煤層氣集輸管道持液率影響因素及排液點(diǎn)優(yōu)選

馬俊杰，熊好羽，馬國(guó)光，何金蓬，尹晨陽(yáng)

（1. 四川石油天然氣建設(shè)工程有限責(zé)任公司，四川 成都 610000；2. 西南石油大學(xué)國(guó)家重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室，四川 成都 610500）

煤層氣壓力低、產(chǎn)量小，開(kāi)采過(guò)程中常含有大量的液態(tài)水，集輸管道容易出現(xiàn)積液?jiǎn)栴}，使得集輸管道摩阻增大、輸氣效率降低、腐蝕加劇、壓力損失過(guò)大[1-3]，給集輸管道安全運(yùn)行帶來(lái)巨大的安全隱患。 為減少集輸管道壓降，提高集輸效率，對(duì)煤層氣集輸管道積液位置進(jìn)行預(yù)判并采取一定排液措施，對(duì)管道安全運(yùn)輸具有重要的作用。

未排液時(shí)， 煤層氣集輸管道積液的風(fēng)險(xiǎn)較高，管道持液率[4-6]對(duì)管道形成積液具有重要影響。 曾祥柱等[7-9]分析了凝析氣管道、起伏濕天然氣管道、水平管路中管道流量、管徑、氣體組分等對(duì)管道持液率的影響，發(fā)現(xiàn)了管道內(nèi)持液率變化規(guī)律；有些研究者[10-15]分別用HYSYS軟件、FLUENT軟件、實(shí)驗(yàn)等方法，在持液率影響因素敏感性分析的基礎(chǔ)上對(duì)積液嚴(yán)重管路進(jìn)行預(yù)判， 分別采取控制外輸氣溫度、增設(shè)分離器、繞管排水法、泡沫噴射表面活性劑來(lái)解決管道積液?jiǎn)栴}。

可見(jiàn)，目前國(guó)內(nèi)外學(xué)者的研究主要在于分析管道持液率對(duì)凝析氣、濕氣管道積液的影響并以此提出排液措施，而對(duì)于煤層氣集輸管道積液?jiǎn)栴}以及相應(yīng)排液措施的研究較少。

1 計(jì)算模型

1.1 軟件選用

計(jì)算管道的流型、壓力、持液率時(shí)，不同管道工藝模擬軟件的精度不同[16]。 模擬軟件可分為穩(wěn)態(tài)和瞬態(tài)。 前者采用經(jīng)驗(yàn)公式作為數(shù)學(xué)模型進(jìn)行計(jì)算，在模擬時(shí)沒(méi)有時(shí)間參數(shù)的設(shè)置；后者采用機(jī)理模型作為依據(jù)進(jìn)行計(jì)算，模擬時(shí)有時(shí)間參數(shù)的設(shè)置[17]。常用的穩(wěn)態(tài)、瞬態(tài)多相流模擬軟件及其特點(diǎn)見(jiàn)表1[18]。

表1 多相流模擬軟件分類及特點(diǎn)

經(jīng)調(diào)研， 多相流瞬態(tài)模擬軟件OLGA是目前多相流領(lǐng)域使用頻率較高，計(jì)算誤差率較低的模擬軟件， 同時(shí)OLGA軟件在石油領(lǐng)域也獲得了較好的認(rèn)可，被諸多國(guó)際石油工程公司指定為多相流管線設(shè)計(jì)軟件的依據(jù)。

本文利用模擬軟件OLGA建立煤層氣集輸管道積液計(jì)算雙流體模型，分析了入口流量、管徑、氣液比和出口壓力對(duì)煤層氣集輸管道持液率的影響，得到了煤層氣集輸管道各管段持液率分布規(guī)律，并進(jìn)一步比選了基于管道持液率、流型、壓降和排液點(diǎn)個(gè)數(shù)的4種排液點(diǎn)設(shè)置方案。

1.2 雙流體模型

OLGA軟件采用雙流體模型， 雙流體模型主要由質(zhì)量守恒方程、動(dòng)量守恒方程和能量守恒方程組成， 可分別對(duì)氣液兩相建立連續(xù)性方程和動(dòng)量方程，能較為準(zhǔn)確地計(jì)算煤層氣集輸管道內(nèi)積液相關(guān)參數(shù)[19]。

（1）質(zhì)量守恒方程

氣相質(zhì)量守恒方程：

液膜質(zhì)量守恒方程：

液滴質(zhì)量守恒方程：

式中：ρ為密度，kg/m3；A為管線過(guò)流橫截面積，m3；G為質(zhì)量源，下標(biāo)g、L、D分別表示氣相、液膜、液滴，kg；φg、φe、φD分別為兩相之間質(zhì)量傳遞速度、液滴攜帶速度及沉積速度，m/s；Vg、VL、VD分別為氣相、液膜、液滴的體積分?jǐn)?shù)，%。

（2）動(dòng)量守恒方程

氣相與液相滿足如下動(dòng)量守恒方程：

液膜滿足如下動(dòng)量守恒方程：

式中：p為壓力，kPa；vr為相對(duì)速度，m/s；a為管線軸線與垂線的夾角，°；下標(biāo)i表示氣液兩相主體之間的界面；Sg、SL、Si分別為氣相、 液膜及氣液兩相間的界面潤(rùn)周，m；λ為摩阻系數(shù)， 無(wú)因次；g為重力加速度，m/s2。

且有：當(dāng)液膜蒸發(fā)時(shí)，如φg＞0，則va=vL；

當(dāng)液滴蒸發(fā)時(shí)，如φg＞0，則va=vD；

當(dāng)氣相凝結(jié)時(shí)，如φg＜0，則va=vg。

（3）能量守恒方程

氣液混合物滿足如下能量守恒方程：

式中：E為單位質(zhì)量的內(nèi)能，J/kg；H為高程，m；HS為質(zhì)量源的焓，J；U為管壁的傳熱量，J;mf=Vfρf（f=g、L、D）表示質(zhì)量，kg。

以上三個(gè)方程，所有流型都適用，然而對(duì)于一些流型，例如段塞流，公式中跟液滴相關(guān)的內(nèi)容可以省略。

（4）壓降方程

式中：T為環(huán)境溫度，℃；Rg為氣體常數(shù)， 取8.3143kJ/（kmol·K）。

1.3 適用性驗(yàn)證

OLGA采用雙流體模型， 以三個(gè)守恒方程及壓降方程為基礎(chǔ)來(lái)判斷管道內(nèi)流型，并計(jì)算出相應(yīng)的壓力、溫度、速度及持液率。

潘峰等[20-22]用OLGA分別對(duì)龍崗氣田某濕氣輸送管道、海底立管和海底水平輸送管路、鄂南油氣區(qū)混輸工藝建立水力計(jì)算模型，分析了管道地形起伏程度、管道氣體流量、管徑、含水率等因素對(duì)管道水力特性的影響，并將實(shí)際工況與模擬結(jié)果進(jìn)行對(duì)比，為氣田集輸管道、海底管道、混輸管道提供了理論基礎(chǔ)。

王坤[23]用OLGA對(duì)煤層氣集輸管道的流量、管徑、含水率、壓力進(jìn)行模擬研究，得出含水率過(guò)高的煤層氣管道內(nèi)會(huì)生成積液，應(yīng)考慮管道排液?jiǎn)栴}。

王國(guó)棟等[24]用OLGA模擬流量、管徑、含水率、壓力、組分對(duì)凝析氣管道持液率的變化規(guī)律，對(duì)凝析氣的積液?jiǎn)栴}具有很大意義。

王文光等[25]將普光氣田現(xiàn)場(chǎng)數(shù)據(jù)與OLGA模擬數(shù)據(jù)進(jìn)行對(duì)比，結(jié)果表明模擬數(shù)據(jù)精度較高、與實(shí)際數(shù)據(jù)誤差較小，可以應(yīng)用于濕氣管道模擬。

可見(jiàn)，OLGA 軟件應(yīng)用較廣且計(jì)算精度高，OLGA軟件計(jì)算模型對(duì)起伏管道、凝析氣管道、煤層氣管道都具有適應(yīng)性。

2 煤層氣集輸管道積液影響因素分析

某煤層氣集輸管道長(zhǎng)度2km， 直徑120mm，壁厚7.9mm， 管道的入口壓力0.21MPa， 出口壓力0.05MPa，管道入口溫度35℃，管道入口流量50kg/h，氣液比2000m3/m3。管道入口煤層氣組分如表2所示，管道地形和管段劃分見(jiàn)圖1。

表2 煤層氣組分

圖1 管道地形和管段劃分

根據(jù)OLGA軟件對(duì)未排液前煤層氣集輸管道壓降、流型模擬結(jié)果(圖2)，未排液前煤層氣集輸管道總壓降為0.16MPa，煤層氣集輸管道共有5段上坡管段，流型為段塞流，段塞流壓降為0.15MPa，占總壓降的93.75%；5段下坡段為分散流， 分散流壓降為0.01MPa，占總壓降的6.25%。

由于煤層氣集輸管道內(nèi)存在段塞流會(huì)造成堵塞， 需考慮減少段塞流管段以保證管道集輸安全。大量段塞流的存在會(huì)在管道內(nèi)形成積液，導(dǎo)致壓力驟降，管道積液是管道壓降不可忽視的因素，而管道內(nèi)積液分布是通過(guò)管道持液率表征的。 當(dāng)動(dòng)力大于阻力時(shí)，氣相促使液相流動(dòng)，管道持液率會(huì)減?。划?dāng)阻力大于動(dòng)力時(shí)，液相流動(dòng)減緩，管道持液率增高，易發(fā)生積液現(xiàn)象[26]。 因此，本文進(jìn)一步利用了OLGA軟件，分析不同入口流量、管徑、氣液比和出口壓力對(duì)煤層氣集輸管道持液率的影響，判斷積液規(guī)律，分析煤層氣集輸管道中持液率最大的可能位置。

圖2 排液前煤層氣集輸管道壓降、流型圖

2.1 不同入口流量對(duì)管道持液率的影響

入口流量對(duì)煤層氣集輸管道持液率影響較大。當(dāng)入口流量較低（50kg/h）時(shí)，管道持液率較高且沿流動(dòng)方向下降較快，隨著入口流量上升，管道持液率降低，且下降趨于平緩，當(dāng)入口流量較高（300kg/h）時(shí)，管道持液率變化平穩(wěn)，管道持液率幾乎為0（圖3）。 本文研究的管道入口流量為50kg/h，管道持液率較高，易造成管道積液，因此，基于入口流量對(duì)管道持液率影響分析， 應(yīng)在管道持液率較高處（BC段、DE段、FG段、HI段和JK段）設(shè)置排液點(diǎn)。

圖3 不同入口流量下管道持液率分布曲線

2.2 不同管徑對(duì)管道持液率的影響

管徑對(duì)煤層氣集輸管道持液率有一定影響。 當(dāng)管徑為200mm時(shí)，管道持液率最高可達(dá)0.9，管內(nèi)將產(chǎn)生嚴(yán)重積液，隨著管徑減小，管道持液率下降，當(dāng)管徑為80mm時(shí)，管道持液率最高為0.25，煤層氣集輸管道積液情況明顯改善（圖4）。 進(jìn)一步分析發(fā)現(xiàn)，在不同管徑下，管道持液率在流動(dòng)方向上的分布具有一定相似性（圖4表現(xiàn)為不同管徑下，各管段箭頭平行），隨著管徑減小，各管段持液率近似呈相同比例減少。 因此，對(duì)于煤層氣集輸管道，在保證輸量的前提下，為減小管道積液，應(yīng)盡量選擇較小的管徑，同時(shí)，當(dāng)管徑較大時(shí)，應(yīng)設(shè)置排液點(diǎn)。 本文所研究煤層氣集輸管道管徑為120mm，最大持液率出現(xiàn)在BC段，應(yīng)在此設(shè)置排液點(diǎn)。

圖4 不同管徑下管道積液分布曲線

2.3 不同氣液比對(duì)管道持液率的影響

氣液比對(duì)煤層氣集輸管道持液率影響較大，并且與入口流量具有相似的影響規(guī)律。 當(dāng)氣液比較低時(shí)，管道持液率較高且沿流動(dòng)方向下降較快，隨著氣液比上升，管道持液率下降，且下降變化平穩(wěn)，當(dāng)氣液比（GLR）較高（達(dá)到8000m3/m3）時(shí)，管道持液率變化平穩(wěn)，管道持液率幾乎為0（圖5）。 本文所研究的煤層氣集輸管道氣液比為2000m3/m3，管道持液率在BC段、DE段和FG段較高，應(yīng)在相應(yīng)管段設(shè)置排液點(diǎn)。

圖5 不同氣液比下管道積液分布曲線

2.4 不同出口壓力對(duì)管道持液率的影響

出口壓力對(duì)煤層氣集輸管道持液率影響顯著。在不同管道出口壓力下，管道持液率沿流動(dòng)方向均迅速下降。 同時(shí)， 在出口壓力相對(duì)較高時(shí) （大于0.05MPa），管道持液率在流動(dòng)方向上的分布同樣具有一定的相似性；但當(dāng)出口壓力略微下降時(shí)（出口壓力為0.02～0.04MPa），管道持液率在流動(dòng)方向上的分布出現(xiàn)明顯變化：管道持液率在流動(dòng)方向上某點(diǎn)迅速下降為0（圖6），故對(duì)于不同出口壓力的煤層氣集輸管道，應(yīng)根據(jù)管道持液率在流動(dòng)方向上的分布規(guī)律，設(shè)置相應(yīng)排液點(diǎn)。 對(duì)于本文所研究管道，在不同出口壓力（0.02～0.06MPa）下，BC段均具有較高的管道持液率，應(yīng)在此設(shè)置排液點(diǎn)。

圖6 不同出口壓力下管道積液分布曲線

綜上所述，入口流量、管徑、氣液比和出口壓力會(huì)對(duì)煤層氣集輸管道持液率有不同程度的影響，對(duì)于本文所研究管道，應(yīng)在BC段、DE段、FG段、HI段和JK段設(shè)置排液點(diǎn)，以減少管道持液率，減少管道內(nèi)段塞流出現(xiàn)，降低管道壓降，保證煤層氣集輸管道安全運(yùn)行。

3 排液方案優(yōu)選

3.1 排液方案設(shè)計(jì)

根據(jù)上述結(jié)論，排液點(diǎn)設(shè)置在煤層氣集輸管道持液率出現(xiàn)較高值的BC段、DE段、FG段、HI段和JK段，故本文提出4個(gè)排液點(diǎn)的方案1個(gè)，3個(gè)排液點(diǎn)的方案3個(gè)。

圖7 各方案煤層氣集輸管道排液點(diǎn)位置圖

方案一共4個(gè)排液點(diǎn)， 分別設(shè)置在煤層氣集輸管道B、D、F、J處；方案二共3個(gè)排液點(diǎn)，分別設(shè)置在煤層氣集輸管道B、D、F處； 方案三共3個(gè)排液點(diǎn)，分別設(shè)置在煤層氣集輸管道1、2、F處；方案四共3個(gè)排液點(diǎn)，分別設(shè)置在煤層氣集輸管道B、2、H處，如圖7所示。

3.2 排液位置優(yōu)選

利用OLGA軟件對(duì)4種排液方案的壓降、管道持液率、流型進(jìn)行計(jì)算，排液后不同方案煤層氣集輸管道持液率分布如圖8、壓降流型圖如圖9所示，4種方案參數(shù)對(duì)比見(jiàn)表3。

表3 各方案參數(shù)對(duì)比

綜合分析圖9及圖2可知，設(shè)置排液點(diǎn)后，管道持液率明顯下降， 且未排液前上坡段均出現(xiàn)段塞流，設(shè)置排液點(diǎn)后煤層氣集輸管道上坡段段塞流情況明顯改善。

進(jìn)一步分析發(fā)現(xiàn)，若將排液點(diǎn)設(shè)置在上坡段中點(diǎn)（如圖8中1處和2處），其上坡段中點(diǎn)之前的管段內(nèi)仍有較高的持液率（如圖8方案三B1段、D2段和方案四D2段），結(jié)合圖9可知，煤層氣集輸管道內(nèi)出現(xiàn)段塞流，壓降較大；當(dāng)排液點(diǎn)設(shè)置在管段低洼處時(shí)（如方案一、方案二），各管段管道持液率小于0.05，且結(jié)合圖9可知，管道內(nèi)無(wú)段塞流出現(xiàn)，壓降較小。因此，在設(shè)置排液點(diǎn)時(shí)，應(yīng)盡量設(shè)置在管段低洼處。

圖8 4種方案排液后持液率分布圖

圖9 4種方案排液后壓降流型圖

對(duì)比4種排液點(diǎn)設(shè)置方案可知， 方案三與方案四中管道持液率較高，且有段塞流出現(xiàn)，管道壓降較大；而方案一與方案二中，管道持液率均較小，且無(wú)段塞流出現(xiàn)，壓降降低。 同時(shí)，與方案一相比，方案二僅需設(shè)置3個(gè)排液點(diǎn)， 故方案二為最優(yōu)設(shè)置排液點(diǎn)方案。

4 結(jié)論

（1）煤層氣集輸管道持液率較高值均出現(xiàn)在上坡段，并在此出現(xiàn)積液，形成段塞流，使得管道內(nèi)壓力驟降。

（2）入口流量、管徑、氣液比和出口壓力均對(duì)煤層氣集輸管道持液率有一定影響，其中入口流量和氣液比對(duì)煤層氣集輸管道持液率影響較大，且具有相似的影響規(guī)律。 當(dāng)入口流量或氣液比較低時(shí)，煤層氣集輸管道持液率較高，應(yīng)設(shè)置排液點(diǎn)防止管道積液；出口壓力對(duì)煤層氣集輸管道持液率影響最顯著， 應(yīng)根據(jù)管道持液率在流動(dòng)方向上的分布規(guī)律，設(shè)置相應(yīng)排液點(diǎn)。

（3）煤層氣集輸管道排液點(diǎn)應(yīng)設(shè)置在管段低洼處，此時(shí)管道持液率最低，且各管段均無(wú)段塞流出現(xiàn)，管道壓降最小。