唐 德 尹 浩 湯 丁 廖浩然 王 巖 程麗璇

中國石油西南油氣田公司儲(chǔ)氣庫管理處

0 引言

相國寺儲(chǔ)氣庫南北采氣干線B段管線已于2020年12月完成智能內(nèi)檢測工作，并在2021年通過了開挖驗(yàn)證，而采氣干線A段還未開展內(nèi)檢測工作。相國寺儲(chǔ)氣庫南北采氣干線為氣液兩相輸送管道，通過仿真軟件對采氣干線B段進(jìn)行模擬并與實(shí)際數(shù)據(jù)對比，優(yōu)選出適用于該儲(chǔ)氣庫南北段采氣干線的多相流模型，可以更好地開展采氣干線A段的內(nèi)檢測工作[1-3]。

目前，OLGA和PIPEPHASE等多相流仿真模擬軟件均可對管線氣液兩相工況模擬計(jì)算，但是不同軟件下的多個(gè)模型所模擬得到的相同管道各項(xiàng)參數(shù)的精確度存在差異[4-6]。為此，以相國寺儲(chǔ)氣庫南北采氣干線B段為研究對象，基于兩種主流的多相流仿真模擬軟件OLGA和PIPEPHASE，采用兩種軟件下的共11種多相流模型，建立了儲(chǔ)氣庫南北采氣干線B段的仿真模型，模擬計(jì)算管線氣液兩相工況，并根據(jù)管道的實(shí)際積液量和運(yùn)行壓力對11種模型進(jìn)行了評價(jià)與優(yōu)選，最終獲得了適用于相國寺儲(chǔ)氣庫南北段采氣干線的多相流模型。

1 南北段采氣干線B段工藝參數(shù)

相國寺儲(chǔ)氣庫南北采氣干線B段示意圖如圖1所示。北段起點(diǎn)為4號(hào)注采站，終點(diǎn)為集注站（圖2）；南段起點(diǎn)為9號(hào)注采站、終點(diǎn)為集注站（圖3）。同時(shí)，北段、南段的高程里程圖如圖2、圖3所示。

圖1 相國寺儲(chǔ)氣庫南北采氣干線B段示意圖

圖2 北段采氣干線B段高程里程圖

圖3 南段采氣干線B段高程里程圖

2 南北段采氣干線B段仿真及多相流模型優(yōu)選

2.1 模型適應(yīng)性評價(jià)方法

2.1.1 OLGA軟件

在眾多的多相流模擬計(jì)算軟件中，OLGA是開發(fā)最早，也是應(yīng)用最廣的軟件。OLGA軟件內(nèi)的多相流模型包括2種：雙流體模型、擴(kuò)展的雙流體模型。這兩種多相流模型可以模擬在油井、管線和油氣處理設(shè)備中油、氣、水的運(yùn)動(dòng)狀態(tài)，將其模擬結(jié)果與SINTEF（挪威科技工業(yè)研究院）多相流實(shí)驗(yàn)室數(shù)據(jù)、公開發(fā)表的文獻(xiàn)數(shù)據(jù)、現(xiàn)場數(shù)據(jù)進(jìn)行比較的結(jié)果顯示，大多數(shù)情況下吻合良好，因此OLGA軟件也得到世界各大石油公司的認(rèn)可[7]。

OLGA軟件中，管道角度對模擬結(jié)果的影響為：①對于水平管道，當(dāng)管內(nèi)為分層流或環(huán)狀流時(shí)，OLGA軟件對壓力和持液量的計(jì)算相對誤差在30%左右；若管內(nèi)為段塞流，則計(jì)算結(jié)果偏差超過50%。②對于傾斜管道，傾角小于5°時(shí)，OLGA軟件能準(zhǔn)確預(yù)測壓力梯度，其壓降和持液率的誤差范圍在10%以內(nèi)；而當(dāng)傾角大于等于5°時(shí)，預(yù)測的壓力低于實(shí)際值；當(dāng)傾角為10°時(shí)，預(yù)測值比實(shí)際值低35%[8-10]。因此，OLGA軟件最適用于模擬管內(nèi)為分層流或環(huán)狀流的水平管道，如表1所示。

表1 OLGA和PIPEPHASE兩種軟件中多相流模型適用性對比表

2.1.2 PIPEPHASE軟件

PIPEPHASE軟件整合了現(xiàn)代油氣生產(chǎn)方式和軟件分析技術(shù)，形成了高效的油田設(shè)計(jì)和規(guī)劃工具。PIPEPHASE軟件擁有詳盡的物性數(shù)據(jù)庫和友好的用戶界面，可處理單相氣液體、原油組成混合物和蒸汽、CO2等各種流體類型，是全球油氣生產(chǎn)和設(shè)計(jì)公司首選的解決方案。其內(nèi)部的多相流模型包括OLIM模型、MB模型、BBM模型、BB模型等[11-12]。如表1所示，對于PIPEPHASE軟件，本文對比的9種多相流模型，其適用范圍均為水平管道或傾斜角小于10°的多相流管道。其中，BBM模型適用于相對寬廣的流動(dòng)狀態(tài)，MB模型適用于計(jì)算低持液率的起伏管道，MBE模型需要與測量數(shù)據(jù)相互驗(yàn)證后使用[13-15]。

2.2 南北采氣干線B段實(shí)際工況參數(shù)及評價(jià)思路

使用OLGA、PIPEPHASE兩種軟件下的共11種多相流模型（表1），對相國寺儲(chǔ)氣庫南北段采氣干線B段進(jìn)行了模擬、驗(yàn)證與結(jié)果分析[16-17]。管線實(shí)際運(yùn)行工況參數(shù)如表2所示，表中的3種工況均為南北采氣干線B段中常見的工況，具有一定的代表性?；贠LGA和PIPEPHASE軟件，設(shè)定天然氣含水率、管道輸量、起點(diǎn)溫度、終點(diǎn)溫度、終點(diǎn)壓力為邊界條件，結(jié)合南北段采氣干線B段的高程里程和結(jié)構(gòu)參數(shù)數(shù)據(jù)（圖1～圖3），建立了11套采氣干線仿真模型。通過對比同一管線不同模型間計(jì)算積液量與實(shí)際積液量、計(jì)算起點(diǎn)壓力與實(shí)際起點(diǎn)壓力的相對誤差，評價(jià)得出適用于相國寺儲(chǔ)氣庫南北段采氣干線B段的多相流模型[18-19]。

表2 管線實(shí)際運(yùn)行工況參數(shù)表

2.3 北段采氣干線B段模型評價(jià)

北段采氣干線B段11種模型的模擬結(jié)果如表3所示。為對模型進(jìn)行準(zhǔn)確性評價(jià)，將起點(diǎn)壓力、積液量的模擬計(jì)算值與實(shí)際值的相對誤差按主要條件和次要條件進(jìn)行升序排序，表3是作了這種排序后的結(jié)果。對比分析可知，OLIM模型模擬計(jì)算的積液量與BB模型和BBM模型相差僅1.24～1.30 m3，但是模擬計(jì)算的起點(diǎn)壓力相對誤差低0.11%～0.33%。根據(jù)相對誤差結(jié)合綜合分析，建議采用OLGA軟件的擴(kuò)展雙流體模型、PIPEPHASE軟件的OLIM模型進(jìn)行北段采氣干線B段多相流計(jì)算模擬。

表3 北段采氣干線B段模型模擬結(jié)果表

如圖4所示，選取OLIM、擴(kuò)展的雙流體等模型作為典型模型，根據(jù)模擬計(jì)算得出沿線壓力，繪制各模型沿線壓力變化曲線圖。由于管線沿線起伏較大，在下坡處壓力會(huì)相對增加，上坡處壓力損耗更嚴(yán)重，模型模擬得出沿線壓力呈現(xiàn)波動(dòng)變化；同時(shí)OLIM模型、BBM模型、雙流體模型和擴(kuò)展的雙流體模型存在部分相同計(jì)算公式，這樣模擬得到的沿線壓力變化曲線有著近似的變化規(guī)律。

圖4 模型模擬計(jì)算北段B段沿線壓力變化曲線圖

OLIM和擴(kuò)展的雙流體等模型模擬計(jì)算得出沿線突增積液量變化如圖5所示。由于采氣管道沿線地形起伏較大，在上坡管道中，液體由于重力出現(xiàn)回流現(xiàn)象，使得積液優(yōu)先在管道的較大落差低洼處堆積。結(jié)合圖2，北段采氣干線B段在里程1 500 m后存在較多起伏管線，故DE模型模擬計(jì)算得出沿線都存在突增積液量，OLIM和BBM模型模擬得出在里程1 572 m后存在突增積液量，雙流體模型和擴(kuò)展的雙流體模型模擬得出的沿線積液量變化曲線趨于緩和。

圖5 模型模擬計(jì)算北段B段沿線突增積液量變化曲線圖

2.4 南段采氣干線B段模型評價(jià)

2.4.1 工況1（清管量9.6 m3）

模擬結(jié)果如表4所示，PIPEPHASE軟件中，MBE模型、MB模型和BBMHB模型模擬計(jì)算的積液量相對誤差接近100%，OLIM模型的積液量相對誤差僅為0.21%，并且OLIM模型的起點(diǎn)壓力相對誤差與前3個(gè)模型相差很?。?.79%～0.90%）；BB模型模擬計(jì)算的積液量相對誤差為47.29%，遠(yuǎn)遠(yuǎn)大于OLIM模型的0.21%；OLGA軟件中，兩種模型的起點(diǎn)壓力相對誤差一致、積液量相對誤差都較大，相對而言，擴(kuò)展雙流體模型的積液量相對誤差稍小于雙流體模型。故建議采用OLGA軟件的擴(kuò)展雙流體模型、PIPEPHASE軟件的OLIM模型進(jìn)行南段采氣干線B段多相流計(jì)算模擬。

表4 南段采氣干線B段模型模擬結(jié)果表（工況1）

如圖6所示，選取OLIM和擴(kuò)展的雙流體等模型作為典型模型，根據(jù)模擬計(jì)算得出沿線壓力，繪制各模型沿線壓力變化曲線圖。南段采氣干線B段模型模擬計(jì)算得出的沿線壓力變化規(guī)律與前面所述的北段采氣干線B段沿線壓力變化規(guī)律類似。由圖6可知，由于雙流體、XIAO和擴(kuò)展的雙流體模型模擬計(jì)算得出的積液量過大，導(dǎo)致管道壓降增大，為此，需要增加起點(diǎn)壓力來保證達(dá)到設(shè)定的終點(diǎn)壓力。

圖6 模型模擬計(jì)算南段B段沿線壓力變化曲線圖（工況1）

OLIM和擴(kuò)展的雙流體等模型模擬計(jì)算得出沿線突增積液量變化如圖7所示。南段采氣管線B段因起伏較大，故沿線積液量的變化規(guī)律與前述的北段采氣干線B段沿線積液量變化規(guī)律一致。由圖7可知，雙流體模型與擴(kuò)展的雙流體模型模擬計(jì)算的沿線突增積液量曲線大部分重合，同時(shí)OLIM模型、XIAO模型和BB模型的沿線積液量變化曲線有著近似的變化規(guī)律。

圖7 模型模擬計(jì)算南段B段沿線突增積液量變化曲線圖（工況1）

2.4.2 工況2（清管量30 m3）

模擬結(jié)果如表5所示，由于MB模型的積液量相對誤差比OLIM模型的積液量相對誤差超過14.56%，起點(diǎn)壓力相對誤差相差僅0.2%；OLIM模型模擬計(jì)算的起點(diǎn)壓力相對誤差比MBE模型低0.51%；擴(kuò)展的雙流體模型模擬計(jì)算的起點(diǎn)壓力和積液量相對誤差都比雙流體模型小。故建議采用OLGA軟件中擴(kuò)展的雙流體模型和PIPEPHASE軟件中OLIM模型進(jìn)行南段采氣干線B段多相流計(jì)算模擬。

表5 南段采氣干線B段模型模擬結(jié)果表（工況2）

如圖8所示，選取OLIM和BBMHB等模型作為典型模型，根據(jù)模擬計(jì)算得出沿線壓力，繪制各模型沿線壓力變化曲線圖。南段采氣干線B段模型模擬計(jì)算得出的沿線壓力變化規(guī)律與前面所述的北段采氣干線B段壓線壓力變化規(guī)律類似。

圖8 模型模擬計(jì)算南段B段沿線壓力變化曲線圖（工況2）

OLIM和擴(kuò)展的雙流體等模型模擬計(jì)算得出沿線突增積液量變化如圖9所示。南段采氣管線B段因起伏較大，使得沿線積液量變化規(guī)律與上面所述北段采氣干線B段沿線積液量變化規(guī)律一致。

圖9 模型模擬計(jì)算南段B段沿線突增積液量變化曲線圖（工況2）

3 采氣干線推薦多相流模型

根據(jù)OLGA和PIPEPHASE軟件模擬計(jì)算得出相國寺儲(chǔ)氣庫南北段采氣干線B段的起點(diǎn)壓力和積液量平均相對誤差柱狀圖如圖10所示，得出雙流體模型、擴(kuò)展的雙流體模型、OLIM模型、BBM模型、MB模型、DE模型、BBMHB模型、BB模型、DF模型、MBE模型和XIAO模型對于積液量的平均計(jì)算相對誤差分別為1 605.7%、1 599.09%、38.26%、81.61%、84.14%、89.16%、98.76%、80.54%、98.41%、78.24%和1 803.2%，平均壓力計(jì)算相對誤差分別為28.58%、28.56%、7.46%、10.06%、7.05%、26.72%、7.56%、9.95%、26.72%、7.25%、18.18%。由于MBE模型和MB模型的平均積液量相對誤差較OLIM模型大45.88%～39.98%，并且擴(kuò)展的雙流體模型平均起點(diǎn)壓力和積液量相對誤差都比雙流體模型小，對于PIPEPHASE軟件推薦采用OLIM模型，預(yù)計(jì)模擬計(jì)算的起點(diǎn)壓力和積液量相對誤差為7.46%和38.26%，對于OLGA軟件推薦采用擴(kuò)展的雙流體模型，預(yù)計(jì)模擬計(jì)算的起點(diǎn)壓力和積液量相對誤差為28.56%和1 599.09%。

圖10 南北段采氣干線B段起點(diǎn)壓力和積液量平均相對誤差柱狀圖

4 結(jié)論

1）在OLGA軟件的兩種多相流模型中，擴(kuò)展的雙流體模型模擬計(jì)算的南北采氣干線B段的起點(diǎn)壓力和積液量相對誤差為28.56%和1 599.09%，誤差比另一種模型（雙流體模型）小。說明在OLGA軟件中，相對而言，擴(kuò)展的雙流體模型較適用于相國寺儲(chǔ)氣庫采氣干線的多相流仿真。

2）使用PIPEPHASE軟件中的OLIM模型、MB模型、BBM模型、MBE模型等9種模型對南北采氣干線B段進(jìn)行了驗(yàn)證。結(jié)果顯示，OLIM模型模擬計(jì)算的起點(diǎn)壓力和積液量相對誤差為7.46%和38.26%，誤差在所有模型中為最小，因此推薦OLIM模型用于相國寺儲(chǔ)氣庫采氣干線的多相流仿真。

3）所推薦的擴(kuò)展的雙流體模型和OLIM模型適用的壓力范圍為7～12 MPa，輸量范圍為34×104～1 510×104m3/d，積液量范圍為2～34 m3。