中國(guó)石油大學(xué)（北京）油氣管道輸送安全國(guó)家工程實(shí)驗(yàn)室·石油工程教育部重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室

隨著天然氣工業(yè)的發(fā)展，濕氣集輸工藝的應(yīng)用越來(lái)越廣泛。濕氣集輸可節(jié)省大量設(shè)備投資及運(yùn)行費(fèi)用，但由此造成的積液?jiǎn)栴}給管網(wǎng)安全高效運(yùn)行帶來(lái)了挑戰(zhàn)。積液會(huì)降低管道有效輸送截面積，增大管道流動(dòng)阻力，導(dǎo)致管輸效率下降[1]。對(duì)于地形起伏較大的管道，積液在上坡管段處極易誘發(fā)段塞流，致使壓力、流量產(chǎn)生較大的波動(dòng)，嚴(yán)重影響下游設(shè)備的正常運(yùn)行，甚至對(duì)管道造成沖擊破壞[2-3]。積聚的水還會(huì)加速管道的腐蝕[4]，在一定溫度壓力下形成水合物，從而造成堵塞等問(wèn)題。近年來(lái)，眾多學(xué)者致力于氣液混輸管道的流動(dòng)特性研究。劉曉倩等[5]探究了氣體流速和管道傾角對(duì)某起伏集輸管道持液率的影響，以Taitel-Dukler 分層流界面穩(wěn)定存在的方程為依據(jù)，建立了某工況下管道不發(fā)生積液的臨界傾角模型。呂宇玲等[6]通過(guò)實(shí)驗(yàn)研究了不同流型下的持液率，發(fā)現(xiàn)控制液相流速不變且不斷增加氣相流量時(shí)，分層流持液率最高，環(huán)狀流持液率最低。王國(guó)棟等[7]利用OLGA 軟件分析了流量、管徑、入口壓力、氣體組分對(duì)管道持液率的影響，發(fā)現(xiàn)管道的持液率隨流量、管徑、入口壓力、氣體組分中C7＋比例的增大而增大。張鵬等[8]利用Pipephase 軟件模擬并分析了地形對(duì)凝析氣管道運(yùn)行工況的影響規(guī)律，發(fā)現(xiàn)壓力和持液率受地形影響較大，溫度和總積液量受地形影響較小。國(guó)內(nèi)外研究多針對(duì)單條輸氣管道積液，對(duì)于氣田集輸管網(wǎng)積液的研究甚少。天然氣集輸系統(tǒng)主要由集氣站、集氣末站和多條管道組成，研究集輸管網(wǎng)積液量及積液分布具有工程實(shí)際意義。本文利用多相流領(lǐng)域使用最多、國(guó)際上普遍認(rèn)可的多相流模擬計(jì)算軟件OLGA[9-10]，以某濕氣集輸管網(wǎng)作為研究對(duì)象，研究了輸氣量、氣體質(zhì)量含液率、集氣站出站溫度、集氣末站進(jìn)站壓力對(duì)管網(wǎng)積液量及積液分布的影響，并運(yùn)用正交試驗(yàn)設(shè)計(jì)和極差分析法明確了各運(yùn)行參數(shù)對(duì)積液的影響程度，以期為現(xiàn)場(chǎng)技術(shù)管理提供科學(xué)指導(dǎo)。

1 積液模型建立及運(yùn)行

某氣田管網(wǎng)地處山區(qū)，地形起伏較大，采用“輻射＋枝狀”管網(wǎng)布局方案，設(shè)計(jì)輸氣能力為3 120×104m3/d，現(xiàn)已建成集氣站16 座、集氣總站1 座、閥室29 座。該氣田集輸管網(wǎng)總長(zhǎng)度為21.2 km，設(shè)計(jì)壓力為11 MPa，管徑為0.125～0.610 m，管道采用夾克聚氨酯泡沫外防腐保護(hù)層，所輸天然氣組分見(jiàn)表1。

表1 某氣田天然氣組分Tab.1 Natural gas component of a gas field 摩爾分?jǐn)?shù)

該氣田集輸管網(wǎng)建立積液模型時(shí)，根據(jù)對(duì)管網(wǎng)各主要組成部分的功能分析，對(duì)管網(wǎng)系統(tǒng)結(jié)構(gòu)進(jìn)行簡(jiǎn)化。因閥門在正常生產(chǎn)時(shí)對(duì)運(yùn)行參數(shù)不產(chǎn)生影響，建模和模擬時(shí)均不考慮閥門；積液模型主要用于管道內(nèi)積液變化的研究，因此將集氣站簡(jiǎn)化為提供氣源的質(zhì)量節(jié)點(diǎn)，集氣末站簡(jiǎn)化為控制進(jìn)站壓力的壓力節(jié)點(diǎn)。簡(jiǎn)化后的集輸管網(wǎng)積液模型如圖1所示。

該氣田所產(chǎn)天然氣高含H2S 和CO2，選用在酸氣物性計(jì)算方面具有較高計(jì)算精度和較快計(jì)算速度的SRK Peneloux 狀態(tài)方程[11]進(jìn)行計(jì)算，根據(jù)設(shè)定的初始狀態(tài)、邊界條件和環(huán)境條件等參數(shù)，求解雙流體模型[12]中的3 個(gè)質(zhì)量守恒方程、2 個(gè)動(dòng)量方程和1個(gè)混合能量方程，計(jì)算管網(wǎng)中各管道積液量以及沿線的持液率。為確保管網(wǎng)達(dá)到穩(wěn)定運(yùn)行狀態(tài)，在試算后設(shè)定模擬時(shí)間為24 h，時(shí)間迭代步長(zhǎng)為0.01 s。

圖1 集輸管網(wǎng)積液模型Fig.1 Liquid accumulation model of gathering and transportation pipeline network

2 結(jié)果與分析

影響管網(wǎng)積液的因素包括管網(wǎng)運(yùn)行參數(shù)、管道幾何條件及輸送流體的組分等，對(duì)于氣田已建成管網(wǎng)，管道幾何條件和輸送流體的組分已經(jīng)確定。通過(guò)改變管網(wǎng)輸氣量、氣體質(zhì)量含液率、集氣站出站溫度、集氣末站進(jìn)站壓力，模擬并分析管網(wǎng)的積液量和積液分布的變化，確定對(duì)積液影響程度最大的運(yùn)行參數(shù)。

2.1 管網(wǎng)輸氣量對(duì)積液的影響

隨著天然氣開(kāi)發(fā)的延續(xù)，天然氣產(chǎn)量不斷下降，管網(wǎng)在不同輸氣量下的積液量變化曲線如圖2所示，隨著輸氣量的下降，管網(wǎng)積液量呈現(xiàn)上升趨勢(shì)，并且輸氣量在低于設(shè)計(jì)輸量的50%時(shí)，積液量受輸氣量的影響更敏感。這是因?yàn)殡S著輸氣量的下降，氣體流速的降低幅度明顯高于液體，導(dǎo)致氣體攜液能力下降，管網(wǎng)積液量增加。

圖2 管網(wǎng)積液量隨輸氣量的變化曲線Fig.2 Change curve of liquid accumulation of pipeline network at different gas volume

通過(guò)對(duì)比不同輸氣量下的持液率，發(fā)現(xiàn)隨著輸氣量的降低，管網(wǎng)內(nèi)高持液率的管段數(shù)量增多，最高持液率上升。選取干線管道P301-集氣末站為例進(jìn)行具體分析，分別模擬該管道在三種輸氣量時(shí)的持液率，結(jié)果如圖3 所示。在100%設(shè)計(jì)輸量下，管道內(nèi)高持液率位置有2 段，最高持液率為6.4%；當(dāng)輸氣量下降到設(shè)計(jì)輸量的50%時(shí)，高持液率位置上升至5 段，最高持液率增至24.9%。這是因?yàn)檩敋饬孔兓瘯?huì)改變管道臨界傾角，臨界傾角是由內(nèi)腐蝕直接評(píng)價(jià)方法（ICDA）[13]中的多相流模型確定的角度，管道沿線大于臨界傾角的位置是最可能積液的位置。模擬計(jì)算得到P301-集氣末站管道在三種輸氣量下的臨界傾角（表2），發(fā)現(xiàn)隨著輸氣量降低，管道的臨界傾角逐漸減小，因此積液管段數(shù)量增多。

圖3 P301-末站管道在不同輸氣量下的持液率分布Fig.3 Pipeline liquid holdup of P301-Terminal at different gas volume

表2 P301-末站管道在不同輸氣量下的臨界傾角Tab.2 Critical inclination angle of P301-Terminal pipeline at different gas volume

2.2 氣體質(zhì)量含液率對(duì)積液的影響

氣田自投產(chǎn)至今，所輸氣體的最低質(zhì)量含液率為0.6%，最高為1.8%，對(duì)管網(wǎng)在不同氣體質(zhì)量含液率下的積液量進(jìn)行計(jì)算，結(jié)果如圖4 所示。隨著質(zhì)量含液率的上升，管網(wǎng)積液量逐漸增大。當(dāng)氣體質(zhì)量含液率從0.5%上升至3%，即氣田產(chǎn)液量從146.4 m3/d增大到901.1m3/d時(shí)，管網(wǎng)積液量從13.3 m3增大到40.1 m3，積液增加量?jī)H占產(chǎn)液量增加量的3.5%，可見(jiàn)氣體質(zhì)量含液率變化對(duì)管網(wǎng)積液量的影響較小。因?yàn)樵诒３謿饬坎蛔儠r(shí)增加液量，引起氣體流速下降和液體流速上升的幅度均不大，造成氣體的攜液能力略有下降，管網(wǎng)積液量少量上升。

圖4 管網(wǎng)積液量隨氣體質(zhì)量含液率的變化曲線Fig.4 Change curve of liquid accumulation of pipeline network at different liquid holdup of gas mass

2.3 集氣站出站溫度對(duì)積液的影響

該氣田采用全濕氣加熱保溫混輸工藝，為防止天然氣水合物的生成，在考慮3～5 ℃的溫度裕量后，經(jīng)計(jì)算發(fā)現(xiàn)當(dāng)集氣站出站溫度高于40 ℃時(shí)，滿足沿線節(jié)點(diǎn)天然氣溫度不低于30 ℃的要求。對(duì)管網(wǎng)在不同集氣站出站溫度下的積液量進(jìn)行模擬計(jì)算，結(jié)果如圖5 所示，管網(wǎng)積液量隨集氣站出站溫度的升高而降低。溫度對(duì)積液的影響主要有兩方面原因：一方面溫度上升會(huì)引起氣體中重?zé)N組分析出，但由于該氣田所產(chǎn)氣體不含C3以上組分，分析不同溫度下管網(wǎng)內(nèi)液相總量時(shí)，發(fā)現(xiàn)基本沒(méi)有重?zé)N和飽和水的析出；另一方面，隨著溫度上升，氣體的流速增加，液體的流速趨于不變，使得氣體攜液能力增強(qiáng)，管網(wǎng)積液量減少。

圖5 管網(wǎng)積液量隨集氣站出站溫度的變化曲線Fig.5 Change curve of liquid accumulation of pipeline network at different outlet temperature of gas gathering station

2.4 集氣末站進(jìn)站壓力對(duì)積液的影響

通過(guò)調(diào)整集氣末站的進(jìn)站壓力研究運(yùn)行壓力對(duì)管網(wǎng)積液量的影響情況，結(jié)果如圖6 所示。隨著集氣末站進(jìn)站壓力的上升，管網(wǎng)積液量逐漸增大，當(dāng)進(jìn)站壓力低于7 MPa 時(shí)，管網(wǎng)積液量受壓力的影響很??；當(dāng)進(jìn)站壓力高于7 MPa 時(shí)，管網(wǎng)積液量受壓力的影響較大。壓力對(duì)管網(wǎng)積液量的影響與溫度類似，一方面壓力會(huì)改變氣液相平衡狀態(tài)，另一方面由于氣體的可壓縮性遠(yuǎn)大于液體，隨著壓力增加，氣體流速的減小量明顯大于液體，造成氣體攜液能力降低，管網(wǎng)積液量增加。

通過(guò)對(duì)比不同集氣站進(jìn)站壓力下各條管道的持液率，發(fā)現(xiàn)當(dāng)進(jìn)站壓力低于7 MPa 時(shí)，管網(wǎng)中不存在嚴(yán)重積液管段，最高持液率僅為0.55%；當(dāng)壓力上升至8 MPa 時(shí)，管網(wǎng)在位于上坡位置的2 段管段處出現(xiàn)持液率高點(diǎn)，最高持液率為6%。為降低管網(wǎng)內(nèi)積液量，在滿足凈化廠進(jìn)站壓力的條件下，應(yīng)將集氣末站進(jìn)站壓力控制在7 MPa。

圖6 管網(wǎng)積液量隨集氣末站進(jìn)站壓力的變化曲線Fig.6 Change curve of liquid accumulation of pipeline network at different inlet pressure of gas gathering terminal

2.5 管網(wǎng)運(yùn)行參數(shù)對(duì)積液的影響程度

正交試驗(yàn)設(shè)計(jì)法是以數(shù)理統(tǒng)計(jì)、專業(yè)知識(shí)和實(shí)踐經(jīng)驗(yàn)為基礎(chǔ)，利用一套規(guī)格化的正交表科學(xué)地安排和分析多因素實(shí)驗(yàn)的科學(xué)計(jì)算方法，該方法能通過(guò)數(shù)理統(tǒng)計(jì)的方法分析各因素對(duì)觀測(cè)值的影響程度，具有減少試驗(yàn)次數(shù)、縮短試驗(yàn)周期等優(yōu)點(diǎn)[14-15]。為確定管網(wǎng)輸氣量、氣體質(zhì)量含液率、集氣站出站溫度和集氣末站進(jìn)站壓力對(duì)積液量的影響程度，選用正交表L9（34）進(jìn)行正交試驗(yàn)，正交試驗(yàn)設(shè)計(jì)方案及結(jié)果如表3 所示。

表3 正交試驗(yàn)設(shè)計(jì)方案及結(jié)果Tab.3 Orthogonal experimental design scheme and results

采用極差分析法對(duì)正交試驗(yàn)結(jié)果進(jìn)行分析，通過(guò)分別計(jì)算管網(wǎng)輸氣量、氣體質(zhì)量含液率、集氣站出站溫度和集氣末站進(jìn)站壓力的極差R來(lái)比較各因素對(duì)觀測(cè)值的影響程度，極差越大，說(shuō)明這個(gè)因素的水平改變對(duì)試驗(yàn)結(jié)果影響就越大[16]。對(duì)正交試驗(yàn)結(jié)果中各因素各水平的極差值T、平均值t和極差R進(jìn)行計(jì)算，結(jié)果如表4 所示。管網(wǎng)運(yùn)行參數(shù)中管網(wǎng)輸氣量的R值最大，為126.05；集氣站出站溫度的R值最小，為5.25。運(yùn)行參數(shù)對(duì)管網(wǎng)積液量的影響程度從大到小依次為管網(wǎng)輸氣量、集氣末站進(jìn)站壓力、氣體質(zhì)量含液率、集氣站出站溫度。

表4 管網(wǎng)積液量極差分析Tab.4 Range analysis of liquid accumulation of pipeline network

3 結(jié)論

本研究針對(duì)某氣田集輸管網(wǎng)建立積液模型，通過(guò)單因素控制變量法，模擬分析管網(wǎng)在不同輸氣量、氣體質(zhì)量含液率、集氣站出站溫度、集氣末站進(jìn)站壓力下的積液量及積液分布，通過(guò)正交試驗(yàn)設(shè)計(jì)定量分析運(yùn)行參數(shù)對(duì)積液的影響程度。

（1）隨著管網(wǎng)輸氣量的降低，積液量逐漸增加，管道的臨界傾角逐漸減小，管網(wǎng)積液位置增多。當(dāng)輸氣量由設(shè)計(jì)產(chǎn)量降低至設(shè)計(jì)產(chǎn)量的50%時(shí)，液體一方面在已存在積液的管段處繼續(xù)堆積，使得最高持液率由6.4%上升至24.9%；一方面在新的管段處開(kāi)始積聚，使得管網(wǎng)內(nèi)嚴(yán)重積液管段由2段增加至25 段。

（2）隨著氣體質(zhì)量含液率的增加，積液量逐漸增加，當(dāng)質(zhì)量含液率從0.5%上升至3%時(shí)，管網(wǎng)積液量從13.3 m3增大到40.1 m3，積液增加量?jī)H占?xì)馓锂a(chǎn)液量增加量的3.5%；隨著集氣末站進(jìn)站壓力的降低，積液量逐漸降低，為使管網(wǎng)各位置持液率均低于1%，應(yīng)將集氣末站進(jìn)站壓力控制在7 MPa；隨著集氣站出站溫度的增加，管網(wǎng)積液量逐漸減少。

（3）利用正交試驗(yàn)設(shè)計(jì)方法，通過(guò)極差分析確定了管網(wǎng)運(yùn)行參數(shù)對(duì)積液量的影響程度，4 個(gè)因素從強(qiáng)到弱依次為管網(wǎng)輸氣量、集氣末站進(jìn)站壓力、氣體質(zhì)量含液率、集氣站出站溫度。對(duì)于該氣田濕氣集輸管網(wǎng)，輸氣量對(duì)積液量的影響最為顯著，這將為積液控制提供指導(dǎo)。