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    天然氣凝析液管道積液特性研究

    2023-12-22 01:52:46劉子翼
    能源化工 2023年5期
    關(guān)鍵詞:攜液液率公稱

    劉子翼

    [中國地質(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(jīng)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(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(tǒng),發(fā)現(xiàn)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(xiàn)場濕氣管道運(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,壓力增大雖然對攜液能力有促進(jìn)作用,但會導(dǎo)致節(jié)流器失效。國內(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凝析液的積液特性變化規(guī)律,以期為實際的天然氣運(yùn)輸過程中解決液體積聚問題提供一定的指導(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(chǎn)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(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: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;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(dá)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(nèi)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(nèi)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(dāng)繼續(xù)增加至DN 400 后,上升管開始出現(xiàn)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(nèi)持液率增加明顯,而超過DN 250 時,管道內(nèi)持液率增加量較小,即公稱直徑超過DN 200 時管道內(nèi)積液量較大。在小管徑管道中,天然氣流速較高,對上升管內(nèi)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(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: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(nèi)持液率降低,管道內(nèi)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?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(dāng)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(jié)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(nèi)積液量無明顯變化。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)閷恿鳎焕诠艿婪e液的清除,臨界壓力為6 MPa。因此,雖然壓力對管道內(nèi)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(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(nèi)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(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,天然氣流速升高會促使液體表面產(chǎn)生波動,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(jié)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(tài)流動模型,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DN 200 時管道內(nèi)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(nèi)持液率降低,管道內(nèi)的積液量減少。

    3)壓力對管道內(nèi)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(nèi)的積液量減少。

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