集输管线中段塞流计算

2015-11-28徐学飞中石化石油工程设计有限公司北京102200

化工管理 2015年36期

徐学飞(中石化石油工程设计有限公司,北京 102200)

天然气需求量日益增加，已经成为生产、生活中的重要能源。在气田生产中湿气集输工艺由于具有流程简单、投资低、周期短等优点，因而在国内外气田中应用广泛。段塞流是湿气集输中十分常见的两相流流型，在集输管线受地理高程影响起伏不定的情况下易形成段塞流。而且在停输、清管以及流量的变化等情况下都会有段塞流的产生。

段塞流形成机理比较一致的是界面波的K-H 不稳定性。段塞流可以分为水力段塞流、起伏段塞流、瞬态段塞流、严重段塞流四种。段塞流形成过程如下：在管道中气液流量很小时，表现为分层流型。当液体流量增大时形成波浪。由于伯诺利效应，气体流速增大将使波浪顶峰处的压力降低，在波峰周围压力下，波浪有增大趋势。另一方面，液体所受的重力将使波浪减小。如前者的影响大于后者，则波浪增大直至管顶，形成段塞。从上述过程可以看出：

（1）起伏段塞流、瞬态段塞流的形成机理是类同的与水力段塞流有所区别；

（2）管愈高（或地形起伏愈大）形成的强烈段塞流愈严重；

（3）形成强烈段塞流时管道出口的气液流量极不均匀；

（4）气液流量较小时才能形成强烈段塞流。

段塞流不仅会降低管输效率、加剧腐蚀，而且造成管道中含气率和压力的显著变化，使得管道承受间段性的冲击应力。因而分析计算集输管网中的两相流，对于地处复杂地形的气田集输系统的设计及安全、高效运行具有重要意义。

1 集输管线段塞流

国内外现有的管道多相模拟软件很多，PEPITE、PIPEpHASE、TWOpHASE、OLGA、TACITE 等，本文建立典型起伏地段天然气集输管线模型，采用PIPEpHASE模拟软件分析计算集输管线中两相流流及其对管线的影响。

管线中天然气气质组分见表1.

表1 气源组分表

天然气输送管道公称直径为DN100，长度为6.60km，起点压力为5.5MPa，输送量为30万方/d，管道高程变化如下：

图1 管线沿线高程变化情况

根据上述数据使用PIPEpHASE软件建立管线输送模型，分别计算含水和无水条件下管线末点状态，详见表2。

表2 天然气含水和无水条件下计算结果

从上表可以看出由于天然气中含有水，导致末点压力降低约1.6MPa，单位管长压降增大近1倍，末点流速升高约67%。因而集输管网中的水对天然气输送有较大影响。

在含水条件下，管线计算结果显示已经出现段塞流，其中大部分管段为环状流、少部分为段塞流。因而使用PIPEpHASE软件中link slug report 功能考察管线中的段塞流情况。使用不同公式BRILL、NORRIS、SCOTT公式计算段塞流大小及其发展。

表3 不同公式计算的段塞长度及液塞传递时间

从表中可以看出，NORRIS 公式计算结果较其他两种方法小，而BRILL、SCOTT 计算结果接近，BRILL 计算结果略小。原因可能是BRILL公式段塞大小是由流体流速和管径计算得到，而NORRIS公式段塞大小仅由管径计算得到。上述方法只对于管线倾角±5°范围内的自然段塞流适用效果较好，在该管线绝大部分管段均是适用的。对于地势起伏较大的地区只能采用TACITE瞬态段塞软件分析计算。

2 清管段塞流

清管作业时液塞长度远大于正常输送条件下形成的液塞，对清管形成液塞进行计算非常有必要。选择计算方法中的Sphering Analysis 进行分析，时间递增选用10s，管线内径选用90mm，从计算结果可以得出管线清管形成的液塞长度为173.87m，段塞流到达管线末端时间是清管后13.9s，在清管后约2.8小时（10048s）后管线又重新恢复稳定状态。

在管线清管过程中液塞对管线形成了附加压力，使用该段管线中的严苛条件建立管线模型，对管线壁厚进行计算，而模型中苛刻条件在实际线路中几乎不会出现。根据清管液塞长度为173.87m，模型中液塞长度取180m，管线倾角取管线沿程出现的最大角度，即50°。

根据《油气集输设计规范》对直管段和弯管的壁厚进行计算。管线为二级地区，设计压力P取6.0MPa，管材采用L245钢，设计系数F 为0.60，考虑到天然气中的CO2和水形成腐蚀性碳酸，故腐蚀余量C取2mm。

直管段的钢管壁厚计算公式为：