孟嵐 趙雪峰 馮濤 談慶旬 梅樹雄

1中國石油天然氣集團公司地面工程試驗基地

2大慶油田工程有限公司

3云南泰安工程技術咨詢有限公司

油氣混合管道輸送技術是一項國際前沿技術，歐美發(fā)達國家進行了長期研究，較氣液分輸可節(jié)省工程建設投資40%以上。該技術是海洋、山區(qū)、沙漠、邊遠區(qū)塊等自然條件惡劣或基礎設施貧乏的油氣田實現(xiàn)高水平、高效益開發(fā)的關鍵技術措施之一，但是由于混輸管道內(nèi)部油氣水多相介質流動的復雜性，尤其是劇烈起伏管道，管道內(nèi)極易生成積液，進而形成段塞流，給管道平穩(wěn)運行帶來極大的難度，嚴重的將造成管道無法運行。如果能夠對各種實際生產(chǎn)工況和預計生產(chǎn)工況進行準確的管道內(nèi)部數(shù)值分析，將可提前預警和規(guī)避風險，從而保證管道的平穩(wěn)運行。我國塔里木盆地擁有豐富的天然氣資源，是中國重要的天然氣生產(chǎn)基地。近年來，為促進塔里木盆地天然氣資源的勘探開發(fā)、補充西氣東輸工程的天然氣氣源、改善能源結構、帶動新疆乃至中西部地區(qū)的經(jīng)濟發(fā)展，塔里木油田不斷開發(fā)凝析氣田，例如迪那、塔中、牙哈、英買等[1]。其中，某凝析氣田位于天山山脈南麓，地形總體北高南低，地面海拔在1 600～2 000 m 之間，北部山體傾角30°～40°，地形起伏劇烈，最大相對高差可達300 m，如此惡劣的地理條件給地面設施建設帶來了很大的難度，混輸管道架空困難，基本是隨地形起伏而建設，大傾角給管道平穩(wěn)運行帶來了極大的困難。某凝析氣田位于塔克拉瑪干沙漠內(nèi)部，地表為浮動沙丘，沙丘相對高程一般在100 m 左右，僅東部的某混輸集氣管道就有13個高程差在40 m 以上的沙丘，管道高程起伏非常劇烈，無法正常投產(chǎn)。因此，本文對長距離凝析氣田混輸管道工藝模擬計算模型及方法進行了研究，優(yōu)選出最佳的計算方法，對已投產(chǎn)的大傾角山體地形和待投產(chǎn)的浮動沙丘地形凝析氣田長距離混輸管道進行數(shù)值分析，最終給出管道平穩(wěn)運行建議，解決了生產(chǎn)實際問題，至今已連續(xù)平穩(wěn)運行6年以上。

1 混輸管道工藝模擬計算研究

為了能夠準確模擬計算長距離凝析氣田混輸管道壓降等工藝參數(shù)，通過調研選取了9種經(jīng)典計算方法[2-3]（或模型）分別對大傾角山體地形X1混輸管道投產(chǎn)初期只有1-1#井1口井生產(chǎn)的工況進行工藝模擬計算，再通過計算結果與實測結果對比分析，最終確定適宜的工藝模擬計算方法，為開展長距離凝析氣田混輸管道平穩(wěn)運行研究提供計算工具。

X1混輸管道投產(chǎn)初期只有1-1#井1口井生產(chǎn)的工況，生產(chǎn)數(shù)據(jù)見表1，生產(chǎn)井井流物組分及物性參數(shù)分別見表2和表3。采取了油氣管道模擬計算軟件PIPEPHASE 中的Beggs&Brill（BB）、Beggs&Brill-Moody（BBM）、Mulkherjee &Brill（MB）、Dukler、Eaton、Dukler-Eaton-Flannigan（DEF）、Hagedorn&Brown（HB）、Xiao等8種穩(wěn)態(tài)多相流管道壓降計算模型以及油氣混輸管流瞬態(tài)模擬計算軟件OLGA[4-8]對該混輸管道干線進行了壓力等工藝參數(shù)模擬計算，計算結果見圖1和圖2。

表1 X1混輸管道1-1#井投產(chǎn)初期生產(chǎn)數(shù)據(jù)Tab.1 Initial production data of wel 1-1#in mixed transportation pipeline X1

表2 1-1#生產(chǎn)井井流物組分Tab.2 Flow composition of production well 1-1#

表3 1-1#生產(chǎn)井物性參數(shù)Tab.3 Physical parameters of production well 1-1#

表4給出了9種計算方法的管道壓降計算相對誤差，可見，穩(wěn)態(tài)計算模型中的DEF 和Xiao 的計算誤差相對較小，但是與瞬態(tài)模擬計算結果相比，還是存在一定差距，OLGA 更能滿足現(xiàn)場混輸管道的模擬計算要求。

表4 X1混輸管道干線壓力模擬計算結果與實測值對比Tab.4 Comparison between simulated results and measured values of pressure in the trunk line of mixed transportion pipeline X1

圖1 8種穩(wěn)態(tài)多相流管道計算方法壓力計算結果Fig.1 Pressure calculation results of eight kinds of steady-state multiphase flow pipeline calculation method

圖2 非穩(wěn)態(tài)多相流模擬計算軟件OLGA壓力計算結果Fig.2 Pressure calculation results of unsteady multiphase flow simulation software OLGA

2 X1混輸管道數(shù)值分析

2.1 混輸管道概況

X1混輸管道所在凝析氣田為超高壓氣田，充分利用地層壓力能，為天然氣處理提供足夠的天然能量，氣田集輸采用超高壓集氣工藝技術。集氣系統(tǒng)運行壓力142 bar，設計壓力150 bar，是國內(nèi)凝析氣田運行壓力最高、管徑最大的長距離氣液混輸管道之一。管道投產(chǎn)初期，只有1-1#井1口生產(chǎn)井，混輸管道干線日輸氣量約為14×104m3、日輸液量約為11.9 t，管道進處理廠壓力約107.6 bar，進處理廠溫度約為21.4 ℃；投產(chǎn)半年后，增加為1-1#井和1-2#井2口生產(chǎn)井，混輸管道干線日輸氣量約為57×104m3、日輸液量約為35.8 t，進處理廠壓力約為108.4 bar，進處理廠溫度約為61 ℃；附近氣田日產(chǎn)濕氣290×104m3，遠遠超出開發(fā)預測產(chǎn)量，沒有進該混輸管道干線。

該混輸管道干線全長為23.78 km，管道規(guī)格為323.9 mm×15.9 mm（L360），高程起伏如圖3a 所示；1-1#井混輸支線長度為3.28 km，管道規(guī)格為88.9 mm×4 mm（L360+316L），高程起伏如圖3b所示；1-2#井混輸支線長度為1.60 km，管道規(guī)格為88.9 mm×4 mm（L360+316L），高程起伏如圖3c所示。投產(chǎn)初期，由于混輸管道干線輸氣量僅為設計輸氣量的8.5%，在冬季氣溫較低時，管道內(nèi)介質溫度達到水合物生成溫度，產(chǎn)生的水合物造成管道無法運行。

圖3 X1混輸管道高程圖Fig.3 Elevation diagram of mixed transportation pipeline X1

2.2 設計工況工藝模擬計算

X1混輸管道原設計方案考慮到附近氣田（計劃日產(chǎn)氣量110×104m3）進入該管道干線，設計日輸氣量為164×104m3、日輸液量77.0 t，集輸管線進處理廠壓力為121 bar、溫度為45 ℃。以此數(shù)據(jù)為基礎，對X1混輸管道干線原設計工況進行工藝模擬計算，管道沿程壓力模擬計算結果見圖4。

圖4 X1混輸管道干線設計工況管道沿程壓力模擬計算結果Fig.4 Simulation results of pipeline pressure under design conditions along the trunk line mixed pipeline X1

對比圖3a X1混輸管道干線高程圖和圖4該管道設計工況沿程壓力模擬計算結果可知，管道沿程壓力分布趨勢如下：

（1）管道起點至距離管道6 km（河谷跨越）處：此段管道長度近6 km，管道高程持續(xù)下降200 m左右，管道內(nèi)工作壓力沿管道呈上升趨勢。

（2）距離管道起點6 km 處：通常管道的壓力最高點是在管道的起點，但由于該混輸管道起伏大，尤其在距離管道起點6 km處（見圖4圓圈處），管道急劇下降50 m 后又急劇上升50 m，后續(xù)管道一直至15 km 處持續(xù)呈上升趨勢，致使管道最低點處工作壓力升高至128 bar，急劇上升段工作壓力急劇下降，壓降梯度極大。

（3）距離管道起點6 km 處至15 km 處：此段管道與6 km 處相比呈緩慢上升趨勢，氣相攜帶著一定量的液相在此段管道內(nèi)流動，壓降損失很大，達到5 bar以上。

（4）15 km 至管道出口（進處理廠處）：后續(xù)管道雖有起伏，但是由于起伏較緩，管道工作壓力下降較上游緩慢。

2.3 1-1#井單獨生產(chǎn)時工藝模擬計算

1-1#井單獨生產(chǎn)時，該井生產(chǎn)數(shù)據(jù)見表5。以此數(shù)據(jù)為基礎，氣井井流物按照表2所給出的組分，對X1混輸管道1-1#井支線和干線進行了工藝模擬計算，模擬計算結果見圖5。由圖5a 可見，由于支線管徑細，而輸氣量卻與干線一致，造成支線壓降梯度遠遠高于干線，1-1#井井口處是整個混輸管網(wǎng)壓力最高點，最高壓力為149 bar，超設計運行壓力。對比圖5b和圖4可知，管道干線沿程壓力分布趨勢一致，管道干線壓力最高點仍然是在河谷跨越處，最高壓力為119.5 bar。

表5 1-1#生產(chǎn)井生產(chǎn)數(shù)據(jù)Tab.5 Production data of production well 1-1#

圖5 X1混輸管道1-1#井單獨生產(chǎn)時管道沿程壓力模擬計算結果Fig.5 Simulation results of pipeline pressure along mixed transportation pipeline X1 when well 1-1#produces alone

2.4 1-2#井單獨生產(chǎn)時工藝模擬計算

1-2#井單獨生產(chǎn)時，該井生產(chǎn)數(shù)據(jù)見表6。以此數(shù)據(jù)為基礎，氣井井流物按照表2所給出的組分，對X1混輸管道1-2#井支線和干線進行了工藝模擬計算，模擬計算結果見圖6。由圖6a 可見，由于支線管徑細，輸氣量卻與干線一致，造成支線壓降梯度遠遠高于干線，1-2#井井口處是整個混輸管網(wǎng)壓力最高點，最高壓力為135 bar。對比圖6b、圖5b和圖4可知，管道干線沿程壓力分布趨勢與原設計工況一致，管道干線壓力最高點仍然是在河谷跨越處，最高壓力為118 bar。

2.5 2口井生產(chǎn)工況工藝模擬計算

2口井生產(chǎn)，生產(chǎn)數(shù)據(jù)見表5和表6。以此數(shù)據(jù)為基礎，氣井井流物按照表2所給出的組分，對X1混輸管道1-1#井和1-2#井支線和干線進行了工藝模擬計算，模擬計算結果見圖7。由圖7a 和7b 可知，由于支線管徑細，管線內(nèi)部氣流速度遠高于干線內(nèi)氣流速度，造成支線壓降梯度遠遠高于干線，1-1#井口處是整個混輸管網(wǎng)壓力最高點，最高壓力為145 bar。對比圖7c、圖6b、圖5b 和圖4可知，管道干線沿程壓力分布趨勢一致，管道干線壓力最高點仍然是在河谷跨越處，最高壓力為114.4 bar。

2.6 輸送附近氣田濕氣工藝模擬計算

由于X1和附近氣田產(chǎn)量超過開發(fā)預測值，混輸干線并沒有輸送該氣田濕氣。對X1混輸管道干線和1-1#井、1-2#井2條支線按照加輸附近氣田濕氣（日產(chǎn)濕氣290×104m3）進行了工藝模擬計算。1-1#井生產(chǎn)數(shù)據(jù)分別取投產(chǎn)初期的140 022 m3/d、穩(wěn)定生產(chǎn)的500 000 m3/d 以及后期預測產(chǎn)量的700 000 m3/d三種工況，1-2#井生產(chǎn)數(shù)據(jù)見表6，附近氣田濕氣由管道干線起始端輸入混輸管道，管道進處理廠壓力按108 bar計算。計算結果見表7。

表6 1-2#混輸管道生產(chǎn)井生產(chǎn)數(shù)據(jù)Tab.6 Production data of mixed pipeline production well 1-2#

圖6 X1混輸管道1-2#井單獨生產(chǎn)時管道沿程壓力模擬計算結果Fig.6 Simulation results of pipeline pressure along mixed transportation pipeline X1 when well 1-2#produces alone

圖7 X1混輸管道2口井同時生產(chǎn)時管道沿程壓力模擬計算結果Fig.7 Simulation results of pipeline pressure during simultaneous production of two wells along mixed transportation pipeline X1

2.7 混輸管道干線冬季最小輸量模擬計算

冬季運行時，由于土壤溫度較低，管道熱損失較多，導致混輸管道干線介質溫度較低，為防止水合物的生成，需維持管道介質最低溫度在水合物生成溫度以上。提高管道介質溫度的措施有兩個，一是提高管道起點溫度，二是增大介質流量。根據(jù)X1混輸管道的設計方案，當介質溫度高于60 ℃時，因天然氣中含二氧化碳，管道的腐蝕會比較嚴重。因此X1混輸管道干線的起點介質溫度（經(jīng)加熱爐加熱之后）需控制在60 ℃以內(nèi)。為使管道終點溫度控制在水合物生成溫度以上，管道需設定冬季最小輸氣量。

針對1-1#井井流物組分，對其水合物生成溫度進行了模擬計算[9-10]，圖8是不同壓力下水合物生成的溫度曲線?？梢?，當混輸管道進油氣處理廠壓力為107.6 bar時，其對應水合物生成溫度為18.05 ℃；當混輸管道進油氣處理廠壓力為108.0 bar 時，其對應水合物生成溫度為18.10 ℃。因此，為了防止水合物生成，混輸管道終點溫度應控制在19 ℃以上。

圖8 不同壓力下1-1#井井流物組分水合物生成的溫度曲線Fig.8 Temperature curve produced by hydrate composition of well flow in well 1-1#

按照混輸管道終點溫度19 ℃，該項目針對冬季不同管道外側土壤溫度（埋深1.2 m處），氣井井流物按照表2所給出的組分，對X1混輸管道干線冬季運行最小輸量進行了模擬計算，計算結果見表8。

表7 輸送附近氣田濕氣工藝模擬計算結果Tab.7 Simulation results of wet gas transportation process from nearby gas fields

表8 X1混輸管道干線冬季不同土壤溫度最小輸量Tab.8 Minimum throughput of different soil temperatures in winter in the trunk line of mixed transport pipeline X1

2.8 X1混輸管道安全平穩(wěn)運行分析

通過對上述大傾角山體地形X1長距離凝析氣田混輸管道模擬計算結果分析，并結合管道生產(chǎn)實際情況，該管道安全平穩(wěn)運行結論如下：

（1）距離管道起點6 km 處（河谷跨越處）原設計工況、投產(chǎn)初期生產(chǎn)工況以及正常生產(chǎn)工況下，工作壓力均為混輸管道干線壓力最高點。建議實際運行時關注此處壓力。

（2）已投產(chǎn)的1-1#井和1-2#井2條支線壓降過大。建議：實際生產(chǎn)運行中產(chǎn)量、輸量等工況發(fā)生變化時要考慮支線壓降的變化。

（3）加輸附近氣田290×104m3/d 濕氣，計算結果見表7。建議：支線需要進行放大管徑改造，混輸管道內(nèi)部介質流速超8 m/s 管段須考慮緩蝕劑失效問題。

（4）X1混輸管道干線冬季最小輸量的計算結果見表8。建議：冬季生產(chǎn)運行時參照此表設置運行參數(shù)。

3 X2混輸管道數(shù)值分析

3.1 混輸管道概況

該氣田地面海拔1 100 m 左右，地表為浮動沙丘，沙丘相對高程一般在100 m 左右。管道干線全長41 km，管道規(guī)格為219.1 mm×8.8 mm，原設計高程起伏如圖9所示。該管道設計規(guī)模為：生產(chǎn)井13口；日輸氣量110×104m3；干線總持液量145.8 m3；進處理廠壓力69 bar（2-1#井口回壓85 bar，首站回壓為93 bar）；進處理廠溫度為24 ℃。

有浮動沙丘地形X2混輸管道投產(chǎn)時，由于混輸管線首端壓力超過設計壓力94 bar，只有4口氣井投產(chǎn)（沿著管道分別是2-1#、2-2#、2-3#、2-4#），管道日輸氣量420 345 m3、日輸液量86.58 t。X2混輸管道干線直接進油氣處理廠，進處理廠壓力為69 bar，進處理廠溫度為28.0 ℃。

圖9 X2混輸管道干線原設計高程圖Fig.9 Original design elevation map of the trunk line in mixed transportation pipeline X2

表9 X2混輸管道已投產(chǎn)部分所轄4口生產(chǎn)井井流物組分Tab.9 Flow composition of 4 production wells in the part of mixed transportation pipeline X2 that has been put into operation 摩爾分數(shù)/%

表10 X2混輸管道已投產(chǎn)部分所轄4口生產(chǎn)井物性參數(shù)Tab.10 Physical parameters of 4 production wells in the part of mixed transportation pipeline X2 that has been put into operation

X2混輸管道已投產(chǎn)部分所轄4口生產(chǎn)井井流物組分及物性參數(shù)分別見表9和表10，4口生產(chǎn)井運行數(shù)據(jù)見表11。

表11 X2混輸管道已投產(chǎn)部分所轄4口生產(chǎn)井生產(chǎn)數(shù)據(jù)Tab.11 Production data of 4 production wells in the part of mixed transportation pipeline X2 has been put into operation

3.2 已投產(chǎn)段混輸管道最大輸量模擬計算

根據(jù)設計方案，X2混輸管道干線系統(tǒng)設計壓力為94 bar，且管道末端進處理廠的溫度需控制在24 ℃以上，以防止水合物生成。以此為原則，進行X2混輸管道已投產(chǎn)部分的最大輸量模擬計算，計算選取最大設計壓力94 bar，考慮到將來運行需要，同時進行了90 bar、85 bar 壓力下的最大輸量模擬計算，表12為計算結果。

由表12可以看出，該投產(chǎn)段混輸管道最高壓力不超過94 bar時，干線的輸氣量為1 417 133 m3/d（即5.17×108m3/a），輸油量為167.1 t/d；混輸管道最高壓力不超過90 bar 時，干線的輸氣量為1 284 308 m3/d（即4.68×108m3/a），輸油量為153.9 t/d；混輸管道最高壓力不超過85 bar 時，管道輸氣量為1 094 558 m3/d（即4.00×108m3/a），輸油量為135.0 t/d。

3.3 整條管道氣液混輸可行性分析

對X2整條混輸管道氣液混輸可行性進行分析，該管道有13個高程差在40 m 以上的沙丘，起伏非常劇烈。用不同氣液流量進入該管道進行計算模擬，氣油比和含水率參考2-1#井氣井產(chǎn)物，即氣油比為10 040 m3/t、含水率為7.5%。在0 ℃、1個標準大氣壓下分別取輸氣量為28 462、142 312、189 750、284 626、569 250、948 749、1 423 124和1 897 498 m3/d 等8種工況進行模擬計算，對計算結果進行分析。其管道起點壓力（最高壓力）模擬計算結果如表13所示。

表12 不同壓力下X2混輸管道投產(chǎn)段最大輸量計算結果Tab.12 Calculation results of the maximum throughput in the production section of mixed transportation pipeline X2 under various pressures

表13 X2混輸管道各輸氣量下起點壓力計算結果Tab.13 Calculation results of starting point pressure under different throughput of mixed transportation pipeline X2

綜合8組計算結果發(fā)現(xiàn)，X2整條混輸管道輸送現(xiàn)生產(chǎn)井產(chǎn)物，無法在最高壓力不大于94 bar、管道末端進處理廠壓力69 bar 的工況下輸送氣井生產(chǎn)出的氣液混合物；當最高工作壓力為98.03 bar時可實現(xiàn)氣液混輸，輸氣量為569 250 m3/d。

3.4 X2混輸管道安全平穩(wěn)運行分析

通過對上述浮動沙丘地形X2長距離凝析氣田混輸管道模擬計算結果分析，并結合管道生產(chǎn)實際情況，該管道安全平穩(wěn)運行結論如下：

（1）管道規(guī)格為219.1 mm×8.8 mm，總長度41 km，有13個高程差在40 m 以上的沙丘，高程起伏非常劇烈，很難實現(xiàn)氣液混輸。建議采用分輸工藝。

（2）X2混輸管道已投產(chǎn)段最大輸氣量計算結果見表12。建議：如果此投產(chǎn)段繼續(xù)運行，生產(chǎn)運行時參照此表。

（3）X2整條混輸管道輸送現(xiàn)生產(chǎn)井產(chǎn)物，無法在最高壓力不大于94 bar、管道末端進處理廠壓力69 bar 的工況下輸送氣井產(chǎn)物；當最高工作壓力為98.03 bar以上時，才有可能實現(xiàn)氣液混輸，輸氣量為569 250 m3/d。

（4）對于處于沙漠腹地的凝析氣田，當氣油比、組分變化大時應謹慎使用氣液混輸工藝，若使用時必須詳細考慮管道內(nèi)的多相流動問題。

4 結論

（1）選取了9種經(jīng)典計算方法（或模型）分別對X1凝析氣田混輸管道生產(chǎn)工況進行工藝模擬計算，通過計算結果與實測結果對比分析，最終確定采用油氣混輸管流瞬態(tài)模擬計算軟件OLGA 最為適宜。

（2）對大傾角山體地形的已建長距離凝析氣田X1混輸管道各種生產(chǎn)工況和預計生產(chǎn)工況開展工藝模擬計算，通過計算結果數(shù)值分析，最終給出該典型地形長距離凝析氣田混輸管道平穩(wěn)運行建議。

（3）對浮動沙丘地形的已建長距離凝析氣田X2混輸管道各種生產(chǎn)工況和預計生產(chǎn)工況開展工藝模擬計算，通過計算結果數(shù)值分析，最終給出該典型地形長距離凝析氣田混輸管道平穩(wěn)運行建議，并為今后該地形混輸管道建設提出建議。