集輸管線積液分析及清管制度優化研究

賈浩民，陳 斌，王 浩，劉 佳，李 鵬，薛仁雨，李春亮，黃東江，路曉蕓

（中國石油長慶油田分公司第一采氣廠，寧夏銀川 750006）

集輸管線積液分析及清管制度優化研究

賈浩民，陳 斌，王 浩，劉 佳，李 鵬，薛仁雨，李春亮，黃東江，路曉蕓

（中國石油長慶油田分公司第一采氣廠，寧夏銀川 750006）

集輸管線在通過地形起伏的地區時，氣體的壓力、溫度及流速將隨之變化，在管線的低洼處容易積液。積液將增大管線的輸送阻力，降低輸送效率，酸性介質溶于水對管線產生腐蝕，同時在復雜地形條件下形成段塞流或特殊條件下形成水合物，將嚴重影響管線安全運行。本文具體研究了集輸管線積液機理，利用fluent軟件對天然氣集輸管線中多相流的流型進行模擬計算，利用COM組件技術開發出天然氣集輸系統核算軟件，可有效模擬分析集輸管線內部積液，并對比分析了管線的積液量、壓差、輸氣效率對清管周期的影響，確定出以最小輸氣效率作為清管周期的參照標準。

集輸管線；積液；清管周期；天然氣集輸系統核算軟件

靖邊氣田集氣站天然氣采取干氣或濕氣兩種輸送方式。集氣管線實際清管過程中，部分支線清出物少，清管頻次高造成人力、物力消耗；部分支線內部積液嚴重，清管頻次低降低了輸送效率，也增大了作業風險。因此，有必要開展集輸管線積液研究，確定出合理的清管周期，有效保障集輸管線安全、高效運行。

1 積液危害

含飽和或過飽和水的天然氣在管線輸送過程中，受管線地形及輸送工況變化的影響，管道內部會出現游離水形成積液。因地形起伏游離水在管線內所占氣液比例也不同，積液在管線的低凹處聚積，減小了氣體的有效輸送截面積，降低了管線輸送效率；多相流混輸管線中積液增加了輸送阻力，使得單位長度管線壓降增加，動力消耗增大；受管線地形影響，高程變化大的管線末端會產生段塞流，將引起管線內壓力和流量波動，產生的沖擊和振動對管線造成一定程度的破壞；在高壓、低溫工況下極易產生水合物，將堵塞設備及管線給生產帶來嚴重困難；輸送介質中含有硫化氫、二氧化碳等酸性氣體，溶于水將對管線造成腐蝕，降低了管道的使用壽命，影響管線安全運行。

2 天然氣集輸管線積液核算軟件開發

積液的計算工藝主要包括流型、持液率和壓降三個方面，判斷流型是計算持液率和壓降的基礎，利用fluent軟件對天然氣集輸管線中多相流的流型進行模擬計算表明:對于分層流、段塞流及其他流型來說，FLAT模型、Gomez-Scott模型和Mukherjee-Brill模型能夠較好計算和預測它們的持液率及壓降，可作為基礎模型對集輸管線積液情況進行準確描述。基于上述模擬計算結果，利用Visual Basic編程語言和Matlab數學軟件開發天然氣集輸管線積液核算軟件，利用Matlab數學軟件實現數值計算和圖像處理，采用Visual Basic語言實現用戶界面開發，對計算結果和圖形進行可視化處理；同時，采用COM組件技術實現Visual Basic與Matlab之間的良好連接，實現與其他應用程序之間的接口問題。

在天然氣集輸管線積液核算軟件界面中輸入天然氣組成、管徑、氣相流量、液相流量、氣相密度、液相密度、氣相黏度、液相黏度、液相表面張力、起點壓力和起點溫度等現場參數以及管線的海拔高度、航段長度、起伏高度、管段長度和管段傾角，可計算出管段流型、管段持液率、管段積液量與總管段積液量。

3 清管周期的選擇

影響清管周期的主要影響因素包括管線積液量、壓差、輸氣效率及氣體流速等，清管周期的參照標準主要有以下三種:

3.1 最小輸氣效率

《天然氣管道運行規范》SY/T 5922-2012指出，運行管道的清管周期應根據管道輸送的氣質組成、管道的輸送效率和輸送壓差來確定，當管道輸送效率小于95%時，宜進行清管。

式中:Pb－管線起點壓力，MPa；Pe－管線終點壓力，MPa；Q－管線輸氣量，m3/d；d－管線內徑，cm；L－管線長度，km；T－管輸天然氣的平均溫度，K；Z－管輸天然氣的平均壓縮因子；Δ－天然氣相對密度；E－輸氣效率。

3.2 最大允許壓差

當管道存在積液時，管道摩阻系數變大，上、下游壓差增大，在實際生產中一些單位將0.7 MPa作為最大允許壓差，并以此為依據判斷是否需要進行清管操作。

3.3 最大允許積液量

有些單位以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。例如，若某管線末端捕集器的容量為60 m3，根據捕集器的處理量，即可將最大允許積液量為60 m3作為清管的一個參照標準。

4 清管周期的確定

鑒于存在最小輸氣效率、最大允許壓差和最大允許積液量這三種不同的參照標準，為確定符合靖邊氣田實際工況的清管周期，現以A-B支線為例根據現有條件下的清管數據，對比分析不同參照標準的適應性。A-B支線全長約8 km，海拔高度1 152 m～1 185 m，目前執行的清管制度為每月清一次，2015年6月至2015年10月期間的清管狀況（見表1）。

表1 A-B支線清管情況統計表

根據天然氣組成分析數據和現場操作參數，利用天然氣集輸管線積液量核算軟件對A-B支線的管段流型、持液率、積液量、管段壓力、管段流速、管段流量和清管時間以及清管效率等進行計算表明:A-B支線在每月清管一次的情況下，2015年6月至2015年10月期間的輸氣效率均低于最小輸氣效率95%，達到了需要清管的條件，但其壓差小于最大允許壓差0.7 MPa，積液量亦小于最大允許積液量2 m3，兩者均未達到需要清管的條件。具體計算結果（見表2）。

通過計算，以最小輸氣效率、最大允許壓差、允許積液量作為參照標準時的敏感性分別為12.544 9%、3.568 1%和8.392 7%，這表明在實際生產中輸氣效率的敏感性遠高于壓差和積液量，因此將最小輸氣效率作為清管周期的參照標準能夠更好地反映管道積液的實際情況與清管需求。具體計算結果（見表3）。

表2 A-B支線在不同清管參照標準下的適應性分析

表3 A-B支線在不同清管參照標準下的敏感性分析

5 結論及認識

為了進一步降低管道輸送氣體的單位能耗、減少由于積液所導致的金屬腐蝕，建議加強對于管道對實際輸氣效率的監控，并將最小輸氣效率作為清管周期的參照標準。根據國外大型石油公司及油田服務公司的廣泛調研結果，結合靖邊氣田集輸管線實際運行參數及現場清管效果情況，確定以各管線清管后的輸氣效率為判斷基準，清管后若其實際輸氣效率較基準下降8%時，即為下一次清管時間。

［1］呂宇玲，杜勝偉，何利民，等.氣液兩相流持液率及壓降特性的試驗研究［J］.油氣儲運，2006，25（3）:48-51.

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TE866.1

A

1673-5285（2017）04-0041-03

10.3969/j.issn.1673-5285.2017.04.011

2017－03-22

賈浩民（1975－），高級工程師，畢業于大慶石油學院，現從事天然氣生產及管理工作，郵箱:jhm_cq@petrochina.com.cn。