相国寺储气库采气管道清管周期探讨

汤 丁 蒋华全 禹贵成 陈家文 王 岩

中国石油西南油气田公司储气库管理处

0 引言

相国寺储气库采气管道为储气库内部输气管道，用于将储气库采气井口来天然气输送至集注站进行处理。由于注采站未设置气液分离器[1-3]，采出的湿气直接通过采气管道输送至集注站，使得管内呈现气液两相流状态[4-5]，甚至出现气液两相段塞流动、水合物堵塞等问题，影响管线的正常输送。采用定期清管措施可有效清除进入管道内的液体水[6]，但清管周期过长会使得管道内积水量过多，导致清管器卡堵；清管周期过短又会增加清管成本和操作风险。国内相关标准，例如GB50251-2015《输气管道工程设计规范》[7]、SY/T 5922-2012《天然气管道运行规范》[8]侧重于制定清管方案、操作程序、清管作业安全措施和应急预案等，并没有明确规定管道的清管周期。特别是对于相国寺储气库采气管道，进入管道的是含水量无法确定的湿天然气，更加难以确定经济、安全的清管周期[9]。为此，对相国寺储气库南段采气管道B段选用多相流动态仿真软件OLGA进行建模分析和计算，结合管道实际的清管水量，反算了管道入口的天然气含水量；在此基础上，分析了管道内不同输气量下管道积液分布规律，最终确定采气管道清管周期，以指导实际清管工作的开展。

1 南段采气管道B段概况

相国寺储气库南段采气管道分为A、B两段。南段采气管道A段，起点为11号注采站、终点9号注采站，管道全长2.4 km，管道外径为273 mm，壁厚为8.8 mm、10 mm。南段采气管道B段，起点为9号注采站、途径7号注采站、终点为集注站，管道全长5.4 km，管道外径为508.0 mm，壁厚14.2 mm、17.0 mm。管道运行温度4.62～29.57 ℃，压力9.31～12.45 MPa，输量为（164～800）×104m3/d。管道起伏大，管道最大高程差为520 m，容易在管道低洼处积液。管道沿线高程见图1。

储气库井口采出天然气为含水湿气，由于注采站未设置气液分离器，游离水随天然气进入采气管道，导致管道内形成积液。为了清除液体，采取了定期清管措施，清管周期主要依据操作经验确定，其中2018年与2019年南段采气管道B段清管水量及管道运行参数如表1所示。从表1可知南段采气管线B段清管周期为15天左右，水量22～30 m3之间。

图1 南段采气管道沿线高程图

表1 南段采气管道B段清管水量统计表

2 天然气含水量推算

由于天然气中含水量变化[10-13]、输量变化、管道温度变化、地形的变化均会引起管道积液量变化[14]，从而影响清管水量[15-17]。因此确定管道清管周期时，需要掌握管道内的积液量与管道输量、运行压力、天然气含水量等因素的关系[18]。但是，相国寺储气库采气管道B段入口未安装天然气含水量检测仪，因此无法直接确定进入管道的天然气含水量。基于多相流动仿真方法，可以根据一个清管周期内管道的输量、压力、清管水量等参数反算出管道入口处的天然气含水量。

为了获得天然气含水量与管道清管水量的关系，确定管道内的积液变化规律[19]，采用多相流动态仿真软件OLGA建立了管道B段多相流仿真模型。通过计算不同输量（300 104～600 104m3/d）、不同天然气含水量条件下，管内积液随时间的变化规律，如表2所示。通过将计算的管道积液量值与实际清管水量进行对比，可以得到管道入口端天然气含水量。例如，通过表2，可推测2018年2月23日实施的清管作业过程中，管道输量507 104m3/d，清管液量为30 m3，对应的天然气含水量摩尔分率约为1.48%。

3 南段采气管道B段模型校核

根据清管的数据，查表2得到含水量，选取了入口温度作为模型的温度边界参数，通过南段采气管道B段的仿真模型计算得出管道沿程压力及温度（图2、图3）。管道在实际运行状态下，起点压力为12.13 MPa，终点压力为11.06 MPa，起点温度13.57 ℃，终点温度11.89 ℃，清管液量27 m3。根据仿真模型计算的起点、终点压力、终点温度、清管液量与实际值的对比如表3所示，计算值与实际值的相对误差分别为0.91%、1.9%、4.1%、1.8%。

表2 天然气输量、含水量与管内积液量关系展示表

图2 相国寺储气库南段采气管道B段沿程压力展示图

图3 相国寺储气库南段采气管道B段沿程温度展示图

表3 仿真模型校核结果表

图4 南段采气管道B段管内积液分布图

计算得到的管道内积液分布如图4所示，管道内黑色粗实线代表积液量，线条越粗，管内积液量越大。结果表明，南段采气管道B（9号注采站—集注站）积液量主要分布在7号注采站与9号注采站之间，管内积液量约26.5 m3，与清管数据实际清管数据相近。

4 清管周期制定

《天然气管道运行规范》（SY/T 5922-2012）[8]建议根据管道的输送效率，确定合理的清管周期[20-21]，一般工程上管道输送效率取95%。管道积液量是影响输送效率的主要因素，因此为了获得清管周期，需要计算不同输量下管内积液量随时间变化情况。

基于建立的仿真模型，计算的南段采气管道B段不同输量下管内积液量随时间的变化如图5所示。结果表明，输量变化范围200 104～1 000 104m3/d，管内积液量的整体变化趋势是随着输量的增加而降低。当管内输量范围为800 104～1 000 104m3/d时，清管过后管内积液恢复稳态时的量介于8～12 m3。当管内输量范围为600 104～800 104m3/d时，清管过后管内积液恢复稳态时的量介于12～23 m3。当管内输量低于600 104m3/d时，由于气体流速减小，管内积液量急剧增加。

根据图5，不同输量下（200 104～1 000 104m3/d），管道上一次清管结束后积液重新达到稳定状态所需的时间如表4所示。在不同积液量下，计算得到的管道输送效率如表4所示。

清管时间确定应综合考虑管内积液恢复稳态的时间、清管后管道恢复稳态时输送效率、输送效率下降至95%的时间，当管内恢复稳态时输送效率大于95%时，则应采用管内积液恢复稳态时间作为清管时间，当管内恢复稳态时输送效率小于95%时，则应采用清管后输送效率下降至95%的时间作为清管时间。按上述原则，输量为200 104～600 104m3/d时，清管周期为9～11 d；当管道输气量为600 104～1 000 104m3/d时，清管周期为14～31 d。同时还应考虑收球站清管水量的接收能力，根据实际经验如果收球水量大于25 m3，收球风险增大，污水池容积不够、大量水将进入脱水装置等问题[22]。因此，结合实际收球站可接收水量可得出南段采气管道B段清管周期推荐表（表5）。

图5 南段采气管道B段不同输量下管内积液量随时间变化展示图

表4 南段采气管道B段清管周期表

5 结论

1）采用多相流动态仿真软件OLGA建立了南段采气管道B段多相流仿真模型，通过计算，得到了天然气含水量与清管液量之间的关系。

表5 南段采气管道B段清管周期推荐表

2）利用新建仿真模型，计算南段采气管道B段管道的起点、终点压力、终点温度、清管液量，并与实际运行参数对比，相对误差在0.91%～4.1%之间，证实了新建模型的可靠性。

3）利用新建的仿真模型，计算得到了管道输量、积液量与管道输送效率之间的关系。以管道输送效率不小于95%为原则，同时考虑积液恢复时间、输送效率下降至要求管输效率的时间及收球站清管水量接收能力等，确定了南段采气管道B段在不同输量下的清管周期。