潘峰，陳雙慶

（東北石油大學(xué)石油工程學(xué)院，黑龍江大慶163318）

基于OLGA的起伏濕氣集輸管道水力特性研究

潘峰，陳雙慶

（東北石油大學(xué)石油工程學(xué)院，黑龍江大慶163318）

由于多相流動的經(jīng)濟性，氣田大部分集輸管道都采用氣液混輸技術(shù)。集輸管線在通過地形起伏的地區(qū)時,氣體的壓力、溫度及流速將隨之變化，地形起伏不均是造成氣田氣液混輸管道生產(chǎn)不穩(wěn)定的一個重要因素。采用多相流模擬軟件OLGA建立了濕氣集輸管道水力計算模型，模擬分析了地形起伏程度、管道輸氣量、管徑、含水率對管道壓降的影響。并對不同影響因素下的模擬結(jié)果進行分析，該分析結(jié)果為地形起伏地區(qū)氣田集輸管道的運行管理和設(shè)計提供了理論基礎(chǔ)。

濕氣集輸管道；起伏地形；水力特性；OLGA；數(shù)值模擬

氣液混輸工藝可簡化流程，降低投資，在油氣田開發(fā)中已經(jīng)逐漸成為主流的集輸工藝，并在我國西部地區(qū)的的高酸性氣田成功應(yīng)用[1]。然而受客觀地理條件的影響，濕氣從氣井采出到進站通常會經(jīng)過地形起伏段[2]。受地形起伏影響，天然氣管道的建設(shè)和生產(chǎn)運行與平坦地區(qū)的管道多有不同，天然氣管道的高程差會引起管道生產(chǎn)運行參數(shù)的變化。然而目前，國內(nèi)外關(guān)于復(fù)雜地表條件下的濕氣集輸管道水力特性數(shù)值模擬方面的研究很少。

OLGA軟件是目前在石油行業(yè)廣泛使用的多相流模擬軟件之一，它以雙流體模型為基礎(chǔ)，綜合計算兩相流參數(shù)，同時可以判斷流型，然后由流型計算出各參數(shù)值。本文利用OLGA軟件建立了龍崗氣田某濕氣輸送管道[3]水力計算模型，模擬分析了地形起伏程度、管道氣體流量、管徑、含水率等因素對管道水力特性的影響，并對結(jié)果進行了理論分析，為地形起伏地區(qū)氣田集輸管道的運行管理和設(shè)計提供了理論基礎(chǔ)。

1 計算模型

1.1 流體物性

流體物性計算利用PVTsim軟件完成，狀態(tài)方程使用PR狀態(tài)方程，粘度模型選取CSP粘度模型，流體組份見表1。

表1 流體組份Table1 Fluid composition

1.2 管道走向

集輸管道沿程走向如圖1所示。

圖1 管道走向示意圖Fig.1 The diagram of pipeline trend

1.3 邊界條件及管道參數(shù)

邊界條件定義了所模擬系統(tǒng)與其環(huán)境間的聯(lián)系?？紤]到OLGA軟件“溫降正算，壓降反算”的特性，給定管道起點溫度為35℃，管道出口壓力為5 MPa。設(shè)置管道埋深為0.9 m，埋地管道中心土壤環(huán)境溫度15℃，總傳熱系數(shù)6.52W/(m K)?。

1.4 OLGA計算模型

OLGA計算模型如圖2所示。

圖2 OLGA計算模型Fig.2 OLGA calculation model

2 計算結(jié)果分析

2.1 地形起伏程度對管道壓降的影響

設(shè)置井口至集氣站濕氣集輸管線管徑為0.2 m,輸氣量為0.1 kg/s，管線長4 km,管道出口壓力為5 MPa，設(shè)置小起伏地形管道沿線最大高程差為100 m,大起伏地形管道沿線最大高程為200 m,管道走向如圖1所示。

為了更好的對比突出地形起伏對管道壓降的影響，設(shè)置平坦地形下的輸氣管道作為對照。OLGA軟件模擬結(jié)果三維示意圖如圖3所示，OLGA數(shù)值模擬結(jié)果如圖4所示。

圖3 OLGA模擬三維示意圖Fig.3 OLGA simulation results of 3D diagram

圖4 不同地形起伏程度管道壓降變化Fig.4 Pipeline pressure drop under different terrain

由圖4可以看出，平坦地形下管道壓降波動很小，而起伏地形下的壓降曲線則出現(xiàn)了不同幅度的上下波動，起伏程度不同，管道總壓降的大小也有明顯的差別，隨著地形起伏程度的增大，管道的總壓降也越大，但三種條件下管道沿程壓力的總體變化趨勢仍是保持降低的。因此起伏地形下的管道水力特性與平坦地形有著極大的不同。

單獨分析每一種情況下的壓降曲線，地形平緩段的壓降很小，這與單相流動壓降規(guī)律相類似。管道上坡段壓降下降幅度較大，而在管段下坡段壓降有微微上升的趨勢。這是因為在管道上坡段舉升流體使消耗的能量增加,管段內(nèi)的壓力下降速度加快。而在管道下坡段由于重力作用，產(chǎn)生能量回收[4,5]。由圖3可以看出，平坦地形下的管道流態(tài)基本維持層流不變，并且含液率低。而地形起伏條件下管道在上坡段和下坡段呈現(xiàn)出不同的流態(tài)。在上坡段很明顯的看到管道持液率大幅增加，大量液體聚集，從而阻礙氣體運動，形成段塞流。而在下坡段，管道持液率大幅降低，持液率降低，流動以層流為主。由此可以對比出，地形起伏條件下管道的水力特性與管道內(nèi)流體的流態(tài)有著緊密的聯(lián)系[6]。

2.2 井口產(chǎn)量對管道壓降的影響

圖5 不同輸氣量條件下管道壓降變化Fig.5 Pipeline pressure drop under different terrian

氣田生產(chǎn)中，單井的產(chǎn)量會有持續(xù)的波動，因此管道內(nèi)的輸量也會產(chǎn)生波動。為研究輸氣管道的極限工況，分別研究管道在低輸量和高輸量下的壓降情況。模擬井口產(chǎn)氣量分別為0.～7 kg/s范圍的七組數(shù)據(jù)，管道走向為最大高程差為200 m的大起伏濕氣管道，設(shè)置集輸管線管徑0.2 m，管道出口壓力5 MPa。模擬結(jié)果如圖5所示。

從圖5可以看出，在低輸量的工況內(nèi),起點壓力隨輸量的增加而減小，當(dāng)流量為0.1 kg/s時，管道總壓降為17.07 bar，流量為0.2 kg/s時，管道總壓降為15.86 bar。這與平坦地形下的壓降規(guī)律明顯不同。在輸量較高的工況范圍內(nèi),起點壓力隨輸量的增大而增大，這與平坦地形濕氣集輸管道水力特性相似，當(dāng)流量為6 kg/s時，管道總壓降為4.04 bar，流量為7 kg/s時，管道總壓降為4.24 bar，說明在輸量較高的條件下，管道的壓降隨著輸量的增高影響較小。

2.3 管徑對管道壓降的影響

從圖6可以看出，在相同輸氣量工況下，管道壓降隨著管徑的增大而下降，當(dāng)管徑增大到一定程度時，增大管徑對降低管道壓降作用不大。這與平坦地形濕氣輸送管道水力特性相類似。

圖6 不同管徑條件下管道壓降變化Fig.6 Pipeline pressure drop under different pipe diameters

2.4 含水率對管道壓降的影響

含水率是氣田生產(chǎn)中的重要生產(chǎn)參數(shù)，利用PVTsim軟件分別設(shè)置含水率0.5%～5%范圍的四組數(shù)據(jù)進行模擬。模擬結(jié)果如圖7所示。

從圖7中可以看出，4種不同含水率工況下的管道壓降變化曲線基本重合，即濕氣內(nèi)的含水率的變化對管道壓降變化的影響不明顯。當(dāng)含水率為0.50%時，管道壓降為17.04 bar；當(dāng)含水率增大為5.00%時，管道壓降為17.10 bar，相差不大。

圖7 不同含水率條件下管道壓降變化Fig.7 Pipeline pressure drop under different pipe diameters

3 結(jié)論

（1）地形起伏程度對濕氣管道壓降的影響顯著，地形起伏程度越大，管道沿線壓力的波動程度越大，管道總的壓降也越大。

（2）管道輸量，管徑，含水率的變化對管道水力特性都有一定程度的影響，管道輸量和管徑對水力特性影響程度較大，并且影響規(guī)律與平坦地形下的管道不同，含水率對水力特性的影響較小。

（3）氣液混輸管道壓降的正確預(yù)測非常重要，而起伏濕氣管道的水力特性變化較為復(fù)雜，因此有效建立含高程變化穩(wěn)定工況下的管流水力-熱力耦合計算方程和求解算法，從而確定管道不同位置的水力參數(shù)，是今后研究的重點，對于起伏管道的運行管理有著極為重要的意義。

［1］張鵬,王大慶,田軍.地形起伏對凝析氣集輸管道工況的影響[J].天然氣工業(yè),2013,28(2):41-46.

［2］劉甜甜.普光氣田大灣區(qū)塊濕氣集輸管線積液分布規(guī)律及對策研究[D].重慶：重慶科技學(xué)院,2016.

［3］蔡忠明.龍崗氣田集輸管混輸工藝適應(yīng)性研究[D].成都：西南石油大學(xué),2013.

［4］谷瓊.復(fù)雜地形條件下濕氣集輸管路積液規(guī)律的研究[D].青島：中國石油大學(xué),2011.

［5］張廷廷,雷燃,戴慧芳,等.兩相管流壓降計算及影響因素[J].油氣儲運,2013,32(7):709-713.

［6］韓方勇,周晶,班興安.多起伏地形下油氣混輸管道的水力特性[J].油氣儲運,2007,26(11):23-25.

Research on Hydraulic Characteristics of Undulating Terrian Wet Gas Gathering and Transportation Pipeline Based on OLGA

PAN Feng,CHEN Shuang-qing
（College of Petroleum Engineering,Northeast Petroleum University,Heilongjiang Daqing 163318，China）

Because of the economy of the multiphase flow,most gas gathering and transportation pipelines use gas-liquid conveying technology.In gathering pipelines through the region with undulating terrian,the gas pressure, temperature and flow rate change.Uneven terrain is an important factor in the instability of gas-liquid pipelines.In this paper,the hydraulic calculation model of moisture gathering and transportation pipeline was established by using multi -phase flow simulation software OLGA,and effect of terrain fluctuation,pipe gas flow rate,pipeline diameter and moisture content on pipeline pressure drop was simulated and analyzed.And the simulation results were analyzed and discussed.The results can provide theoretical basis for operation management and design of gas field gathering and transportation pipelines in undulating terrain.

Wet gas gathering pipeline;Undulating terrain;Hydraulic characteristics;OLGA;Numerical simulation

TE 832

A

1671-0460（2017）03-0511-03

國家自然科學(xué)基金資助項目“受約束三維地形條件下油氣集輸系統(tǒng)模糊布局優(yōu)化研究”,51674086。

2016-10-22

潘峰（1993-），男，遼寧撫順人，東北石油大學(xué)油氣儲運工程專業(yè)在讀研究生，2015年畢業(yè)于遼寧石油化工大學(xué)油氣儲運工程專業(yè)，研究方向：主要從事多相管流及油氣集輸技術(shù)研究。E-mail：panfengnepu@sina.com。