摘要：长输液体管道主要有成品油管道和原油管道两种。相对于成品油而言，一般情况下炼厂对原油的油品质量（水及杂质含量）要求并不高，因此原油管道在符合热力条件的情况下（原油凝点低于管道埋深处温度），通常采用空管注氮、直接投油的方式进行投产。而由于市场对成品油中水和杂质的含量有着严格的要求，因此管道多采用全线水联运或者水隔离段投油的方式进行投产试运。具体地说，投产过程即是作为液相的水在管道内流动，并逐渐替换掉管道建设时封存在其内部气体，与此同时水头驱动的清管器对管道内部进行冲洗和清扫，去除管道内杂质以保证油品质量的过程。本文结合具体工程，对液体管道投产阶段气阻形成的原因进行分析，并提出对策。
关键词：管道；投产试运；气阻；水气隔离球
引言
从目前情况来看，现有的长输成品油管道投产中，水隔离段投油已经成为较常采用的投产方式，但是这种投产方式如果考虑不周全，在特定的地形条件下极易产生气阻。首先分析了管道充水排气过程的水头流动状态、气阻产生的过程；而后结合工程实例，较详细论述了工程中气阻问题的产生、气阻管道截面含气率的计算以及解决气阻问题所采取的技术措施。最后指出，管道发生气阻最严重的地段一般在地形连续起伏的地段；管道发生气阻最直接的表现是部分管段运行压力偏高；气阻产生的最根本原因是充水试运时排气不彻底；水气隔离球的恰当使用对解决气阻问题可收到事半功倍的效果。
1、管道充水排气过程气阻的产生
首先，液封的形成。在管道注水过程中，由上坡段到地形平缓段，再到大落差段，管路中封存的气体由无到有，由少至多，截面含气率（管道中通过的气体截面积与管道截面积的比值）随之不断增加。当水头经过这一系列地形后再次遇到上坡段地形时，平缓段和下坡段所封存的气体就会被低凹处的积液封存在管路的顶部，从而形成液封；其次，气阻的形成。由以上分析可知，当液体经过高点后，首先会由于其剩余能量形成不满流，随着管道底部积液体积的增大和水头在管道内的推进，逐渐对气体起到了封闭和压缩的作用，此时管道内也仅仅封存了气体，但是当地形再次升高，气体压力大于大气压并开始被压缩时，气阻就形成；最后，气阻的叠加。以上管段只是整个管道的一小部分，在管道中还存在着很多的气阻管段[1]。理论上讲，只要有一段大落差的管段存在且没有通球排气，就会形成一段气阻，见图1。这些起伏管段所形成的气阻效应可以向上游管段叠加，尤其是在地形紧凑起伏的地段，这种气阻的叠加现象则更加明显。这种情况下如果不尽快将这段气体通球排出，很可能会导致气阻管段之前的某一位置超压，或很可能会由于泵所提供扬程不足而导致流量降为零。
图1 气阻叠加效应示意
2、工程实例
2.1某工程气阻产生的概况
我国某长输成品油管道西起兰州，终于长沙，管道路由通过黄土台塬地貌，该长输管道的765km至1018km管段地形具有紧凑起伏的特点，由于投产过程中排气不彻底，此段管路在投产过程中产生了明显的气阻现象，见图2[2]。
投产第32日10：51，水头通过SMX站。21：48，SMX站运行压力升至4MPa，通过计算可知此时水头恰好翻过出站的第一个高点。投产第33日21：39，SMX站运行压力升至5MPa，很明显此时SMX站下游管段出现了气阻。随着水头在管道内的推进，WN站、SMX站运行压力不断升高，最高分别达到了7.9MPa和7.11MPa，已经超过了其进、出站泄压值（WN站进站泄压7.5MPa、SMX进站泄压6.8MPa），但两站泄压阀未投用。由于投产时水气隔离球发出较晚，水头与隔离球之间距离较大，这段管道内没有气水隔离球，未经通球排气的过程，气体不能顺利排出，继而被液封、压缩。管道内产生了气阻且其效应不断叠加，压力最终传递至上游管段使得运行压力超限并导致了管道停输。
图2 某管道紧凑起伏段的纵断面
2.2气阻管道截面含气率的计算
假定管路中上坡段的气体能够完全被水驱替，那么当水头翻过高点之后遇到大落差段时，气相处于液相上方，不参与管内介质流动，因此可以使用圆管明渠流模型进行分析和研究。为了使计算得到进一步简化，将此段地形划分为12段较为明显的下坡段，将每一段地形坡降i0近似看作为常数。根据给出的圆管明渠均匀流水力直接计算公式，按照投产时实际注水550m3/h的工况进行计算，可以得出每一段管道在直接进行注水时理论上管路的截面含气率[3]。
2.3采取的技术措施
如果在管道投产之前能够预见此类地形起伏叠加管段会导致气阻的产生，可提前选取若干处区间高点作为排气点进行排气。但此时投产工作已进行过半，若临时选择地点对管道进行开孔则并不是最好的选择。投产指挥部决定采取了以下主要技术措施：第一，要求各站场、阀室利用停输时间窗口继续排气。第二，组织技术人员调试SMX站泵机组，并在管道再次启输时首先启动，以降低该站上游压力（在投产550m3/h的工况下SMX站泵机组原本不必运行）。第三，为降低管道运行压力，管道启输后气阻段各站场、阀室全部进行排水工作。通过采取以上措施，最终管道顺利启输，清管器通过该管段后完成了最后的排气工作。
3、结论
简而言之，投产完成后总结此次气阻事件，得到如下经验教训：第一，管道在首站开始注水后要及时发球，各中间站场在球进站后要及时转、发球；同时各站场一定要排出水气隔离球进站前的先行污水，这样可以减小水气隔离球前不受约束的自由流动水体积，能够及时地将管路中的气体驱替出去，从根本上杜绝了气阻的形成[4]。第二，各站场、阀室要安排专人进行排气操作，在油头到站前随时进行排气工作。第三，必要时在管路的高点预留排气阀，排气阀尺寸与过流能力需要根据投产时的注水量计算后确定，避免出现阀门尺寸过小而排气不畅的问题。第四，各站场应尽可能地多排放前行污水头，污水头的排放可以使隔离球更加顺畅地在管道中运行，从而使隔离球与管道内壁更好地接触，更好地隔离气液，同时也降低了卡球的风险[5]。
参考文献
[1]刘刚，滕凯.圆形断面临界水深简化近似计算方法[J].水利与建筑工程学报，2018，9（6）：81-83.
[2]宫敬，严大凡.大落差管道下坡段不满流流动特性分析[J].石油大学学报（自然科学版），2018，19（6）：65-72.
[3]李晓平，陈伟，王卓军，等.阿布扎比管道投产事故分析[J].油气田地面工程，2016，35（11）：6-8.
[4]马海峰，游泽彬，许琛琛，等.热油管道投产临时输水设施及预热介质用量[J].油气储运，2013，32（12）：1363-1366.
[5]邱姝娟，宫敬，闵希华，等.西部原油成品油管道的投产方式[J].石油工程建设，2016，37（3）：35-38.
论文作者:王涛
论文发表刊物:《防护工程》2018年第36期
论文发表时间:2019/4/16
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