地形起伏对凝析气集输管道工况的影响

张 鹏 王大庆 田 军

1．西南石油大学土木工程与建筑学院 2．西南石油大学石油工程学院3．中国石油西南油气田公司安全环保与技术监督研究院质监站

随着国内外凝析气田的不断开发，凝析气单管气液混输工艺技术被越来越广泛地应用，如目前国内已开发的牙哈、吉拉克、迪那等凝析气田都采用了气液混输的方法［1－2］。该方法的显著优点在于可以有效利用气田地层能量，简化地面集输流程和设备配置，降低地面建设投资。但该方法也为天然气管输生产带来了一定的难题，由于种种原因管线中总要滞留一定的液体，这样会减小管道流通面积，增大输送压降，从而额外消耗许多能量［3］，且管线在运行一定周期后，当管内持液量增加至一定程度时常常会引发段塞流的产生，严重的段塞流会给管线终端处理设备造成较大的冲击，严重影响集输系统的安全、高效运行，甚至会造成事故。而地形起伏不均是造成凝析气单管气液混输管道生产不稳定的一个重要因素［4］。因此，笔者以某凝析气田的一个集输管网系统为研究对象，利用当前国际上公认的多相流管网模拟软件对该集输管网进行了模拟计算，分析研究了不同级别的地形起伏对凝析气集输管道工况的影响，以期对集输管道的工艺设计和运行管理提供帮助。

1 凝析气混输的特点及模拟工具

凝析气田单管气液混输实际上是多相流输送的一种特例，即大气液比情况下的两相流输送，具有如下特点：①流型变化多，流态不稳定；②存在相间能量变换和能量损失，管线中有液相的聚集；③流动规律复杂，流动阻力大。

针对天然气／凝析液混输管路的特点，20世纪90年代以来，挪威、英国、法国、美国等国均在混输管路的稳态、瞬态模拟方面做了系列的理论和实验研究，出现了一些著名的多相流管网模拟软件，如PIPESIM、PIPEPASHE、OLGA、PIPESYS 等 商 业 软 件［5－6］。 笔者将采用PIPEPHASE 9．0软件对处于地形起伏下的某凝析气田集输管网系统进行分析和计算。PIPEPHASE 9．0具有先进的网络求解算法，能处理任意复杂度的网络计算，尤其是它在集成了PRO／Ⅱ的热力学物性计算模块和管线瞬态模拟模块TACITE后，其功能更加完善和强大。在搭建模拟流程时，热物性模型采用组分模型，状态方程采用BWRST方程，水力学模型选用MBE经验模型，所有这些计算模型都是历经室内实验和现场生产验证过的，并被公认为是较优的模型组合［7－12］。

在凝析气的PVT分析报告中，通常提供的是凝析气井井流物中天然气和凝析油的组成分析数据，并未将水组分纳入其中，因此，计算前需将天然气、凝析油和水按照现场实际产量进行混合，得到完整的井流物组分数据，并以此作为组分模型的输入，然后开展模拟计算分析。利用PIPHASE搭建的组分合成模拟和管网系统模拟的流程如图1、2所示，利用该流程即可开展模拟计算。

图2 凝析气集输管网的模拟流程图

2 地形起伏对天然气管输的影响

为了能够更准确直观地说明地形起伏对凝析气管网系统内流体的压力、温度、持液率、持液量、流体流型、天然气水合物形成情况等的影响，接下来将针对同一集输管网模拟计算3种不同程度的地形起伏下管内流体的各项参数情况，以便于对比分析（图3）。这3种不同级别的地形起伏分别为：现场原高程起伏、全程1／2倍原高程起伏及全程均无高程起伏。

图3 不同程度地形起伏下的管路高程变化图

2．1 地形起伏对管路压降、温降的影响

管路压降是管道设计、建造和运行的基础，而管路温降是管道安全运行的必要条件。对于凝析气田混输管网而言，管道沿线压降和温降与管内重烃凝析液量和持液率的大小又是密切相关的，于是模拟了管路压降和温降受不同程度地形起伏影响的情况（图4、5）。

图4 不同程度地形起伏下管路沿程压力变化曲线图

图5 不同程度地形起伏下管路沿程温度变化曲线图

由图4可知，管路沿程地形的起伏导致凝析气混输管内流体的压力出现了不同幅度的上下波动，但随着离输送起点距离的增加，沿程压力的总体变化趋势仍是保持降低的。然而，按照不同程度地形起伏计算得到的管路总压降大小具有明显的差别，沿程地形起伏越大，压力波动幅度也越大，管路总压降值越大；反之则越小。显然，地形起伏的存在对凝析气混输较为不利，这是由于管路沿线压力、温度的降低，使重烃凝析液不断地析出并聚集在管道低洼处和上坡段内，导致气体的流通面积减小、流速增大，造成较大的摩擦损失和滑脱损失；而另一方面，在上坡段举升液体所消耗的能量在下坡段又不能得到有效的回收。所以，对同一凝析气管线而言，沿程存在地形起伏时的总压降较水平或微地形起伏集输管线的压降要大得多，在管道设计时要特别注意。

由图5可知，在起始段，由于管道内外温差较大，管内流体温度下降较快，直至接近管道埋深温度后，温降才趋于缓和，并围绕埋深温度上下微幅波动。管路沿程存在地形起伏时的管内流体温度波动幅度相对大一些，1／2倍原高程起伏下的管内流体温度次之，而无高程起伏下的管内温度几乎未出现波动现象（图5中在距起点15km处出现的气流温度陡然变化是由于另一口凝析气井接入该管网系统所致），但从整体上看，不同程度地形起伏下管路沿程温度变化趋势大致上是一致的。可见，地形起伏对凝析气管内流体温度的影响并不大。

2．2 地形起伏对持液率和持液量的影响

模拟计算得到不同程度地形起伏下凝析气管道内持液率的沿线分布曲线如图6所示。从图6可以看出，在无地形起伏的条件下，管路沿程持液率基本保持不变，平均持液率为0．1；而存在地形起伏的情况下（对照图6和图3），管内持液率随沿线地形起伏的变化出现了不同幅度的波动，且地形起伏高度越大，持液率波动的幅度也越大，在上坡管段内持液率相对较大，下坡管段内持液率相对偏小。分析这种地形高差对持液率影响较大的原因是：上升管段内流体在爬坡过程中压降损失比较严重，管内压力下降相对较快，气相体积膨胀，使得气相流速加快，携液能力增强，致使持液率随地形高差的增加而增大；反之亦然。

图6 不同程度地形起伏下管路沿程持液率变化曲线图

不同程度地形起伏下，管内持液量的计算结果为：原高程起伏下的管内持液量为54．65m3；1／2倍原高程起伏下的管内持液量为48．47m3；无高程起伏下的管内持液量为50．77m3。可以看出，不同级别的地形起伏程度下管内持液量的大小并无太大差别，其原因在于模拟计算得到的持液量仅是指管内流体在正常、稳定流动过程中某一瞬间整个管道中的总持液量，这点结合其理论计算公式便不难让人理解［13］。

式中VL表示总持液量，m3；L表示管线长度，m；HL为持液率，无量纲；A表示管道截面积，m2。

尽管不同程度地形起伏下整个管道中总持液量的计算结果相近，但管内液体的分布却有着显著差别，由图6可以发现，在无地形起伏时沿程管内液体分布较为均匀，而在有地形起伏时管内凝析液主要聚积在低洼处或上坡管段内。此外，随着生产时间的推移，管内液体不断被运移并在低洼处或上坡管段内积聚得越来越多，造成起点输送压力不断升高，严重时甚至出现超压停产的现象。因此，对存在地形起伏的凝析气集输管道应定期进行清管，这也是目前清除管内积液最为直接有效的方法；同时为防止清管过程中产生的强烈段塞流给终端处理器带来巨大冲击，应考虑在处理器前端设置段塞流捕集器，以确保终端设施的平稳正常运行。

2．3 地形起伏对管内流态的影响

不同程度地形起伏下凝析气混输管内流体流型沿线分布预测结果如图7所示。从图7可以看出，管路沿线在无地形起伏存在的情况下，管内流体流型为分层流；在有地形起伏的情况下，管内存在两种流型，即分层流和段塞流，且沿线地形为原高程起伏和1／2倍原高程起伏下的流型分布大致相同，上倾管路内流型为段塞流，下倾和水平管路内流型为分层流。可见，管路沿线地形的起伏使得管内流型呈现出极不稳定的状态，在分层流和段塞流间不断地发生转变。

图7 不同程度地形起伏下管内流体流型沿线分布预测结果图

2．4 地形起伏对天然气水合物形成的影响

凝析气混输管内流体的相包络图和天然气水合物形成曲线预测结果如图8所示。图8中右上角虚线框图是对不同程度地形起伏下管内流体p／T路径线的局部放大图。图8中的天然气水合物形成曲线左侧与相包络线围成的区域为天然气水合物形成区（天然气具备生成天然气水合物的压力和温度）。模拟结果显示，在管路沿线存在地形起伏的情况下，管内流体p／T路径线有一部分位于天然气水合物形成区内，再加上所模拟的凝析气井井流物中含有游离水，所以这部分管段内会有天然气水合物生成，且原高程起伏下管内有突然水合物形成的区域（或管段）较1／2倍原高程起伏下的管内天然气水合物区域更大一些；而沿程无地形起伏时管内凝析气p／T路径线全部位于天然气水合物区外侧，说明水平管内无天然气水合物生成。

图8 管内流体相包络线和天然气水合物形成曲线图

当然，凝析气集输管道内天然气水合物的形成还与诸多因素有关，如井流物组成、起点输送压力和温度、气候条件等等，但在这些因素均保持不变的情况下，地形起伏条件下集输管内更易生成天然气水合物，且沿线地形起伏程度越大，管内生成天然气水合物的可能性就越大，而水平集输管内生成天然气水合物的可能性相对小一些。

目前最常用的防治凝析气集输管道内天然气水合物生成的措施有加热和喷注化学抑制剂（如甲醇、乙二醇）。在凝析气井含水和凝析油较多的情况下，注醇用量大，成本高，且注入的醇回收困难，同时对油质和气质有一定的影响。因此，建议优先采用加热方式，在防止管内天然气水合物生成的同时，也可以防止输送过程中管内凝析油结蜡凝固。

3 结论

1）对同一凝析气集输管线而言，不同程度地形起伏下的管路总压降计算结果有着明显的差别，沿线地形起伏程度越大，管路总压降就越大，管内流体压力波动幅度也越大；而地形起伏对凝析气管线内流体的温度没有太大的影响。

2）沿线地形的起伏使得凝析气管线内的持液率出现不同幅度的波动，地形起伏程度越大，持液率波动幅度也越大，而水平管路内持液率则基本保持不变。尽管不同地形起伏程度下管内总持液量计算结果相近，但其在管内的分布情况却明显不同，水平管内液体分布较为均匀，而在地形起伏下管内液体主要聚积在低洼处或上坡管段内。

3）地形起伏导致管内流体流型极不稳定，上倾管路内流体流型为段塞流，下倾和水平管路内流体流型为分层流；而地形起伏在原高程和1／2原高程两种状态下沿线管内流体流型模拟结果大致相同。

4）在其他条件如井流物组成、起点输送压力和温度、气候条件等均相同的情况下，与水平管路相比，地形起伏下集输管内更易生成天然气水合物，且沿线地形起伏程度越大，管内生成天然气水合物的可能性就越大。

综上所述，在凝析气集输系统工艺设计中，应该对沿线存在地形起伏下的集输管道进行详细的模拟计算和分析，尤其是要考虑不同地形起伏对管路压降、持液量和天然气水合物形成的影响，并配套设计必要的生产辅助措施，以确保管道投产后能安全平稳运行。

［1］张红燕，隋永刚．凝析气田地面集气工艺技术［J］．石油规划设计，2007，18（2）：25－27．ZHANG Hongyan，SUI Yonggang．Gas gathering technology in condensate gas field［J］．Petroleum Planning and Engineering，2007，18（2）：25－27．

［2］叶帆，徐久龙，付秀勇．大涝坝凝析气田集输工艺技术及发展方向［J］．天然气与石油，2008，26（6）：7－10．YE Fan，XU Jiulong，FU Xiuyong．Gas gathering and tran－sportation techniques and development trend of Dalaoba condensate gas field［J］．Natural Gas and Oil，2008，26（6）：7－10．

［3］龚宁．海上气液混输管线的段塞流问题［J］．中国海洋平台，1993，8（4）：165－170．GONG Ning．Slugflow problem in gas－liquid offshore pipeline［J］．China Offshore Platform，1993，8（4）：165－170．

［4］王荧光．苏里格气田集输管线清管过程瞬态模拟［J］．天然气工业，2009，29（11）：94－99．WANG Yingguang．Transient simulation of the pigging process of gathering pipelines at the Sulige Gas Field［J］．Natural Gas Industry，2009，29（11）：94－99．

［5］石油和化工工程设计工作手册编委会．海上油气田工程设计［M］．北京：中国石油大学出版社，2010：1036－1043．Editorial Committee for the Petroleum and Chemical Engineering Design Manual．Offshore oil and gas engineering design［M］．Beijing：China University of Petroleum Press，2010：1036－1043．

［6］孟荣章，张月静，庞军峰．上海平湖海底天然气管道输送问题研究［J］．油气储运，2000，19（9）：6－8．MENG Rongzhang，ZHANG Yuejing，PANG Junfeng．Research on offshore natural gas transmission of pipeline in Shanghai Pinghu Oil Gas Field［J］．Oil and Gas Storage and Transportation，2000，19（9）：6－8．

［7］MUKHERJEE H，BRILL J P．Liquid holdup correlations for incline two－phase flow［J］．Journal of Petroleum Technology，1983，35（5）：1003－1008．

［8］MUKHERJEE H，BRILL J P．Empirical equations to predict flow patterns in two－phase inclined flow［J］．International Journal of Multiphase Flow，1985，11（3）：299－315．

［9］EATON B A，KNOWLES C R，SILBERBRG I H．The prediction of flow pattern，liquid holdup and pressure losses occurring during continuous two－phase in horizontal pipelines［J］．Journal of Petroleum Technology，1967，19（6）：815－828．

［10］曹学文，李玉星，冯叔初．平湖—上海输气管道模拟计算软件开发［J］．油气储运，1997，16（6）：16－21．CAO Xuewen，LI Yuxing，FENG Shuchu．Development of Pinghu－Shanghai gas pipeline simulator［J］．Oil and Gas Storage and Transportation，1997，16（6）：16－21．

［11］李玉星，冯叔初，舒军星．高气油比混输管路水力计算模型的比较［J］．油气储运，2001，20（7）：21－24．LI Yuxing，FENG Shuchu，SHU Junxing．The comparison between pressure calculation models for the high GOR multiphase flow pipeline［J］．Oil and Gas Storage and Transportation，2001，20（7）：21－24．

［12］邓晓辉，邓卫东，廖伍彬，等．番禺气田天然气管道积液及清管可行性分析［J］．全面腐蚀控制，2010，24（12）：40－43．DENG Xiaohui，DENG Weidong，LIAO Wubin，et al．Feasibility analysis on Panyu gas pipeline pigging fluid and clearing the pipeline［J］．Total Corrosion Control，2010，24（12）：40－43．

［13］梁法春，曹学文，魏江东，等．积液量预测方法在海底天然气管道中的应用［J］．天然气工业，2009，29（1）：103－105．LIANG Fachun，CAO Xuewen，WEI Jiangdong，et al．Application of accumulated liquid volume prediction method in submarine gas pipeline［J］．Natural Gas Industry，2009，29（1）：103－105．