郭 簡，高 杰，王景悅，李巖松

1.中國石油天然氣股份有限公司山西煤層氣勘探開發(fā)分公司，山西晉城 048000

2.中國石油大學（北京）油氣管道輸送安全國家工程實驗室/城市油氣輸配技術(shù)北京市重點實驗室，北京102249

煤層氣集輸管路積液預(yù)測軟件開發(fā)

郭 簡1，高 杰2，王景悅1，李巖松2

1.中國石油天然氣股份有限公司山西煤層氣勘探開發(fā)分公司，山西晉城 048000

2.中國石油大學（北京）油氣管道輸送安全國家工程實驗室/城市油氣輸配技術(shù)北京市重點實驗室，北京102249

煤層氣開采采用的是排水采氣工藝，從井口開采出的煤層氣通常被水飽和，集輸過程中極易形成冷凝水，因此研究煤層氣集輸管路沿線積液位置與積液量的變化規(guī)律，可為科學制訂現(xiàn)場清管方案提供理論指導。通過對傾斜管內(nèi)氣液兩相流動及相態(tài)變化的研究，對煤層氣集氣管內(nèi)運行壓力、溫度與飽和含水量等參數(shù)的計算，對管路沿線積液情況的仿真模擬，開發(fā)了一套管內(nèi)積液的預(yù)測計算方法，并基于VS2010平臺編制了管內(nèi)積液的預(yù)測計算軟件。結(jié)合兩個工程實例，介紹了預(yù)測計算軟件在工程實際中的應(yīng)用，并給出了以下預(yù)測結(jié)果：隨著沿管路集輸方向管內(nèi)溫度、壓力的不斷下降，積液主要產(chǎn)生于管路的前段，并隨著管路入口溫度的降低和壓力的增加，析液量逐漸減少。

集輸管路；積液；預(yù)測方法；軟件開發(fā)

煤層氣的開發(fā)越來越受到各國的重視，開發(fā)規(guī)模越來越大，集輸管網(wǎng)也越來越復雜[1-2]。煤層氣的開采工藝有別于一般常規(guī)天然氣的開采，煤層氣開采采用的是排水采氣工藝，采出過程具有低產(chǎn)、低壓、低滲等的特點[3]。從井口開采出的煤層氣通常被水飽和，在集輸管網(wǎng)內(nèi)隨著溫度和壓力的變化，采出氣體中的水分逐漸凝析出來而成為冷凝水，最后形成管內(nèi)的氣液兩相流動[4]。除此之外冷凝水還會與氣體中的酸組分結(jié)合引起管道的腐蝕和導致管道內(nèi)表面粗糙度的增加；地形起伏也使得集輸管網(wǎng)內(nèi)壓力波動增加[5]，且使積液在低洼處聚集，造成管內(nèi)摩阻增高，降低了輸氣效率或?qū)е露稳鞯漠a(chǎn)生。所以，需要及時清理管道中的積液，以保證整個集輸管網(wǎng)的安全高效運行。然而頻繁的清管作業(yè)不僅導致管道運營開支增大，而且清管作業(yè)本身也常伴隨著安全風險[6]。故需分析判斷煤層氣冷凝水在集氣管道中的聚集位置，并采取積液排除措施，排出管道中析出的液體，達到減少清管作業(yè)頻率，降低生產(chǎn)成本的目的，保證集輸系統(tǒng)的安全平穩(wěn)運行。

為此對煤層氣集氣管道進行了水力熱力計算，對管內(nèi)水分的析出進行了仿真模擬，計算出積液量隨時間的變化規(guī)律和積液在管道中的分布規(guī)律，并根據(jù)歷史清管參數(shù)確定管道可以承受的最大運營壓差，最終確定出管道最長的清管周期。

1 理論基礎(chǔ)

煤層氣集輸管路積液量預(yù)測與積液規(guī)律研究需要對煤層氣的基本物性參數(shù)與管路運行參數(shù)進行計算，本研究用到了如下一些基本參數(shù)計算公式，現(xiàn)分述如下。

1.1 密度計算

鑒于煤層氣氣質(zhì)成分與天然氣相近，目前大多使用較為精準的多參數(shù)方程計算氣體密度。1970年由Staring-Han提出的對BWR（Benedict-Webb-Rubin）方程的改進式（BWRS方程）被認為是目前用于天然氣計算的最為精確的方程式之一[7-8]。

利用BWRS方程計算天然氣密度ρ，可將其寫成如下形式：

式中：ρ為天然氣的密度，kmol/m3；R為氣體常數(shù)，取值8.314 3 kJ/（kmol·K）；T為計算管段內(nèi)流動介質(zhì)的平均溫度，K；P為計算管段內(nèi)流動介質(zhì)的平均絕對壓力，kPa；A0，B0，C0，D0，E0，a，b，c，d，α，γ，分別是BWRS狀態(tài)方程的11個參數(shù)，對于某個純組分i的各項參數(shù)均可由它的臨界參數(shù)溫度Tci（K），壓力pci（kPa）和偏心因子wi（無因次）求得。

1.2 兩相流溫度計算

當流體在管路中流動時，不斷地與周圍介質(zhì)發(fā)生熱交換，從而使流體的溫度與焓值發(fā)生變化。多相流混輸管路的溫降計算與單相氣體或液體管路有明顯的不同，氣液混合物不僅要通過管壁向外界散熱，氣液兩相之間還存在能量和質(zhì)量的交換，因此，想要精確地計算出多相混輸管路的溫降變得相當復雜。由于氣液混合物中還存在著氣體，因此需要考慮沿管道流動中由氣體體積膨脹產(chǎn)生的焦耳-湯姆遜效應(yīng)；除此之外，管內(nèi)還存在著液體，故需考慮液體流動中因摩擦生熱而引起的溫升。本文采用黑油模型進行計算，其溫降公式如下[9]：

式中：Tz為管段中點的溫度，K；T0為環(huán)境溫度，K；TQ為管段起點溫度，K；L為管長，m；Di為焦耳湯姆遜系數(shù)，K/MPa；x為氣相質(zhì)量分數(shù)；cpg為氣體的定壓比熱容，kJ/（kg·K）；c為混合物的比熱容，kJ/（kg·K）；R為氣體常數(shù)，取值8.314 3 kJ/（kmol·K）；d為管內(nèi)徑，m；M為氣液混合物的質(zhì)量流量，kg/s；i為以液柱表示的兩相管路的水力坡降，m/m；g為重力加速度，取值9.8m/s2；PQ、PZ為起點、末點壓力，MPa；ρl為液相密度，kg/m3。

1.3 兩相流壓力計算

與單相流管路相比，兩相流具有流型多變、相間能量消耗、相間傳質(zhì)、流動不穩(wěn)定等特點。各研究學者曾提出了多種兩相流管路壓降計算式，隨著研究的進一步深入，計算式也不斷被修正和更新[10]。本文采用在石油工業(yè)中使用較為廣泛的Beggs-Brill公式[9]。

式中：dp/dl為單位長度的壓降，Pa/m；Hl為截面含液率，無因次；ρl、ρg為氣液相密度，kg/m3；g為重力加速度，取9.8 m/s2；θ為管段的傾角，（°）或rad；λ為氣液混輸水力摩阻系數(shù)，無因次；w為氣液混合物流速，m/s；M為氣液混合物質(zhì)量流量，kg/s；d為管內(nèi)徑，m；wsg為氣相表觀流速，m/s；P為計算管段內(nèi)流動介質(zhì)的平均絕對壓力，Pa。

1.4 飽和含水量計算

當煤層氣中水分含量較少時，水分以蒸汽的形式存在。在某一溫度下，水蒸氣只能增大到某一最大值，煤層氣中水蒸氣的分壓也達到該溫度下的最大值，該值即為飽和蒸氣壓值，此時每立方氣體所含水蒸氣量達到飽和。通過計算兩種狀態(tài)下飽和含水量的差即可得到水的析出量。

由于煤層氣性質(zhì)與天然氣相近，因此目前的天然氣含水量的公式化計算方法主要分為經(jīng)驗類與經(jīng)相態(tài)方程推導類兩種。鑒于諸林[11]等人的研究結(jié)果，本文選擇與實驗數(shù)據(jù)吻合較好的經(jīng)驗公式法。

式中：WH2O為天然氣的含水量，g/m3；T為天然氣水露點溫度，℃；P為天然氣體系的壓力，atm（1 atm=101.325 kPa）；A0，…，A7分別為系數(shù)，見表1。

表1 A0，…，A7系數(shù)值

2 軟件介紹

本研究在上述理論的基礎(chǔ)上利用VS2010平臺開發(fā)了一款煤層氣集輸管路積水預(yù)測軟件，該軟件可用于煤層氣集輸管網(wǎng)中單一管路的積水預(yù)測以及有匯入情況下的積水預(yù)測。預(yù)測結(jié)果與現(xiàn)場實際數(shù)據(jù)的對比表明，兩者的吻合度較高，因此認為計算結(jié)果對現(xiàn)場的清管作業(yè)有一定的指導意義。

本軟件結(jié)構(gòu)主要由主界面、輸入界面以及計算結(jié)果輸出界面三部分組成，見圖1。通過輸入目標管路的基礎(chǔ)數(shù)據(jù)（見圖2），可快速地計算出管路全線的壓力、溫度、持液率、積水量、飽和含水率等多個關(guān)鍵參數(shù)，并進行保存，從而可為改進管路排液手段，制訂合理的排液周期提供指導。

圖1 軟件結(jié)構(gòu)示意

3 計算實例

圖2 單管計算數(shù)據(jù)操作界面

下面以集氣站1-中央處理站、集氣站2-中央處理站（有匯入）為計算實例，對軟件的計算模擬結(jié)果進行進一步說明。假設(shè)集氣站1-中央處理站、集氣站2-中央處理站（有匯入）管路有同樣的地形條件，見圖3，兩管連接方式見圖4。

圖3 集氣站-中央處理站管道沿線高程

圖4 集氣站-中央處理站管路連接示意

3.1 單源管路積水計算

站1-中央處理站管路（簡稱管1）全長2 000 m，管徑500 mm，壁厚7 mm。管路途經(jīng)地形起伏緩和，入口溫度為20～40℃，入口流量約為30萬～45萬m3/d，設(shè)計壓力為1.6 MPa，運行壓力為0.75～1.0 MPa，清管周期約為30 d。

以管1的某一歷史數(shù)據(jù)為例進行計算。起點壓力為 0.77 MPa，起點溫度為 25℃，輸量為30萬m3/d，模擬時間為10 d。

由上述初始數(shù)據(jù)模擬得到的管1沿線壓降、溫降、飽和含水率、持液率、液膜厚度、氣體流速沿線變化情況見圖5～7，計算得到的總積液量為12 m3。

圖5 管1沿線的壓力和持液率

圖6 管1沿線的溫度和飽和含水率

圖7 管1沿線的氣相流速和液膜厚度

由圖5～7可知，隨著管路沿線持液率的不斷下降，液相的析出主要發(fā)生在管路的初始端，且在地形陡然升高的位置有液體聚積現(xiàn)象。在管路的后半段持液率幾乎沒有變化。且沿線由于壓降幅度遠小于溫降幅度，可認為管路的析水主要是由于沿線溫度下降導致的。飽和含水率的變化趨勢也幾乎與溫度變化同步。

由計算結(jié)果可見，在管路初始端，由于管內(nèi)液相較多，容易在低洼處出現(xiàn)積水；而隨著管內(nèi)溫降趨于平緩，管中部至管末尾未再產(chǎn)生明顯的液體聚積，故可認為液相大多以液膜的形式粘附于管壁。

對于氣相流速而言，在管段起點處由于持液率較高，氣相流通截面積較小，氣相流速較大；而在管路末端幾乎沒有液相存在，故氣相流通截面積較大，流通速度較小。

3.2 有匯入的管路積水計算

站2-中央處理站管路（簡稱管2）全長2000m，在1 000 m處有外來流量匯入，管徑355 mm，壁厚6.3 mm。地形起伏緩和，入口溫度為20～40℃，站2入口流量約為9萬～15萬m3/d，匯入入口流量約為30萬～45萬m3/d，設(shè)計壓力為1.6 MPa，運行壓力為0.75～1.0 MPa，清管周期約為3 d。

以管2的歷史數(shù)據(jù)為例進行計算。站2至匯點的入口溫度為28℃，入口壓力為0.87 MPa，流量為15萬m3/d。匯點至中央處理站的入口溫度為35℃，入口壓力為0.9 MPa，流量為33萬m3/d，模擬時間為4 d。

由上述初始數(shù)據(jù)模擬得到的管2沿線壓降、溫降、飽和含水率、持液率、液膜厚度、氣體流速沿線變化情況見圖8～10，計算得到的總積液量為8.55 m3。

圖8 管2沿線的壓力和持液率

圖9 管2沿線的溫度和飽和含水率

管2管路的特點是中間有匯入點，在匯點處摻混入33萬m3/d其他站點的來氣，故在約1 000 m位置附近的氣量、壓力、溫度明顯升高。

圖10 管2沿線的氣相流速和液膜厚度

由圖8～10可知，隨著管路沿線持液率的不斷下降，液相的析出主要發(fā)生在管路的初始端，且在地形陡然升高的位置有液體聚積現(xiàn)象。在管路后半段幾乎沒有持液率變化。且沿線由于壓降幅度遠小于溫降幅度，可認為管路的析水主要是由于沿線溫度下降導致的。飽和含水率的變化趨勢也幾乎與溫度變化同步。對于氣相流速而言，在管段入口處由于持液率較高，氣相流通截面積較小，氣相流速較大。而在管路末端幾乎沒有液相存在，故氣相流通截面積較大，流通速度較小。

3.3 不同入口條件下積水量的對比

為了研究不同入口條件對全線積水量的影響，本研究共對5種工況下的全線積水量隨時間的變化進行了模擬計算。發(fā)現(xiàn)相對于一般工況（入口溫度25℃，入口壓力0.8 MPa），將入口溫度分別提高至30℃與35℃后，模擬結(jié)果顯示全線積水量明顯上升，且積水量隨著入口溫度的增加而增加；若將入口壓力分別提高至1.2 MPa與1.5 MPa，并對管內(nèi)的積水情況進行模擬計算，發(fā)現(xiàn)提高入口壓力后，全線積水量變少。由此可得，在入口條件為高壓、低溫時，可達到延長清管周期的效果。

對以上5種操作工況下積液量隨時間的變化趨勢進行對比，見圖11，可發(fā)現(xiàn)隨著入口壓力的增加，相同時間內(nèi)管內(nèi)積液總量逐漸減少。隨著入口溫度的增加，相同時間內(nèi)管內(nèi)積液總量逐漸增加。

圖11 不同工況下積液量隨時間的變化

為了進一步探討延長清管周期的有效方法，本研究進一步探討了提高管路入口壓力并降低入口溫度時的情況。研究發(fā)現(xiàn)當入口狀態(tài)處于高壓、低溫狀態(tài)時，隨著時間的推移，每天平均析水量逐漸變小。故可作出以下推斷，當入口壓力為高壓、低溫時，全線析水量可與操作參數(shù)達到平衡狀態(tài)，在此狀態(tài)下，總積液量不再增加，管內(nèi)壓降也不再下降，若此末點壓力為現(xiàn)場管道可承受的壓力，則可做到長期不清管。

4 結(jié)論

通過對沿線溫度、壓力、煤層氣流量與流速、管內(nèi)介質(zhì)相態(tài)進行計算，得到在不同入口條件下管路積水量隨時間變化的情況以及一定時間內(nèi)管路沿線持液率的分布情況。

通過對全線積液位置的計算與分析，可知積液通常發(fā)生在管段的前三分之一處（若此處較低洼，則容易出現(xiàn)積水）；而在管路末端，由于管內(nèi)氣體溫度已趨于恒定和壓力的不斷下降，積液已不再增長，因而管中部至管末尾未再產(chǎn)生明顯的液體聚積，故也可認為此時液相大多以液膜的形式粘附于管壁上。因此，如果現(xiàn)場需要設(shè)置凝水缸或放水閥等設(shè)施，可放置在管道初始段的地形低洼處。

通過對不同入口條件下全線積液量變化規(guī)律的研究，對清管方式提出了改進建議。發(fā)現(xiàn)隨著入口壓力的增加，相同時間內(nèi)管中積液總量逐漸減少，故可通過提高入口壓力的方法來減少清管次數(shù)，建議現(xiàn)場采取增加壓縮機出口壓力的方法。另外，由上述計算結(jié)果還可得到，隨著入口溫度的增加，相同時間內(nèi)管內(nèi)積液總量逐漸增加，故可通過降低入口溫度的方法來減少清管次數(shù)，建議現(xiàn)場采取在壓縮機后增加空冷設(shè)備的措施。

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Development of L iquid Accumulation Forecasting Software for CBM Gathering Pipeline

GUO Jian1，GAO Jie2，WANG Jingyue1，LIYansong2
1.PetroChina ShanxiCoal-bed Methane Exploration and Development Subsidiary，Jincheng 048000，China
2.National Engineering Laboratory for Pipeline Safety/Beijing Key Laboratory of Urban Oil and Gas Distribution Technology，China University of Petroleum （Beijing），Beijing 113001，China

CBM development adopts the drainage and production process.Usually，the CBM from wellhead is saturated and condensed water is formed very easily.The research on the law of liquid accumulation position and volume along the CBM pipeline is able to offer theoretical guidance for making field pigging scheme.Through the study of gas-liquid phase flow and phase change in a tilt tube，calculation of operation pressure，temperature and saturated water volume in CBM gathering pipeline and simulation of liquid accumulation along the pipeline，a set of forecasting calculation methods of liquid accumulation along the pipeline is developed and the relevant software is programmed based on VS2010 platform. Combined with two practical engineering examples，the application of the software is illustrated.The forecasting results are given as follows:With the continuous decrease of pipeline temperature and pressure along gas transportation direction，liquid accumulates mainly in the front section of the pipeline；With the temperature decrease and pressure increase in pipeline inlet，the accumulated water volume decreases gradually.

gathering pipeline；liquid accumulation；forecasting method；software development

10.3969/j.issn.1001-2206.2016.06.002

中國石油天然氣股份有限公司科技重大專項（2013E-2206）資助；山西省基礎(chǔ)研究計劃——煤層氣聯(lián)合研究基金項目（2014012012）；山西煤層氣勘探開發(fā)公司生產(chǎn)性科研課題（2016-11）。

郭 簡（1982-），男，河北文安人，高級工程師，2008年畢業(yè)于西南石油大學通風及空調(diào)工程專業(yè)，碩士，現(xiàn)主要從事煤層氣田地面建設(shè)及開發(fā)技術(shù)研究與管理工作。

2016-06-27

Email：mcq_guoj@petrochina.com.cn