油氣田集輸管道施工技術(shù)規(guī)范

四川石油天然氣建設(shè)工程有限公司、中國石油集團(tuán)工程設(shè)計(jì)有限公司西南分公司。2100433B

吳立斌、潘樹成等。

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13.1.9試壓用的壓力表或壓力記錄儀、溫度計(jì)應(yīng)檢定合格，并應(yīng)在有效期內(nèi)使用；壓力表精度不應(yīng)低于0.4級，量程應(yīng)為被測壓力（最大值）的1.5倍～2倍。每段試壓時(shí)的壓力表不應(yīng)少于2塊，應(yīng)分別安裝在試壓管段的首、末端。試壓中的穩(wěn)壓時(shí)間應(yīng)在兩端壓力平衡后開始計(jì)算。氣壓試驗(yàn)時(shí)，應(yīng)在試壓管段的首、末端各安裝一只溫度計(jì)，且應(yīng)安裝于避光處，溫度計(jì)分度值應(yīng)小于或等于1。

13.1.10在集輸管道試壓前，應(yīng)安裝介質(zhì)注入管、放空管、連通管等。當(dāng)采用通球清管時(shí)，應(yīng)安裝臨時(shí)清管球收、發(fā)裝置。試壓裝置（包括閥門和管道）應(yīng)預(yù)先進(jìn)行相應(yīng)的壓力試驗(yàn)并合格。

13.1.11試壓中如有泄漏，不得帶壓修補(bǔ)。缺陷修補(bǔ)合格后，應(yīng)重新試壓。

13.1.12 試壓介質(zhì)應(yīng)排放在指定地點(diǎn)，并應(yīng)符合管線所在地環(huán)保部門的要求，排放點(diǎn)應(yīng)有操作人員控制和監(jiān)視。

13.1.13試壓完畢后，應(yīng)及時(shí)拆除所有臨時(shí)盲板，核對記錄并填寫管道試壓記錄。

13.1.14產(chǎn)生背壓排放時(shí)過渡應(yīng)緩慢，對地形復(fù)雜高差較大的地段應(yīng)采取防止彌合水擊現(xiàn)象產(chǎn)生的措施。

13.1.15管道在強(qiáng)度試驗(yàn)過程中，應(yīng)設(shè)立警戒標(biāo)志，保持通信暢通，不得沿管道巡線，對過往車輛及行人應(yīng)加以限制。當(dāng)管道試驗(yàn)壓力降到設(shè)計(jì)壓力、進(jìn)行嚴(yán)密性檢查時(shí)方可巡線。

13.2清管及測徑

13.2.1清管宜選用清管器，當(dāng)采用通球清管時(shí)，清管球充水后，直徑過盈量應(yīng)為管內(nèi)徑的5%～8%。清管時(shí)應(yīng)設(shè)置收發(fā)球裝置。對于集油、摻水、熱洗及污水等設(shè)計(jì)不要求通球的管線，可采用吹掃方式進(jìn)行清管。2100433B

影響因素

概述

煤層氣田的特點(diǎn)是煤層氣（煤層氣）組分較純，氣田單井產(chǎn)量低，井網(wǎng)分布密集且井口數(shù)量眾多，井口壓力一般在0.5 bar 左右，壓力較低。常見的煤層氣田集輸工藝一般為低壓集氣、多井串接、集中增壓。由于煤層氣田集輸壓力較低，需建設(shè)大量管道，投資費(fèi)用高。研究煤層氣集輸管道設(shè)計(jì)影響因素及其規(guī)律對管道參數(shù)設(shè)計(jì)和優(yōu)化、降低管道總體投資具有重要意義。本文采用多相流模擬軟件OLGA 建立了煤層氣集輸管道水力計(jì)算模型，模擬分析管道流量、管徑、含水率、進(jìn)站壓力對管道壓降參數(shù)的影響。

1 基礎(chǔ)參數(shù)

管道集氣站進(jìn)站壓力0.5 bar，井口流量150 kg/h，管徑150 mm。模擬使用的煤層氣帶有少量的游離水，含水率為0.50%。

2 計(jì)算結(jié)果分析

2.1 流量影響計(jì)算結(jié)果

集氣站的進(jìn)站壓力設(shè)為0.5 bar，管道總長為5 公里，由于管道最大高程差低于100 m，可認(rèn)定為該集氣管道的水平管道，管徑設(shè)定為150 mm。煤層氣單井產(chǎn)量較低，因此，本次計(jì)算選取了50 kg/h至400 kg/h 的8 種井口流量，可包括大部分煤層氣田的實(shí)際井口流量值。

在管徑和進(jìn)站壓力固定時(shí)，管線壓降隨著流量的增加而增大。當(dāng)流量為50 kg/h 時(shí)，管道沿線壓力從0.509 bar 降低到0.5bar，壓降為 0.18×10-5 bar/m；當(dāng)流量增大為 400 kg/h時(shí)，管道沿線壓力從 0.783 bar 降低到 0.5 bar，壓降為 5.66×10-5 bar/m。這是由于在相同管徑的條件下，流量與流速成正比，而摩擦阻力與流速的平方成正比，因此，在管道內(nèi)壁阻力的作用下，流量的逐漸增加導(dǎo)致壓降越來越大。

2.2 管徑影響計(jì)算結(jié)果

集氣站的進(jìn)站壓力設(shè)為0.5 bar，管道總長為5 公里，管道流量為150 kg/h，選取了8 種管徑。在相同流量工況條件下，管線壓降隨著管道的增大而顯著減小。管徑對管道壓降影響較大，當(dāng)管徑為80 mm 時(shí)，管道沿線壓力從1.244 bar 降低到0.5 bar，壓降為14.88×10bar/m；當(dāng)管徑增大為300 mm 時(shí)，管道沿線壓力從0.502 bar 降低到0.5 bar，壓降為0.04×10bar/m。因此，管徑的增大會(huì)顯著減小管道的壓降。管徑80 mm 至150 mm 范圍內(nèi)的管道壓降變化幅度較大，管徑150 mm 至300 mm 范圍內(nèi)的管道壓降變化幅度不大。因此，當(dāng)管徑增大到一定程度時(shí)，增大管徑對降低管道壓降作用不大。這是由于當(dāng)流量一定時(shí)，管徑越大，管道的截面積就越大，流速越小，管道的摩阻就會(huì)越小，壓降變化也就會(huì)越小。

2.3 含水率影響計(jì)算結(jié)果

集氣站的進(jìn)站壓力設(shè)為 0.5 bar，管道總長為 5公里，管道流量為 150 kg/h，管徑設(shè)定為 150 mm，選取了不同含水量進(jìn)行計(jì)算。煤層氣內(nèi)的含水率的變化對管道壓降變化的影響不明顯。當(dāng)含水率為0.20% 時(shí)，管道沿線壓力從0.558 7 bar 降低到0.5 bar，壓降為1.175×10bar/m；當(dāng)含水率增大為1.00%時(shí)，管道沿線壓力從0.558 6 bar 降低到0.5 bar，壓降為1.172×10bar/m。

2.4 進(jìn)站壓力影響計(jì)算結(jié)果

設(shè)定管道長度5 km，管道流量為150 kg/h，管徑設(shè)定為150 mm，針對管道進(jìn)站不同壓力工況進(jìn)行計(jì)算。當(dāng)進(jìn)站壓力為0.5 bar 時(shí)，管道沿線壓力從0.558 7 bar 降低到0.5 bar，壓降為1.175×10bar/m；當(dāng)進(jìn)站壓力增大為0.6 bar 時(shí)，管道沿線壓力從0.601 9 bar 降低到0.6 bar，壓降為0.039×10bar/m。壓降較為明顯。但是隨著進(jìn)站壓力繼續(xù)增大到1 bar時(shí)，管道沿線壓力從1.001 2bar 降低到1 bar，壓降為0.024×10bar/m。壓降降低的幅度并不明顯。

3 敏感因素分析

根據(jù)管道壓力梯度的變化程度判斷管道流量、管徑、含水率和進(jìn)站壓力對管道參數(shù)影響的敏感性。當(dāng)壓降變化幅度超過5×10bar/m 時(shí)，即認(rèn)為管道對該參數(shù)敏感。從上述計(jì)算結(jié)果可以得到煤層氣集氣管道參數(shù)的敏感性情況。

4 結(jié)論及建議

（1）管徑和流量是影響煤層氣集輸管道參數(shù)設(shè)計(jì)的關(guān)鍵影響因素，且管徑的影響最大，應(yīng)著重考慮管徑的影響，以達(dá)到在設(shè)計(jì)過程中的優(yōu)化目標(biāo)。

（2）盡管增大管徑對管道計(jì)算的影響很大，但是當(dāng)管徑增大到一定值時(shí)，繼續(xù)增大管徑不再明顯影響管道壓降，因此，在集輸管道設(shè)計(jì)中，存在一個(gè)最優(yōu)管徑。

（3）煤層氣氣質(zhì)較純，含水量不高，且隨著含水量的增高，管道壓降變化幅度很小，但是，當(dāng)含水量過高時(shí)，應(yīng)考慮管道內(nèi)積液量的增加帶來的管道排液問題。 2100433B

根據(jù)油田油氣集輸工藝的密閉程度，分為：

開式集輸流程：其中有部分過程不與大氣隔絕。

密閉集輸流程：油氣集輸全密閉流程，主要包括密閉集輸、密閉處理、密閉儲存及輕油和污油回收。