劉子翼

[中國(guó)地質(zhì)大學(xué)(北京)，北京 100083]

受到外部低溫環(huán)境的影響，管道內(nèi)天然氣溫度下降，重?zé)N組分和水分子液化形成氣液兩相流[1-4]。在地形起伏的山坡路段，經(jīng)過(guò)坡體低洼處時(shí)容易造成液體積聚，液體長(zhǎng)時(shí)間積累降低管道輸送效率，甚至堵塞管道[5-8]。天然氣在流經(jīng)積液表面時(shí)，氣體的沖擊作用將表面液滴吹散并攜帶出低洼段[9-11]。潘杰等[12]建立了考慮液滴攜帶的微傾管流動(dòng)模型，研究了不同工況下低含液率天然氣臨界攜液流速變化，發(fā)現(xiàn)天然氣組分中重?zé)N含量的增加導(dǎo)致臨界攜液流速降低，臨界攜液流速隨著液相密度升高而升高。對(duì)于高氣液比的天然氣管道，江鳴等[13]搭建了地形起伏的傾斜管道試驗(yàn)系統(tǒng)，發(fā)現(xiàn)黏度較低的天然氣凝析液流動(dòng)宜采用Linehan模型計(jì)算，而黏度較高的天然氣凝析液流動(dòng)宜采用Wongwises模型計(jì)算。陳建磊等[14]采用現(xiàn)場(chǎng)濕氣管道運(yùn)行數(shù)據(jù)分析了天然氣在上傾管道中臨界攜液流速的變化規(guī)律，發(fā)現(xiàn)隨著上傾角度的增加，臨界攜液流速呈“對(duì)數(shù)”形式增加。張淼淼等[15]分析了安裝井下節(jié)流器的氣井中天然氣的攜液能力，壓力增大雖然對(duì)攜液能力有促進(jìn)作用，但會(huì)導(dǎo)致節(jié)流器失效。國(guó)內(nèi)外學(xué)者研究多集中在臨界流速變化規(guī)律方面，考慮的影響因素較為單一，未形成較為系統(tǒng)的積液規(guī)律[16-17]。采用OLGA軟件建立天然氣凝析液瞬態(tài)流模型，分析了不同管輸工況下天然氣對(duì)凝析液的積液特性變化規(guī)律，以期為實(shí)際的天然氣運(yùn)輸過(guò)程中解決液體積聚問(wèn)題提供一定的指導(dǎo)意義。

1 天然氣凝析液管道模型建立

以某油田天然氣凝析液管道為研究對(duì)象，管道位于地形起伏的陡坡路段，公稱直徑為DN 400，材質(zhì)為X70 鋼管，土壤溫度為12 ℃，輸送介質(zhì)主要是天然氣、凝析液、采出水，具體組分見(jiàn)表1。

表1 天然氣組分

管道運(yùn)行壓力為6.0 MPa，溫度為40 ℃，天然氣流速為5 m/s，管道路由見(jiàn)圖1。

圖1 天然氣凝析液管道路由

由圖1 可見(jiàn)：在2000 m 至4000 m 段存在低洼管段，此處易產(chǎn)生積液，積液量較大時(shí)易堵塞管道。為研究不同因素變化對(duì)天然氣攜液特性的影響，控制管道直徑、上傾角角度、下傾角角度、壓力、輸送流量變化范圍，模擬管道內(nèi)積液量變化。管道規(guī)格設(shè)置為DN 200、DN 250、DN 300、DN 350、DN 400，上傾角角度設(shè)置為5°、10°、15°、20°、25°、30°，壓力設(shè)置為4，5，6，7，8 MPa，天然氣流量設(shè)置為2713，3165，3618，4070，4522，4974，5426 m3/h。

2 天然氣凝析液管道積液特性

2.1 管徑變化對(duì)持液率的影響

在管道運(yùn)行壓力為6 MPa，天然氣流量為2261 m3/h的條件下，改變管道公稱直徑，得到管道持液率及流型變化曲線，結(jié)果見(jiàn)圖2和圖3。在圖3的流型變化曲線中，1代表分層流，2代表環(huán)狀流，3代表段塞流，下同。

圖2 不同管徑下持液率的變化

圖3 不同管徑下流型的變化

由圖2 和圖3 可見(jiàn)：管道路由由入口平坦管、下降管、上升管、出口平坦管組成，3344 m 位置處為管道的最低點(diǎn)。在不同管徑下，隨著水平距離的增加，持液率變化趨勢(shì)基本相同，呈現(xiàn)“凹”字形狀。在入口平坦管位置，持液率升高至最高，氣液分層流動(dòng)；在下降管中，持液率接近于0，極少量的液體和氣體保持分層流動(dòng)；在上升管中，持液率達(dá)到0.9 以上，上升管各個(gè)位置持液率基本相同，氣液流型為段塞流；在出口平坦管中，持液率低于上升管內(nèi)的持液率，各個(gè)位置持液率也基本相同。隨著管道公稱直徑的增加，下降管中持液率基本不受影響，上升管中持液率顯著增加，表明上升管內(nèi)積聚的液體量變多。管道公稱直徑由DN 200 增加至DN 350 時(shí)，上升管流型保持段塞流不變，有利于天然氣將低洼處液體攜帶出去。當(dāng)繼續(xù)增加至DN 400 后，上升管開(kāi)始出現(xiàn)多處分層流，氣體在液體上方流動(dòng)，對(duì)液體的攜帶能力減弱。管道公稱直徑由DN 200 增加至DN 250 時(shí)，管道內(nèi)持液率增加明顯，而超過(guò)DN 250 時(shí)，管道內(nèi)持液率增加量較小，即公稱直徑超過(guò)DN 200 時(shí)管道內(nèi)積液量較大。在小管徑管道中，天然氣流速較高，對(duì)上升管內(nèi)液體的推動(dòng)力較大，積液量較少，而大管徑管道中，天然氣流速相對(duì)較低，天然氣推動(dòng)力不足，易與液體形成分層流動(dòng)，攜帶能力明顯下降。因此，大管徑管道更容易積液，尤其是對(duì)于管道公稱直徑超過(guò)DN 200 的管道。

2.2 上傾角角度對(duì)持液率的影響

管道運(yùn)行壓力為6 MPa，管道公稱直徑為DN 400，天然氣流量為2261 m3/h，改變上傾角角度得到管道持液率及流型變化曲線，結(jié)果見(jiàn)圖4 和圖5(管道最低點(diǎn)位置為3344 m 處，為方便分析數(shù)據(jù)變化圖中均給出了管道最低點(diǎn)標(biāo)志線)。

圖4 不同上傾角下持液率的變化

圖5 不同上傾角下流型的變化

由圖4 和圖5 可見(jiàn)：上傾角在5°至30°之間變化時(shí)，隨著管道上升管上傾角的增大，上升管內(nèi)持液率降低，管道內(nèi)的積液量減少。在上傾角較小時(shí)，上升管大部分位置流型為層流，天然氣吹散液體較為困難，大部分液體積聚在管道底部，持液率較高。在上傾角較大時(shí)，管道底部持液率接近于0，上升管的中上部持液率也相對(duì)較低，主要原因是管道流型由層流改變?yōu)槎稳?，天然氣與液體接觸面積和作用變大，在上升管底部積聚壓力，并將壓力傳遞至液體內(nèi)部，更多的液體沖出上升管，管道內(nèi)積液量變少。當(dāng)上傾角超過(guò)20°時(shí)，入口平坦管持液率由0.8 急速下降至0，表明積液量急速下降，有利于管道的安全輸送。當(dāng)上升管傾斜角為30°時(shí)，管道積液量最低。

2.3 壓力對(duì)持液率的影響

管道公稱直徑為DN 400，天然氣流量為2261 m3/h，改變輸送壓力得到管道持液率及流型變化曲線，結(jié)果見(jiàn)圖6 和圖7。

圖6 不同壓力下持液率的變化

圖7 不同壓力下流型的變化

由圖6 和圖7 可見(jiàn)：在不同壓力下，管道各個(gè)位置的持液率基本相同，管道內(nèi)積液量無(wú)明顯變化。主要原因是上升管內(nèi)積液清除主要與上升管兩端壓力差有關(guān)，壓力的增加并不會(huì)提高天然氣的攜液能力。隨著管道壓力的增大，上升管內(nèi)流型由段塞流轉(zhuǎn)變?yōu)閷恿?，不利于管道積液的清除，臨界壓力為6 MPa。因此，雖然壓力對(duì)管道內(nèi)持液率基本無(wú)影響，但管道壓力超過(guò)6 MPa 后，更不利于低洼管道積液的清除。

2.4 流量對(duì)持液率的影響

管道運(yùn)行壓力為6 MPa，管道公稱直徑為DN 400，改變輸送流量得到管道持液率及流型變化曲線，結(jié)果見(jiàn)圖8 和圖9。

圖8 不同流量下持液率的變化

圖9 不同流量下流型的變化

由圖8 和圖9 可見(jiàn)：隨著天然氣輸送流量的增加，管道內(nèi)流型分布一致，持液率分布趨勢(shì)也基本一致，但管道各個(gè)位置的持液率降低，管道內(nèi)的積液量減少。主要原因是輸送流量增加即天然氣流速增加，天然氣流速升高會(huì)促使液體表面產(chǎn)生波動(dòng)，部分液體進(jìn)入氣體空間，液體厚度變薄，持液率降低。在管道底部位置，流速增加會(huì)致使液體沿上升管爬坡，積液被天然氣分割為不同長(zhǎng)度的液塞段，液塞被壓縮的天然氣推動(dòng)沖出上升管。

3 結(jié)論

以某油田天然氣凝析液管道為研究對(duì)象，采用OLGA 軟件建立了起伏地形下天然氣凝析液管道瞬態(tài)流動(dòng)模型，得到以下結(jié)論。

1)大管徑管道更容易積液，尤其是管道公稱直徑超過(guò)DN 200 時(shí)管道內(nèi)積液量較大。

2)上傾角在5°至30°之間變化時(shí)，隨著管道上升管上傾角增大，上升管內(nèi)持液率降低，管道內(nèi)的積液量減少。

3)壓力對(duì)管道內(nèi)持液率基本無(wú)影響，但管道壓力超過(guò)6 MPa 后，更不利于低洼管道積液的清除。

4)隨著天然氣輸送流量的增加，管道內(nèi)的積液量減少。