元壩高含硫氣田混輸管路積液規(guī)律及對策

姚麟昱　姚華弟　趙建　江恒　雷煒　陳蕊

（1.中國石油化工股份有限公司西南油氣分公司工程技術(shù)研究院，四川德陽　618000；2.中國石油化工股份有限公司西南油氣分公司川東北采氣廠，四川閬中　637400）

元壩高含硫氣田混輸管路積液規(guī)律及對策

姚麟昱1姚華弟2趙建2江恒1雷煒1陳蕊1

（1.中國石油化工股份有限公司西南油氣分公司工程技術(shù)研究院，四川德陽618000；2.中國石油化工股份有限公司西南油氣分公司川東北采氣廠，四川閬中637400）

針對元壩高含硫氣田高程變化的起伏管路和無高程變化的水平管路易產(chǎn)生積液的問題，詳細(xì)分析了氣液比、管徑、輸送壓力、流速以及高程變化等單因素對管路持液率的影響規(guī)律，基于此建立了“點(diǎn)—段—面”的“持液量與高程變化聯(lián)合判斷管網(wǎng)積液規(guī)律”的技術(shù)方法，并將該方法應(yīng)用于元壩氣田YB271—YB272H管路分析中，預(yù)判此管路為元壩海相積液嚴(yán)重的管路，存在腐蝕安全隱患，建議在元壩271站增設(shè)分離器實(shí)施氣液分輸工藝，可有效減少50%持液量以降低管路積液腐蝕的風(fēng)險(xiǎn)。

元壩高含硫氣田集輸管路積液規(guī)律持液率氣液分輸

0　引言

元壩高含硫氣田是重要的天然氣戰(zhàn)略資源接替基地，地處山區(qū)，地形起伏較大，較普光氣田管線高程變化更大，濕氣輸送條件下管路積液的風(fēng)險(xiǎn)較高，而影響管線積液的因素眾多，且存在相互的影響作用［1］，目前復(fù)雜地形條件下的多相流管路積液分析研究較少，對積液影響因素認(rèn)識不夠，難以形成針對性意見指導(dǎo)氣田開發(fā)。為此筆者探討了管路積液規(guī)律分析方法，并提出相應(yīng)的技術(shù)對策。

1　集輸管路積液風(fēng)險(xiǎn)

管路積液是工藝面臨的最大問題之一，雖然配套了多種腐蝕控制手段，但仍有管段由于積液的存在發(fā)生腐蝕現(xiàn)象［2-3］。普光氣田開發(fā)前期采用氣液不分離濕氣保溫混輸工藝，開發(fā)中發(fā)現(xiàn)管線積液嚴(yán)重，并存在因積液導(dǎo)致腐蝕發(fā)生的管線，目前已在所有集氣站增設(shè)了分離器，改用氣液分輸保溫輸送工藝。元壩氣田在借鑒普光氣田的開發(fā)經(jīng)驗(yàn)基礎(chǔ)上，采用了“改良的濕氣加熱保溫輸送工藝”，但不分離氣液混輸管線仍有4條，且單線較普光氣田管線高程變化更大、距離更長，積液風(fēng)險(xiǎn)更高。

2　積液影響因素及影響規(guī)律分析

在實(shí)際工程中，多相流持液率的相關(guān)計(jì)算采用經(jīng)驗(yàn)或半經(jīng)驗(yàn)公式較為普遍，常見的有Eaton相關(guān)式、Hughmark相關(guān)式、Beggs-Brill相關(guān)式、Mukher?jee-Brill相關(guān)式、DuklerⅡ相關(guān)式等。目前認(rèn)為相對計(jì)算簡便、可靠的水平管路計(jì)算方法為Eaton相關(guān)式［4］；考慮地形起伏管路的持液率計(jì)算方法為Mukherjee-Brill相關(guān)式［5］。通過工況參數(shù)對持液率的影響來表征對積液的影響，利用優(yōu)選的EATON公式（水平管路）、Mukherjee-Brill（起伏管路）公式計(jì)算分析了氣液比、輸送壓力、管徑、流速以及高程等單因素變化對管路持液率的影響規(guī)律。

2.1氣液比對持液率的影響規(guī)律

氣液比在實(shí)際工程中是一個(gè)不可控制的參數(shù)，往往在氣藏開發(fā)初期，難以對產(chǎn)水量進(jìn)行較為準(zhǔn)確的預(yù)測，掌握氣液比變化對持液率的影響規(guī)律也有助于選取合理的設(shè)計(jì)參數(shù)。對氣液比2 000～50 000（集輸氣量為40×104m3／d，夾帶液量為8～200 m3／d）進(jìn)行計(jì)算分析，數(shù)據(jù)結(jié)果如圖1所示。隨著氣液比的增加，持液率減小，且曲線均存在趨勢變化的拐點(diǎn)。即在實(shí)際中，存在一個(gè)理想的臨界氣液比值，當(dāng)小于這個(gè)臨界值時(shí)，水的含量對持液率的影響很敏感，難以保證持液率在一個(gè)較低的水平；而大于這個(gè)臨界值時(shí)，水的含量對持液率的影響很小，始終處在一個(gè)較低水平。對于生產(chǎn)管理者來說，必須合理配產(chǎn)，嚴(yán)格遵守生產(chǎn)制度，保證產(chǎn)出流體氣液比在臨界生產(chǎn)狀態(tài)上，即必須保證一定的產(chǎn)氣量才能順利攜液。

圖1　氣液比對持液率影響對比分析圖

2.2管徑對持液率的影響規(guī)律

管徑大小直接影響流體流通面積的大小，影響流體流速，影響氣體攜液能力，是影響持液率的重要參數(shù)。在給定氣液比為8 000的條件下，對管徑120～300 mm進(jìn)行了計(jì)算，結(jié)果如圖2所示。隨著管徑的增加，高程管和水平管的平均持液率都呈現(xiàn)增大的趨勢，這表明在輸氣量一定的條件下，管徑增大，氣相流動(dòng)空間增大使氣體速度減小，從而使氣體的攜液能力下降，相應(yīng)的持液率增加，且高程管的平均持液率隨管徑大小的變化比水平管更敏感。因此在工程設(shè)計(jì)中，在滿足集輸要求的前提下，應(yīng)盡可能使用小直徑的管道，在多起伏地形更應(yīng)充分優(yōu)化管徑，直徑的減小不僅可以減少一次性投資，也可以降低持液率以降低積液風(fēng)險(xiǎn)。

圖2　管徑對持液率影響對比分析圖

2.3輸送壓力對持液率的影響規(guī)律

在流量、管徑條件一定的條件下，輸送壓力大小影響天然氣的體積，影響流體流速，影響氣體的攜液能力，直接決定流體的能量，是影響持液率的重要參數(shù)。在給定氣液比8 000的條件下，對約束端壓力2.1～8.1 MPa進(jìn)行了模擬計(jì)算，結(jié)果如圖3所示。隨著壓力的增加，平均持液率也隨之增加，且平均持液率增加的幅度非?？?。這表明在氣體流量不變的情況下，由于氣體的可壓縮性，隨著管線入口壓力的升高，管內(nèi)的平均截面含氣率減小，截面含液率增加，使持液率增加幅度較大，且高程管壓力變化引起的持液率變化較之水平管更為明顯。

圖3　輸送壓力對持液率影響對比分析圖

2.4流速對持液率的影響規(guī)律

結(jié)合計(jì)算數(shù)值結(jié)果，呈現(xiàn)流速高，持液率低；流速低，持液率高的變化趨勢，在流速低于3 m／s時(shí)，攜液能力明顯降低，這表明流速是影響持液率直接和有效的因素，在運(yùn)行管理中，應(yīng)合理控制流速范圍為3～8 m／s。

2.5高程對持液量的影響規(guī)律

地形起伏對氣液混輸多相管路的流動(dòng)特性參數(shù)、流型和流型轉(zhuǎn)換產(chǎn)生較大影響，流型的改變會(huì)直接影響流體的持液率和持液量。持液率是液相面積與流體截面積的無量綱參數(shù)，與高程的直接相關(guān)不明顯，從累計(jì)持液量與高程變化進(jìn)行分析，結(jié)果如圖4所示。高程變化對管線持液量有著明顯的影響，上坡段持液量增加，下坡段持液量降低，積液的產(chǎn)生和累積只發(fā)生在上坡段，在上坡管線中，管線傾角越大，積液加劇越快。因此在管線規(guī)劃中，應(yīng)合理控制管路走向以及上坡段距離，建議傾角不大于10°，上坡段不超過2 km。

圖4　高程對持液量影響對比分析圖

3　多相流管網(wǎng)模型建立及積液規(guī)律判斷方法

基于對單條管線單因素參數(shù)對持液率及積液的規(guī)律認(rèn)識，以普光氣田為例，建立實(shí)際運(yùn)行工程的多相流管網(wǎng)數(shù)值模型，將“點(diǎn)”的認(rèn)識擴(kuò)展到“面”，創(chuàng)建“持液量與高程變化聯(lián)合判斷管網(wǎng)積液規(guī)律”的技術(shù)方法。

3.1多相流管網(wǎng)模型建立及修正

根據(jù)普光氣田的氣質(zhì)組分、管網(wǎng)布局方案、管線里程及高程數(shù)據(jù)、熱力學(xué)參數(shù)，選取某日生產(chǎn)數(shù)據(jù)，構(gòu)建多相流管網(wǎng)數(shù)值模擬模型。將實(shí)際運(yùn)行參數(shù)與模擬結(jié)果進(jìn)行壓力精度、熱力精度驗(yàn)證，得到經(jīng)驗(yàn)修正系數(shù)為1.2，校正后管網(wǎng)擬合壓力與實(shí)際管網(wǎng)運(yùn)行壓力誤差小于1%，表明優(yōu)化校正后的模型可靠，表征了實(shí)際運(yùn)行狀況。

3.2管網(wǎng)積液規(guī)律判斷方法

根據(jù)積液影響因素及影響規(guī)律的研究認(rèn)識，高程變化與持液量是直觀反應(yīng)積液形成的主要參數(shù)，積液只在上坡段產(chǎn)生和累積，難以攜帶出來的液體聚集在一段長上坡和一段強(qiáng)烈上傾管段處而形成積液，累計(jì)持液量最大的管線不一定是積液最為嚴(yán)重的管線，因此建立“點(diǎn)—段—面”的“持液量與高程變化聯(lián)合判斷管網(wǎng)積液規(guī)律”的技術(shù)方法。利用管網(wǎng)數(shù)值模擬結(jié)果，建立每條管線的累計(jì)持液量與高程變化相關(guān)性模型。由高程與累計(jì)持液量的變化情況可見，管路中起伏變化頻率最高、起伏最劇烈的支線，累計(jì)持液量也最大（14.83m3／d），其中某管段縱向高程變化達(dá)到300 m，持續(xù)爬坡達(dá)6 km左右，是積液最嚴(yán)重的管線；而另一管段為低洼凹陷段，積液將在此處聚集，后續(xù)管段傾角近于直角，清管作業(yè)難以全部帶出積液，積液長期存在，存在腐蝕安全隱患。根據(jù)普光氣田2010年10月21日至2011年6月10日管線智能檢測報(bào)告中的“共計(jì)有16處缺陷特征點(diǎn)，其中外部缺陷點(diǎn)9處，內(nèi)部缺陷點(diǎn)7處，且內(nèi)部缺陷點(diǎn)全部分布在P303-P302集輸管道上。目前已對這16處缺陷特征點(diǎn)開挖驗(yàn)證了9處，驗(yàn)證結(jié)果基本與檢測結(jié)果一致。”，與該方法的分析結(jié)果是吻合一致的，表明此法修正建立的數(shù)值模型是可靠的，“持液量與高程變化聯(lián)合判斷管網(wǎng)積液規(guī)律”分析方法是有效的。

4　元壩氣田實(shí)例分析

4.1管網(wǎng)積液規(guī)律判斷

元壩氣田地形與普光氣田地形有相似之處，采用修正系數(shù)1.2的Mukherjee-Brill水力模型進(jìn)行數(shù)值模型建模，根據(jù)數(shù)據(jù)結(jié)果分析YB271-YB272H管路為高風(fēng)險(xiǎn)段。YB271-YB272H管路為元壩氣田氣液不分離混輸管路中爬坡段最長的管線，管長約4 km，其中爬坡段長近3 km，且在爬坡段后，有一個(gè)急劇下傾又急劇上傾的管段，形成1個(gè)“V”形低洼區(qū)，積液在這里形成，且由于前后管段傾角變化過大，會(huì)成為清管死點(diǎn)區(qū)域，存在腐蝕安全隱患。

4.2積液控制技術(shù)對策

1）增加氣液分離器控制氣液比。在元壩271站增加分離器以降低外輸氣含水量。由圖5可見，在271站增加分離器后，進(jìn)入外輸管線流體的氣液比大幅降低，管線持液量明顯下降，累積持液量由4.4m3／d降至2.2 m3／d，降低了50%，證明此對策有效。

圖5　有無氣液分離器情況下的持液量對比圖

2）提高流體流速。在運(yùn)行調(diào)整中可以降低輸氣壓力，以提高流體流速或增加輸氣量來提高流體的流速，但為確保凈化廠進(jìn)氣壓力穩(wěn)定（進(jìn)入集氣總站的壓力要求是6.1 MPa，不能再進(jìn)行調(diào)低），降壓輸送的空間較小，因此通過改變輸送氣量以提高流速，不超過合理流速上限8 m／s為控制點(diǎn)（圖6）。

由圖6可見，在分別提高元壩271站外輸氣量1.5、2.0、2.5倍時(shí)，YB271-YB272H管路流體流速分別由2.97 m／s提高至3.85 m／s、4.94 m／s、5.10 m／s，管網(wǎng)末段流速未超過6.5 m／s。提高流速后持液量明顯降低，累積持液量由4.4 m3／d降至3.2 m3／d，但較增加分離器改變氣液比的效果差，且實(shí)際投產(chǎn)氣量要達(dá)到設(shè)計(jì)值的1.5～2.5倍的可能性較小，因此通過增加輸氣量來提高管內(nèi)流速的效果是有限的。

圖6　管線流速變化后的持液量對比圖

綜合以上分析，推薦在元壩271站增設(shè)氣液分離器，通過調(diào)節(jié)氣液比控制管線積液，可降低50%的持液量。

5　結(jié)論

1）建立了積液影響因素及影響規(guī)律認(rèn)識：氣液比對持液率及積液的形成影響較大，必須合理配產(chǎn)，保證產(chǎn)出流體氣液比在臨界生產(chǎn)狀態(tài)上；流速對持液率及積液的形成影響較大，建議管路流速控制范圍為3～8 m／s；管線高程變化對積液的形成影響很大，積液的產(chǎn)生和累積總是發(fā)生在上坡段，管路傾角越大，越會(huì)加劇積液的形成，因此在管線規(guī)劃中應(yīng)合理控制管路走向以及上坡段的距離，建議上坡段不超過2 km，管路傾角不大于10°。

2）建立了“點(diǎn)—段—面”的“管線持液量與高程變化聯(lián)合分析判斷管網(wǎng)積液規(guī)律”的技術(shù)方法，利用普光氣田集輸管網(wǎng)積液規(guī)律判斷，驗(yàn)證了建立的技術(shù)方法是有效可靠的。

3）預(yù)判YB271-YB272H管路為元壩海相積液嚴(yán)重的管路，且存在清管死點(diǎn)區(qū)域，有腐蝕安全隱患，建議在元壩271站增設(shè)氣液分離器，實(shí)施氣液分輸工藝，可有效減少50%持液量，降低積液腐蝕風(fēng)險(xiǎn)。

［1］喻西崇，馮叔初.地形起伏多相管流工藝計(jì)算簡化方法研究［J］.天然氣與石油，2000，18（2）：57-61.

［2］湯曉勇，宋德琦，邊云燕，等.我國天然氣集氣工藝技術(shù)的新發(fā)展［J］.石油規(guī)劃設(shè)計(jì)，2006，17（2）：11-15.

［3］楊宇，姚麟昱，孟慶華，等.河壩區(qū)塊外輸管線積液問題及其對策［J］.天然氣技術(shù)與經(jīng)濟(jì)，2012，6（1）：54-56.

［4］Eaton B A.The Predicition of Flow Patter，Liquid Hold?upandPressureLossesOccurringDuringContinuous Tow Phase In Horizontal Pipelines［J］.J PT，1967（6）：815-823.

［5］Mukherjee H，Brill J P.Inclined Two-phase Flow Corre?lations Design Manual［R］.U.S.A：Tulsa University Flu?id Projects，1981.

（編輯：蔣龍）

西南油氣田天然氣日銷售量突破6 000萬立方米

2015年12月9日，西南油氣田當(dāng)日銷售天然氣突破6 000×104m3大關(guān)，達(dá)到了6 012×104m3，同比增加了387×104m3，創(chuàng)歷史新高。全年累計(jì)銷售天然氣超過170×108m3。

2015年以來，受國內(nèi)經(jīng)濟(jì)增速減緩、產(chǎn)業(yè)結(jié)構(gòu)調(diào)整，原油、煤炭等替代能源價(jià)格持續(xù)下跌等因素影響，天然氣供需形勢發(fā)生逆轉(zhuǎn)，川渝地區(qū)總體呈現(xiàn)出“旺季不旺、淡季更淡”的天然氣市場格局，天然氣銷量首次出現(xiàn)同比下降。面對嚴(yán)峻的天然氣銷售形勢，西南油氣田圍繞“科學(xué)營銷、合規(guī)營銷、和諧營銷、廉潔營銷”的理念，積極轉(zhuǎn)變觀念，以“不以量小而不為，不以利小而不為，不以麻煩而不為”的工作態(tài)度，堅(jiān)持實(shí)施“四個(gè)一”的工作模式，與科研緊密結(jié)合，強(qiáng)化市場分析和需求側(cè)管理，科學(xué)編制和實(shí)施營銷策略；大力拓展盈利模式，積極挖潛增效；溝通協(xié)調(diào)供用關(guān)系，持續(xù)提升客服水平；下放審批權(quán)限，有序推進(jìn)市場開發(fā)，主動(dòng)參與市場競爭，著力搶占高端市場，牢牢抓住天然氣市場的主導(dǎo)權(quán)。

（信息來源：西南油氣田公司網(wǎng)2015-12-09）

B

2095-1132（2015）06-0051-04

10.3969／j.issn.2095-1132.2015.06.015

修訂回稿日期：2015-11-17

姚麟昱（1983-），女，高級工程師，從事天然氣管網(wǎng)規(guī)劃及優(yōu)化、天然氣集輸工藝工作。E-mail：yaolin?yu@yeah.net。