,评估了大落差管段清管时的安全性。结果表明：①橡胶清管器清管作业时,管道内部的输送压力对大落差管段的冲击载荷影响明显,管道最大应力会随着管道内压的增大而增大;②清管器的速度对冲击应力的影响不大,基本呈增长趋势,变化范围在7 MPa之内;③清管器通过时管道发生明显振动,通过后管道恢复原状;④为保证清管器顺利通过大落差管段,增大了清管器两端压差,此时清管器速度表现为增长趋势。     

深水不保温海底管道蜡沉积预测及清管研究

含蜡原油管道的蜡沉积会导致管道运行参数出现剧烈变化,给管道的安全运行造成严重威胁。为研究深水不保温海底管道的蜡沉积规律并提出相应的清管策略,利用多相流模拟软件(OLGA),对南海某油田深水不保温回接管道的蜡沉积和清管过程进行模拟。研究表明:海底管道输送原油属于轻质低黏、低凝含蜡原油,但由于海底环境温度较低,海底管道未进行保温设计,导致管道的蜡沉积问题严重。针对不保温输油管道,综合考虑管道内最大蜡沉积厚度达到2 mm和清管过程中清除的蜡量不能超过10 m~3作为清管周期制定依据,确定投产初期海底管道的清管周期为5天;常规清蜡清管器无法实现该条海底管道的在线清蜡作业,建议改用旁通清管器进行在线清蜡作业,旁通清管器的旁通率确定为1.5%～2.0%。     

大落差天然气管道清管冲击分析

中缅天然气管道沿线地势复杂,形成了很多的大落差管段,最大处可达1000多米,给清管作业带来了相当大风险。针对某大落差管段,采用OLGA软件分析了清管器在管内的运行速度与持液率变化,得出管道承受的冲击载荷,再利用CAESARII软件分析了在此荷载作用下管道应力与位移变化。研究结果表明,清管器在作业时,管道内部的输送压力对大落差管段的冲击荷载影响明显;管道在土壤中的横向和纵向位移均较小;在积液量较少情况下,清管器速度与持液率的增加对冲击应力影响较小。     

旁通清管器在湿气输送管线清管中的应用

在湿气输送工艺管道中,管线积液严重,使用常规清管器会造成清管液体短时间内集中到达下游,下游液体处理装置来不及处理,上游生产气量受影响的不良后果;同时由于管道内积液严重,会造成清管过程中压力波动幅度大、对弯头冲击大的影响。为了减小清管作业对正常生产和管道运行安全的影响,对旁通清管器进行了试验,利用清管器后端气流对前端液柱的喷射影响,延长清管液体到达下游处理装置的时间,达到试验目的。通过现场试验,取得了清除管线内积液、缓解下游液体处理压力、降低对生产气量影响的良好效果。     

在运成品油管道清管作业操控原理分析与探讨

为保证成品油长输管道长期、安全、可靠地运行并输送清洁、合格的成品油,需要定期对长输管道进行清管作业。基于肯尼亚1号成品油管道重建工程,对在运成品油管道清管作业的发球流程、清管器越站流程以及清管站收发球流程等操控原理进行了详细地分析和探讨。实践证明:站外通球指示仪的设置确保站内有足够的时间来执行相应的动作;只有把握清管作业的注意事项,结合项目的实际情况,优化清管作业流程,才能在减轻操作人员劳动强度的同时保证长输管道的安全、平稳运行。     

在线清管技术与清管工艺

输油管线结蜡结垢现象严重，不但影响生产，而且成本损耗较大，给正常管道输油造成困难。清管器在清除管线积蜡积垢过程中扮演着重要角色。使用清管器比使用化学药品清、防蜡垢廉价许多，但是缺少对正确使用清管器、旁通孔选择和清管频率等的指导技术。错误的选择可能是危险的，因为大量的蜡垢沉积可能会堵整管线，导致长时间的停产和昂贵的管线维修费用。海底管缎的清管作业更是如此。因此、选择正确的肖管工艺与清管技术非常重要，本文旨在这方面概括性地为管线投运．在线清管提供方法与策略，指导和参考。[编者按]     

跟踪和定位清管器的磁脉冲技术

清管器一直作为清理输气管内杂质的有效工具之一，但清管器作业时，最令人头痛的就是清管器卡在埋地管道的某处，使操作人员无法弄出，而延误天然气管道的输送时间，造成巨大的经济损失。最近美国研制出一种跟踪和定位清管器的磁脉冲技术。这种磁脉冲技术是，利用磁脉冲发射系统发射内装发射机的清管器、而且还能跟踪和定位这个管内行走的清管器，同时也可以记录清管器经过管内的图像、准确时间和日期，并顺利地完成清管器的作业。文中详细地介绍了磁脉冲的几个设备和应用技术，目的是使相关人员借鉴国外先进的清管技术，以便促进我国清管技术的发展。     

输气管道清管器运行速度研究

为验证SY/T 5922—2012 《天然气管道运行规范》推荐的估算公式与软件模拟仿真得到的清管器运行速度与现场实际监测数据的偏差，通过将现场清管监测数据与相同工况下输气管线清管器运行速度公式估算结果及SPS仿真结果进行对比分析，发现SPS软件仿真计算得到的清管器运行速度均较规范推荐的公式估算结果更接近实际监测清管器运行速度，且SPS软件的仿真结果能够提供清管器的实时运行速度，其结果与实际监测结果误差均在10%以内，满足现场工程需要。规范推荐的公式估算结果仅可粗略预判输气管线内清管器的平均运行速度，工程实际参考意义不大，建议仅在判断清管作业可行性的准备阶段使用，在制定详细清管作业方案的过程中，推荐采用软件仿真结果作为参考依据。