页岩气管道两相流型判断研究

2021-08-30赵伟东黄辉荣熊明林

石油化工 2021年7期

梁平，赵伟东，杨颖，刘姝，黄辉荣，熊明林

（1. 重庆科技学院石油与天然气工程学院，重庆 401331；2. 中国石油西南油气田分公司，重庆 400714）

在气田建设中，气液分离运输和气液混合运输是集输管道的主要运输方式[1]。传统的陆上气田气液分离传输和采集过程是在计量前将井场或集气站中的天然气分离出来，然后再将天然气输送到天然气加工厂或直接输送到天然气管道中。井场或集气站的过程比较复杂，分离后的液体管道运输及车辆运输投资费较大，给现场气田的运行管理带来了不便[2]。气液两相混合输送的集气过程是井场中的天然气直接进入集气支线或集气干线，输送至天然气处理厂，不经处理。该井场过程简单[3]，井场的主要工艺设备是井口节流阀和相关的截止阀，没有分离设备，且自动控制仪器、液体储存和运输设施也减少了。整个气田的站数少于采用气液分离传输和采集技术的站数，操作简便，管理方便，节省投资[4]。

管道中常见的流型有气泡流、分层光滑流、段塞流、环状流等。对于现象描述多采用外形划分，流动机理分析多采用分布特点划分[5]。气泡流的主要特点是随气量的增加，气泡合并形成较大的气团[6]，在管路上部同液体交替流动。分层流的特点是在增加气体量时，气团连成一片连续的气相，气液间具有较光滑的界面，相速度有较大的差别。段塞流的形成主要是当气体流量较大时，波浪会加剧，且波浪的波峰会不时地上升到管道的顶部形成液塞，阻碍高速气流的通过，被吹走的气体带走一些液体，液体被带走或分散成小滴或气体形成泡沫。随气体流速的进一步增加，不同环状液层变薄，形成环状流。如果集输管道液体波动较大，不仅会影响两相管道的流态，且还会在低处和上坡管道中积聚大量液相，导致更大的摩擦和滑移损失。目前，湿气输气管道模拟被广泛认可，CFD，SPS，OLGA等软件是较领先的多相流模拟计算软件[7]。

本工作通过合理的建模，研究了页岩气管道中流型的变化，分析了管道流型与持液率（HOL）、压力、温度等参数的关系，为现场管线的流型判断提供理论依据。

1 实验部分

1.1 主要实验参数

选取川西地区页岩气田集输管道为研究对象，集气站气体组成见表1。

表1 集气站气体组成Table 1 Composition of gas gathering station

该处天然气压缩因子为0.998 1，高位发热量为36.959 MJ/m3，相对密度为0.562 2，临界温度为191.35 K，临界压力为4.609 MPa，管道内径为307.9 mm，管线长度为5.45 km。以上参数参比条件为20 ℃，101.325 KPa。

集气站至中心站气量及其管段相关模拟数据见表2，钢材参数见表3。

表2 模拟工程数据Table 2 Data of simulation project

表3 材料物性参数Table 3 Material property parameters

该段管线通气量主要为井组的气，产气量为52.19×104m3/d，产水506.76×103m3/d，各井组水均通过分离器第一次分离，考虑分离器的分离效率为95%，进入管道的水量为产水的5%。

根据HYSYS软件通过动态模拟将气液混合[8]，可得气体中水与总组分的摩尔比为0.056 8。

1.2 OLGA的基本模型

OGLA采用的模型为双流体模型，主要包括气相、液相和液滴的三个质量方程（式（1）～（3））、气液相和管壁单纯液相的动量守恒方程（式（4）～（5））及混合体系的能量守恒方程（式（6））[9]。

模型中所采用的守恒方程为欧拉方程，其中，在欧拉方程中同时采用了拉格朗日的前沿追踪格式。在该模型中将流型划分为两个基本流型：分布式流型和分离式流型。其中，分布式流型包括气泡流和段塞流；分离式流型包括分层流和环雾流。OLGA中流型的判别在于指定的压降情况下，选择气液两相流线性速度差最小或者气相速度最高的流型，同样也适用于高压两相流的判别。

2 结果与讨论

2.1 输气管管道流型结果分析

利用OLGA软件建立积液模型，模拟30 d，在输气管道总积液量达到稳定时，分析管线管道的高低起伏、压力、HOL、温度和流型的变化。

2.1.1 流型和管道地势的关系

管道流型与地势的曲线见图1。从图1可看出，在管线长度为1 162.26～2 627.87，3 506.26～3 646.65，4 082.77～4 219.73，4 329.25 ～4 475.14，4 911.65 ～5 140.89，5 237.09～5 261.61 m处为段塞流，在上坡段气液相滑脱比减少，气体携液能力减少，形成段塞流[10]。段塞流基本在管线上坡段和管线末端。在下坡段气液滑脱比增大，携液能力增加[11]，形成为分层流，因此管线其他流型均为分层流。

图1 流型与地势的关系曲线Fig.1 Relationship between flow pattern and topography.

2.1.2 流型和HOL的关系

流型与HOL的关系曲线见图2。从图2可看出，在管线起点瞬态的平均HOL为0。在管线长度为1 157.21～2 622.64，4 077.50～4 214.46，4 906.44～5 135.68 m处的平均HOL分别为0.40，0.37，0.37，其他位置的HOL接近0。这是因为在管线上坡段由于气体上升，导致液体回流，滑脱比增加，因此HOL增大[12]；在下坡段，滑脱比下降，因此HOL下降。当分层流转变为段塞流时，管道中HOL随之增大，从而形成液塞，阻碍高速气流的通过。

图2 流型与HOL关系曲线Fig.2 Relationship between flow pattern and liquid holdup(HOL).

2.1.3 流型与压力和温度的关系

流型与压力和温度的关系曲线见图3。从图3可看出，在分层流中，管线压力和温度呈小幅度上升趋势，在分层流转变为段塞流时，以冲击流型的混输管路震动和水击现象最明显[13]，压力相比温度有很大波动。

图3 流型与压力和温度的关系曲线Fig.3 Relationship between flow pattern，pressure and temperature.

2.2 清管管道流型结果分析

建立清管模型，清管模型的分层流和段塞流与管线高低起伏、HOL、压力和温度的关系均与积液模型一致，但在清管过程中出现了气泡流的转化，清管模型模拟工况见表4。

表4 模拟工况数据Table 4 Data of simulated operating conditions

清管过程中管道沿程流型随时间的变化见图4。从图4可看出，随着清管作业的进行，在管道长度低于1 162.26 m时是分层流，管道长度高于1 162.26 m时上坡管段出现了多次段塞流，主要在管道长度为1 493.76～1 614.20，2 523.39～2 627.87，4 860.37～4 984.58 m附近出现气泡流，其他流型均为分层流。

图4 清管过程中的流型变化Fig.4 Flow pattern changes during pigging.

2.2.1 气泡流和地势的关系

清管过程中流型变化曲线见图5。在清管作业到1 500.98 s时，流型中随路程变化出现气泡流（如图5a所示）；随时间移动，在2 400.11 s气泡流集中出现在管线末端（如图5b所示）最终消失。分层流转化为气泡流，在管线上坡段和末端气泡流和段塞流共同存在，由于气体流速增加，气泡合并形成较大的气团，气体与液体交替运动，但速度变大时，管道内部波浪增大，可形成液塞，阻碍高速气流的输送。