中国石油大学（北京）油气管道输送安全国家工程实验室·石油工程教育部重点实验室

随着天然气工业的发展，湿气集输工艺的应用越来越广泛。湿气集输可节省大量设备投资及运行费用，但由此造成的积液问题给管网安全高效运行带来了挑战。积液会降低管道有效输送截面积，增大管道流动阻力，导致管输效率下降[1]。对于地形起伏较大的管道，积液在上坡管段处极易诱发段塞流，致使压力、流量产生较大的波动，严重影响下游设备的正常运行，甚至对管道造成冲击破坏[2-3]。积聚的水还会加速管道的腐蚀[4]，在一定温度压力下形成水合物，从而造成堵塞等问题。近年来，众多学者致力于气液混输管道的流动特性研究。刘晓倩等[5]探究了气体流速和管道倾角对某起伏集输管道持液率的影响，以Taitel-Dukler 分层流界面稳定存在的方程为依据，建立了某工况下管道不发生积液的临界倾角模型。吕宇玲等[6]通过实验研究了不同流型下的持液率，发现控制液相流速不变且不断增加气相流量时，分层流持液率最高，环状流持液率最低。王国栋等[7]利用OLGA 软件分析了流量、管径、入口压力、气体组分对管道持液率的影响，发现管道的持液率随流量、管径、入口压力、气体组分中C7＋比例的增大而增大。张鹏等[8]利用Pipephase 软件模拟并分析了地形对凝析气管道运行工况的影响规律，发现压力和持液率受地形影响较大，温度和总积液量受地形影响较小。国内外研究多针对单条输气管道积液，对于气田集输管网积液的研究甚少。天然气集输系统主要由集气站、集气末站和多条管道组成，研究集输管网积液量及积液分布具有工程实际意义。本文利用多相流领域使用最多、国际上普遍认可的多相流模拟计算软件OLGA[9-10]，以某湿气集输管网作为研究对象，研究了输气量、气体质量含液率、集气站出站温度、集气末站进站压力对管网积液量及积液分布的影响，并运用正交试验设计和极差分析法明确了各运行参数对积液的影响程度，以期为现场技术管理提供科学指导。

1 积液模型建立及运行

某气田管网地处山区，地形起伏较大，采用“辐射＋枝状”管网布局方案，设计输气能力为3 120×104m3/d，现已建成集气站16 座、集气总站1 座、阀室29 座。该气田集输管网总长度为21.2 km，设计压力为11 MPa，管径为0.125～0.610 m，管道采用夹克聚氨酯泡沫外防腐保护层，所输天然气组分见表1。

表1 某气田天然气组分Tab.1 Natural gas component of a gas field 摩尔分数

该气田集输管网建立积液模型时，根据对管网各主要组成部分的功能分析，对管网系统结构进行简化。因阀门在正常生产时对运行参数不产生影响，建模和模拟时均不考虑阀门；积液模型主要用于管道内积液变化的研究，因此将集气站简化为提供气源的质量节点，集气末站简化为控制进站压力的压力节点。简化后的集输管网积液模型如图1所示。

该气田所产天然气高含H2S 和CO2，选用在酸气物性计算方面具有较高计算精度和较快计算速度的SRK Peneloux 状态方程[11]进行计算，根据设定的初始状态、边界条件和环境条件等参数，求解双流体模型[12]中的3 个质量守恒方程、2 个动量方程和1个混合能量方程，计算管网中各管道积液量以及沿线的持液率。为确保管网达到稳定运行状态，在试算后设定模拟时间为24 h，时间迭代步长为0.01 s。

图1 集输管网积液模型Fig.1 Liquid accumulation model of gathering and transportation pipeline network

2 结果与分析

影响管网积液的因素包括管网运行参数、管道几何条件及输送流体的组分等，对于气田已建成管网，管道几何条件和输送流体的组分已经确定。通过改变管网输气量、气体质量含液率、集气站出站温度、集气末站进站压力，模拟并分析管网的积液量和积液分布的变化，确定对积液影响程度最大的运行参数。

2.1 管网输气量对积液的影响

随着天然气开发的延续，天然气产量不断下降，管网在不同输气量下的积液量变化曲线如图2所示，随着输气量的下降，管网积液量呈现上升趋势，并且输气量在低于设计输量的50%时，积液量受输气量的影响更敏感。这是因为随着输气量的下降，气体流速的降低幅度明显高于液体，导致气体携液能力下降，管网积液量增加。

图2 管网积液量随输气量的变化曲线Fig.2 Change curve of liquid accumulation of pipeline network at different gas volume

通过对比不同输气量下的持液率，发现随着输气量的降低，管网内高持液率的管段数量增多，最高持液率上升。选取干线管道P301-集气末站为例进行具体分析，分别模拟该管道在三种输气量时的持液率，结果如图3 所示。在100%设计输量下，管道内高持液率位置有2 段，最高持液率为6.4%；当输气量下降到设计输量的50%时，高持液率位置上升至5 段，最高持液率增至24.9%。这是因为输气量变化会改变管道临界倾角，临界倾角是由内腐蚀直接评价方法（ICDA）[13]中的多相流模型确定的角度，管道沿线大于临界倾角的位置是最可能积液的位置。模拟计算得到P301-集气末站管道在三种输气量下的临界倾角（表2），发现随着输气量降低，管道的临界倾角逐渐减小，因此积液管段数量增多。

图3 P301-末站管道在不同输气量下的持液率分布Fig.3 Pipeline liquid holdup of P301-Terminal at different gas volume

表2 P301-末站管道在不同输气量下的临界倾角Tab.2 Critical inclination angle of P301-Terminal pipeline at different gas volume

2.2 气体质量含液率对积液的影响

气田自投产至今，所输气体的最低质量含液率为0.6%，最高为1.8%，对管网在不同气体质量含液率下的积液量进行计算，结果如图4 所示。随着质量含液率的上升，管网积液量逐渐增大。当气体质量含液率从0.5%上升至3%，即气田产液量从146.4 m3/d增大到901.1m3/d时，管网积液量从13.3 m3增大到40.1 m3，积液增加量仅占产液量增加量的3.5%，可见气体质量含液率变化对管网积液量的影响较小。因为在保持气量不变时增加液量，引起气体流速下降和液体流速上升的幅度均不大，造成气体的携液能力略有下降，管网积液量少量上升。

图4 管网积液量随气体质量含液率的变化曲线Fig.4 Change curve of liquid accumulation of pipeline network at different liquid holdup of gas mass

2.3 集气站出站温度对积液的影响

该气田采用全湿气加热保温混输工艺，为防止天然气水合物的生成，在考虑3～5 ℃的温度裕量后，经计算发现当集气站出站温度高于40 ℃时，满足沿线节点天然气温度不低于30 ℃的要求。对管网在不同集气站出站温度下的积液量进行模拟计算，结果如图5 所示，管网积液量随集气站出站温度的升高而降低。温度对积液的影响主要有两方面原因：一方面温度上升会引起气体中重烃组分析出，但由于该气田所产气体不含C3以上组分，分析不同温度下管网内液相总量时，发现基本没有重烃和饱和水的析出；另一方面，随着温度上升，气体的流速增加，液体的流速趋于不变，使得气体携液能力增强，管网积液量减少。

图5 管网积液量随集气站出站温度的变化曲线Fig.5 Change curve of liquid accumulation of pipeline network at different outlet temperature of gas gathering station

2.4 集气末站进站压力对积液的影响

通过调整集气末站的进站压力研究运行压力对管网积液量的影响情况，结果如图6 所示。随着集气末站进站压力的上升，管网积液量逐渐增大，当进站压力低于7 MPa 时，管网积液量受压力的影响很小；当进站压力高于7 MPa 时，管网积液量受压力的影响较大。压力对管网积液量的影响与温度类似，一方面压力会改变气液相平衡状态，另一方面由于气体的可压缩性远大于液体，随着压力增加，气体流速的减小量明显大于液体，造成气体携液能力降低，管网积液量增加。

通过对比不同集气站进站压力下各条管道的持液率，发现当进站压力低于7 MPa 时，管网中不存在严重积液管段，最高持液率仅为0.55%；当压力上升至8 MPa 时，管网在位于上坡位置的2 段管段处出现持液率高点，最高持液率为6%。为降低管网内积液量，在满足净化厂进站压力的条件下，应将集气末站进站压力控制在7 MPa。

图6 管网积液量随集气末站进站压力的变化曲线Fig.6 Change curve of liquid accumulation of pipeline network at different inlet pressure of gas gathering terminal

2.5 管网运行参数对积液的影响程度

正交试验设计法是以数理统计、专业知识和实践经验为基础，利用一套规格化的正交表科学地安排和分析多因素实验的科学计算方法，该方法能通过数理统计的方法分析各因素对观测值的影响程度，具有减少试验次数、缩短试验周期等优点[14-15]。为确定管网输气量、气体质量含液率、集气站出站温度和集气末站进站压力对积液量的影响程度，选用正交表L9（34）进行正交试验，正交试验设计方案及结果如表3 所示。

表3 正交试验设计方案及结果Tab.3 Orthogonal experimental design scheme and results

采用极差分析法对正交试验结果进行分析，通过分别计算管网输气量、气体质量含液率、集气站出站温度和集气末站进站压力的极差R来比较各因素对观测值的影响程度，极差越大，说明这个因素的水平改变对试验结果影响就越大[16]。对正交试验结果中各因素各水平的极差值T、平均值t和极差R进行计算，结果如表4 所示。管网运行参数中管网输气量的R值最大，为126.05；集气站出站温度的R值最小，为5.25。运行参数对管网积液量的影响程度从大到小依次为管网输气量、集气末站进站压力、气体质量含液率、集气站出站温度。

表4 管网积液量极差分析Tab.4 Range analysis of liquid accumulation of pipeline network

3 结论

本研究针对某气田集输管网建立积液模型，通过单因素控制变量法，模拟分析管网在不同输气量、气体质量含液率、集气站出站温度、集气末站进站压力下的积液量及积液分布，通过正交试验设计定量分析运行参数对积液的影响程度。

（1）随着管网输气量的降低，积液量逐渐增加，管道的临界倾角逐渐减小，管网积液位置增多。当输气量由设计产量降低至设计产量的50%时，液体一方面在已存在积液的管段处继续堆积，使得最高持液率由6.4%上升至24.9%；一方面在新的管段处开始积聚，使得管网内严重积液管段由2段增加至25 段。

（2）随着气体质量含液率的增加，积液量逐渐增加，当质量含液率从0.5%上升至3%时，管网积液量从13.3 m3增大到40.1 m3，积液增加量仅占气田产液量增加量的3.5%；随着集气末站进站压力的降低，积液量逐渐降低，为使管网各位置持液率均低于1%，应将集气末站进站压力控制在7 MPa；随着集气站出站温度的增加，管网积液量逐渐减少。

（3）利用正交试验设计方法，通过极差分析确定了管网运行参数对积液量的影响程度，4 个因素从强到弱依次为管网输气量、集气末站进站压力、气体质量含液率、集气站出站温度。对于该气田湿气集输管网，输气量对积液量的影响最为显著，这将为积液控制提供指导。