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摘要：管线积液会造成管线输气效率降低，系统压力升高，尤其在冬季容易造成管线冻堵，管线长期积液不仅会加重管线腐蚀情况，更会造成穿孔，导致管道内油、气、水等泄漏问题，造成重大经济损失。尤其是在冬季，很容易造成输气管的冻堵，如果输气管中长期出现积液现象，不仅会加重管线的腐蚀，还会造成管道的穿孔，甚至油、气、煤泄漏等问题，从而给人们造成重大的损失，为了有效的避免这一问题的发生，需要找到科学合理的缓解措施，使天然气输气管线积液正常的运行。
关键词：天然气;输气管线;积液缓解
集输管线积液会导致管线的不稳定性，进而诱发安全事故。若管线出现阵发性出水很可能会影响轻贱设备与场站安全，需求严厉防备。集输管线积液原因较为简略，且影响要素也仅仅是设备、操作、消泡等方面影响，需求相关作业人员做好日常防备作业。
1管线积液原因及影响
1.1 管线积液的原因
刚从井中开采出的天然气含有很多成分，例如大量的水分，天然气在运输中，在气体能量和管线温度影响下，输气管会出现很多积液，这是提起携带的水分虽凝结出的，在一定程度上，会造成天然气管线积液的现象。即使天然气所使用的是单相天然气运输，凝结液也会因为气体压力的变化析出液体，但是造成天然气运输管线积液的主要因素是气体的多项流动，在管线积液中，可以根据多项流动的特点预测管线积液。
1.2 气液两相流动参数
天然气在运输中，由于多项流动，在相界面和截面分布的不均匀，会引起气液体积颗粒的分散，在一定程度上，改变流动的结构，从而引起流体性质的变化，各相物理性质及两相间界面的表面现象影响多相流态，两相之间存在热力学不平衡和水动力学不平衡，气液之间的传热和化学反应也会导致界面形状的变。
2 天然气输气管线积液缓解措施
2.1 自动排污阀故障排除
自动排污阀故障排除不仅需要排查输气管线，还需要排查气动排污阀。一方面，对排污系统进行排查，为了有效的控制自动连锁和远程服务，需要对不同的厂家进行排污，排除执行机构的故障，另一方面，排查气动排污阀，需要改进系统的控制能力，再进行故障排除，为了保证输气管线积液的正确，以及工作稳定，一般采用防冻隔离和用电加热。
2.2 起消泡剂的加注
天然管的起消泡剂加注主要利用数字化系统，以监控气井的生产状态，还需要全面了解每一口井的特点，这样才能确定井水的特征，将加注时间和加注时长有机的结合在一起，这样才能充分地发挥消泡作用。除此之外，需要优化消泡剂的工艺流程，为了达到小型集输站，需要安装消泡装置，这样不仅可以发挥消泡剂的消泡效果，还可以对天然气进行二次消泡，以达到彻底消泡的目的。
2.3 清管合理操作方式
清管的操作需要采用清管装置进行清管，以此确定清管的周期。清管作业前，需要分析管内的产量水，保证管内的水小于5m3，这样才能准确的保证清管的周期。清管作业可以采用单一的双向清管器，清管作业在运行中，需要彻底的清除管内悬停的杂质，可以采用一个标准的双向管进行清管操作，利用泡沫清管器清除管线的积水，这样才能保证清管的干净整洁。
2.4单井管线、采气干管排液方法
1.加注泡排剂排液。通过对产液气井、泡排措施井分布分析，对所辖产液井多，且输气量达不到其临界携液流量的干管，开展加注泡排剂的方式进行排液，通过计算管线输差，摸索泡排剂加注的合理频次，以达到最好的排液效果。
2.开展管线激动排液。因单井管网的串接连接方式，干管无法清管，为解决干管积液严重问题。近年来，主要采取站内激动排液等方式对干管进行排液，以达到减少集气压差、提高管输效率、防止管网水合物生成等目的。（1）集气站干管。①集气站干管激动排液采用进站闸阀控制的方式，对需要进行激动排液干管关闭进站闸阀开始憋压，密切关注进站及井口压力，尽量将末端井和进站压差控制在2Mpa以上，井口压力不得超过4.5MPa（井口压力必须小于井口截断阀起跳压力0.5MPa，目前上古气井大部分截断阀起跳压力为5MPa）。②干管憋压完成后，开启进站闸阀开度直至全开，控制分离器进口压力小于3.6MPa，密切关注站内运行情况，特别是压缩机运行情况，及时排液，确保运行平稳。③该干管激动排液完成后对数据进行分析，并对效果进行评价，摸索干管排液规律。
3.定期启停压缩机提高管线携液能力。由于季节性限产，需要关很多气井，集输管线气量远小于管线携液流量，加之夏季气井泡排工作量大，产液量高，集输管辖积液情况严重。通过定期启动压缩机抽吸，可有效降低管线压力，增大压差及管线内天然氣流速，以达到管线排液目的。若再以辅助管线加注泡排剂，管线排液效果更佳明显。
2.5集输支干线排液方法
（1）开展支干线清管。目前对于集输支干线采取最多最有效的排液方法为清管作业，根据生产情况每年分别在入冬前（每年10分份）清管和春季清管（每年4月底），若在运行过程中，由于某种原因导致大量产出液进入支干线，影响支干线运行，可根据生产情况安排清管作业，保障支干线运行平稳。开展支线清管作业，可对管线内的积液进收集处理，防止积液进入下游干线，可以保障干线的正常运行。（2）加注泡排剂排液。当支线少量积液或者无法开展清管作业时，可进行加注泡排剂进行支线排液，根据目前的集输工艺，支线加注泡排剂后，不能对积液进行收集，积液将随气量进入下游干线。
2.6日常管道积液缓解措施
①通过提高管线温度和压力，补充天然气气体能量，从而减缓液体析出，达到减少积液的办法。②建立管线积液变化数据库，分析管线持液量变化规律，为后期上游处理工艺适应性分析、清管效果、腐蚀研究等提供理论依据。③电伴热技术就是防止采气管道封堵的一种工艺，该技术通过补充管道、管体及设备上的热量损失来预防管道堵塞。④定期清管制度，根据管线流型、压力温度、管径、管线长度、气体组分等不同，建立合理的清管周期;核算天然气管线输送效率评价管道内部积液程度，确定清管时间和清管效果。
结语
综上所述，天然气在输气中，往往会出现管线积液，管线积液会影响管线输气效率，一旦输气效率降低，就会引起系统压力升高，从而出现管线积液的现象。自动排污阀故障排除，起消泡剂的加注，清管合理操作方式，其它清管的执行措施等可以有效的避免这一问题的出现，不仅使天然气输送管的正常运行，还可以提高经济效益。
参考文献：
[1]贾浩民，陈斌，王浩，等。集输管线积液分析及清管制度优化研究[J].石油化工应用，2017，36（4）：41-43.
[2]徐文龙，曾萍，王惠，等。复杂湿气集输管网清管时机的确定[J].油气储运，2014，33（3）：279-282.
关键词：天然气;输气管线;积液缓解
集输管线积液会导致管线的不稳定性，进而诱发安全事故。若管线出现阵发性出水很可能会影响轻贱设备与场站安全，需求严厉防备。集输管线积液原因较为简略，且影响要素也仅仅是设备、操作、消泡等方面影响，需求相关作业人员做好日常防备作业。
1管线积液原因及影响
1.1 管线积液的原因
刚从井中开采出的天然气含有很多成分，例如大量的水分，天然气在运输中，在气体能量和管线温度影响下，输气管会出现很多积液，这是提起携带的水分虽凝结出的，在一定程度上，会造成天然气管线积液的现象。即使天然气所使用的是单相天然气运输，凝结液也会因为气体压力的变化析出液体，但是造成天然气运输管线积液的主要因素是气体的多项流动，在管线积液中，可以根据多项流动的特点预测管线积液。
1.2 气液两相流动参数
天然气在运输中，由于多项流动，在相界面和截面分布的不均匀，会引起气液体积颗粒的分散，在一定程度上，改变流动的结构，从而引起流体性质的变化，各相物理性质及两相间界面的表面现象影响多相流态，两相之间存在热力学不平衡和水动力学不平衡，气液之间的传热和化学反应也会导致界面形状的变。
2 天然气输气管线积液缓解措施
2.1 自动排污阀故障排除
自动排污阀故障排除不仅需要排查输气管线，还需要排查气动排污阀。一方面，对排污系统进行排查，为了有效的控制自动连锁和远程服务，需要对不同的厂家进行排污，排除执行机构的故障，另一方面，排查气动排污阀，需要改进系统的控制能力，再进行故障排除，为了保证输气管线积液的正确，以及工作稳定，一般采用防冻隔离和用电加热。
2.2 起消泡剂的加注
天然管的起消泡剂加注主要利用数字化系统，以监控气井的生产状态，还需要全面了解每一口井的特点，这样才能确定井水的特征，将加注时间和加注时长有机的结合在一起，这样才能充分地发挥消泡作用。除此之外，需要优化消泡剂的工艺流程，为了达到小型集输站，需要安装消泡装置，这样不仅可以发挥消泡剂的消泡效果，还可以对天然气进行二次消泡，以达到彻底消泡的目的。
2.3 清管合理操作方式
清管的操作需要采用清管装置进行清管，以此确定清管的周期。清管作业前，需要分析管内的产量水，保证管内的水小于5m3，这样才能准确的保证清管的周期。清管作业可以采用单一的双向清管器，清管作业在运行中，需要彻底的清除管内悬停的杂质，可以采用一个标准的双向管进行清管操作，利用泡沫清管器清除管线的积水，这样才能保证清管的干净整洁。
2.4单井管线、采气干管排液方法
1.加注泡排剂排液。通过对产液气井、泡排措施井分布分析，对所辖产液井多，且输气量达不到其临界携液流量的干管，开展加注泡排剂的方式进行排液，通过计算管线输差，摸索泡排剂加注的合理频次，以达到最好的排液效果。
2.开展管线激动排液。因单井管网的串接连接方式，干管无法清管，为解决干管积液严重问题。近年来，主要采取站内激动排液等方式对干管进行排液，以达到减少集气压差、提高管输效率、防止管网水合物生成等目的。（1）集气站干管。①集气站干管激动排液采用进站闸阀控制的方式，对需要进行激动排液干管关闭进站闸阀开始憋压，密切关注进站及井口压力，尽量将末端井和进站压差控制在2Mpa以上，井口压力不得超过4.5MPa（井口压力必须小于井口截断阀起跳压力0.5MPa，目前上古气井大部分截断阀起跳压力为5MPa）。②干管憋压完成后，开启进站闸阀开度直至全开，控制分离器进口压力小于3.6MPa，密切关注站内运行情况，特别是压缩机运行情况，及时排液，确保运行平稳。③该干管激动排液完成后对数据进行分析，并对效果进行评价，摸索干管排液规律。
3.定期启停压缩机提高管线携液能力。由于季节性限产，需要关很多气井，集输管线气量远小于管线携液流量，加之夏季气井泡排工作量大，产液量高，集输管辖积液情况严重。通过定期启动压缩机抽吸，可有效降低管线压力，增大压差及管线内天然氣流速，以达到管线排液目的。若再以辅助管线加注泡排剂，管线排液效果更佳明显。
2.5集输支干线排液方法
（1）开展支干线清管。目前对于集输支干线采取最多最有效的排液方法为清管作业，根据生产情况每年分别在入冬前（每年10分份）清管和春季清管（每年4月底），若在运行过程中，由于某种原因导致大量产出液进入支干线，影响支干线运行，可根据生产情况安排清管作业，保障支干线运行平稳。开展支线清管作业，可对管线内的积液进收集处理，防止积液进入下游干线，可以保障干线的正常运行。（2）加注泡排剂排液。当支线少量积液或者无法开展清管作业时，可进行加注泡排剂进行支线排液，根据目前的集输工艺，支线加注泡排剂后，不能对积液进行收集，积液将随气量进入下游干线。
2.6日常管道积液缓解措施
①通过提高管线温度和压力，补充天然气气体能量，从而减缓液体析出，达到减少积液的办法。②建立管线积液变化数据库，分析管线持液量变化规律，为后期上游处理工艺适应性分析、清管效果、腐蚀研究等提供理论依据。③电伴热技术就是防止采气管道封堵的一种工艺，该技术通过补充管道、管体及设备上的热量损失来预防管道堵塞。④定期清管制度，根据管线流型、压力温度、管径、管线长度、气体组分等不同，建立合理的清管周期;核算天然气管线输送效率评价管道内部积液程度，确定清管时间和清管效果。
结语
综上所述，天然气在输气中，往往会出现管线积液，管线积液会影响管线输气效率，一旦输气效率降低，就会引起系统压力升高，从而出现管线积液的现象。自动排污阀故障排除，起消泡剂的加注，清管合理操作方式，其它清管的执行措施等可以有效的避免这一问题的出现，不仅使天然气输送管的正常运行，还可以提高经济效益。
参考文献：
[1]贾浩民，陈斌，王浩，等。集输管线积液分析及清管制度优化研究[J].石油化工应用，2017，36（4）：41-43.
[2]徐文龙，曾萍，王惠，等。复杂湿气集输管网清管时机的确定[J].油气储运，2014，33（3）：279-282.