集气支线运行压差模拟分析

集气支线运行压差模拟分析

石晓鹏 ,郑凡杜 ,成胜

长庆油田分公司第四采气厂  内蒙古鄂尔多斯

摘要：集气支线运行情况受气量、压力、温度、含液量、地形起伏等因素的影响，支线的运行状态以压差进行表征，因此研究各因素对支线压差的影响规律，准确掌握支线运行工况，将确保集气支线安全平稳运行。

关键词：集气支线；压差；

1 研究思路

作业区目前12座集气站，共计13条集气支线，为保障区块天然气能平稳安全的生产。我们从以下四个方面对集气支线压差进行分析采用OLGA软件对集气支线进行建模，根据现场条件模拟，将模拟结果与现场实际参数进行对比验证模型的可靠性。在不含液条件下，分析管线基本参数（压力、流量、起点温度、土壤温度）对支线压差的影响规律，标定集气支线在不同条件下的理想压差。在含液条件下，提出地面管线临界携液流量概念，分析含液量对支线压差的影响规律。编制支线运行分析软件，结合实际运行数据，对集气支线运行工况进行分析，针对异常工况制定解决措施。

2 OLGA模型的建立及验证

本研究采用OLGA全动态多相流模拟软件（Schlumberger）建立集气支线模型，将支线里程-高程数据导入软件，每段100m，划分成5部分。将天然气气质组分输入PVTsim软件进行处理导成OLGA软件专用物性参数包。

对管线模型选择、气质组分、导热参数、进出口参数、数据导出参数进行设置。

以苏某某站至苏某某站支线为例进行模拟，模拟计算了2月3日13:00到18:00期间的外输压力，将计算结果与现场情况进行对比，结果表明该模拟比较准确，为进一步研究奠定基础。

图1-实际值与计算值对比图

3 各参数对支线压差的影响规律

3.1不含液管线

3.1.1不同气量对支线压差的影响规律

不同气量条件下管线沿程压力分布如下图所示，气量越低起点压力越低。支线压差与随气量变化满足指数关系，这是因为气量越大流速越高，沿程摩阻损失越大，压差越大。当气量高于45万方/天后，每5万方/天瞬时的变化会产生0.04MPa的压差波动，这将对于支线压差趋势报警值修正提供借鉴意义。

3.1.2不同外输温度对支线压差的影响规律

不同外输温度条件下管线沿程压力分布如下图所示，温度越低起点压力越低。支线压差与外输温度变化满足线性增长关系，这是因为外输温度越高，气体膨胀流速越高，压差随之增加。根据计算结果结合现场实际昼夜外输温度数据，支线压差变化为0.01MPa，变化幅度很小，因此外输温度对支线压差影响可以忽略。

3.1.3不同终点压力对支线压差的影响规律

不同终点压力条件下管线沿程压力分布如下图所示，终点压力越低起点压力越高。支线压差随终点压力呈线性递减关系，这是因为终点压力越高，流体密度大，流速降低，摩阻减小，因而压差降低。因此在集气支线在终点压力较高时支线压差较小，输气能力较强。

3.1.4不同土壤温度对支线压差的影响规律

不同土壤温度条件下管线沿程压力分布如下图所示，土壤温度越低外输压力越低。支线压差随土壤温度呈线性递增关系，这是因为土壤温度越高，流速升高，摩阻增大，因而压差增加。苏里格地区土壤温度在-3℃到16℃，压差变化在0.005MPa，因此可以忽略土壤温度对支线压差的影响。

3.2含液管线

3.2.1临界携液流量概念确定

集气支线在管线积液情况下，不同气量条件下的支线压差、平均持液率如下图所示，随着气量增加，压差逐渐降低，这是由于气体携液降低积液阻力，当气量超过30万方/天时，压差逐渐增大，这时管线积液基本已带走，压差主要来源气量的增加，流速加快致使摩阻升高。因此该管线临界携液流量应为压差最小值所对应的气量。

3.2.2支线积液情况分析

以苏某某至苏某某支线为例，在管线积液情况下，不同气量连续流动2h后，支线沿程持液率分布曲线如下图所示，支线持液率较高区域在管线高程升高段，随着气量增加，持液率峰值降低，但峰值位置基本不变，这些位置积液较难携出，造成管线压差增加。

3.2.3不同含液量对支线压差影响规律

不同含液量条件下的压差、平均持液率变化曲线如下图所示，随着含液量增加，支线压差和平均持液率升高，这是因为含液量增加，管线积液致使管线阻力升高。查取理想条件下支线压差为0.141MPa，与之对比可知，管线含液对于压差影响非常显著，将管线实际压差与理想压差对比，可以定量描述管线积液情况。

3.2.4不同终点压力对含液支线压差影响规律

不同终点压力条件下的支线压差、平均持液率变化曲线如下图所示，随着终点压力增加，支线压差呈线性降低，平均持液率呈线性升高，这是因为终点压力升高，流体密度增大，气体流速降低，携液能力下降。因此在条件不变情况下，降低支线终点压力，增加支线压差会起到良好携液效果。

4 支线运行分析软件的编制及应用

依据以上研究成果，编制一款结合实时数据对支线运行状态进行分析的软件，软件界面包含四部分，分别是天然气组分、输入支线运行参数、运行情况分析计算、不同含液量下的压差曲线。由该软件可以计算支线理想压差，依据实际运行压差可定量判断支线积液情况，给出流体含液体积分数及积液量。

依据2020秋季清管数据，可知清管前压差0.19MPa，清管后压差0.15MPa，清出液量1m3。将清管前数据代入软件计算可得，管线理想压差为0.126MPa，清管前后压差均高于该值，说明清管前后管线均存在不同程度积液。

软件计算清管前积液量为1.26m3，清管后积液量为0.27m3，清出液量为0.99m3，这与实际清出液量基本一致。进一步分析可得，清管作业可以将管线80%积液清理出来，受管线起伏影响，残余积液处于管线低洼段。

选取2022年2月4日上午和下午苏某某至苏某某支线运行参数。带入该软件计算可知，积液量分别为0.465m3、0.087m3，上午含液量远大于下午，一方面由于上午气温低管线析出液量较大；另一方面上午产量处于全天较低时段，携液能力不足。建议提高入口流体温度和增加外输气量可以有效降低支线压差较大问题。

表1-计算结果表

6 结束语

采用OLGA全动态多相流模拟软件可以比较准确预测管线压差，管线基本参数对支线压差影响规律可知，在不含液条件下，气量和终点压力对集气支线压差影响较为明显，外输温度和土壤温度影响可以忽略。可以建立支线在不含液条件下的压差计算模型，为支线运行情况提供可靠的数据参照并编制支线运行分析软件，结合实际运行数据，对集气支线运行工况及清管前后液量进行分析，针对异常工况制定解决措施，有效的保障了支线安全平稳运行。