煤层气集输管道持液率影响因素及排液点优选

马俊杰，熊好羽，马国光，何金蓬，尹晨阳

（1. 四川石油天然气建设工程有限责任公司，四川 成都 610000；2. 西南石油大学国家重点实验室，四川 成都 610500）

煤层气压力低、产量小，开采过程中常含有大量的液态水，集输管道容易出现积液问题，使得集输管道摩阻增大、输气效率降低、腐蚀加剧、压力损失过大[1-3]，给集输管道安全运行带来巨大的安全隐患。 为减少集输管道压降，提高集输效率，对煤层气集输管道积液位置进行预判并采取一定排液措施，对管道安全运输具有重要的作用。

未排液时， 煤层气集输管道积液的风险较高，管道持液率[4-6]对管道形成积液具有重要影响。 曾祥柱等[7-9]分析了凝析气管道、起伏湿天然气管道、水平管路中管道流量、管径、气体组分等对管道持液率的影响，发现了管道内持液率变化规律；有些研究者[10-15]分别用HYSYS软件、FLUENT软件、实验等方法，在持液率影响因素敏感性分析的基础上对积液严重管路进行预判， 分别采取控制外输气温度、增设分离器、绕管排水法、泡沫喷射表面活性剂来解决管道积液问题。

可见，目前国内外学者的研究主要在于分析管道持液率对凝析气、湿气管道积液的影响并以此提出排液措施，而对于煤层气集输管道积液问题以及相应排液措施的研究较少。

1 计算模型

1.1 软件选用

计算管道的流型、压力、持液率时，不同管道工艺模拟软件的精度不同[16]。 模拟软件可分为稳态和瞬态。 前者采用经验公式作为数学模型进行计算，在模拟时没有时间参数的设置；后者采用机理模型作为依据进行计算，模拟时有时间参数的设置[17]。常用的稳态、瞬态多相流模拟软件及其特点见表1[18]。

表1 多相流模拟软件分类及特点

经调研， 多相流瞬态模拟软件OLGA是目前多相流领域使用频率较高，计算误差率较低的模拟软件， 同时OLGA软件在石油领域也获得了较好的认可，被诸多国际石油工程公司指定为多相流管线设计软件的依据。

本文利用模拟软件OLGA建立煤层气集输管道积液计算双流体模型，分析了入口流量、管径、气液比和出口压力对煤层气集输管道持液率的影响，得到了煤层气集输管道各管段持液率分布规律，并进一步比选了基于管道持液率、流型、压降和排液点个数的4种排液点设置方案。

1.2 双流体模型

OLGA软件采用双流体模型， 双流体模型主要由质量守恒方程、动量守恒方程和能量守恒方程组成， 可分别对气液两相建立连续性方程和动量方程，能较为准确地计算煤层气集输管道内积液相关参数[19]。

（1）质量守恒方程

气相质量守恒方程：

液膜质量守恒方程：

液滴质量守恒方程：

式中：ρ为密度，kg/m3；A为管线过流横截面积，m3；G为质量源，下标g、L、D分别表示气相、液膜、液滴，kg；φg、φe、φD分别为两相之间质量传递速度、液滴携带速度及沉积速度，m/s；Vg、VL、VD分别为气相、液膜、液滴的体积分数，%。

（2）动量守恒方程

气相与液相满足如下动量守恒方程：

液膜满足如下动量守恒方程：

式中：p为压力，kPa；vr为相对速度，m/s；a为管线轴线与垂线的夹角，°；下标i表示气液两相主体之间的界面；Sg、SL、Si分别为气相、 液膜及气液两相间的界面润周，m；λ为摩阻系数， 无因次；g为重力加速度，m/s2。

且有：当液膜蒸发时，如φg＞0，则va=vL；

当液滴蒸发时，如φg＞0，则va=vD；

当气相凝结时，如φg＜0，则va=vg。

（3）能量守恒方程

气液混合物满足如下能量守恒方程：

式中：E为单位质量的内能，J/kg；H为高程，m；HS为质量源的焓，J；U为管壁的传热量，J;mf=Vfρf（f=g、L、D）表示质量，kg。

以上三个方程，所有流型都适用，然而对于一些流型，例如段塞流，公式中跟液滴相关的内容可以省略。

（4）压降方程

式中：T为环境温度，℃；Rg为气体常数， 取8.3143kJ/（kmol·K）。

1.3 适用性验证

OLGA采用双流体模型， 以三个守恒方程及压降方程为基础来判断管道内流型，并计算出相应的压力、温度、速度及持液率。

潘峰等[20-22]用OLGA分别对龙岗气田某湿气输送管道、海底立管和海底水平输送管路、鄂南油气区混输工艺建立水力计算模型，分析了管道地形起伏程度、管道气体流量、管径、含水率等因素对管道水力特性的影响，并将实际工况与模拟结果进行对比，为气田集输管道、海底管道、混输管道提供了理论基础。

王坤[23]用OLGA对煤层气集输管道的流量、管径、含水率、压力进行模拟研究，得出含水率过高的煤层气管道内会生成积液，应考虑管道排液问题。

王国栋等[24]用OLGA模拟流量、管径、含水率、压力、组分对凝析气管道持液率的变化规律，对凝析气的积液问题具有很大意义。

王文光等[25]将普光气田现场数据与OLGA模拟数据进行对比，结果表明模拟数据精度较高、与实际数据误差较小，可以应用于湿气管道模拟。

可见，OLGA 软件应用较广且计算精度高，OLGA软件计算模型对起伏管道、凝析气管道、煤层气管道都具有适应性。

2 煤层气集输管道积液影响因素分析

某煤层气集输管道长度2km， 直径120mm，壁厚7.9mm， 管道的入口压力0.21MPa， 出口压力0.05MPa，管道入口温度35℃，管道入口流量50kg/h，气液比2000m3/m3。管道入口煤层气组分如表2所示，管道地形和管段划分见图1。

表2 煤层气组分

图1 管道地形和管段划分

根据OLGA软件对未排液前煤层气集输管道压降、流型模拟结果(图2)，未排液前煤层气集输管道总压降为0.16MPa，煤层气集输管道共有5段上坡管段，流型为段塞流，段塞流压降为0.15MPa，占总压降的93.75%；5段下坡段为分散流， 分散流压降为0.01MPa，占总压降的6.25%。

由于煤层气集输管道内存在段塞流会造成堵塞， 需考虑减少段塞流管段以保证管道集输安全。大量段塞流的存在会在管道内形成积液，导致压力骤降，管道积液是管道压降不可忽视的因素，而管道内积液分布是通过管道持液率表征的。 当动力大于阻力时，气相促使液相流动，管道持液率会减小；当阻力大于动力时，液相流动减缓，管道持液率增高，易发生积液现象[26]。 因此，本文进一步利用了OLGA软件，分析不同入口流量、管径、气液比和出口压力对煤层气集输管道持液率的影响，判断积液规律，分析煤层气集输管道中持液率最大的可能位置。

图2 排液前煤层气集输管道压降、流型图

2.1 不同入口流量对管道持液率的影响

入口流量对煤层气集输管道持液率影响较大。当入口流量较低（50kg/h）时，管道持液率较高且沿流动方向下降较快，随着入口流量上升，管道持液率降低，且下降趋于平缓，当入口流量较高（300kg/h）时，管道持液率变化平稳，管道持液率几乎为0（图3）。 本文研究的管道入口流量为50kg/h，管道持液率较高，易造成管道积液，因此，基于入口流量对管道持液率影响分析， 应在管道持液率较高处（BC段、DE段、FG段、HI段和JK段）设置排液点。

图3 不同入口流量下管道持液率分布曲线

2.2 不同管径对管道持液率的影响

管径对煤层气集输管道持液率有一定影响。 当管径为200mm时，管道持液率最高可达0.9，管内将产生严重积液，随着管径减小，管道持液率下降，当管径为80mm时，管道持液率最高为0.25，煤层气集输管道积液情况明显改善（图4）。 进一步分析发现，在不同管径下，管道持液率在流动方向上的分布具有一定相似性（图4表现为不同管径下，各管段箭头平行），随着管径减小，各管段持液率近似呈相同比例减少。 因此，对于煤层气集输管道，在保证输量的前提下，为减小管道积液，应尽量选择较小的管径，同时，当管径较大时，应设置排液点。 本文所研究煤层气集输管道管径为120mm，最大持液率出现在BC段，应在此设置排液点。

图4 不同管径下管道积液分布曲线

2.3 不同气液比对管道持液率的影响

气液比对煤层气集输管道持液率影响较大，并且与入口流量具有相似的影响规律。 当气液比较低时，管道持液率较高且沿流动方向下降较快，随着气液比上升，管道持液率下降，且下降变化平稳，当气液比（GLR）较高（达到8000m3/m3）时，管道持液率变化平稳，管道持液率几乎为0（图5）。 本文所研究的煤层气集输管道气液比为2000m3/m3，管道持液率在BC段、DE段和FG段较高，应在相应管段设置排液点。

图5 不同气液比下管道积液分布曲线

2.4 不同出口压力对管道持液率的影响

出口压力对煤层气集输管道持液率影响显著。在不同管道出口压力下，管道持液率沿流动方向均迅速下降。 同时， 在出口压力相对较高时 （大于0.05MPa），管道持液率在流动方向上的分布同样具有一定的相似性；但当出口压力略微下降时（出口压力为0.02～0.04MPa），管道持液率在流动方向上的分布出现明显变化：管道持液率在流动方向上某点迅速下降为0（图6），故对于不同出口压力的煤层气集输管道，应根据管道持液率在流动方向上的分布规律，设置相应排液点。 对于本文所研究管道，在不同出口压力（0.02～0.06MPa）下，BC段均具有较高的管道持液率，应在此设置排液点。

图6 不同出口压力下管道积液分布曲线

综上所述，入口流量、管径、气液比和出口压力会对煤层气集输管道持液率有不同程度的影响，对于本文所研究管道，应在BC段、DE段、FG段、HI段和JK段设置排液点，以减少管道持液率，减少管道内段塞流出现，降低管道压降，保证煤层气集输管道安全运行。

3 排液方案优选

3.1 排液方案设计

根据上述结论，排液点设置在煤层气集输管道持液率出现较高值的BC段、DE段、FG段、HI段和JK段，故本文提出4个排液点的方案1个，3个排液点的方案3个。

图7 各方案煤层气集输管道排液点位置图

方案一共4个排液点， 分别设置在煤层气集输管道B、D、F、J处；方案二共3个排液点，分别设置在煤层气集输管道B、D、F处； 方案三共3个排液点，分别设置在煤层气集输管道1、2、F处；方案四共3个排液点，分别设置在煤层气集输管道B、2、H处，如图7所示。

3.2 排液位置优选

利用OLGA软件对4种排液方案的压降、管道持液率、流型进行计算，排液后不同方案煤层气集输管道持液率分布如图8、压降流型图如图9所示，4种方案参数对比见表3。

表3 各方案参数对比

综合分析图9及图2可知，设置排液点后，管道持液率明显下降， 且未排液前上坡段均出现段塞流，设置排液点后煤层气集输管道上坡段段塞流情况明显改善。

进一步分析发现，若将排液点设置在上坡段中点（如图8中1处和2处），其上坡段中点之前的管段内仍有较高的持液率（如图8方案三B1段、D2段和方案四D2段），结合图9可知，煤层气集输管道内出现段塞流，压降较大；当排液点设置在管段低洼处时（如方案一、方案二），各管段管道持液率小于0.05，且结合图9可知，管道内无段塞流出现，压降较小。因此，在设置排液点时，应尽量设置在管段低洼处。

图8 4种方案排液后持液率分布图

图9 4种方案排液后压降流型图

对比4种排液点设置方案可知， 方案三与方案四中管道持液率较高，且有段塞流出现，管道压降较大；而方案一与方案二中，管道持液率均较小，且无段塞流出现，压降降低。 同时，与方案一相比，方案二仅需设置3个排液点， 故方案二为最优设置排液点方案。

4 结论

（1）煤层气集输管道持液率较高值均出现在上坡段，并在此出现积液，形成段塞流，使得管道内压力骤降。

（2）入口流量、管径、气液比和出口压力均对煤层气集输管道持液率有一定影响，其中入口流量和气液比对煤层气集输管道持液率影响较大，且具有相似的影响规律。 当入口流量或气液比较低时，煤层气集输管道持液率较高，应设置排液点防止管道积液；出口压力对煤层气集输管道持液率影响最显著， 应根据管道持液率在流动方向上的分布规律，设置相应排液点。

（3）煤层气集输管道排液点应设置在管段低洼处，此时管道持液率最低，且各管段均无段塞流出现，管道压降最小。