漠大线清管作业中运行参数异常的原因分析

李海娜1，吴家勇2，张玉蛟1，袁瑞娟1，李树强1，王立坤2，陶江华1

(1.中国石油管道公司，河北廊坊 065000；2.中国石油管道科技研究中心，河北廊坊 065000)

摘要：针对漠大线清管作业过程中运行参数异常变化情况，根据SCADA系统工艺参数变化趋势分析了压力流量异常的可能原因，采用压力梯度法对疑似泄漏点进行定位，定位结果验证了加格达奇出站流量测量不准确，压力流量的变化是由清管作业导致的。根据超声波流量计的测量原理和影响因素，分析了清管作业过程中加格达奇站流量测量不准确的原因。最后，对漠大线运行参数异常的原因分析进行了总结，并给出了清管作业过程中的运行分析建议。

关键词：清管作业；压力梯度法；泄漏定位；超声波流量计

0 引言

在输油管道的实际运行中，管道内壁平均结蜡厚度大于2 mm或管道实际输送能力比上次清管结束时下降5%时宜启动清管作业。清管作业中清管器的卡堵、清除的含蜡杂质堵塞过滤器等都会造成管道运行压力和流量的波动变化，影响管道的平稳运行。

2015年9月9日，漠大线清管作业过程中，加格达奇出站压力和流量异常波动，管道紧急停输。有必要通过分析计算确认管道是否存在泄漏，明确管道压力和流量异常变化的原因，总结输油管道清管作业中的生产运行经验。

1 漠大原油管道压力流量异常变化及分析

1.1 漠大线清管作业中压力流量异常

漠大线设有漠河首站、塔河泵站、加格达奇泵站、讷河泵站和大庆末站5座工艺站场。在“塔河-加格达奇”管段常规清管作业过程中，加格达奇输油站的压力流量参数出现异常变化。加格达奇出站压力由14：45的4.26 MPa缓慢下降至15：00的4.20 MPa；加格达奇出站流量在15：00逐渐上升，19 min内从2 360 m3/h上升到2 600 m3/h；塔河站出站压力几乎没有变化；讷河进站压力变化幅度较小，从1.04 MPa缓慢下降到1.01 MPa；讷河出站流量基本稳定在2 340 m3/h。由于“加格达奇-讷河”管段的压力流量变化趋势符合“压力下降、输差上升”的管道泄漏特征，调度人员判断“加格达奇-讷河”管段可能存在泄漏点，对漠大线进行了紧急停输。对加格达奇至讷河管段及重点区域巡线，反馈管道无异常。

1.2 漠大线压力流量异常分析

由于加格达奇站流量和压力异常变化时正处于“塔河-加格达奇”管段清管作业过程中，因此漠大线加格达奇站流量和压力异常变化的原因可能是管道发生泄漏或受清管作业影响。根据清管器跟踪记录，9月9日10:26清管器到达13#阀室，管道里程为364.8 km。按照漠大线管道瞬时输量2 350 m3/h、单位长度管容491.4 m3/km等相关数据计算，9月9日15:00时清管器应位于管道里程386.7 km，即加格达奇进站前约3.2 km处。

通过查看SCADA系统中加格达奇站工艺参数的历史曲线图发现，加格达奇进站压力从14：55的2.6 MPa平缓上升到15：16的2.72 MPa，同时过滤器两端差压有小幅上升，这表明加格达奇站内过滤器存在一定的堵塞，导致进站压力上升。如果“加格达奇-讷河”管段未发生泄漏，站内过滤器的堵塞会导致加格达奇出站流量的小幅下降，而不是大幅上升。如果“加格达奇-讷河”管段发生泄漏导致加格达奇出站流量上升和出站压力下降，加格达奇进站压力受泄漏负压波影响，压力也应下降。

分析表明：不论“加格达奇-讷河”管段是否发生泄漏，加格达奇进站压力和出站流量的变化趋势存在矛盾，进站压力或出站流量可能测量不准确。

1.3 压力梯度法定位分析

管道发生泄漏后，泄漏点之前的管段流量上升，管道的水力坡降增大即压力梯度增大；泄漏点之后的管道流量下降，管道的水力坡降减小即压力梯度减小，两条不同压力梯度的水力坡降线的交点为泄漏点位置，此即压力梯度法泄漏定位原理[1-2]。

为排除“加格达奇-讷河”段管道泄漏的可能性，可以假设“加格达奇-讷河”管段的压力和流量数据均是准确的，且在管段中间某位置处发生泄漏，利用压力梯度法进行泄漏点定位计算。如果计算出的泄漏点位置极为靠近加格达奇站或位于“加格达奇-讷河”管段之外，则表明上述假设不成立，管道未发生泄漏，加格达奇出站流量测量不准确。

为了获取“加格达奇-讷河”管段泄漏点前后2个管段不同流量下的水力坡降，以漠大线正常运行时的实际工艺参数为基础计算“加格达奇-讷河”管段的实际沿程摩阻，利用列宾宗公式反算“加格达奇-讷河”段油品的运动黏度，根据计算出的运动黏度计算出不同流量下的水力坡降。

根据管道总压降计算公式可得到管道沿程摩阻，总压降计算公式如下[3]：

H==h1+Z2-Z1

(1)

式中：p1和Z1分别为管段起点处的压力和高程；p2和Z2分别为管段终点处的压力和高程；h1为管道的沿程摩阻。

管道的沿程摩阻主要与流体的流态、运动黏度、管道流量、管径和管道里程相关。漠大原油管道的流态为紊流水力光滑区，沿程摩阻计算的列宾宗公式如下[3]：

h1=0.246L

(2)

式中：Q为管段中的流体流量；ν为流体的运动黏度。

以漠大线加格达奇出站压力4.265 MPa，高程428 m，讷诃进站压力1.042 MPa，高程201 m，油品密度850 kg/m3，正常输量2 350 m3/h计算，根据式(1)可得到“加格达奇-讷河”段的实际沿程摩阻为613.2 m，水力坡降为0.002 233 887 m/m。将计算出的沿程摩阻代入式(2)，即可计算出油品的运动黏度ν为1.564 95×10-5 m2/s。

管道疑似泄漏后，加格达奇站的流量为2 600 m3/h，讷河站的流量有微弱下降(约为2 343 m3/h)。根据水力坡降计算公式，可得到2 600 m3/h 和2 343 m3/h流量下的水力坡降i1和i2分别为0.002 666 219 m/m和0.002 222 255 m/m。

设疑似泄漏点距加格达奇站的距离为xL，则管道的沿程摩阻h1=xLi1+(274 500-xL)i2。管道疑似泄漏后加格达奇站的出站压力p1 L为4.20 MPa，讷河站的进站压力 p2 L为1.01 MPa，将h1和p1 L、p2 L代入管道压降计算式(1)，求解得到xL=-1.71 km。xL计算结果为负且位置极为接近加格达奇站，表明“加格达奇-讷河”管段未发生泄漏，管道实际流量应接近并略小于2 343 m3/h。如果“加格达奇-讷河”管段不存在泄漏，利用列宗宾公式反算得到实际管道流量应为2 341.4 m3/h，与讷河站流量非常接近，这也间接表明加格达奇出站流量值测量不准确，管道未发生泄漏。

1.4 漠大线压力流量异常波动的原因

综合漠大线加格达奇进出站压力变化趋势、压力梯度法泄漏点定位以及“加格达奇站-讷河”管段巡线无异常的结果，可以确认“加格达奇-讷河”管段未发生泄漏，加格达奇进出站压力流量异常变化是由“塔河-加格达奇”段的清管作业所引起的。

当清管器接近加格达奇站时，清管器前端的脏油头已提前进站，其中的胶状杂质堵塞过滤器，导致加格达奇进站压力缓慢上升，出站压力缓慢下降。超声波流量计是一种速度式的非接触测量流量计，加格达奇出站流量数据可能因脏油头的黏度、密度和流态变化而导致测量不准确。

2 加格达奇站流量测量不准确的原因分析

2.1 超声波流量计的测量原理

超声波流量计通常由超声波探头、信号处理电路和流量显示系统等部分组成，通过检测流体流动对超声波束的调制作用来测量流量[4]。V型安装的超声波流量计示意图如图1所示。

图1 V型安装的超声波流量计示意图

超声波束传播速度受管道内流体流速的影响，顺流方向上超声波束传播速度大于逆流方向上的超声波束传播速度，因此两个超声波探头接收到超声波束信号的时间会出现微小的偏差，通过检测逆流与顺流方向上的超声波束传播时间差可计算出超声波束方向上的平均流速，利用流速修正系数得到管道截面上的平均流速，从而得到管道瞬时流量q[4-6]：

q==Kc2(t2-t1)

(3)

式中：φ为管道内径；v0为超声波声程上流体平均流速;c为流体中超声波传播速度；β为超声波束与流体流动方向的夹角；t1和t2分别为顺流与逆流方向上超声波束的传播时间(不计管壁中超声波束的传播时间)；K为流速修正系数，与流体流态相关，是Re的函数。

2.2 加格达奇站流量测量值变化原因

根据超声波流量计的测量原理，管道瞬时流量q计算公式中的逆流和顺流方向上的超声波束传播时间差Δt、超声波传播速度c和流速修正系数K计算误差都会造成流量测量值的误差。同时，流体介质中的含气量或固态杂质含量、超声波流量计的信号强度、流体流态、管壁厚度等变化，也会影响超声波流量计的测量精度[4,6]。

c与流体的密度和弹性模量直接相关。漠大线清管作业中，脏油头中含有的固体颗粒或胶状杂质造成油品的密度和弹性模量的变化，导致超声波传播速度的变化以及顺逆流方向上超声波传播时间差的变化，从而造成流量测量不准确。脏油头中的固体颗粒或胶状杂质沉积或附着在管壁上造成管壁实际厚度的变化，也会影响超声波流量计的测量精度。此外，超声波流量计根据流体的雷诺数进行流速修正，流速修正系数的不准确也会造成流量测量不准确。

3 结束语

针对漠大线清管作业过程中的运行参数异常，通过分析计算明确了清管作业时脏油头中杂质增多导致加格达奇站压力流量异常变化，确定漠大线未发生管道泄漏。为确保输油管道清管作业过程中的运行安全，对日常清管作业中的运行管理给出如下建议：

(1)由于压力变送器的测量精度和可靠性均优于非接触测试的超声波流量计，同时管道进出站均安装有多个压力变送器可供压力参考对比，而超声波流量计易受脏油头中的油品密度和黏度等物性变化影响产生测量偏差，因此清管作业中如果压力和流量参数异常变化并存在矛盾时，建议优先采用压力参数进行相关的分析计算和验证。

(2)对于运行参数异常，可利用负压波法和压力梯度法分别进行泄漏定位，从压力波的下降时间和压力流量变化幅值两方面验证，确认管道是否发生泄漏。

参考文献：

[1] 曹燕龙，王为民，葛磊，等.压力梯度法定位管道泄漏点的数值模拟[J].辽宁石油化工大学学报，2014，34(2):45-48.

[2] 李俊花，刘文白，崔莉，等.一种新的长输管道泄漏点定位方法[J].力学学报，2010，42(1):127-131.

[3] 杨筱蘅.输油管道设计与管理[M].东营：中国石油大学出版社，2006.

[4] 蔡武昌.流量测量方法和仪表的选用[M].北京：化学工业出版社，2001.

[5] 于洋,宗光华,丁凤林.超声波流量测量中流速计算方法的对比[J].北京航空航天大学学报，2013，39(1)：37-41.

[6] 杨华,孟宪海.超声波流量计在原油精密配输中的计量误差[J].油气储运，2014(8):873-877.

Causes Analysis of Abnormal Operation Parameters of Mo-Da Crude Oil Pipeline in Pigging Operation

LI Hai-na1, WU Jia-yong2, ZHANG Yu-jiao1, YUAN Rui-juan1, LI Shu-qiang1, WANG Li-kun2, TAO Jiang-hua1

(1. PetroChina Pipeline Company, Langfang 065000， China;2. PetroChina Pipeline R&D Center, Langfang 065000, China)

Abstract:For the operation parameter abnormal changes situation of the Mo-Da crude oil pipeline in the pigging operation, possible causes were analyzed according to the changing trends of the pressure and flowrate parameters from SCADA system, and leak position of suspected leakage was located using the pressure gradient method, the result verified that the outlet flowrate of Jiagedaqi pump station was inaccurate, the changes of pressure and flowrate were caused by pigging operation. The cause of inaccuracy measurement of flowrate of Jiagedaqi pump station in pigging operation was analyzed, according to the measuring principle and influencing factors of ultrasonic flowmeter. Finally, the causes of the abnormal operation parameters of Mo-Da crude oil pipeline were summarized, and some suggestions for operation analysis in pigging process were given.

Keywords:pigging operation; pressure gradient method; leak location; ultrasonic flowmeter

中图分类号：TE832

文献标识码：A

文章编号：1004-9614(2017)05-0014-03

作者简介：李海娜(1983—)，博士研究生，主要从事输油气管道工艺管理和运行控制技术的研究工作。

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收稿日期：2017-03-22