贾浩民，陈 斌，王 浩，刘 佳，李 鹏，薛仁雨，李春亮，黄东江，路晓芸

（中国石油长庆油田分公司第一采气厂，宁夏银川 750006）

集输管线积液分析及清管制度优化研究

贾浩民，陈 斌，王 浩，刘 佳，李 鹏，薛仁雨，李春亮，黄东江，路晓芸

（中国石油长庆油田分公司第一采气厂，宁夏银川 750006）

集输管线在通过地形起伏的地区时，气体的压力、温度及流速将随之变化，在管线的低洼处容易积液。积液将增大管线的输送阻力，降低输送效率，酸性介质溶于水对管线产生腐蚀，同时在复杂地形条件下形成段塞流或特殊条件下形成水合物，将严重影响管线安全运行。本文具体研究了集输管线积液机理，利用fluent软件对天然气集输管线中多相流的流型进行模拟计算，利用COM组件技术开发出天然气集输系统核算软件，可有效模拟分析集输管线内部积液，并对比分析了管线的积液量、压差、输气效率对清管周期的影响，确定出以最小输气效率作为清管周期的参照标准。

集输管线；积液；清管周期；天然气集输系统核算软件

靖边气田集气站天然气采取干气或湿气两种输送方式。集气管线实际清管过程中，部分支线清出物少，清管频次高造成人力、物力消耗；部分支线内部积液严重，清管频次低降低了输送效率，也增大了作业风险。因此，有必要开展集输管线积液研究，确定出合理的清管周期，有效保障集输管线安全、高效运行。

1 积液危害

含饱和或过饱和水的天然气在管线输送过程中，受管线地形及输送工况变化的影响，管道内部会出现游离水形成积液。因地形起伏游离水在管线内所占气液比例也不同，积液在管线的低凹处聚积，减小了气体的有效输送截面积，降低了管线输送效率；多相流混输管线中积液增加了输送阻力，使得单位长度管线压降增加，动力消耗增大；受管线地形影响，高程变化大的管线末端会产生段塞流，将引起管线内压力和流量波动，产生的冲击和振动对管线造成一定程度的破坏；在高压、低温工况下极易产生水合物，将堵塞设备及管线给生产带来严重困难；输送介质中含有硫化氢、二氧化碳等酸性气体，溶于水将对管线造成腐蚀，降低了管道的使用寿命，影响管线安全运行。

2 天然气集输管线积液核算软件开发

积液的计算工艺主要包括流型、持液率和压降三个方面，判断流型是计算持液率和压降的基础，利用fluent软件对天然气集输管线中多相流的流型进行模拟计算表明:对于分层流、段塞流及其他流型来说，FLAT模型、Gomez-Scott模型和Mukherjee-Brill模型能够较好计算和预测它们的持液率及压降，可作为基础模型对集输管线积液情况进行准确描述。基于上述模拟计算结果，利用Visual Basic编程语言和Matlab数学软件开发天然气集输管线积液核算软件，利用Matlab数学软件实现数值计算和图像处理，采用Visual Basic语言实现用户界面开发，对计算结果和图形进行可视化处理；同时，采用COM组件技术实现Visual Basic与Matlab之间的良好连接，实现与其他应用程序之间的接口问题。

在天然气集输管线积液核算软件界面中输入天然气组成、管径、气相流量、液相流量、气相密度、液相密度、气相黏度、液相黏度、液相表面张力、起点压力和起点温度等现场参数以及管线的海拔高度、航段长度、起伏高度、管段长度和管段倾角，可计算出管段流型、管段持液率、管段积液量与总管段积液量。

3 清管周期的选择

影响清管周期的主要影响因素包括管线积液量、压差、输气效率及气体流速等，清管周期的参照标准主要有以下三种:

3.1 最小输气效率

《天然气管道运行规范》SY/T 5922-2012指出，运行管道的清管周期应根据管道输送的气质组成、管道的输送效率和输送压差来确定，当管道输送效率小于95%时，宜进行清管。

式中:Pb－管线起点压力，MPa；Pe－管线终点压力，MPa；Q－管线输气量，m3/d；d－管线内径，cm；L－管线长度，km；T－管输天然气的平均温度，K；Z－管输天然气的平均压缩因子；Δ－天然气相对密度；E－输气效率。

3.2 最大允许压差

当管道存在积液时，管道摩阻系数变大，上、下游压差增大，在实际生产中一些单位将0.7 MPa作为最大允许压差，并以此为依据判断是否需要进行清管操作。

3.3 最大允许积液量

有些单位以管线末端捕集器的处理量为最大允许积液量进行清管判断。例如，若某管线末端捕集器的容量为60 m3，根据捕集器的处理量，即可将最大允许积液量为60 m3作为清管的一个参照标准。

4 清管周期的确定

鉴于存在最小输气效率、最大允许压差和最大允许积液量这三种不同的参照标准，为确定符合靖边气田实际工况的清管周期，现以A-B支线为例根据现有条件下的清管数据，对比分析不同参照标准的适应性。A-B支线全长约8 km，海拔高度1 152 m～1 185 m，目前执行的清管制度为每月清一次，2015年6月至2015年10月期间的清管状况（见表1）。

表1 A-B支线清管情况统计表

根据天然气组成分析数据和现场操作参数，利用天然气集输管线积液量核算软件对A-B支线的管段流型、持液率、积液量、管段压力、管段流速、管段流量和清管时间以及清管效率等进行计算表明:A-B支线在每月清管一次的情况下，2015年6月至2015年10月期间的输气效率均低于最小输气效率95%，达到了需要清管的条件，但其压差小于最大允许压差0.7 MPa，积液量亦小于最大允许积液量2 m3，两者均未达到需要清管的条件。具体计算结果（见表2）。

通过计算，以最小输气效率、最大允许压差、允许积液量作为参照标准时的敏感性分别为12.544 9%、3.568 1%和8.392 7%，这表明在实际生产中输气效率的敏感性远高于压差和积液量，因此将最小输气效率作为清管周期的参照标准能够更好地反映管道积液的实际情况与清管需求。具体计算结果（见表3）。

表2 A-B支线在不同清管参照标准下的适应性分析

表3 A-B支线在不同清管参照标准下的敏感性分析

5 结论及认识

为了进一步降低管道输送气体的单位能耗、减少由于积液所导致的金属腐蚀，建议加强对于管道对实际输气效率的监控，并将最小输气效率作为清管周期的参照标准。根据国外大型石油公司及油田服务公司的广泛调研结果，结合靖边气田集输管线实际运行参数及现场清管效果情况，确定以各管线清管后的输气效率为判断基准，清管后若其实际输气效率较基准下降8%时，即为下一次清管时间。

［1］吕宇玲，杜胜伟，何利民，等.气液两相流持液率及压降特性的试验研究［J］.油气储运，2006，25（3）:48-51.

［2］张友波，李长俊，杨静.湿天然气管路持液率计算方法研究［J］.新疆石油科技，2005，15（1）:8-11.

［3］喻西崇，赵金洲，冯叔初.起伏多相流管路持液率计算方法研究［J］.西南石油学院学报，2000，22（3）:94.

［4］王军江，鲁艳峰，李莲明.榆林气田集输气管道清管周期的确定方法［J］.石油化工应用，2007，26（1）:47-50.

TE866.1

A

1673-5285（2017）04-0041-03

10.3969/j.issn.1673-5285.2017.04.011

2017－03-22

贾浩民（1975－），高级工程师，毕业于大庆石油学院，现从事天然气生产及管理工作，邮箱:jhm_cq@petrochina.com.cn。