濕氣管線積液影響因素及其敏感性分析

張愛(ài)娟, 唱永磊

(1.中國(guó)石油大學(xué)勝利學(xué)院 油氣工程學(xué)院， 山東 東營(yíng) 257000； 2. 中海油研究總院， 北京 100000)

?

濕氣管線積液影響因素及其敏感性分析

張愛(ài)娟1, 唱永磊2

(1.中國(guó)石油大學(xué)勝利學(xué)院 油氣工程學(xué)院， 山東 東營(yíng) 257000； 2. 中海油研究總院， 北京 100000)

利用多相流模擬軟件OLGA中的穩(wěn)態(tài)計(jì)算功能對(duì)穩(wěn)態(tài)工況下的積液影響因素進(jìn)行研究，分析了濕氣管線輸送介質(zhì)的氣液比、流量、管線傾角和直徑、流體組分、運(yùn)行溫度和壓力等條件對(duì)積液的影響規(guī)律。研究發(fā)現(xiàn)，不同流型的物理模型和流動(dòng)機(jī)理差別非常大，流量、傾角等對(duì)積液的影響都與流型有關(guān)；管線中的積液量隨著氣液比增大而減少，在低氣液比下其影響更為敏感；積液量隨著直徑的增大而增多，隨著C3～C9+等組分含量的增加管線中的積液量增加，隨著壓力的升高逐漸增多，隨著溫度的升高而逐漸減少。

濕氣管線； 積液； 運(yùn)行條件； 幾何條件； 流體物性； OLGA

濕氣混輸管線中流體流動(dòng)是典型的多組分兩相流動(dòng)，由于多組分兩相流動(dòng)的流型變化多,存在相間的質(zhì)量傳遞、能量消耗和流動(dòng)極不穩(wěn)定的特點(diǎn)[1-2]，濕氣管線內(nèi)積液量的影響因素也非常多[3-4]，本研究從管線操作運(yùn)行條件、管線幾何條件、輸送流體的物性參數(shù)三個(gè)方面進(jìn)行濕氣管線積液規(guī)律的數(shù)值模擬，并結(jié)合模擬結(jié)果進(jìn)行其影響因素敏感性研究。

1 運(yùn)行條件對(duì)積液的影響

1.1 氣液比對(duì)積液的影響

在兩相流動(dòng)中，氣相和液相流體的流動(dòng)速度是對(duì)流動(dòng)機(jī)理影響最大的因素，甚至很多流型圖和流型判斷準(zhǔn)則都直接以氣液表觀速度作為判斷依據(jù)[5]。在某一相流量一定時(shí)，改變氣液比(GLR)可以同時(shí)改變兩相的速度。為了便于調(diào)整氣液比并且排除氣液相間傳質(zhì)和氣液物性參數(shù)(密度、黏度等)的影響，在OLGA軟件中采用黑油模型來(lái)研究氣液比對(duì)積液的影響[6-8]。OLGA軟件建模情況如下：管線長(zhǎng)度2 000 m；內(nèi)徑 480 mm；出口壓力 5 MPa；固定入口氣體流量425×104m3/d；入口溫度62 ℃；管壁傳熱設(shè)置為Adiabatic(絕熱)。計(jì)算氣液比在50～10 000內(nèi)的管線總積液量和持液率。模擬結(jié)果如圖1所示。

圖1 氣液比對(duì)積液和持液率的影響

Fig.1 Total liquid content and liquid holdup versus gas liquid ratio

由圖1可以看出，其他條件固定不變時(shí)，隨著氣液比的變小，持液率量和管線總積液量越來(lái)越大。當(dāng)氣液比大于3 000時(shí)，隨著氣液比的增大，積液量和持液率緩慢減小。當(dāng)氣液比小于3 000時(shí)，積液量和持液率對(duì)氣液比的變化十分敏感，隨著氣液比的減小，積液量和持液率大幅度增加。

管內(nèi)流型判別見(jiàn)圖2。由圖2可知，氣液比低于1 000時(shí)，管線中的流型由分層流轉(zhuǎn)換為段塞流，氣液比低于100時(shí)，流型由段塞流轉(zhuǎn)換為分散氣泡流。

不同流型的物理模型和流動(dòng)機(jī)理差別非常大，所以在低氣液比下發(fā)生流型轉(zhuǎn)變時(shí)，積液對(duì)氣液比的敏感性發(fā)生了變化。

OLGA中包含4種基本流型：包括分層流、環(huán)狀-彌散流、分散氣泡流和段塞流[8]。不同的流型中

氣液相間結(jié)構(gòu)和物理模型明顯不同，各因素對(duì)積液的影響機(jī)理不同，因此在研究積液的影響因素時(shí)將根據(jù)不同氣液比區(qū)分不同流型下的積液影響因素?？紤]到水平和微傾濕氣管線中不易出現(xiàn)環(huán)狀流，針對(duì)水平管對(duì)研究流量積液的影響時(shí)分為分層流、段塞流和分散氣泡流3種流型來(lái)進(jìn)行研究。

圖2 OLGA中的流型判別圖

Fig.2 Flow map of horizontal flow in OLGA

1.2 流量對(duì)積液量的影響

根據(jù)氣液比對(duì)積液量影響的模擬分析，選擇氣液比為1 500研究分層流中流量對(duì)積液量的影響，選擇氣液比為300研究段塞流中流量對(duì)積液量的影響，選擇氣液比為50時(shí)研究分散氣泡流中流量對(duì)積液量影響，結(jié)果見(jiàn)圖3。

圖3 不同流型中流量對(duì)積液量的影響

Fig.3 Total liquid content versus flow rate in different flow regimes

管徑為480 mm，管線長(zhǎng)2 000 m，出口壓力為 5.0 MPa，固定氣液比為1 500時(shí)，流量在(1.0 ～ 8.0)×106m3/d內(nèi)均為分層流；固定氣液比為300時(shí)，流量在(3.0 ～ 6.0)×106m3/d內(nèi)均為段塞流；固定氣液比為50時(shí)，流量在(3.0 ～ 8.0)×106m3/d內(nèi)均為分層流。

由圖3可以看出，在分層流和段塞流中，管線積液量隨著流量的增加而逐漸減小，在分散氣泡流中，管線內(nèi)的積液量卻隨著流量的增加而逐漸增大。

2 幾何條件對(duì)積液的影響

2.1 傾角對(duì)積液的影響

管線路由存在傾角時(shí)，影響管線中截面含液率的大小和管線中積液量的大小，不同的傾角使流型發(fā)生轉(zhuǎn)變時(shí)，對(duì)積液的影響機(jī)理也會(huì)發(fā)生變化。積液會(huì)使氣體流通面積減小，流速增大，造成較大的摩擦損失和滑移損失[12-13]。

不同氣液比下管線傾角對(duì)積液量的影響如圖4所示。

圖4 不同氣液比下傾角對(duì)積液量的影響

Fig.4 Total liquid content versus inclination

由圖4可以看出，管線傾角對(duì)積液和流型的影響非常明顯，而且在不同的流型下，傾角對(duì)積液量的影響規(guī)律并不相同。在氣液比為1 500和300時(shí)可以看出，分層流和段塞流的轉(zhuǎn)換對(duì)傾角非常敏感。氣液比為1 500時(shí)，水平管中的流型為分層流，管線上傾1°即轉(zhuǎn)化為段塞流；氣液比為300時(shí)，水平管中的流型為段塞流，管線下傾1°即轉(zhuǎn)化為分層流；下傾管中極容易形成分層流，在-80°～-1°內(nèi)都為分層流。下傾管中-15°～0°內(nèi)，積液量對(duì)角度變化十分敏感，隨著管線下傾，積液量迅速降低。在-80°～-15°內(nèi)隨著管線下傾，積液量緩慢減小。

在上傾管路中，氣液比為1 500時(shí)，在1°～15°內(nèi)為段塞流，積液量隨著管線上傾積液量減少，15°～60°內(nèi)為分散氣泡流，積液量隨著管線傾角增大而增多。氣液比為300時(shí)，在 1°～10°內(nèi)，管線中的流型為段塞流，積液量隨著管線上傾積液量減少，10°～60°內(nèi)，管線內(nèi)的流型為分散氣泡流，積液量隨著管線傾角增大而增多；在上傾管中的65°～90°和下傾管中的 -85°～-90°內(nèi)，氣液比為1 500和300的情況下都會(huì)出現(xiàn)環(huán)狀流。環(huán)狀流中由于管壁液膜的穩(wěn)定性，積液量對(duì)傾角的變化并不敏感。

在氣液比為50的情況下，-80°～90°內(nèi)管線中的流型都為分散氣泡流，分散氣泡流中積液量隨著傾角的增大而增多，在-90°～-85°內(nèi)同樣出現(xiàn)了環(huán)狀流，環(huán)狀流中積液量隨角度變化很小。

2.2 直徑對(duì)積液量的影響

原模型中管徑為480 mm，為了研究管徑對(duì)積液量和持液率的影響，分別模擬氣液比為1 500、 300、50時(shí)，管徑280～680 mm內(nèi)積液量和持液率的變化，模擬結(jié)果如圖5所示。

圖5 不同氣液比下管徑對(duì)積液量和持液率的影響

Fig.5 Total liquid content and liquid holdup versus diameter

由圖5可以看出，氣液比為1 500時(shí)，管徑在280～680 mm內(nèi)均呈分層流，而且隨著管徑的增大，積液量和持液率都逐漸增大。

氣液比為300時(shí)，直徑280～680 mm內(nèi)積液量都隨著管徑的增大而增大。管徑280～380 mm內(nèi)呈分散氣泡流，持液率隨著管徑的增大而減??；管徑380～580 mm內(nèi)呈段塞流，持液率隨著管徑的增大而增大；管徑580～680 mm內(nèi)呈分層流，持液率隨著管徑的增大而增大，但增加的幅度比段塞流中增加的幅度小，說(shuō)明段塞流中持液率對(duì)管徑的變化更敏感。

氣液比為50時(shí)，直徑280～680mm內(nèi)積液量都隨著管徑的增大而增大。管徑280～580 mm內(nèi)呈分散氣泡流，持液率隨著管徑的增大而減??；管徑580～680 mm內(nèi)呈段塞流，持液率隨著管徑的增大而增大。

3 流體物性對(duì)積液的影響

在濕氣混輸管線中，多烴組分體系中氣液相間的傳質(zhì)和氣液物性參數(shù)，如密度、黏度和表面張力等對(duì)管線中積液量和持液率的影響十分顯著。另外，流體隨管路的溫度和壓力變化而導(dǎo)致的氣液相平衡和流體性質(zhì)的變化也會(huì)導(dǎo)致積液量和持液率的變化。

為了研究流體物性對(duì)積液的影響必須建立組分模型。運(yùn)用PVTsim對(duì)如表1所示凝析天然氣組分進(jìn)行特征化，并生成OLGA軟件所需Tab文件。模型中的其他條件與采用黑油模型研究運(yùn)行條件和幾何條件對(duì)積液的影響時(shí)相同。

表1 凝析天然氣組分

3.1 流體組分對(duì)積液的影響

為了研究凝析天然氣中C1～C9+各組分的含量對(duì)管線中積液量的影響，在原組分模擬結(jié)果積液量為166.35 m3的基礎(chǔ)上，分別將每種組分增加5%、10% 和20 %，模擬組分變化對(duì)積液量的影響,結(jié)果見(jiàn)圖6。

圖6 流體組分對(duì)積液量的影響

Fig.6 Total liquid content versus composition proportion

由圖6可以看出，隨著C1和C2摩爾分?jǐn)?shù)的增加管線中的積液量減少，隨著C3～C9+摩爾分?jǐn)?shù)的增加管線積液量增多。

3.2 壓力對(duì)積液量的影響

模擬管線出口壓力0.5～8.0 MPa下管線積液量，結(jié)果如圖7所示。

圖7 壓力對(duì)積液量的影響

Fig.7 Total liquid content versus pressure

壓力對(duì)積液量的影響有兩方面原因：一是壓力影響氣液相的平衡，壓力升高時(shí)氣體中重組分析出變?yōu)橐簯B(tài)的凝析油，并且壓力改變氣相和液相的密度、表面張力等物性參數(shù)；二是由于氣體的可壓縮性，壓力升高氣體密度變大，流速較小，攜液能力減弱，管線內(nèi)的積液量增加。由圖7可以看出，管線內(nèi)積液量隨著壓力的升高逐漸增多。

3.3 溫度對(duì)積液量的影響

溫度對(duì)積液量的的影響與壓力對(duì)積液量的影響原因類(lèi)似：一是溫度可以影響氣液相間相變傳質(zhì)，改變氣液相物性參數(shù)；二是不同溫度下氣體密度，氣相流速不同，氣體攜液能力不同。流體溫度-10～70 ℃內(nèi)管線積液量模擬結(jié)果如圖8所示。

圖8 溫度對(duì)積液量的影響Fig.8 Total liquid content versus temperature

由圖8可以看出，管線內(nèi)積液量隨著溫度的升高逐漸減少。

4 結(jié)論

利用OLGA軟件的穩(wěn)態(tài)計(jì)算功能，從管線的運(yùn)行條件、幾何條件和流體物性三方面，模擬分析各因素對(duì)濕氣管線積液的影響規(guī)律，得到的結(jié)論如下：

① 管線中的積液量隨著氣液比增大而減少，低氣液比下積液量對(duì)氣油比的變化較敏感；

② 流量、傾角對(duì)積液量的影響規(guī)律與流型有關(guān)；

③ 流體組分含量對(duì)積液量影響很大，隨著C1和C2摩爾分?jǐn)?shù)的增加管線中的積液量減少，隨著C3～C9+摩爾分?jǐn)?shù)的增加管線積液量增多；

④ 積液量隨著直徑的增大而增多，隨著壓力的升高逐漸增多，隨著溫度的升高逐漸減少。

[1] 周良勝. 復(fù)雜地表?xiàng)l件下天然氣集輸管線積液規(guī)律研究[M]. 北京：中國(guó)石油大學(xué), 2009.

[2] 粟紫葳. 濕天然氣管道積液特性研究[D].西安：西安石油大學(xué). 2015.

[3] 唐菁菁，張世忱. 積液管道的影響分析[J].天然氣與石油，2013,31(5):21-25.

Tang Jingjing, Zhang Shichen. Analysis of the influence of pipeline effusion[J]. Natural Gas and Oil, 2013,31(5): 21-25.

[4] 梁法春，曹學(xué)文，魏江東，等. 積液量預(yù)測(cè)方法在海底天然氣管道中的應(yīng)用[J]. 天然氣工業(yè). 2009,29(1):103-105.

Liang Fachun, Cao Xuewen, Wei Jiangdong, et al. The application of fluid volume prediction method in submarine natural gas pipeline[J]. Natural Gas Industry. 2009,29(1):103-105.

[5] 鄧曉輝，鄧衛(wèi)東，廖伍彬，等. 番禺氣田天然氣管道積液及清管可行性分析[J]. 全面腐蝕控制,2010,24(12): 40-43.

Deng Xiaohui, Deng Weidong, Liao Wubin, et al. Analysis of natural gas pipeline effusion and pigging feasibility in Panyu gas field[J]. Total Corrosion Control,2010,24(12):40-43.

[6] 谷瓊. 復(fù)雜地形條件下濕氣集輸管路積液規(guī)律的研究[D]. 東營(yíng)：中國(guó)石油大學(xué)(華東),2011.

[7] 劉昕. 地形起伏天然氣集輸管線清管數(shù)值模擬研究[D].成都：西南石油大學(xué),2011.

[8] 孫媛媛. 復(fù)雜地表?xiàng)l件下天然氣集輸管線積液規(guī)律研究[D]. 東營(yíng)：中國(guó)石油大學(xué)(華東),2010.

[9] Beggs & Brill. A Study of two-phase flow in inclined pipes[J]. Journal of Platform Technology, 1973(5):607-617.

[10] 李占利,張家彬,張群會(huì). 用貝克法計(jì)算混輸管路壓降的程序[J]. 油氣田地面工程,1994，13(3)：6-9.

Li Zhanli, Zhang Jiabin, Zhang Qunhui. Pipeline pressure drop process with baker method [J]. Journal of Oil and Gas Field Surface Engineering, 1994, 13(3):6-9.

[11] 喻西崇,馮叔初. 起伏多相管流壓降計(jì)算方法的研究[J]. 油氣田地面工程, 2000，19(5)：1-2.

Yu Xichong, Feng Shuchu. Pressure drop calculation method in ups and downs of multiphase pipe flow [J]. Journal of Oil and Gas Field Surface Engineering, 2000，19(5)：1-2.

[12] 馮叔初.油氣集輸與礦場(chǎng)加工[M]. 北京：中國(guó)石油大學(xué)出版社, 2006.

[13] 江延明,李玉星,馮叔初. 氣液兩相流瞬變流數(shù)值模擬研究[J]. 油氣儲(chǔ)運(yùn), 2005，24(11)：22-27.

Jiang Yanming, Li Yuxing, Feng Shuchu. Numerical simulation of gas-liquid two phase transient flow [J]. Oil and Gas Storage and Transportation, 2005,24(11)：22-27.

(編輯 王亞新)

Analysis of Affecting Factors and Sensitivity on Liquid Inventory in Condensate Gas Pipeline

Zhang Aijuan1, Chang Yonglei2

(1.CollegeofPetroleumEngineering,CollegeofShengli,ChinaUniversityofPetroleum,DongyingShangdong257000,China；2CNOOCResearchInstitute,Beijing100000,China)

Affecting factors on liquid inventory at steady condition are studied by using multiphase flow simulation software—OLGA. The influences of parameters such as gas oil ratio, flow rate, pipeline angle, diameter, fluid composition, pressure and temperature are analyzed. The results show that：physical model and flow mechanism of different flow pattern are different, the effect of flow rate, angle are related to flow pattern; accumulated liquid volume decreases with increasing gas-liquid ratio, the influence is more sensitive in the minimum liquid ratio conditon; accumulated liquid volume increases with the increasing diameter, the increasing content of C3～C9+heavy components, the increase of pressure or temperature decreased.

Condensate gas pipeline; Accumulated liquid volume; Operating condition; Geometrical condition; Fluid property; OLGA

1006-396X(2016)05-0094-05

2016-04-05

2016-07-10

山東省教育廳科技計(jì)劃資助項(xiàng)目(J12LD60)。

張愛(ài)娟(1987-)，女，碩士，助教，從事多相管流及油氣田及輸技術(shù)研究； E-mail：amberzaj@163.com。

TE832

A

10.3969/j.issn.1006-396X.2016.05.016

投稿網(wǎng)址：http://journal.lnpu.edu.cn