姚麟昱　姚华弟　赵建　江恒　雷炜　陈蕊

（1.中国石油化工股份有限公司西南油气分公司工程技术研究院，四川德阳　618000；2.中国石油化工股份有限公司西南油气分公司川东北采气厂，四川阆中　637400）

元坝高含硫气田混输管路积液规律及对策

姚麟昱1姚华弟2赵建2江恒1雷炜1陈蕊1

（1.中国石油化工股份有限公司西南油气分公司工程技术研究院，四川德阳618000；2.中国石油化工股份有限公司西南油气分公司川东北采气厂，四川阆中637400）

针对元坝高含硫气田高程变化的起伏管路和无高程变化的水平管路易产生积液的问题，详细分析了气液比、管径、输送压力、流速以及高程变化等单因素对管路持液率的影响规律，基于此建立了“点—段—面”的“持液量与高程变化联合判断管网积液规律”的技术方法，并将该方法应用于元坝气田YB271—YB272H管路分析中，预判此管路为元坝海相积液严重的管路，存在腐蚀安全隐患，建议在元坝271站增设分离器实施气液分输工艺，可有效减少50%持液量以降低管路积液腐蚀的风险。

元坝高含硫气田集输管路积液规律持液率气液分输

0　引言

元坝高含硫气田是重要的天然气战略资源接替基地，地处山区，地形起伏较大，较普光气田管线高程变化更大，湿气输送条件下管路积液的风险较高，而影响管线积液的因素众多，且存在相互的影响作用［1］，目前复杂地形条件下的多相流管路积液分析研究较少，对积液影响因素认识不够，难以形成针对性意见指导气田开发。为此笔者探讨了管路积液规律分析方法，并提出相应的技术对策。

1　集输管路积液风险

管路积液是工艺面临的最大问题之一，虽然配套了多种腐蚀控制手段，但仍有管段由于积液的存在发生腐蚀现象［2-3］。普光气田开发前期采用气液不分离湿气保温混输工艺，开发中发现管线积液严重，并存在因积液导致腐蚀发生的管线，目前已在所有集气站增设了分离器，改用气液分输保温输送工艺。元坝气田在借鉴普光气田的开发经验基础上，采用了“改良的湿气加热保温输送工艺”，但不分离气液混输管线仍有4条，且单线较普光气田管线高程变化更大、距离更长，积液风险更高。

2　积液影响因素及影响规律分析

在实际工程中，多相流持液率的相关计算采用经验或半经验公式较为普遍，常见的有Eaton相关式、Hughmark相关式、Beggs-Brill相关式、Mukher⁃jee-Brill相关式、DuklerⅡ相关式等。目前认为相对计算简便、可靠的水平管路计算方法为Eaton相关式［4］；考虑地形起伏管路的持液率计算方法为Mukherjee-Brill相关式［5］。通过工况参数对持液率的影响来表征对积液的影响，利用优选的EATON公式（水平管路）、Mukherjee-Brill（起伏管路）公式计算分析了气液比、输送压力、管径、流速以及高程等单因素变化对管路持液率的影响规律。

2.1气液比对持液率的影响规律

气液比在实际工程中是一个不可控制的参数，往往在气藏开发初期，难以对产水量进行较为准确的预测，掌握气液比变化对持液率的影响规律也有助于选取合理的设计参数。对气液比2 000～50 000（集输气量为40×104m3／d，夹带液量为8～200 m3／d）进行计算分析，数据结果如图1所示。随着气液比的增加，持液率减小，且曲线均存在趋势变化的拐点。即在实际中，存在一个理想的临界气液比值，当小于这个临界值时，水的含量对持液率的影响很敏感，难以保证持液率在一个较低的水平；而大于这个临界值时，水的含量对持液率的影响很小，始终处在一个较低水平。对于生产管理者来说，必须合理配产，严格遵守生产制度，保证产出流体气液比在临界生产状态上，即必须保证一定的产气量才能顺利携液。

图1　气液比对持液率影响对比分析图

2.2管径对持液率的影响规律

管径大小直接影响流体流通面积的大小，影响流体流速，影响气体携液能力，是影响持液率的重要参数。在给定气液比为8 000的条件下，对管径120～300 mm进行了计算，结果如图2所示。随着管径的增加，高程管和水平管的平均持液率都呈现增大的趋势，这表明在输气量一定的条件下，管径增大，气相流动空间增大使气体速度减小，从而使气体的携液能力下降，相应的持液率增加，且高程管的平均持液率随管径大小的变化比水平管更敏感。因此在工程设计中，在满足集输要求的前提下，应尽可能使用小直径的管道，在多起伏地形更应充分优化管径，直径的减小不仅可以减少一次性投资，也可以降低持液率以降低积液风险。

图2　管径对持液率影响对比分析图

2.3输送压力对持液率的影响规律

在流量、管径条件一定的条件下，输送压力大小影响天然气的体积，影响流体流速，影响气体的携液能力，直接决定流体的能量，是影响持液率的重要参数。在给定气液比8 000的条件下，对约束端压力2.1～8.1 MPa进行了模拟计算，结果如图3所示。随着压力的增加，平均持液率也随之增加，且平均持液率增加的幅度非常快。这表明在气体流量不变的情况下，由于气体的可压缩性，随着管线入口压力的升高，管内的平均截面含气率减小，截面含液率增加，使持液率增加幅度较大，且高程管压力变化引起的持液率变化较之水平管更为明显。

图3　输送压力对持液率影响对比分析图

2.4流速对持液率的影响规律

结合计算数值结果，呈现流速高，持液率低；流速低，持液率高的变化趋势，在流速低于3 m／s时，携液能力明显降低，这表明流速是影响持液率直接和有效的因素，在运行管理中，应合理控制流速范围为3～8 m／s。

2.5高程对持液量的影响规律

地形起伏对气液混输多相管路的流动特性参数、流型和流型转换产生较大影响，流型的改变会直接影响流体的持液率和持液量。持液率是液相面积与流体截面积的无量纲参数，与高程的直接相关不明显，从累计持液量与高程变化进行分析，结果如图4所示。高程变化对管线持液量有着明显的影响，上坡段持液量增加，下坡段持液量降低，积液的产生和累积只发生在上坡段，在上坡管线中，管线倾角越大，积液加剧越快。因此在管线规划中，应合理控制管路走向以及上坡段距离，建议倾角不大于10°，上坡段不超过2 km。

图4　高程对持液量影响对比分析图

3　多相流管网模型建立及积液规律判断方法

基于对单条管线单因素参数对持液率及积液的规律认识，以普光气田为例，建立实际运行工程的多相流管网数值模型，将“点”的认识扩展到“面”，创建“持液量与高程变化联合判断管网积液规律”的技术方法。

3.1多相流管网模型建立及修正

根据普光气田的气质组分、管网布局方案、管线里程及高程数据、热力学参数，选取某日生产数据，构建多相流管网数值模拟模型。将实际运行参数与模拟结果进行压力精度、热力精度验证，得到经验修正系数为1.2，校正后管网拟合压力与实际管网运行压力误差小于1%，表明优化校正后的模型可靠，表征了实际运行状况。

3.2管网积液规律判断方法

根据积液影响因素及影响规律的研究认识，高程变化与持液量是直观反应积液形成的主要参数，积液只在上坡段产生和累积，难以携带出来的液体聚集在一段长上坡和一段强烈上倾管段处而形成积液，累计持液量最大的管线不一定是积液最为严重的管线，因此建立“点—段—面”的“持液量与高程变化联合判断管网积液规律”的技术方法。利用管网数值模拟结果，建立每条管线的累计持液量与高程变化相关性模型。由高程与累计持液量的变化情况可见，管路中起伏变化频率最高、起伏最剧烈的支线，累计持液量也最大（14.83m3／d），其中某管段纵向高程变化达到300 m，持续爬坡达6 km左右，是积液最严重的管线；而另一管段为低洼凹陷段，积液将在此处聚集，后续管段倾角近于直角，清管作业难以全部带出积液，积液长期存在，存在腐蚀安全隐患。根据普光气田2010年10月21日至2011年6月10日管线智能检测报告中的“共计有16处缺陷特征点，其中外部缺陷点9处，内部缺陷点7处，且内部缺陷点全部分布在P303-P302集输管道上。目前已对这16处缺陷特征点开挖验证了9处，验证结果基本与检测结果一致。”，与该方法的分析结果是吻合一致的，表明此法修正建立的数值模型是可靠的，“持液量与高程变化联合判断管网积液规律”分析方法是有效的。

4　元坝气田实例分析

4.1管网积液规律判断

元坝气田地形与普光气田地形有相似之处，采用修正系数1.2的Mukherjee-Brill水力模型进行数值模型建模，根据数据结果分析YB271-YB272H管路为高风险段。YB271-YB272H管路为元坝气田气液不分离混输管路中爬坡段最长的管线，管长约4 km，其中爬坡段长近3 km，且在爬坡段后，有一个急剧下倾又急剧上倾的管段，形成1个“V”形低洼区，积液在这里形成，且由于前后管段倾角变化过大，会成为清管死点区域，存在腐蚀安全隐患。

4.2积液控制技术对策

1）增加气液分离器控制气液比。在元坝271站增加分离器以降低外输气含水量。由图5可见，在271站增加分离器后，进入外输管线流体的气液比大幅降低，管线持液量明显下降，累积持液量由4.4m3／d降至2.2 m3／d，降低了50%，证明此对策有效。

图5　有无气液分离器情况下的持液量对比图

2）提高流体流速。在运行调整中可以降低输气压力，以提高流体流速或增加输气量来提高流体的流速，但为确保净化厂进气压力稳定（进入集气总站的压力要求是6.1 MPa，不能再进行调低），降压输送的空间较小，因此通过改变输送气量以提高流速，不超过合理流速上限8 m／s为控制点（图6）。

由图6可见，在分别提高元坝271站外输气量1.5、2.0、2.5倍时，YB271-YB272H管路流体流速分别由2.97 m／s提高至3.85 m／s、4.94 m／s、5.10 m／s，管网末段流速未超过6.5 m／s。提高流速后持液量明显降低，累积持液量由4.4 m3／d降至3.2 m3／d，但较增加分离器改变气液比的效果差，且实际投产气量要达到设计值的1.5～2.5倍的可能性较小，因此通过增加输气量来提高管内流速的效果是有限的。

图6　管线流速变化后的持液量对比图

综合以上分析，推荐在元坝271站增设气液分离器，通过调节气液比控制管线积液，可降低50%的持液量。

5　结论

1）建立了积液影响因素及影响规律认识：气液比对持液率及积液的形成影响较大，必须合理配产，保证产出流体气液比在临界生产状态上；流速对持液率及积液的形成影响较大，建议管路流速控制范围为3～8 m／s；管线高程变化对积液的形成影响很大，积液的产生和累积总是发生在上坡段，管路倾角越大，越会加剧积液的形成，因此在管线规划中应合理控制管路走向以及上坡段的距离，建议上坡段不超过2 km，管路倾角不大于10°。

2）建立了“点—段—面”的“管线持液量与高程变化联合分析判断管网积液规律”的技术方法，利用普光气田集输管网积液规律判断，验证了建立的技术方法是有效可靠的。

3）预判YB271-YB272H管路为元坝海相积液严重的管路，且存在清管死点区域，有腐蚀安全隐患，建议在元坝271站增设气液分离器，实施气液分输工艺，可有效减少50%持液量，降低积液腐蚀风险。

［1］喻西崇，冯叔初.地形起伏多相管流工艺计算简化方法研究［J］.天然气与石油，2000，18（2）：57-61.

［2］汤晓勇，宋德琦，边云燕，等.我国天然气集气工艺技术的新发展［J］.石油规划设计，2006，17（2）：11-15.

［3］杨宇，姚麟昱，孟庆华，等.河坝区块外输管线积液问题及其对策［J］.天然气技术与经济，2012，6（1）：54-56.

［4］Eaton B A.The Predicition of Flow Patter，Liquid Hold⁃upandPressureLossesOccurringDuringContinuous Tow Phase In Horizontal Pipelines［J］.J PT，1967（6）：815-823.

［5］Mukherjee H，Brill J P.Inclined Two-phase Flow Corre⁃lations Design Manual［R］.U.S.A：Tulsa University Flu⁃id Projects，1981.

（编辑：蒋龙）

西南油气田天然气日销售量突破6 000万立方米

2015年12月9日，西南油气田当日销售天然气突破6 000×104m3大关，达到了6 012×104m3，同比增加了387×104m3，创历史新高。全年累计销售天然气超过170×108m3。

2015年以来，受国内经济增速减缓、产业结构调整，原油、煤炭等替代能源价格持续下跌等因素影响，天然气供需形势发生逆转，川渝地区总体呈现出“旺季不旺、淡季更淡”的天然气市场格局，天然气销量首次出现同比下降。面对严峻的天然气销售形势，西南油气田围绕“科学营销、合规营销、和谐营销、廉洁营销”的理念，积极转变观念，以“不以量小而不为，不以利小而不为，不以麻烦而不为”的工作态度，坚持实施“四个一”的工作模式，与科研紧密结合，强化市场分析和需求侧管理，科学编制和实施营销策略；大力拓展盈利模式，积极挖潜增效；沟通协调供用关系，持续提升客服水平；下放审批权限，有序推进市场开发，主动参与市场竞争，着力抢占高端市场，牢牢抓住天然气市场的主导权。

（信息来源：西南油气田公司网2015-12-09）

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2095-1132（2015）06-0051-04

10.3969／j.issn.2095-1132.2015.06.015

修订回稿日期：2015-11-17

姚麟昱（1983-），女，高级工程师，从事天然气管网规划及优化、天然气集输工艺工作。E-mail：yaolin⁃yu@yeah.net。