王 惠 ，萬 暢 ，曾 萍 ，梁凌云 ，茹志娟

（1.中國石油長慶油田分公司蘇里格氣田研究中心，陜西西安 710018；2.低滲透油氣田勘探開發(fā)國家工程實驗室，陜西西安 710018；3.廣東省科技干部學院，廣東廣州 519090）

井口開采出來的天然氣，攜帶著大量水和凝析液，經(jīng)集氣站初步處理后，成為飽和濕天然氣，通過集氣干線輸送至天然氣處理廠。天然氣從集氣站到處理廠的輸送過程中，由于壓力、溫度的改變，飽和的天然氣狀態(tài)發(fā)生了變化，導致天然氣中的水蒸氣及重烴凝析出來，輸氣效率降低。當管線積液到一定程度就會影響到管道的高效運行，此時需進行清管作業(yè)。

1 清管周期概述

1.1 清管周期的主要影響因素

（1）管線積液量；（2）氣液混合物在管道中允許的壓降和流速；（3）液塞捕集器的大??；（4）管道內(nèi)氣體流速。以上影響因素轉(zhuǎn)變?yōu)橄鄳膮?shù)，即：積液量、壓差、輸氣效率及氣體流速（氣體攜液能力）。

1.2 清管周期參照標準

目前清管周期的參照標準主要有以下三種：

（1）最小輸氣效率，SY/T5922-2003規(guī)定，當輸氣效率小于95%時，宜進行清管。實際上，對于發(fā)展中的蘇里格氣田，氣量是不斷變化的，部分管線投產(chǎn)時氣量不足，輸氣效率不高。因此僅僅根據(jù)輸氣效率判斷清管時機對于氣量變化的輸氣管線是不夠的。

（2）經(jīng)驗判斷，現(xiàn)場生產(chǎn)中，一些單位以最大允許壓差為依據(jù)判斷是否清管。影響壓差的因素主要有：積液量、氣體流速、管線摩阻等。實際運行中，輸氣管線規(guī)格、長度、氣量都各有差異，最大允許壓差亦不盡相同。

（3）最大允許積液量，部分單位則根據(jù)管線末端捕集器的處理量為最大允許積液量進行清管判斷。在蘇里格氣田，捕集器的液體處理量為60 m3。

這里，通過最大允許積液量為例分析其在蘇里格氣田清管周期的適用性。

1.3 天然氣含水量概念

飽和含水量：在一定條件下即氣體組成、溫度及壓力一定時，天然氣與液體水達到相平衡時，氣相中的含水量即為天然氣的飽和含水量。

飽和含水氣的特點：濕度為100%。飽和含水量取決于天然氣的組成、溫度和壓力。溫度越高，飽和含水量越高；壓力越高，飽和含水量越低；組分越富，飽和含水量越高[1]。在蘇里格氣田，整個集氣系統(tǒng)傳輸?shù)慕橘|(zhì)均為濕氣。

2 天然氣含水量的變化原理

天然氣在管道中流動，隨著壓力、溫度的變化，其飽和含水量也在發(fā)生變化。曲線P、T為天然氣沿管道壓力、溫度分布曲線，曲線 abcd為對應輸氣管道的壓力溫度下的飽和含水量曲線（見圖1）。在輸氣管的前半部，壓力下降不大，溫度急劇下降，飽和含水量也隨之下降，如ac段；在輸氣管的后半部，溫度下降平緩，接近于周圍介質(zhì)溫度，壓力則急劇下降，對應的飽和含水量逐步上升，如cd段；以c點的飽和含水量最小。

天然氣輸入管道后，由于溫度高于露點，氣體未被水蒸氣飽和，含水量相當于 h點，氣體向前流動含水量并不改變，由于溫度下降，至b點而飽和，從b點至c點含水量逐步減小，沿途有水析出，但bc段一直飽和，氣體的水蒸氣分壓等于該溫度下水的飽和蒸氣壓，bc段的氣體露點也就是該段輸氣管的溫度，由于水的析出，c點以后含水量不可能再增大，直至e點始終保持最小的含水量，從飽和變至不飽和，水蒸氣分壓逐步變低，氣體的露點則愈低于輸氣管溫度[2]。

圖1 輸氣管的含水量變化原理

3 天然氣飽和含水量的確定

目前，天然氣飽和含水量的確定方法有很多種，如實驗測定、算圖、經(jīng)驗方程以及狀態(tài)方程計算等。鑒于實驗測定、圖版等方法工作量相對較大，以下分析總結一種簡單適用的解析式計算法。

3.1 天然氣飽和含水量計算方法

查詢相關文獻，天然氣飽和含水量的解析計算方法主要有以下幾種：

（1）方法一，Bukacek發(fā)表了壓力在1.4～21 MPa范圍內(nèi)天然氣中飽和含水量的計算公式[3]：

式中：WH2O-天然氣的含水量，kg/m3；P-天然氣體系的壓力，MPa（絕）；T-天然氣水露點的溫度，℃。

表1 Ai值

Ai取值（見表 1）。

（2）方法二，Mcketta-Wehe計算法，適用范圍為壓力低于8.3 MPa，溫度低于82℃[3]。

式中的A、B值由下式計算：

式中：ai、bi為系數(shù)（見表 2）。

表2 ai和bi的系數(shù)

（3）方法三，用現(xiàn)代計算機技術回歸的相關數(shù)據(jù)提出了基于算圖的計算機化方法[3]：

式中所用系數(shù)（見表3）。

以上3種公式化計算方法涉及參數(shù)簡單，對于現(xiàn)場生產(chǎn)人員來說便于計算，并掌握管線運行情況。

3.2 天然氣飽和含水量計算比較

下面以蘇里格氣田蘇A-F干線運行參數(shù)為例對以上三種公式法計算進行比較。首先通過TGNET軟件模擬管線沿途溫度、壓力變化情況。

表3 方法3中使用的系數(shù)

表4 模擬蘇A-F干線沿途溫度、壓力變化

表5 輸氣管線實際積液與估算積液比較

同上，計算了幾條干線的積液情況，并與實際清管積液進行比較（見表5）。

表5表明，比較而言方法二即Mcketta-Wehe法結果誤差較小，基本維持在12%以內(nèi)，且估算值略為偏小。分析認為，在誤差允許范圍內(nèi)，估算值通過校正基本可以用于指導現(xiàn)場清管作業(yè)。

4 確定蘇里格氣田輸氣管線清管制度

確定管道的最佳清管周期，對管道的安全運行至關重要。在一個清管周期內(nèi)，如果輸量基本保持不變，對于濕氣輸送，隨著凝析液的增加，管道的實際流通面積減少，動力消耗增加。隨著時間的推移，管道中的凝析液的量越來越大，為降低管道輸送氣體的單位能耗，就必須在管道運行一段時間后實施清管。清管后與清管前相比，管道的實際流通面積增大，管輸摩阻損失減少，單位氣體的動力消耗也降低。所以清管是管道運行一段時間后必須的作業(yè)。

通過上述分析表明，解析法Mcketta-Wehe估算輸氣管線積液值基本可靠，該算法相對簡單、快捷，同時比較實用于生產(chǎn)?？紤]到估算誤差，對計算清管周期進行了校正，計算結果（見表6）。

表6 蘇里格氣田輸氣管線清管周期估算

表6 蘇里格氣田輸氣管線清管周期估算（續(xù)表）

5 認識

輸氣管線的清管周期是不固定的，而應該是一個與輸送工藝、操作條件、輸送介質(zhì)的性質(zhì)、環(huán)境狀況等諸多因素相關的動態(tài)的參數(shù)。因此有必要對輸氣管線的運行參數(shù)進行動態(tài)監(jiān)測，將當前管線節(jié)點壓力與管線上一次清管后投運時的節(jié)點壓力相比較來決定是否進行清管。

在誤差允許條件下，解析法Mcketta-Wehe估算輸氣管線積液可以用于指導現(xiàn)場清管，適用于蘇里格氣田。

[1]喬秀民，杜樹彬.天然氣含水量及水化物的生成[J］.油氣田地面工程，2005，24（12）：18.

[2]劉寶玉，郝敏，陳寶東.長輸管道內(nèi)天然氣最大允許含水量的預測[J］.石油化工高等學校學報，2004，17（2）：75-78.

[3]諸林，白劍.天然氣含水量的公式化計算方法[J］.天然氣工業(yè)，2003，23（3）：118-120.