湿气管线积液影响因素及其敏感性分析

张爱娟, 唱永磊

(1.中国石油大学胜利学院 油气工程学院， 山东 东营 257000； 2. 中海油研究总院， 北京 100000)



湿气管线积液影响因素及其敏感性分析

张爱娟1, 唱永磊2

(1.中国石油大学胜利学院 油气工程学院， 山东 东营 257000； 2. 中海油研究总院， 北京 100000)

利用多相流模拟软件OLGA中的稳态计算功能对稳态工况下的积液影响因素进行研究，分析了湿气管线输送介质的气液比、流量、管线倾角和直径、流体组分、运行温度和压力等条件对积液的影响规律。研究发现，不同流型的物理模型和流动机理差别非常大，流量、倾角等对积液的影响都与流型有关；管线中的积液量随着气液比增大而减少，在低气液比下其影响更为敏感；积液量随着直径的增大而增多，随着C3～C9+等组分含量的增加管线中的积液量增加，随着压力的升高逐渐增多，随着温度的升高而逐渐减少。

湿气管线； 积液； 运行条件； 几何条件； 流体物性； OLGA

湿气混输管线中流体流动是典型的多组分两相流动，由于多组分两相流动的流型变化多,存在相间的质量传递、能量消耗和流动极不稳定的特点[1-2]，湿气管线内积液量的影响因素也非常多[3-4]，本研究从管线操作运行条件、管线几何条件、输送流体的物性参数三个方面进行湿气管线积液规律的数值模拟，并结合模拟结果进行其影响因素敏感性研究。

1 运行条件对积液的影响

1.1 气液比对积液的影响

在两相流动中，气相和液相流体的流动速度是对流动机理影响最大的因素，甚至很多流型图和流型判断准则都直接以气液表观速度作为判断依据[5]。在某一相流量一定时，改变气液比(GLR)可以同时改变两相的速度。为了便于调整气液比并且排除气液相间传质和气液物性参数(密度、黏度等)的影响，在OLGA软件中采用黑油模型来研究气液比对积液的影响[6-8]。OLGA软件建模情况如下：管线长度2 000 m；内径 480 mm；出口压力 5 MPa；固定入口气体流量425×104m3/d；入口温度62 ℃；管壁传热设置为Adiabatic(绝热)。计算气液比在50～10 000内的管线总积液量和持液率。模拟结果如图1所示。

图1 气液比对积液和持液率的影响

Fig.1 Total liquid content and liquid holdup versus gas liquid ratio

由图1可以看出，其他条件固定不变时，随着气液比的变小，持液率量和管线总积液量越来越大。当气液比大于3 000时，随着气液比的增大，积液量和持液率缓慢减小。当气液比小于3 000时，积液量和持液率对气液比的变化十分敏感，随着气液比的减小，积液量和持液率大幅度增加。

管内流型判别见图2。由图2可知，气液比低于1 000时，管线中的流型由分层流转换为段塞流，气液比低于100时，流型由段塞流转换为分散气泡流。

不同流型的物理模型和流动机理差别非常大，所以在低气液比下发生流型转变时，积液对气液比的敏感性发生了变化。

OLGA中包含4种基本流型：包括分层流、环状-弥散流、分散气泡流和段塞流[8]。不同的流型中

气液相间结构和物理模型明显不同，各因素对积液的影响机理不同，因此在研究积液的影响因素时将根据不同气液比区分不同流型下的积液影响因素。考虑到水平和微倾湿气管线中不易出现环状流，针对水平管对研究流量积液的影响时分为分层流、段塞流和分散气泡流3种流型来进行研究。

图2 OLGA中的流型判别图

Fig.2 Flow map of horizontal flow in OLGA

1.2 流量对积液量的影响

根据气液比对积液量影响的模拟分析，选择气液比为1 500研究分层流中流量对积液量的影响，选择气液比为300研究段塞流中流量对积液量的影响，选择气液比为50时研究分散气泡流中流量对积液量影响，结果见图3。

图3 不同流型中流量对积液量的影响

Fig.3 Total liquid content versus flow rate in different flow regimes

管径为480 mm，管线长2 000 m，出口压力为 5.0 MPa，固定气液比为1 500时，流量在(1.0 ～ 8.0)×106m3/d内均为分层流；固定气液比为300时，流量在(3.0 ～ 6.0)×106m3/d内均为段塞流；固定气液比为50时，流量在(3.0 ～ 8.0)×106m3/d内均为分层流。

由图3可以看出，在分层流和段塞流中，管线积液量随着流量的增加而逐渐减小，在分散气泡流中，管线内的积液量却随着流量的增加而逐渐增大。

2 几何条件对积液的影响

2.1 倾角对积液的影响

管线路由存在倾角时，影响管线中截面含液率的大小和管线中积液量的大小，不同的倾角使流型发生转变时，对积液的影响机理也会发生变化。积液会使气体流通面积减小，流速增大，造成较大的摩擦损失和滑移损失[12-13]。

不同气液比下管线倾角对积液量的影响如图4所示。

图4 不同气液比下倾角对积液量的影响

Fig.4 Total liquid content versus inclination

由图4可以看出，管线倾角对积液和流型的影响非常明显，而且在不同的流型下，倾角对积液量的影响规律并不相同。在气液比为1 500和300时可以看出，分层流和段塞流的转换对倾角非常敏感。气液比为1 500时，水平管中的流型为分层流，管线上倾1°即转化为段塞流；气液比为300时，水平管中的流型为段塞流，管线下倾1°即转化为分层流；下倾管中极容易形成分层流，在-80°～-1°内都为分层流。下倾管中-15°～0°内，积液量对角度变化十分敏感，随着管线下倾，积液量迅速降低。在-80°～-15°内随着管线下倾，积液量缓慢减小。

在上倾管路中，气液比为1 500时，在1°～15°内为段塞流，积液量随着管线上倾积液量减少，15°～60°内为分散气泡流，积液量随着管线倾角增大而增多。气液比为300时，在 1°～10°内，管线中的流型为段塞流，积液量随着管线上倾积液量减少，10°～60°内，管线内的流型为分散气泡流，积液量随着管线倾角增大而增多；在上倾管中的65°～90°和下倾管中的 -85°～-90°内，气液比为1 500和300的情况下都会出现环状流。环状流中由于管壁液膜的稳定性，积液量对倾角的变化并不敏感。

在气液比为50的情况下，-80°～90°内管线中的流型都为分散气泡流，分散气泡流中积液量随着倾角的增大而增多，在-90°～-85°内同样出现了环状流，环状流中积液量随角度变化很小。

2.2 直径对积液量的影响

原模型中管径为480 mm，为了研究管径对积液量和持液率的影响，分别模拟气液比为1 500、 300、50时，管径280～680 mm内积液量和持液率的变化，模拟结果如图5所示。

图5 不同气液比下管径对积液量和持液率的影响

Fig.5 Total liquid content and liquid holdup versus diameter

由图5可以看出，气液比为1 500时，管径在280～680 mm内均呈分层流，而且随着管径的增大，积液量和持液率都逐渐增大。

气液比为300时，直径280～680 mm内积液量都随着管径的增大而增大。管径280～380 mm内呈分散气泡流，持液率随着管径的增大而减小；管径380～580 mm内呈段塞流，持液率随着管径的增大而增大；管径580～680 mm内呈分层流，持液率随着管径的增大而增大，但增加的幅度比段塞流中增加的幅度小，说明段塞流中持液率对管径的变化更敏感。

气液比为50时，直径280～680mm内积液量都随着管径的增大而增大。管径280～580 mm内呈分散气泡流，持液率随着管径的增大而减小；管径580～680 mm内呈段塞流，持液率随着管径的增大而增大。

3 流体物性对积液的影响

在湿气混输管线中，多烃组分体系中气液相间的传质和气液物性参数，如密度、黏度和表面张力等对管线中积液量和持液率的影响十分显著。另外，流体随管路的温度和压力变化而导致的气液相平衡和流体性质的变化也会导致积液量和持液率的变化。

为了研究流体物性对积液的影响必须建立组分模型。运用PVTsim对如表1所示凝析天然气组分进行特征化，并生成OLGA软件所需Tab文件。模型中的其他条件与采用黑油模型研究运行条件和几何条件对积液的影响时相同。

表1 凝析天然气组分

3.1 流体组分对积液的影响

为了研究凝析天然气中C1～C9+各组分的含量对管线中积液量的影响，在原组分模拟结果积液量为166.35 m3的基础上，分别将每种组分增加5%、10% 和20 %，模拟组分变化对积液量的影响,结果见图6。

图6 流体组分对积液量的影响

Fig.6 Total liquid content versus composition proportion

由图6可以看出，随着C1和C2摩尔分数的增加管线中的积液量减少，随着C3～C9+摩尔分数的增加管线积液量增多。

3.2 压力对积液量的影响

模拟管线出口压力0.5～8.0 MPa下管线积液量，结果如图7所示。

图7 压力对积液量的影响

Fig.7 Total liquid content versus pressure

压力对积液量的影响有两方面原因：一是压力影响气液相的平衡，压力升高时气体中重组分析出变为液态的凝析油，并且压力改变气相和液相的密度、表面张力等物性参数；二是由于气体的可压缩性，压力升高气体密度变大，流速较小，携液能力减弱，管线内的积液量增加。由图7可以看出，管线内积液量随着压力的升高逐渐增多。

3.3 温度对积液量的影响

温度对积液量的的影响与压力对积液量的影响原因类似：一是温度可以影响气液相间相变传质，改变气液相物性参数；二是不同温度下气体密度，气相流速不同，气体携液能力不同。流体温度-10～70 ℃内管线积液量模拟结果如图8所示。

图8 温度对积液量的影响Fig.8 Total liquid content versus temperature

由图8可以看出，管线内积液量随着温度的升高逐渐减少。

4 结论

利用OLGA软件的稳态计算功能，从管线的运行条件、几何条件和流体物性三方面，模拟分析各因素对湿气管线积液的影响规律，得到的结论如下：

① 管线中的积液量随着气液比增大而减少，低气液比下积液量对气油比的变化较敏感；

② 流量、倾角对积液量的影响规律与流型有关；

③ 流体组分含量对积液量影响很大，随着C1和C2摩尔分数的增加管线中的积液量减少，随着C3～C9+摩尔分数的增加管线积液量增多；

④ 积液量随着直径的增大而增多，随着压力的升高逐渐增多，随着温度的升高逐渐减少。

[1] 周良胜. 复杂地表条件下天然气集输管线积液规律研究[M]. 北京：中国石油大学, 2009.

[2] 粟紫葳. 湿天然气管道积液特性研究[D].西安：西安石油大学. 2015.

[3] 唐菁菁，张世忱. 积液管道的影响分析[J].天然气与石油，2013,31(5):21-25.

Tang Jingjing, Zhang Shichen. Analysis of the influence of pipeline effusion[J]. Natural Gas and Oil, 2013,31(5): 21-25.

[4] 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. The application of fluid volume prediction method in submarine natural gas pipeline[J]. Natural Gas Industry. 2009,29(1):103-105.

[5] 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. Analysis of natural gas pipeline effusion and pigging feasibility in Panyu gas field[J]. Total Corrosion Control,2010,24(12):40-43.

[6] 谷琼. 复杂地形条件下湿气集输管路积液规律的研究[D]. 东营：中国石油大学(华东),2011.

[7] 刘昕. 地形起伏天然气集输管线清管数值模拟研究[D].成都：西南石油大学,2011.

[8] 孙媛媛. 复杂地表条件下天然气集输管线积液规律研究[D]. 东营：中国石油大学(华东),2010.

[9] Beggs & Brill. A Study of two-phase flow in inclined pipes[J]. Journal of Platform Technology, 1973(5):607-617.

[10] 李占利,张家彬,张群会. 用贝克法计算混输管路压降的程序[J]. 油气田地面工程,1994，13(3)：6-9.

Li Zhanli, Zhang Jiabin, Zhang Qunhui. Pipeline pressure drop process with baker method [J]. Journal of Oil and Gas Field Surface Engineering, 1994, 13(3):6-9.

[11] 喻西崇,冯叔初. 起伏多相管流压降计算方法的研究[J]. 油气田地面工程, 2000，19(5)：1-2.

Yu Xichong, Feng Shuchu. Pressure drop calculation method in ups and downs of multiphase pipe flow [J]. Journal of Oil and Gas Field Surface Engineering, 2000，19(5)：1-2.

[12] 冯叔初.油气集输与矿场加工[M]. 北京：中国石油大学出版社, 2006.

[13] 江延明,李玉星,冯叔初. 气液两相流瞬变流数值模拟研究[J]. 油气储运, 2005，24(11)：22-27.

Jiang Yanming, Li Yuxing, Feng Shuchu. Numerical simulation of gas-liquid two phase transient flow [J]. Oil and Gas Storage and Transportation, 2005,24(11)：22-27.

(编辑 王亚新)

Analysis of Affecting Factors and Sensitivity on Liquid Inventory in Condensate Gas Pipeline

Zhang Aijuan1, Chang Yonglei2

(1.CollegeofPetroleumEngineering,CollegeofShengli,ChinaUniversityofPetroleum,DongyingShangdong257000,China；2CNOOCResearchInstitute,Beijing100000,China)

Affecting factors on liquid inventory at steady condition are studied by using multiphase flow simulation software—OLGA. The influences of parameters such as gas oil ratio, flow rate, pipeline angle, diameter, fluid composition, pressure and temperature are analyzed. The results show that：physical model and flow mechanism of different flow pattern are different, the effect of flow rate, angle are related to flow pattern; accumulated liquid volume decreases with increasing gas-liquid ratio, the influence is more sensitive in the minimum liquid ratio conditon; accumulated liquid volume increases with the increasing diameter, the increasing content of C3～C9+heavy components, the increase of pressure or temperature decreased.

Condensate gas pipeline; Accumulated liquid volume; Operating condition; Geometrical condition; Fluid property; OLGA

1006-396X(2016)05-0094-05

2016-04-05

2016-07-10

山东省教育厅科技计划资助项目(J12LD60)。

张爱娟(1987-)，女，硕士，助教，从事多相管流及油气田及输技术研究； E-mail：amberzaj@163.com。

TE832

A

10.3969/j.issn.1006-396X.2016.05.016

投稿网址：http://journal.lnpu.edu.cn