大牛地气田输气干线在线清管技术浅析

2018年05
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而能够有效的实现油气田生产全过程检测以及监督管理的最终目标，同时加入计算机联网以及通讯，通过与专家系统相互连接，能够科学的把控油气田安全生产，并实现油气田生产智能化。

通过将SCADA 系统英语到油气田生产当中，通过无人值守对油气田生产作业进行把控，从而在缩减劳动力度同时提升生产效率，实现利用较少的人员实现井下安全生产。

除此之外，可对油气田的所有的油气井的分布状况给予全方位的监督以及管控，有效的避免人工巡检存在的不足，从而实现安全隐患的及早排查，通过远程把控的形式，防止安全事故的发生。

有效的确保油气田生产的安全，提升安全生产整体质量。

油气田生产领域SCADA 系统的控制功能，可以完成对抽油机井监控的同时提升生产效率，并实施监控采气井生产运行状况，油井自动计量系统的管理，注水系统的管理，油气水分离系统的监测和管理，联合站消防系统的管理，原油外输装置的数据采集和控制等，基本实现了油气田生产的自动化，达到预期的生产效率。

油气田生产物联网技术的应用，实时监测油气田生产现场的设备和实施，并将采集到的生产数据输送至控制中心，通过集中的控制和管理，进行远程的操作，提高油气田生产的智能化程度，与传统的人工管理进行对比，一旦发现危险隐患，能够立即远程控制，避免给油气田生产带来巨大的危害。

4物联网技术在油气田生产的发展趋势
伴随着计算机以及网络技术的高速发展，物联网技术在油气田生产当中获得了广泛的应用，此技术的应用在提升油气田生产智能化的同时，可以快速的生产过程中遇到的具体问题，保证生产整体工作质量，符合油气田生产技术需求，保证油气田生产顺利实施。

除此之外，还需加强油气田生产现场监控以及管控力度，大力发展自动控制传感器，将其应用到井场审查当中，利用网络设备传输至控制中心，利用中考计算机给予科学的分析，在远程控制的基础上，为油气田生产的安全性以及高效性奠定一定的基础。

同时，加强抽油机诊断专家系统的应用，可以对抽油机实现远程运行，真正的实现无人值守的状态，进而实现油气田生产具体，保证油气田生产质量。

5结语
综上所述，物联网技术在油气田当中的高速运用，提升生产的水平、技术安全性，同时以及我国国际相关规范以及行业标准，实现厂商之间实现生产物联网产品之间的沟通，减少系统运维成本，为油气生产物联网的统一标准化做好铺垫。

参考文献:
[1]高琰.互联网思维与油气田物联网建设方案分析[J].信息系统工程,2017(08):29.[2]吴际达.互联网思维与油气田物联网建设[J].信息化建设,2016(07):72-73.
[3]梁福波.基于物联网技术下的数字化油气田设计与实现[J].自动化与仪器仪表,2014(01):155-157.
[4]余情,邵文,王海亭,宋峰,宋丽敏,张玮.基于物联网的油气田能效对标系统研究[J].中国石油和化工,2013(11):62-65.[5]李迎九.油气田开发中“物联网”构建的思考[J].石油科
技论坛,2011,30(06):31-34+70-71.
大牛地气田输气干线
在线清管技术浅析
王守义（中石化华北油气分公司采气一厂，陕西榆
林719000）
摘要：随着气田压力进一步降低，集气站低温分离效果变差，管道内积液、泥沙等杂质逐渐增多，输气压差增大，影响管道本质安全和和输送效率。

为了减小管道内壁的腐蚀，提高输送效率，有必要进行在线清管作业。

本文首先建立了TG⁃NET 管网积液预测模型并进行预测；然后对清管需要的基础技术参数进行计算，指导实际清管作业；最后对2017年在线清管的实施情况进行效果评价，对气田常态化清管作业给出优化建议。

关键词：积液；在线清管
大牛地气田位于陕北与内蒙交界，有集输干线5条，东干线、东二线、中干线、西干线、大东线，输气量主要集中在东干线、西干线、中干线，三条全长104Km ，主要向榆济管道供气。

1管网积液量预测
1.1管网积液预测模型的建立
在2014年清管数据的基础上，使用TGNET 管网模型并进行修正，建立了管网积液模型[1]。

依据14年实际清管数据，根据管线运行的“理论压差与实际压差的差值与积液量的比值”与
2014年“清管前后压差与实际清出积液量的比值”呈正线性的关系进行管线积液预测。

积液量计算模型为：
按照积液预测模型，2017年4月份分别对3条输气干线积液量进行了预测，预测积液1416方，预计各条干线输气压差下降0.12-0.50MPa 。

有必要进行清管作业。

2清管技术参数确定
2.1清管器选择
对比各清管器优缺点，结合以往选型，选用全涂层聚氨脂泡沫清管器，清管器内部材质为聚氨酯发泡成型，过盈量1-3%。

2.2监测点选择
为了准确掌握清管器运行情况和出现特殊情况时准确对清管器进行定位，清管器的跟踪点设置应满足：
①第一个跟踪点应设置在距发球筒0.5-1.5km 处；②最末一个跟踪点应设在距收球筒1-2km 处；③跟踪间距为3-5Km ，对于周期性清管作业可视情况而定；
④在阀室、支线、穿跨越、高程差较大地点等特殊地点需重点跟踪。

2.3清管器前后压差的确定
清管作业过程中，其运行期间前后端压差形成的主要影响因素主要有：清管器自身摩擦阻力、清管器前端积液堆积形成的积液静压阻力、清管器前端积液的流动摩擦阻力。

2.3.1清管器自身摩擦阻力
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清管器自身摩擦阻力利用“组合圆筒”原理按下式计算确定：
Δp ——清管器前后压差，MPa
f ——橡胶球与钢管的滑动摩擦因素，0.12E ——橡胶球的弹性模量，8.0MPa;β——清管器的相对过盈量，过盈量与半径的比值；β=4/330=0.0121(符合标准SY/TE6383-1999中过盈量1%-4%的规定。

)
μ1——橡胶球的泊松比，0.48根据本次清管器选型，经计算，各干线清管器自身摩擦阻力如表3-1所示。

表3-1各条干线清管所用清管器自身摩擦阻力
输气干线
东干线中干线西干线
管径
Φ508mm Φ508mm Φ660mm
壁厚
7.1mm 7.1mm 8.0mm
摩擦阻力
0.05MPa 0.05MPa 0.04MPa
2.3.2积液静压阻力
清管器前端积液堆积形成的积液静压阻力，主要根据清管器前端积液堆积长度、干线管道高程图确定。

按照积液平均分布在管道中，则根据清管器运行距离计算得出清管器前端积液堆积长度。

以东干线为例，最大静液柱压差在4#到5#监测点之间，为0.25MPa 。

2.3.3积液流动摩擦阻力
清管器前端积液的流动摩擦阻力：流体（积液）在管内两种阻力损失，沿程阻力损失和局部阻力损失，而局部阻力损失主要是流体（积液）流经管件的弯头、阀门、变径等造成机械能力损失，而最大高程小于100m
，因此局部阻力损失忽略不计，而流体（积液）的沿程阻力损失依据范宁公式得到：∆P f —压力损失，
pa Ρ—密度，kg/m 3h f —能量损失，J/kg λ—摩擦系数，无因次，与雷诺数及管壁情况有关l —管路长度，m d —管路内径，m μ—平均流速，m/s
最大沿程阻力损失与流体速度和沿程长度有关系，以东干线为例，具体各段沿程阻力见表3-2。

表3-2东干线积液流动摩擦阻力
项目
静液压
力
单位
MPa
发球
端
0.00
1#阀室
0.00
2#监测点
0.01
3#监测点
0.02
4#监测点
0.03
5#监测点
0.04
收球端
0.00
2.3.4干线清管最大压差确定
通过计算得出东干线清管所需最大压差，如表3-3所示。

表3-3各条干线最大压差
干线
总长度
（km）
清管器自身摩阻（MPa）
清管器前积液摩阻（MPa）
清管器前静液柱压差（MPa）清管器前后压差（MPa）
距离发球点位置（km）
东干线
38.6
0.05
0.10
0.25
0.4
14
2.4清管方式选择
在线清管可以选用清管器后增压或者清管器前降压两种驱动方式。

根据上节计算结果各条干线各段最大所需压差均小于管网实际压差，不需要进行清管器后增压，只需正常输气即可实现通球作业。

2.5球速控制以及清管器运行时间
2.5.1清管器运行速度计算清管作业过程中，清管器的的运行速度必须得到有效控制，清管器运行过快，容易产生振动，也容易磨损清管器，损坏线路设施，不安全因素较多。

根据《长输天然气管道清管作业规程SY-T1999》[2]中得出，如果能够计算输气量，可以采用速度估算公式如
下：ν=
Q
240F∙p ˉ
v ——清管器运行速度，km/h
Q ——输气流量，km 3
/d
F ——管道内径横截面积，m 2
p ˉ——清管器后平均压力，Mpa 3清管效果评价
3.12017年清管效果评价
2017年气田清管作业共清出积液1130方（理论值1416方），其中：
中干线清出积液398方（理论值407方），压差下降0.42MPa （理论值0.36MPa ）；
东干线清出积液535方（理论值804方），压差下降0.49MPa （理论值0.50MPa ）；
西干线清出积液197方（理论值205方），压差下降0.12MPa （理论值0.12MPa ）。

从清管作业清出积液量及干线压差变化值来看，本次清管作业基本达标预期要求，清管效果较好[2]。

3.2清管技术参数计算的可靠性分析
本次清管作业通过现场实际运行情况验证，计算的技术参数的准确性在97%以上，以最终结果通过时间为例，清管技术参数计算可靠，可应用于现场实际。

4结论及建议
4.1结论（1）验证了管网积液预测模型对干线积液量预测的可靠性。

（2）2017年干线清管作业顺利进行，进一步验证了技术参数计算的可靠性。

（3）随着气井压力的不断降低，“低温分离的天然气水露点控制工艺将逐渐不起作用，集输管网系统的积液情况将更为严重，常态化的清管作业将尤为重要。

参考文献：
[1]魏美吉,姚瑞峰.TGNET 软件在苏里格气田适用性研究[J].石油化工应用.2009（06）.
[2]中国石油天然气总公司基建工程局.长输天然气管道清管作业规程.石油工业出版社.SY/T 6383-99.
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