喬文波,龐永莉,曹欽亮,霍富永,李 倩

1.長(zhǎng)慶工程設(shè)計(jì)有限公司,陜西西安 710018

2.長(zhǎng)慶油田分公司新能源項(xiàng)目部,陜西西安 710018

目前，國(guó)內(nèi)大多數(shù)油田油井伴生氣量小，井位分散，所處地形起伏大，地貌復(fù)雜，尤其是QC油田，其頁(yè)巖油的產(chǎn)液量、氣油比隨著開發(fā)的進(jìn)展而遞減較大。在氣液分離前的集氣過(guò)程中，管道內(nèi)主要為氣液兩相混輸流動(dòng)，其流動(dòng)流型多變，壓力波動(dòng)大，流動(dòng)特性及積液規(guī)律較為復(fù)雜。管中液相主要為地層采出游離水和凝析重?zé)N組分，在地形起伏較大的地區(qū)，易產(chǎn)生積液[1-2]，進(jìn)而導(dǎo)致液堵，加速管道腐蝕，減少管道流通截面積，致使單井集氣管道壓力損失大幅提升[3-4]。

為了弄清起伏伴生氣集氣管道中氣液兩相混輸流動(dòng)的特征，進(jìn)而探究起伏管道內(nèi)的積液規(guī)律，以便優(yōu)化頁(yè)巖油伴生氣集氣工藝，筆者應(yīng)用OLGA模擬軟件模擬了系列工況，考察了不同井?dāng)?shù)、管輸距離及起伏地形條件下的積液規(guī)律，進(jìn)行了起點(diǎn)壓力模擬計(jì)算與管徑優(yōu)選、核算，同時(shí)選擇已投用管道進(jìn)行了模擬計(jì)算驗(yàn)證，為集氣工藝優(yōu)化提供模擬依據(jù)。

1 模擬軟件與模擬設(shè)計(jì)

1.1 模擬軟件

OLGA模擬軟件是一款由挪威阿卡什公司開發(fā)的全動(dòng)態(tài)多相流模擬軟件[5]，其最早版本完成于1984年，后幾經(jīng)修改，形成了擴(kuò)展的雙流體模型。迄今為止，該軟件已經(jīng)推出了多個(gè)版本。本研究所使用的是OLGA6.2.3版本。

1.2 初始條件

本文開展的模擬研究以QC油田頁(yè)巖油伴生氣組分及工況為依據(jù)，其主要初始條件參數(shù)如下。第一，天然氣基礎(chǔ)物性參數(shù)見表1。第二，管道參數(shù)：管徑選取見表2，管道粗糙度為0.01 mm，鋼管的比熱容為550 J∕（kg·℃），鋼管導(dǎo)熱系數(shù)為46 W∕（m·K），密度為7 850 kg∕m3。第三，管道埋深與土壤參數(shù)：管頂埋深為1.1 m，土壤的比熱容為880 J∕（kg·℃），土壤導(dǎo)熱系數(shù)為1.8 W∕（m·K），土壤密度為2 500 kg∕m3。第四，伴生氣輸量：見表3。第五，管道運(yùn)行參數(shù)：環(huán)境溫度為8℃，管道起點(diǎn)溫度取15℃，壓力取400 kPa；管道終點(diǎn)溫度取10℃，壓力取250 kPa。

表1 天然氣基礎(chǔ)物性參數(shù)

表2 管徑的選取

表3 伴生氣輸量

1.3 模擬設(shè)計(jì)

本研究主要針對(duì)4種井?dāng)?shù)（氣量）、3種管輸距離、4種起伏地形等工況進(jìn)行模型的建立，見表4。

表4 模擬設(shè)計(jì)

2 積液分布研究

管道內(nèi)持液率、積液積累量、管道內(nèi)積液總量、溫度、壓力是反映積液規(guī)律的重要參數(shù)，管道內(nèi)持液率指的是某管道位置持液量占管道整體持液量的百分比，表征了管道積液分布情況。積液積累量指的是管道起始點(diǎn)至某管道位置積液積累量，表征了管道內(nèi)積液階段總量情況。管道內(nèi)積液總量指的是管道內(nèi)積液總量，表征了管道內(nèi)積液總量情況[6-7]。

由于QC油田多為黃土塬地貌，地形起伏大，管道主要為“S形”敷設(shè)，因此本文主要對(duì)“S形”管道積液分布進(jìn)行了模擬研究。

2.1 積液分布研究

在對(duì)不同井?dāng)?shù)、管道長(zhǎng)度、5年份年產(chǎn)氣量及平均產(chǎn)氣量等條件進(jìn)行模擬后，得到管道內(nèi)持液率、積液積累量、管道內(nèi)積液總量分布，如圖1～圖3所示。

圖1 不同長(zhǎng)度、輸量下管道內(nèi)持液率變化曲線

圖2 不同長(zhǎng)度、輸量下積液積累量變化曲線

圖3 不同長(zhǎng)度、輸量下管道內(nèi)積液總量變化曲線

由圖1～圖3可以看出，第一，對(duì)“S形”管道，積液聚集在上傾段的低點(diǎn)位置，低點(diǎn)位置處的管段內(nèi)持液率較高，積液產(chǎn)生量較多；上傾段的末段、下傾段以及靠近終點(diǎn)的水平管段位置處持液率極低，積液產(chǎn)生量較少。第二，輸量越低，積液產(chǎn)生量越多。在第1年高輸量情況下，上傾段低點(diǎn)位置持液率在1%～8%之間，持液率水平較低，積液產(chǎn)生量較少；隨著年份增加，輸量降低，上傾段低點(diǎn)位置持液率會(huì)有所升高，甚至高達(dá)99.99%。第三，“S形”管道內(nèi)積液總量短時(shí)間內(nèi)基本趨于穩(wěn)定，可以認(rèn)為同“水平型”、“上升型”、“下降型”等管道類型一樣，一定長(zhǎng)度的管道內(nèi)三相流情況下可以迅速形成穩(wěn)態(tài)。

2.2 溫度分布研究

在對(duì)不同井?dāng)?shù)、管道長(zhǎng)度、不同年份產(chǎn)氣量等條件進(jìn)行模擬后，得到管道內(nèi)溫度分布如圖4所示。

圖4 不同長(zhǎng)度、輸量下管道全線溫度變化曲線

可以看出，對(duì)同一管道而言，輸量越大，起點(diǎn)溫度越高。全線溫度呈現(xiàn)先迅速降低、后平緩降低的趨勢(shì)。

2.3 壓力分布研究

在對(duì)不同井?dāng)?shù)、管道長(zhǎng)度、不同年份產(chǎn)氣量等條件進(jìn)行模擬后，得到的壓力分布如圖5所示。

圖5 不同長(zhǎng)度、輸量下管道全線壓力變化曲線

可以看出，對(duì)同一管道而言，輸量越大，起點(diǎn)壓力越高。高輸量條件下全線壓力降落曲線呈斜率越來(lái)越大的上凸形；中低輸量條件下全線壓力呈階梯下降形式，在管道上傾段壓力降落較快，在管道水平段以及下傾段壓力降落較為緩慢。

3 最優(yōu)管徑選取

目前頁(yè)巖油伴生氣采用“叢式井平臺(tái)-集氣管道-增壓站-輕烴廠-外輸”的集輸工藝流程，叢式井平臺(tái)中由分離器分離出的致密油伴生氣（0.4 MPa）進(jìn)入集氣管道后，靠自身壓力輸送至增壓站（0.25 MPa），在增壓站進(jìn)行增壓后輸送至輕烴廠進(jìn)行過(guò)濾、分離、增壓和深度脫水等處理，處理合格后進(jìn)行外輸[8]。

由于QC油田多為黃土塬地貌，地形起伏大，管道主要為“S形”敷設(shè)，故本文主要針對(duì)“S形”地形管道管徑進(jìn)行模擬計(jì)算和優(yōu)選[9]。

3.1 管徑初選

根據(jù)輸氣管道輸送的經(jīng)濟(jì)流速確定最初管徑：

式中：D為管徑，m；Q為輸氣量，m3∕s；v為經(jīng)濟(jì)流速，m∕s。

經(jīng)濟(jì)流速的選擇一般和輸氣壓力、輸氣含水率等有關(guān)，經(jīng)濟(jì)流速控制在3～12 m∕s，低壓管道可以適度提高，最高可以達(dá)到20 m∕s?？紤]到氣體流速對(duì)攜液能力的影響，經(jīng)濟(jì)流速取20 m∕s。在20口井的情況下，5年產(chǎn)氣量的平均值為42 787.2 m3∕d，設(shè)計(jì)輸氣量取平均值的1.2倍，則計(jì)算結(jié)果如下：

根據(jù)GB∕T 17395—2008《無(wú)縫鋼管尺寸、外形、重量及允許偏差》推薦的管道系列，初步選取管道外徑為146、152、159、168、180、194 mm。

壁厚按GB 50350—2015《油田油氣集輸設(shè)計(jì)規(guī)范》中第8.1.4條給出的公式進(jìn)行計(jì)算。

式中：δ為計(jì)算壁厚，mm；P為設(shè)計(jì)壓力，MPa；D為管道的外徑，mm；σs為鋼管的最低屈服強(qiáng)度，取245 MPa；F為強(qiáng)度設(shè)計(jì)系數(shù)，穿越鐵路、公路、河道時(shí)，設(shè)計(jì)系數(shù)F=0.6；?為鋼管焊縫系數(shù)，當(dāng)選用無(wú)縫鋼管時(shí)，取1.0，選用螺旋縫鋼管時(shí)，取0.95；t為溫度折減系數(shù)，當(dāng)溫度小于120℃時(shí)，t值取1.0；C為管道腐蝕余量，mm。

采用式（2）進(jìn)行計(jì)算，設(shè)計(jì)壓力取2.5 MPa，最低屈服強(qiáng)度取245 MPa，溫度折減系數(shù)取1，設(shè)計(jì)系數(shù)取0.72，鋼管焊縫系數(shù)取1，由于氣體組分中不含酸氣，故管道腐蝕余量取0 mm。計(jì)算得到6種初選外徑下管道的計(jì)算壁厚，如表5所示。

表5 管道計(jì)算壁厚

管道壁厚選取還應(yīng)滿足GB 50251—2015《輸氣管道工程設(shè)計(jì)規(guī)范》中第5.1.3條款要求，即輸氣管道的最小管壁厚度不應(yīng)小于4.5 mm，鋼管外徑與壁厚之比不應(yīng)大于100。根據(jù)管徑和鋼管壁厚計(jì)算結(jié)果，初步選擇D159 mm×4.5 mm、D168 mm×4.5 mm、D180 mm×4.5 mm三種規(guī)格形式的管道，采用模擬軟件對(duì)第1年高輸量、“S形”地形以及不同管道長(zhǎng)度情況下的起點(diǎn)壓力進(jìn)行模擬計(jì)算。由于管道建設(shè)的主要成本在于用鋼量大小，故根據(jù)模擬計(jì)算結(jié)果尋找起點(diǎn)壓力滿足要求且用鋼量最小的管徑規(guī)格。

3.2 起點(diǎn)壓力計(jì)算與管徑優(yōu)選

對(duì)初選的三種管徑規(guī)格進(jìn)行模擬計(jì)算，得到“S形”地形、不同管道長(zhǎng)度下的管道起點(diǎn)壓力值，見表6。

表6 井口數(shù)量為20口的“S形”地形下管道起點(diǎn)壓力模擬結(jié)果

為進(jìn)一步滿足起點(diǎn)壓力要求和經(jīng)濟(jì)性要求，在表6所示的模擬計(jì)算結(jié)果的基礎(chǔ)上，對(duì)管道長(zhǎng)度為1 km的情況，進(jìn)一步選取D152 mm×4.5 mm、D146 mm×4.5 mm規(guī)格的管道，對(duì)管道長(zhǎng)度為2 km的情況，進(jìn)一步選取D152 mm×4.5 mm規(guī)格的管道，對(duì)管道長(zhǎng)度為3 km的情況，進(jìn)一步選取D194 mm×4.5 mm規(guī)格的管道進(jìn)行模擬計(jì)算，計(jì)算得到的管道起點(diǎn)壓力如表7所示。

表7 井口數(shù)量為20口的“S形”地形管道起點(diǎn)壓力模擬結(jié)果

從表6及表7的模擬數(shù)據(jù)結(jié)果可知，通過(guò)調(diào)整管徑系列的方式無(wú)法使“S形”管道在最高輸量下的起點(diǎn)壓力滿足要求，這可能是由于“S形”管道內(nèi)上傾段及低點(diǎn)位置存在積液而造成的，為進(jìn)一步確定其原因，假定對(duì)入口伴生氣進(jìn)行脫水處理，而后模擬計(jì)算入口壓力情況，模擬得到表8所示的結(jié)果。

表8 井口數(shù)量為20口的“S形”管道入口伴生氣完全脫水后起點(diǎn)壓力模擬結(jié)果

根據(jù)表6、表7、表8所示的不同管徑規(guī)格下的起點(diǎn)壓力模擬計(jì)算結(jié)果，取脫水過(guò)程中壓力損失為10%時(shí)進(jìn)行對(duì)比，然后確定管徑優(yōu)選結(jié)果，見表9。

表9 井口數(shù)量為20口下“S形”管道管徑優(yōu)選結(jié)果

3.3 管徑核算

采用GB 50350—2015《油田油氣集輸設(shè)計(jì)規(guī)范》中無(wú)高差影響的公式驗(yàn)算上述初選的最優(yōu)管徑，其中相對(duì)密度為0.65，壓縮因子利用程序計(jì)算得到的結(jié)果為0.987 462，平均溫度取278.15 K，20口井口數(shù)量下“S形”管道的核算結(jié)果見表10。

表10 井口數(shù)量為20口下“S形”管道管徑核算結(jié)果

經(jīng)過(guò)管徑核算后發(fā)現(xiàn)，其結(jié)果差別較大，這是由于管道內(nèi)積液造成起點(diǎn)壓力升高所導(dǎo)致的，故采用入口氣體脫水后的壓力結(jié)果進(jìn)行進(jìn)一步的核算，核算結(jié)果見表11。

表11 井口數(shù)量為20口下“S形”管道入口氣體完全脫水后管徑核算結(jié)果

經(jīng)驗(yàn)算，用OLGA軟件優(yōu)選的管徑能夠滿足相關(guān)規(guī)范的要求，且計(jì)算結(jié)果差別較小。

3.4 工程最優(yōu)管徑

根據(jù)QC油田建設(shè)過(guò)程中常用管道規(guī)格，以及依據(jù)井口至處理站伴生氣管道管徑“取大不取小”的原則，最終選取符合現(xiàn)場(chǎng)工程建設(shè)實(shí)際的管道規(guī)格，同理分別對(duì)4、6、8口井等情況分別進(jìn)行計(jì)算和優(yōu)選，確定不同井?dāng)?shù)下工程最優(yōu)管徑，見表12。

表12 不同井口數(shù)量下“S形”地形工程最優(yōu)管徑

4 工程管網(wǎng)驗(yàn)證

本文共選取了L45增-L二聯(lián)、L43增-L二聯(lián)、L44增-L二聯(lián)、L42增-L45增等4條已投用集氣管道，綜合考慮管道沿程海拔變化，應(yīng)用OLGA模擬軟件進(jìn)行模擬計(jì)算驗(yàn)證。

4.1 現(xiàn)場(chǎng)工況

所選取的4條管道管徑及運(yùn)行情況如表13、表14所示，管道的沿程海拔情況如圖6～圖9所示，其他參數(shù)設(shè)置同本文第1.2節(jié)內(nèi)容。

表13 各管道管徑情況

表14 各管道運(yùn)行情況

圖6 L45增-L二聯(lián)沿程溫度壓力變化

圖7 L43增-L二聯(lián)沿程溫度壓力變化

圖8 L44增-L二聯(lián)沿程溫度壓力變化

圖9 L42增-L45增沿程溫度壓力變化

4.2 數(shù)據(jù)對(duì)比

4條管道沿程持液率、壓力、溫度等分布變化的模擬情況如圖6～圖9所示。

將上文4條管道的起點(diǎn)壓力模擬與實(shí)際數(shù)據(jù)進(jìn)行對(duì)比，其結(jié)果見表15。

表15 各管道起點(diǎn)壓力模擬與實(shí)際數(shù)據(jù)對(duì)比

可以看出，前3條管道的起點(diǎn)壓力模擬結(jié)果基本接近實(shí)際運(yùn)行壓力；L42增-L45增管道的起點(diǎn)壓力模擬結(jié)果與實(shí)際運(yùn)行壓力相差0.268 MPa，可能是由于實(shí)際運(yùn)行過(guò)程中該管道低洼點(diǎn)積液嚴(yán)重，造成壓縮機(jī)出口壓力上升。總的來(lái)說(shuō)，對(duì)實(shí)際管道的模擬結(jié)果較好地吻合了實(shí)際生產(chǎn)數(shù)據(jù)，OLGA軟件的模擬結(jié)果較為可信。

5 結(jié)束語(yǔ)

本文應(yīng)用OLGA模擬軟件對(duì)不同井?dāng)?shù)、管輸距離及地形條件下的積液規(guī)律進(jìn)行了定量研究，給出了4種地形特別是“S形”地形條件下積液分布情況。針對(duì)不同井?dāng)?shù)、“S形”地形進(jìn)行了管道管徑的初選、模擬計(jì)算、優(yōu)選和核算，得到了4種井?dāng)?shù)（氣量）、3種管輸距離在“S形”地形工況下的工程最優(yōu)管徑。綜合考慮管道沿程海拔變化，應(yīng)用OLGA模擬軟件進(jìn)行了模擬計(jì)算驗(yàn)證，模擬結(jié)果表明較好地吻合了實(shí)際生產(chǎn)數(shù)據(jù)，總的來(lái)看，OLGA軟件的模擬結(jié)果較為可信。本文所使用的OLGA軟件集氣工藝模擬優(yōu)化思路，可為提高油田伴生氣集氣工藝設(shè)計(jì)的準(zhǔn)確性與適應(yīng)性提供參考。