運行參數對某濕氣集輸管網積液的影響研究*

中國石油大學（北京）油氣管道輸送安全國家工程實驗室·石油工程教育部重點實驗室

隨著天然氣工業的發展，濕氣集輸工藝的應用越來越廣泛。濕氣集輸可節省大量設備投資及運行費用，但由此造成的積液問題給管網安全高效運行帶來了挑戰。積液會降低管道有效輸送截面積，增大管道流動阻力，導致管輸效率下降[1]。對于地形起伏較大的管道，積液在上坡管段處極易誘發段塞流，致使壓力、流量產生較大的波動，嚴重影響下游設備的正常運行，甚至對管道造成沖擊破壞[2-3]。積聚的水還會加速管道的腐蝕[4]，在一定溫度壓力下形成水合物，從而造成堵塞等問題。近年來，眾多學者致力于氣液混輸管道的流動特性研究。劉曉倩等[5]探究了氣體流速和管道傾角對某起伏集輸管道持液率的影響，以Taitel-Dukler 分層流界面穩定存在的方程為依據，建立了某工況下管道不發生積液的臨界傾角模型。呂宇玲等[6]通過實驗研究了不同流型下的持液率，發現控制液相流速不變且不斷增加氣相流量時，分層流持液率最高，環狀流持液率最低。王國棟等[7]利用OLGA 軟件分析了流量、管徑、入口壓力、氣體組分對管道持液率的影響，發現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凝析氣管道運行工況的影響規律，發現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。國內外研究多針對單條輸氣管道積液，對于氣田集輸管網積液的研究甚少。天然氣集輸系統主要由集氣站、集氣末站和多條管道組成，研究集輸管網積液量及積液分布具有工程實際意義。本文利用多相流領域使用最多、國際上普遍認可的多相流模擬計算軟件OLGA[9-10]，以某濕氣集輸管網作為研究對象，研究了輸氣量、氣體質量含液率、集氣站出站溫度、集氣末站進站壓力對管網積液量及積液分布的影響，并運用正交試驗設計和極差分析法明確了各運行參數對積液的影響程度，以期為現場技術管理提供科學指導。

1 積液模型建立及運行

某氣田管網地處山區，地形起伏較大，采用“輻射＋枝狀”管網布局方案，設計輸氣能力為3 120×104m3/d，現已建成集氣站16 座、集氣總站1 座、閥室29 座。該氣田集輸管網總長度為21.2 km，設計壓力為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層，所輸天然氣組分見表1。

表1 某氣田天然氣組分Tab.1 Natural gas component of a gas field 摩爾分數

該氣田集輸管網建立積液模型時，根據對管網各主要組成部分的功能分析，對管網系統結構進行簡化。因閥門在正常生產時對運行參數不產生影響，建模和模擬時均不考慮閥門；積液模型主要用于管道內積液變化的研究，因此將集氣站簡化為提供氣源的質量節點，集氣末站簡化為控制進站壓力的壓力節點。簡化后的集輸管網積液模型如圖1所示。

該氣田所產天然氣高含H2S 和CO2，選用在酸氣物性計算方面具有較高計算精度和較快計算速度的SRK Peneloux 狀態方程[11]進行計算，根據設定的初始狀態、邊界條件和環境條件等參數，求解雙流體模型[12]中的3 個質量守恒方程、2 個動量方程和1個混合能量方程，計算管網中各管道積液量以及沿線的持液率。為確保管網達到穩定運行狀態，在試算后設定模擬時間為24 h，時間迭代步長為0.01 s。

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

2 結果與分析

影響管網積液的因素包括管網運行參數、管道幾何條件及輸送流體的組分等，對于氣田已建成管網，管道幾何條件和輸送流體的組分已經確定。通過改變管網輸氣量、氣體質量含液率、集氣站出站溫度、集氣末站進站壓力，模擬并分析管網的積液量和積液分布的變化，確定對積液影響程度最大的運行參數。

2.1 管網輸氣量對積液的影響

隨著天然氣開發的延續，天然氣產量不斷下降，管網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，管網積液量呈現上升趨勢，并且輸氣量在低于設計輸量的50%時，積液量受輸氣量的影響更敏感。這是因為隨著輸氣量的下降，氣體流速的降低幅度明顯高于液體，導致氣體攜液能力下降，管網積液量增加。

圖2 管網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

通過對比不同輸氣量下的持液率，發現隨著輸氣量的降低，管網內高持液率的管段數量增多，最高持液率上升。選取干線管道P301-集氣末站為例進行具體分析，分別模擬該管道在三種輸氣量時的持液率，結果如圖3 所示。在100%設計輸量下，管道內高持液率位置有2 段，最高持液率為6.4%；當輸氣量下降到設計輸量的50%時，高持液率位置上升至5 段，最高持液率增至24.9%。這是因為輸氣量變化會改變管道臨界傾角，臨界傾角是由內腐蝕直接評價方法（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），發現隨著輸氣量降低，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 氣體質量含液率對積液的影響

氣田自投產至今，所輸氣體的最低質量含液率為0.6%，最高為1.8%，對管網在不同氣體質量含液率下的積液量進行計算，結果如圖4 所示。隨著質量含液率的上升，管網積液量逐漸增大。當氣體質量含液率從0.5%上升至3%，即氣田產液量從146.4 m3/d增大到901.1m3/d時，管網積液量從13.3 m3增大到40.1 m3，積液增加量僅占產液量增加量的3.5%，可見氣體質量含液率變化對管網積液量的影響較小。因為在保持氣量不變時增加液量，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，管網積液量少量上升。

圖4 管網積液量隨氣體質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，經計算發現當集氣站出站溫度高于40 ℃時，滿足沿線節點天然氣溫度不低于30 ℃的要求。對管網在不同集氣站出站溫度下的積液量進行模擬計算，結果如圖5 所示，管網積液量隨集氣站出站溫度的升高而降低。溫度對積液的影響主要有兩方面原因：一方面溫度上升會引起氣體中重烴組分析出，但由于該氣田所產氣體不含C3以上組分，分析不同溫度下管網內液相總量時，發現基本沒有重烴和飽和水的析出；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，管網積液量減少。

圖5 管網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 集氣末站進站壓力對積液的影響

通過調整集氣末站的進站壓力研究運行壓力對管網積液量的影響情況，結果如圖6 所示。隨著集氣末站進站壓力的上升，管網積液量逐漸增大，當進站壓力低于7 MPa 時，管網積液量受壓力的影響很小；當進站壓力高于7 MPa 時，管網積液量受壓力的影響較大。壓力對管網積液量的影響與溫度類似，一方面壓力會改變氣液相平衡狀態，另一方面由于氣體的可壓縮性遠大于液體，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，管網積液量增加。

通過對比不同集氣站進站壓力下各條管道的持液率，發現當進站壓力低于7 MPa 時，管網中不存在嚴重積液管段，最高持液率僅為0.55%；當壓力上升至8 MPa 時，管網在位于上坡位置的2 段管段處出現持液率高點，最高持液率為6%。為降低管網內積液量，在滿足凈化廠進站壓力的條件下，應將集氣末站進站壓力控制在7 MPa。

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

2.5 管網運行參數對積液的影響程度

正交試驗設計法是以數理統計、專業知識和實踐經驗為基礎，利用一套規格化的正交表科學地安排和分析多因素實驗的科學計算方法，該方法能通過數理統計的方法分析各因素對觀測值的影響程度，具有減少試驗次數、縮短試驗周期等優點[14-15]。為確定管網輸氣量、氣體質量含液率、集氣站出站溫度和集氣末站進站壓力對積液量的影響程度，選用正交表L9（34）進行正交試驗，正交試驗設計方案及結果如表3 所示。

表3 正交試驗設計方案及結果Tab.3 Orthogonal experimental design scheme and results

采用極差分析法對正交試驗結果進行分析，通過分別計算管網輸氣量、氣體質量含液率、集氣站出站溫度和集氣末站進站壓力的極差R來比較各因素對觀測值的影響程度，極差越大，說明這個因素的水平改變對試驗結果影響就越大[16]。對正交試驗結果中各因素各水平的極差值T、平均值t和極差R進行計算，結果如表4 所示。管網運行參數中管網輸氣量的R值最大，為126.05；集氣站出站溫度的R值最小，為5.25。運行參數對管網積液量的影響程度從大到小依次為管網輸氣量、集氣末站進站壓力、氣體質量含液率、集氣站出站溫度。

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

3 結論

本研究針對某氣田集輸管網建立積液模型，通過單因素控制變量法，模擬分析管網在不同輸氣量、氣體質量含液率、集氣站出站溫度、集氣末站進站壓力下的積液量及積液分布，通過正交試驗設計定量分析運行參數對積液的影響程度。

（1）隨著管網輸氣量的降低，積液量逐漸增加，管道的臨界傾角逐漸減小，管網積液位置增多。當輸氣量由設計產量降低至設計產量的50%時，液體一方面在已存在積液的管段處繼續堆積，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始積聚，使得管網內嚴重積液管段由2段增加至25 段。

（2）隨著氣體質量含液率的增加，積液量逐漸增加，當質量含液率從0.5%上升至3%時，管網積液量從13.3 m3增大到40.1 m3，積液增加量僅占氣田產液量增加量的3.5%；隨著集氣末站進站壓力的降低，積液量逐漸降低，為使管網各位置持液率均低于1%，應將集氣末站進站壓力控制在7 MPa；隨著集氣站出站溫度的增加，管網積液量逐漸減少。

（3）利用正交試驗設計方法，通過極差分析確定了管網運行參數對積液量的影響程度，4 個因素從強到弱依次為管網輸氣量、集氣末站進站壓力、氣體質量含液率、集氣站出站溫度。對于該氣田濕氣集輸管網，輸氣量對積液量的影響最為顯著，這將為積液控制提供指導。