海底长输油气管道清管是提高海管输送能力，减小管道的腐蚀，完善海管内检测及加强海管完整性管理的重要环节，对海上油田安全生产具有重要意义^[1-2]。然而，海底长输油气管道在长期运行过程中，输送介质中夹带少量杂质、污油泥等沉积在管线内沉积^[3-5]，使管道内径、压力、流通面积、输送能力等预测更加复杂，如果出现卡堵等应急情况，对海底长输油气管道清管以及油田安全生产带来极大挑战^[6-8]。因此，有必要对海底长输油气管道清管球的通过性、破裂性及破裂压力等特性进行研究^[9-10]。为此，以渤海某油田原油外输海管为例，根据海管运行参数及生产数据，在优化清管球的旁通设计方案的基础上，开展长输油管道清管球破裂压力模拟实验，证实了泡沫清管球具有一定的承压能力、良好的通过性以及可靠的破裂性。

1 海管参数 1.1 海管设计参数

见表 1。

1.2 海管运行参数

见表 2。

2 清管球优化设计

经海管校核计算，由于管道的长期运行，管线内泥沙沉积，造成了管线缩径，原油流通面积减小导致压差增大。为确保清管作业顺利完成，采用清管球旁通孔优化设计方案，当清管球在海管中受阻，速度发生变化时，部分流体通过旁通孔通过，增加流体通过率。

根据渤海某油田原油外输海管生产数据，海管总输量17 481 m³/d，清管球正常速度1.136 m/s。假设清管球速度为1.1 m/s，则旁通量为554.2 m³/d，约占总输量的3.17%。具体分析如下：

（1）孔径20 mm，孔数5个。孔内流体流速为4.08 m/s，相对速度为2.98 m/s，压降为0.55 bar。

（2）孔径为25 mm，孔数5个。孔内流体流速为2.61 m/s，相对速度为1.51 m/s，压降为0.18 bar。

考虑到泡沫清管球中开孔，壁面摩擦系数大，因此压降会大于上述计算值，故选择开孔孔径为25 mm，开孔数为5个。计算流程如图 1所示。

此外，考虑到海管内可能存在积砂等问题，开孔位置位于径向2/3半径处（距清管球中心点）。

为了增加流体的通过率，在球体上进行均匀开5个孔，孔直径25 mm。设计平面图如图 2所示。

3 清管球破裂试验

为验证清管球在海管中遇卡或堵塞后破裂情况，需要进行一次泡沫球破碎试验，用于破裂实验的泡沫球尺寸依照20英寸泡沫球类型按比例缩小至8英寸，材质和密度相同，通过模拟泡沫球在管道中击碎的工况，为后续进行真实海管通球提供依据。试验中选用清管球为中密度光体子弹型泡沫球，直径223 mm，长度315 mm，过盈量为11%。具体参数如表 3所示。

3.1 试验工况

压力：1 ~ 3 MPa；介质：淡水；介质流速：0.5~ 3 m/s。试验地点选在天津塘沽试验场；温度、湿度等根据试验场条件。

3.2 试验方案

将收球筒隔离阀门关闭至1/3处，发送中密度光体子弹型泡沫球。如泡沫球顺利通过仍可重复使用，则继续关闭阀门至1/4或更小，直至达到实验效果。

3.3 试验结果

球体在运行10 min后到达收球筒设立的阀门卡堵处，球体到达卡堵处后，收球筒处压力经过短暂急剧下降后，由于泡沫球本身碎裂通过卡堵处使压力恢复至正常值。如图 3所示。

试验所收到的泡沫球球体上有明显受挤压破裂的痕迹，球体到达阀门卡堵处，在这里形成憋压，由于受压使球体前端在阀门处压出球阀的压痕。球体受压达到破裂极限后，从受压受堵处开始破裂变形。试验数据、压力变化如表 4、图 4所示。

清管球破裂压力试验表明，泡沫球具有非常好的通过性，当其在管道中出现卡堵时，可根据管道中卡堵的程度以及压差的增大来调节自身的通过能力；实验中泡沫球在卡堵处前后压差增大至1.71 MPa，当压差进一步增大时，泡沫球自身破裂、破粹以通过卡堵，具有可靠破裂性。

4 矿场应用

渤海X油田原油外输海管设计长度69.5 km，管道容积12 455 m³，设计压力12 MPa，最大操作压力8.8 MPa。选用旁路式清管球，在球体上均匀开5个孔，孔直径25 mm。通球作业期间，海管入口端压力基本没有太大的波动，维持在正常压力波动范围之内，最高压力上涨至5 700 kPa。清管球表面有局部破损，无明显裂痕，无卡堵等应急情况发生。如图 5所示，红色曲线代表外输海管的入口压力，绿色部分代表原油缓冲罐的液位调节阀阀开度变化情况，均处于正常状态，通球作业安全顺利实施。

5 结论

（1）泡沫球具有好的通过性，当其在管道中遇卡堵时，可根据管道中卡堵的程度以及压差的增大来调节自身的通过能力；

（2）泡沫球具有可靠破裂性，当压差增大至破裂压力时，泡沫球自身破裂、破粹以通过卡堵。

（3）清管球旁通孔的优化设计，增加了流体通过率，能有效降低清管球卡堵对上游单元生产带来的安全生产风险，确保通球作业安全顺利进行。