李攀科（中海石油（中国）有限公司湛江分公司东方终端，海南 东方572600）

在石油化工行业，长距离输送天然气管线清管工艺已经比较成熟，但是每个处理装置在现场实际生产过程中总会遇到各种问题，这些问题往往给整个生产系统平稳运行和外输质量控制上带来诸多困扰。本文对东方终端上岸收球工艺问题进行了分析，并针对性地提出工艺风险应对方法。

1 东方终端上岸收球工艺简介

中海石油（中国）有限公司湛江分公司东方终端（以下简称终端）位于海南省罗带乡，是中海油湛江分公司东方气田和乐东气田的陆上天然气处理终端。来自东方气田和乐东气田的天然气分别通过各自的海管输送到东方终端，为提升海管的输送效率，需要定期对海管进行清管作业，清管操作需要通过终端上岸收球工艺实现。

终端上岸收球工艺简图如下：

图1 终端上岸天然气收球工艺

图2 乐东上岸段塞流捕集器

当东方海管清管球进入收球筒后，来自东方海管的3.4MPA 组分50%的天然气直接进入东方段塞流，分离出的天然气通过压力调节阀PV1调压到3.25MPA后稳定外输，分理出的凝析油进凝析油处理系统，而当乐东海管清管球进入收球筒后，来自乐东海管的3.4MPA 组分73%的天然气首先要经过上岸调节阀PV2调压到3.35MPA后进入乐东段塞流，天然气经分离后向下游输送，分离出的凝析油进凝析油处理系统；鉴于东方和乐东天然气组分不同，各自用户对组分需求也不同，设计流量调节阀FV工艺实现东方海管气和乐东海管气互配。

2 东方和乐东海管天然气收球工艺分析

图2是乐东海管天然气上岸工艺简图。收球时液塞进入段塞流前首先经过入口的的一个压力调节阀。

当液塞进入段塞流捕集器后，会引起液面快速上升，压力下降，此时通过压力控制器会调整入口阀门的旁通分数，旁通分数增大，使段塞流捕集器内的压力上升。

紧随在液体段塞之后，气体段将迅速进入段塞流捕集器中。由于伴随气泡段进入的液体量很小，因此液面会进一步下降，直至到最低液位，在这个过程中会相应的减小压力调节阀，以保持压力段塞流捕集器内压力平衡。

优点：段塞流捕集器内压力比较稳定，波动小，组分变化小，对下游气体处理厂的影响小。

缺点：（1）调整过程中，阀门旁通分数增大，对进入段塞流捕集器内液体流量控制能力差；（2）进入段塞流捕集器内液体流量大于排出流量时，由于下游气体气体无节流部件，段塞流捕集器内气体会越来越少，为了保持压力恒定，阀门旁通分数会越来越大，液位一直上升，可能导致捕集器溢流。

图3是东方海管天然气上岸工艺简图。压力控制阀门安装在段塞流捕集器的下游。

图3 东方上岸段塞流捕集器

当液塞进入段塞流捕集器，将会引起段塞流捕集器内较大的压力波动、液位波动，这种波动可通过压力与液位控制器调整安装在捕集器气体和液体出口管件上的阀门旁通分数来调节气体和液位的排出流量加以缓解。

优点：（1）由于出口气体节流，当混输管道内最大液塞到达段塞流捕集器时，段塞流捕集器可作为液体的临时储存器起到缓冲作用，在较长时间内能保证向下游持续供气；（2）段塞流捕集器内压力比较稳定，波动小，组分变化小，对下游气体处理厂影响小。

缺点：当进入段塞流捕集器液体流量持续大于排出流量时，会造成段塞流捕集器内液位不断上升，压力增大，压力增加到设定值，压力调节阀的旁通分数增大，段塞流捕集器内压力又降低，压力低到设定值时，阀门旁通分数又会减小。当段塞过长时，压力调节阀将反复重复上述过程，最终导致段塞流捕集器全是液体，压力调节失效，造成溢流风险。

综上，前者最大的问题在于前置调节阀容易受到阻塞，无段塞流捕集器缓冲作用，易导致输气短暂终端给下游造成损失；后者因为有段塞流捕集器有较好的缓冲作用，但是要求在设计上捕集器容量足以应对段塞需求。根据实际工艺，乐东海管基本属于干气海管，所以只做好收球小段塞应对即可。东方海管为混输海管，大量凝析油上岸会导致因段塞流捕集器容量有限而中止外输。

3 解决方法及效果分析

近年来，随着东方海管凝析油量的增大，东方段塞流捕集器不足以应对足够量的凝析油，加之，考虑到乐东海管为干气输送海管，于是将终端上岸收球工艺进行了重新设计，见图4：

图4 终端上岸天然气收球工艺

针对东方海管收球：

清管球进入收球筒后，液塞经过LV2 进入原乐东段塞流，当原乐东段塞流液位达到处理能力时，逻辑自动打开LV1，关闭LV2，液塞进入原东方段塞流，当原东方段塞流达到处理量时，逻辑自动关闭LV1，液塞通过新东方段塞流处理。这样以来，利用三个段塞流的存储空间和处理能力，应对压力控制阀安装在段塞流后液塞过长，压力调节失效的风险。

针对乐东海管收球：

（1）日常应关注乐东海管来液量，对比乐东装置产液量，判断气量和带液能力的大致关系，设置合理通球周期，避免终端上岸出现大液塞；

（2）清管期间需保持乐东海管供气气量和组分稳定，确定清管球到达时间，做好充分应对准备；

（3）鉴于东方海管和乐东海管气组份差异较大，通球前通过FV尽量保持乐东向东方较低的配气量；必要时，乐东气田需要配合适当减气以保障乐东海管上岸PV2能够全开，减小收球液阻的风险；

（4）在乐东海管清管作业前，将乐东海管上岸压力尽可能的降低一些，保持与工艺系统压力相当，在清管球到达之前PV2手动全部打开，尽量降低液塞经过压力调节阀时对下游的影响；

（5）在清管前，要保证凝析油处理容器液位较低，以便及时的处理收到的凝析油，避免短时间内来油超负荷；

（6）在清管前，将东方段塞流的压力建高，以保证系统出现压力低时能够及时补充，避免下游用气收到影响。

通过做好以上六点措施，可有效应对液塞量大堵塞段塞流捕集器前压力调节阀和来液缓冲能力弱导致下游用气中断的风险。

4 结语

通过对终端东方和乐东两条海管上岸清管收球工艺进行分析，制定出风险应对措施，使终端应对段塞流操作更加安全，输气也更加平稳，在后期的操作应用中取得了良好的效果。