天然气凝析液管道积液特性研究

刘子翼

[中国地质大学(北京)，北京 100083]

受到外部低温环境的影响，管道内天然气温度下降，重烃组分和水分子液化形成气液两相流[1-4]。在地形起伏的山坡路段，经过坡体低洼处时容易造成液体积聚，液体长时间积累降低管道输送效率，甚至堵塞管道[5-8]。天然气在流经积液表面时，气体的冲击作用将表面液滴吹散并携带出低洼段[9-11]。潘杰等[12]建立了考虑液滴携带的微倾管流动模型，研究了不同工况下低含液率天然气临界携液流速变化，发现天然气组分中重烃含量的增加导致临界携液流速降低，临界携液流速随着液相密度升高而升高。对于高气液比的天然气管道，江鸣等[13]搭建了地形起伏的倾斜管道试验系统，发现黏度较低的天然气凝析液流动宜采用Linehan模型计算，而黏度较高的天然气凝析液流动宜采用Wongwises模型计算。陈建磊等[14]采用现场湿气管道运行数据分析了天然气在上倾管道中临界携液流速的变化规律，发现随着上倾角度的增加，临界携液流速呈“对数”形式增加。张淼淼等[15]分析了安装井下节流器的气井中天然气的携液能力，压力增大虽然对携液能力有促进作用，但会导致节流器失效。国内外学者研究多集中在临界流速变化规律方面，考虑的影响因素较为单一，未形成较为系统的积液规律[16-17]。采用OLGA软件建立天然气凝析液瞬态流模型，分析了不同管输工况下天然气对凝析液的积液特性变化规律，以期为实际的天然气运输过程中解决液体积聚问题提供一定的指导意义。

1 天然气凝析液管道模型建立

以某油田天然气凝析液管道为研究对象，管道位于地形起伏的陡坡路段，公称直径为DN 400，材质为X70 钢管，土壤温度为12 ℃，输送介质主要是天然气、凝析液、采出水，具体组分见表1。

表1 天然气组分

管道运行压力为6.0 MPa，温度为40 ℃，天然气流速为5 m/s，管道路由见图1。

图1 天然气凝析液管道路由

由图1 可见：在2000 m 至4000 m 段存在低洼管段，此处易产生积液，积液量较大时易堵塞管道。为研究不同因素变化对天然气携液特性的影响，控制管道直径、上倾角角度、下倾角角度、压力、输送流量变化范围，模拟管道内积液量变化。管道规格设置为DN 200、DN 250、DN 300、DN 350、DN 400，上倾角角度设置为5°、10°、15°、20°、25°、30°，压力设置为4，5，6，7，8 MPa，天然气流量设置为2713，3165，3618，4070，4522，4974，5426 m3/h。

2 天然气凝析液管道积液特性

2.1 管径变化对持液率的影响

在管道运行压力为6 MPa，天然气流量为2261 m3/h的条件下，改变管道公称直径，得到管道持液率及流型变化曲线，结果见图2和图3。在图3的流型变化曲线中，1代表分层流，2代表环状流，3代表段塞流，下同。

图2 不同管径下持液率的变化

图3 不同管径下流型的变化

由图2 和图3 可见：管道路由由入口平坦管、下降管、上升管、出口平坦管组成，3344 m 位置处为管道的最低点。在不同管径下，随着水平距离的增加，持液率变化趋势基本相同，呈现“凹”字形状。在入口平坦管位置，持液率升高至最高，气液分层流动；在下降管中，持液率接近于0，极少量的液体和气体保持分层流动；在上升管中，持液率达到0.9 以上，上升管各个位置持液率基本相同，气液流型为段塞流；在出口平坦管中，持液率低于上升管内的持液率，各个位置持液率也基本相同。随着管道公称直径的增加，下降管中持液率基本不受影响，上升管中持液率显著增加，表明上升管内积聚的液体量变多。管道公称直径由DN 200 增加至DN 350 时，上升管流型保持段塞流不变，有利于天然气将低洼处液体携带出去。当继续增加至DN 400 后，上升管开始出现多处分层流，气体在液体上方流动，对液体的携带能力减弱。管道公称直径由DN 200 增加至DN 250 时，管道内持液率增加明显，而超过DN 250 时，管道内持液率增加量较小，即公称直径超过DN 200 时管道内积液量较大。在小管径管道中，天然气流速较高，对上升管内液体的推动力较大，积液量较少，而大管径管道中，天然气流速相对较低，天然气推动力不足，易与液体形成分层流动，携带能力明显下降。因此，大管径管道更容易积液，尤其是对于管道公称直径超过DN 200 的管道。

2.2 上倾角角度对持液率的影响

管道运行压力为6 MPa，管道公称直径为DN 400，天然气流量为2261 m3/h，改变上倾角角度得到管道持液率及流型变化曲线，结果见图4 和图5(管道最低点位置为3344 m 处，为方便分析数据变化图中均给出了管道最低点标志线)。

图4 不同上倾角下持液率的变化

图5 不同上倾角下流型的变化

由图4 和图5 可见：上倾角在5°至30°之间变化时，随着管道上升管上倾角的增大，上升管内持液率降低，管道内的积液量减少。在上倾角较小时，上升管大部分位置流型为层流，天然气吹散液体较为困难，大部分液体积聚在管道底部，持液率较高。在上倾角较大时，管道底部持液率接近于0，上升管的中上部持液率也相对较低，主要原因是管道流型由层流改变为段塞流，天然气与液体接触面积和作用变大，在上升管底部积聚压力，并将压力传递至液体内部，更多的液体冲出上升管，管道内积液量变少。当上倾角超过20°时，入口平坦管持液率由0.8 急速下降至0，表明积液量急速下降，有利于管道的安全输送。当上升管倾斜角为30°时，管道积液量最低。

2.3 压力对持液率的影响

管道公称直径为DN 400，天然气流量为2261 m3/h，改变输送压力得到管道持液率及流型变化曲线，结果见图6 和图7。

图6 不同压力下持液率的变化

图7 不同压力下流型的变化

由图6 和图7 可见：在不同压力下，管道各个位置的持液率基本相同，管道内积液量无明显变化。主要原因是上升管内积液清除主要与上升管两端压力差有关，压力的增加并不会提高天然气的携液能力。随着管道压力的增大，上升管内流型由段塞流转变为层流，不利于管道积液的清除，临界压力为6 MPa。因此，虽然压力对管道内持液率基本无影响，但管道压力超过6 MPa 后，更不利于低洼管道积液的清除。

2.4 流量对持液率的影响

管道运行压力为6 MPa，管道公称直径为DN 400，改变输送流量得到管道持液率及流型变化曲线，结果见图8 和图9。

图8 不同流量下持液率的变化

图9 不同流量下流型的变化

由图8 和图9 可见：随着天然气输送流量的增加，管道内流型分布一致，持液率分布趋势也基本一致，但管道各个位置的持液率降低，管道内的积液量减少。主要原因是输送流量增加即天然气流速增加，天然气流速升高会促使液体表面产生波动，部分液体进入气体空间，液体厚度变薄，持液率降低。在管道底部位置，流速增加会致使液体沿上升管爬坡，积液被天然气分割为不同长度的液塞段，液塞被压缩的天然气推动冲出上升管。

3 结论

以某油田天然气凝析液管道为研究对象，采用OLGA 软件建立了起伏地形下天然气凝析液管道瞬态流动模型，得到以下结论。

1)大管径管道更容易积液，尤其是管道公称直径超过DN 200 时管道内积液量较大。

2)上倾角在5°至30°之间变化时，随着管道上升管上倾角增大，上升管内持液率降低，管道内的积液量减少。

3)压力对管道内持液率基本无影响，但管道压力超过6 MPa 后，更不利于低洼管道积液的清除。

4)随着天然气输送流量的增加，管道内的积液量减少。