天然氣凝析液管道積液特性研究

劉子翼

[中國地質大學(北京)，北京 100083]

受到外部低溫環境的影響，管道內天然氣溫度下降，重烴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，經過坡體低洼處時容易造成液體積聚，液體長時間積累降低管道輸送效率，甚至堵塞管道[5-8]。天然氣在流經積液表面時，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，發現天然氣組分中重烴含量的增加導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系統，發現黏度較低的天然氣凝析液流動宜采用Linehan模型計算，而黏度較高的天然氣凝析液流動宜采用Wongwises模型計算。陳建磊等[14]采用現場濕氣管道運行數據分析了天然氣在上傾管道中臨界攜液流速的變化規律，發現隨著上傾角度的增加，臨界攜液流速呈“對數”形式增加。張淼淼等[15]分析了安裝井下節流器的氣井中天然氣的攜液能力，壓力增大雖然對攜液能力有促進作用，但會導致節流器失效。國內外學者研究多集中在臨界流速變化規律方面，考慮的影響因素較為單一，未形成較為系統的積液規律[16-17]。采用OLGA軟件建立天然氣凝析液瞬態流模型，分析了不同管輸工況下天然氣對凝析液的積液特性變化規律，以期為實際的天然氣運輸過程中解決液體積聚問題提供一定的指導意義。

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象，管道位于地形起伏的陡坡路段，公稱直徑為DN 400，材質為X70 鋼管，土壤溫度為12 ℃，輸送介質主要是天然氣、凝析液、采出水，具體組分見表1。

表1 天然氣組分

管道運行壓力為6.0 MPa，溫度為40 ℃，天然氣流速為5 m/s，管道路由見圖1。

圖1 天然氣凝析液管道路由

由圖1 可見：在2000 m 至4000 m 段存在低洼管段，此處易產生積液，積液量較大時易堵塞管道。為研究不同因素變化對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，模擬管道內積液量變化。管道規格設置為DN 200、DN 250、DN 300、DN 350、DN 400，上傾角角度設置為5°、10°、15°、20°、25°、30°，壓力設置為4，5，6，7，8 MPa，天然氣流量設置為2713，3165，3618，4070，4522，4974，5426 m3/h。

2 天然氣凝析液管道積液特性

2.1 管徑變化對持液率的影響

在管道運行壓力為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，結果見圖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：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。在不同管徑下，隨著水平距離的增加，持液率變化趨勢基本相同，呈現“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；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；在上升管中，持液率達到0.9 以上，上升管各個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的持液率，各個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，表明上升管內積聚的液體量變多。管道公稱直徑由DN 200 增加至DN 350 時，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。當繼續增加至DN 400 后，上升管開始出現多處分層流，氣體在液體上方流動，對液體的攜帶能力減弱。管道公稱直徑由DN 200 增加至DN 250 時，管道內持液率增加明顯，而超過DN 250 時，管道內持液率增加量較小，即公稱直徑超過DN 200 時管道內積液量較大。在小管徑管道中，天然氣流速較高，對上升管內液體的推動力較大，積液量較少，而大管徑管道中，天然氣流速相對較低，天然氣推動力不足，易與液體形成分層流動，攜帶能力明顯下降。因此，大管徑管道更容易積液，尤其是對于管道公稱直徑超過DN 200 的管道。

2.2 上傾角角度對持液率的影響

管道運行壓力為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，結果見圖4 和圖5(管道最低點位置為3344 m 處，為方便分析數據變化圖中均給出了管道最低點標志線)。

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：上傾角在5°至30°之間變化時，隨著管道上升管上傾角的增大，上升管內持液率降低，管道內的積液量減少。在上傾角較小時，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，管道底部持液率接近于0，上升管的中上部持液率也相對較低，主要原因是管道流型由層流改變為段塞流，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部，更多的液體沖出上升管，管道內積液量變少。當上傾角超過20°時，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。當上升管傾斜角為30°時，管道積液量最低。

2.3 壓力對持液率的影響

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，結果見圖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：在不同壓力下，管道各個位置的持液率基本相同，管道內積液量無明顯變化。主要原因是上升管內積液清除主要與上升管兩端壓力差有關，壓力的增加并不會提高天然氣的攜液能力。隨著管道壓力的增大，上升管內流型由段塞流轉變為層流，不利于管道積液的清除，臨界壓力為6 MPa。因此，雖然壓力對管道內持液率基本無影響，但管道壓力超過6 MPa 后，更不利于低洼管道積液的清除。

2.4 流量對持液率的影響

管道運行壓力為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，結果見圖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：隨著天然氣輸送流量的增加，管道內流型分布一致，持液率分布趨勢也基本一致，但管道各個位置的持液率降低，管道內的積液量減少。主要原因是輸送流量增加即天然氣流速增加，天然氣流速升高會促使液體表面產生波動，部分液體進入氣體空間，液體厚度變薄，持液率降低。在管道底部位置，流速增加會致使液體沿上升管爬坡，積液被天然氣分割為不同長度的液塞段，液塞被壓縮的天然氣推動沖出上升管。

3 結論

以某油田天然氣凝析液管道為研究對象，采用OLGA 軟件建立了起伏地形下天然氣凝析液管道瞬態流動模型，得到以下結論。

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

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

3)壓力對管道內持液率基本無影響，但管道壓力超過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，管道內的積液量減少。