摘 要

摘　要：中国石油长庆油田子洲气田公司西干线积液导致管输效率低、能耗高、管网节点压力高，目前采取的频繁清管措施，不但影响正常供气，还存在着卡球、憋压等风险，给安全生产带来了

摘　要：中国石油长庆油田子洲气田公司西干线积液导致管输效率低、能耗高、管网节点压力高，目前采取的频繁清管措施，不但影响正常供气，还存在着卡球、憋压等风险，给安全生产带来了极大的隐患。为此，根据实际管线路由以及气液两相流理论，建立了适用于该气田支干线的积液量计算数学模型，利用实际生产数据、清管参数进行模型的拟合和修正，得到西干线积液量与集气量、集气压差的实用关系式。同时根据该气田管线积液高含醇(体积分数为35％)、高含凝析油(体积分数为42％)的特点，研制开发了高抗醇、高抗油管道泡排剂UT-14，并进行了药剂排液试验。结果表明：试验前后管道进出口压差最多降低0.22MPa，排液效率超过33％，证实西干线积液实用公式的正确性和药剂排液在复杂地表下集气管线的适用性，可作为目前清管工艺的替代工艺，以确保集气管线的连续、安全生产。该成果对提高起伏管线集输效率、降低集输能耗和清管风险具有重要意义。

关键词：鄂尔多斯盆地  子洲气田  西干线  管道积液  药剂排液  数学模型  清管  压力

Calculation of pipeline effusion quantity and foam discharging technologies in the West Trunk Line I of the Zizhou Gas Field．Ordos Basin

Abstract：In the West Trunk Line I(Trunk Line Xi-1)of the Zizhou Gas Field，Ordos Basin，pipeline effusion resuited in low efficiency of operation，high power consumption，and high pressure on each joint of this line．The present frequently-adopted pigging measures not only influenced the normal gas supply but posed a great potential risk in safe operation of pipelines because of the resulted unpiggable obstacles．In view of this，we built a mathematical model for calculating the pipeline effusion of Trunk Line Xi-1 as well as branch lines．Then，we applied the practical operation data and pigging parameters to fit and modify this model，thus to obtain the practical formula of pipeline effusion volume，gas collection quantity，and pressure drop．Simultaneously，according to the feature of high alcohol content(volume fraction of 35％)and high condensate。il(volume fraction of 42％)in the pipeline effusion of Trunk Line Xi-1，we researched and developed a foam discharging agent UT-14 and conducted the relevant experiments．The experiment results showed that the pressure drop between the inlet and outlet of pipes was reduced by 0.22MPa and the fluid diseharging efficiency was over 33％after this foam discharging agent was employed to Trunk Line Xi-l．In concIusion，the DroDosed formula is feasible and practical to calculate the pipeline effusion and the applicability of the developed foam discharging agent in Trunk Line Xi-1 under the complicated ground surface area．This study can avoid the frequent pigging operation in pipeline maintenance，ensure the continuous and safe operation of gather lines，and provide important reference for pipeline engineers or operators to improve the efficiency of ups and downs of pipelines，reduce the energy consumption，and mitigate the pigging risk．

Keywords：Ordos Basin，Zizhou Gas Field，Trunk Line Xi-1，pipeline effusion，foam discharging agent，mathematical model．pigging，pressure

鄂尔多斯盆地子洲气田西干线是中国石油长庆油田公司第二采气厂各集气站产气汇输到米脂天然气处理厂的一条主要干线，全长26.77km，管线外径为355.6mm，管壁厚度为6.3mm，生产运行过程中，由于场站分离效果、集气参数变化等因素影响，天然气凝析液和进入管道的游离液相在管输过程中无法完全带出，在起伏管道低洼处形成积液，导致管网节点压力高，特别是冬季供气高峰时期，个别集气站外输压力超出6.00MPa。目前气田支干线管道内积液只能通过清管作业加以清除，频繁清管，不但影响正常供气，还存在着卡球、憋压等风险，给安全生产带来了极大的隐患。同时，管道积液给气田集气管道带来内腐蚀，增加能耗，严重影响集气效率。

起伏管线积液问题在地势复杂地区必将越来越突出，近年来国内已有不少学者开始针对管路压降损失的计算进行研究^[1-2]，然而管内积液问题很难得到真正解决。笔者探索子洲气田西干线的积液机理和积液量计算实用关系式，创造性地开展了积液管道药剂排液实践，对于地处复杂地形气田集输系统的安全、高效运行具有重要意义。

1　管道积液量计算

1．1　持液率分析

积液量计算的关键在于持液率的准确计算，流体在管内流动时，由于压力和温度的变化，流动情况复杂，会有各种流型的流动方式，需要判断流型，选择合适的压降和持液率计算相关式。笔者采用组合模型进行计算^[3-15]。

1)流型判别：上倾管路的流型判别采用Beggs Brill流型判别法，水平管路和下倾管路采用Mukerjee Brill流型判别法。

2)持液率相关式：水平管路的持液率利用Eaton持液率相关式计算，上倾管路的持液率利用Beggs Brill相关式修正Eaton相关式来计算，下倾管路利用Xiao Brill分层流相关式计算分层流持液率，利用Xiao Brill环状流相关式计算环状流持液率，利用Mukherjee—Brill模型持液率计算式计算段塞流和气泡流的持液率。

3)压降相关式：不管倾角范围，计算摩阻压降时，分层流利用Xiao Brill模型的分层流计算式计算压降，环状流利用Xiao Brill模型的环状流计算式计算压降，段塞流和气泡流利用Mukherjee-Brill均相流模型计算压降，高程压降采用Flanigan相关式计算，忽略加速压降。

4)温降相关式采用黑油模型。

1．2　管道最大积液量计算

假设起伏管线每个低洼处刚好完全充满积液，在管线正常集气状态下，积液一旦充满低洼处将向下游推进，积液过程是由上游至下游逐渐推进的过程。管道最大积液量分析模型如图1所示。

 

为了计算出管线低洼处的最大积液量，首先根据管线的路由数据拟合管线每个下凹段的曲率半径(R)，假设其圆心为O(x0，y0)，圆弧上的离散采样点(xi，yi)到O(x0，y0)距离的平方和最小，则由最小二乘法拟合各下凹段的曲率半径及曲率中心的公式为：F(x0，y0，R)＝

 

式中x0为某个下凹段管线圆心在x轴坐标值，m；xi为某个下凹段管线第i个离散点在x轴坐标值，m；y0为某个下凹段管线圆心在y轴坐标值，m；yi为某个下凹段管线第i个离散点在y轴坐标值，m。

由此得到每个下凹曲管段的曲率中心和半径计算式为：

 

 

式中N为参与拟合计算的特征点的个数，其他参数计算式如下：

 

由图1可知，管道横截面液相面积(S)随管道圆心角(a)变化而不断变化，当管道圆心角增加后管道横截面持液面圆心角(q)增加dq，运用积分相关定理计算单段管道的微弧长为dL＝Rda，微面积为

 

当管道弧长(L)在0®l之间变化，管道横截面液面圆心角在0®a之间变化，从而得单段管道积液量计算式为：

 

式中Vi为单段下凹管道积液量，m³；a为管道横截面液面最大圆心角度，(°)；i为某个下凹段管线积液段处最大圆心角度；S为管道横截面液相面积，m²；L为某个下凹段管线积液段处弧长，m；q为管道横截面液面圆心角；ri为管道横截面圆半径，m；a为某个下凹段管线积液段处圆心角。

由式(5)一次计算出每个下凹处的积液后，则可以得出起伏管线的最大积液量(Vmax)为：

 

1．3　给定工况的积液量计算

在给定集气管线运行参数下，利用持液率分析理论，计算出起伏管路沿程每段入口和出口的持液率，则管内积液量可由下式计算。

 

式中Lx为管线距离入口长度，m；QLx为距入口Lx的管段内总积液量；M为管线下凹管段数；HL为持液率；A为管截面积，m²。

天然气凝析水含量利用诸林等人的计算公式计算^[16]。

1．4　西干线积液量实用公式

根据上述积液量计算理论，分析西干线不同集气量下的流型、沿程的流体压力、温度、持液率、流速、凝析液量等的变化规律，计算给定运行工况下管线的积液量，根据西干线最大积液量、清管数据和实际生产数据进行模拟修正，得到西干线不同压差和集气量下的管线积液量的关系(图2)。

 

由图2可见，给定集气量下，集气压差越大，积液量越大，在相同集气压差下，集气量越大，积液量越小，因为输气量越大，摩擦损失越大，由积液导致的压损越小，根据模拟分析，拟合出积液量与集气量和集气压差之间的关系式。

QL＝A×Qg⁴+B×Qg³+C×Qg²+D×Qg+E       (8)

式中系数A、B、C、D、E的值见表1。

 

2　高抗醇、抗油管道泡排剂研制

目前国内外所使用的泡沫剂为了减少矿化度、温度对其排液效果的影响，基本上采用阴离子表面活性剂^[17]，由于西干线管线积液(表2)中有大量的甲醇和凝析油，其为扩散能力很强的低分子量物质，它的存在将加快泡排剂泡沫表面的排液速度，使得泡排剂产生的泡沫极不稳定，很容易破灭。为此，对管线泡沫排水剂配方研究从以下两方面进行：①为了消除甲醇对发泡剂泡沫稳定性的影响，对活性剂进行筛选，选用泡沫壁相对较厚且泡沫形状呈菱形稳定结构的活性剂作为泡沫排水剂的发泡成分，并且加入增溶剂，以增大活性剂在配方中的溶解度，使得配方中有效发泡成分大大增加，以消除抗冻剂对泡沫排水剂发泡、带液能力的影响；②在发泡剂分子上引入羧基基团，让这种网状基团阻碍或减慢甲醇这类扩散剂分子侵入发泡剂泡沫表面，减慢或消除甲醇对发泡剂泡沫排液的影响。取西干线清管的水样，通过系列室内实验，研制出管道高抗醇、抗油的管道泡排剂UT-14，3种活性剂(a：油患子精华素；b：聚乙二醇；c：三乙醇胺)的最佳配制比例为：a：b：c＝10：4：1，其发泡能力(泡沫高度)达到150mm，5min后也能保持在120mm。参照泡排剂评价相关标准，开展常规泡排剂与新研制泡排剂UT-14对比实验，实验结果见表3，由此叮以看出，管道泡排剂UT-14抗醇、抗油能力较好，现场使用浓度(体积分数)为3.00‰～5.00‰，该浓度泡排剂加注后不会对下游分离没备、管线造成影响。

 

3　管道排液试验及效果评价

3．1　管道泡排试验

在西干线100×10⁴m³/d、150×10⁴m³/d、200×10⁴m³/d不同气量下进行现场试验，在一周期试验结束压差下降后，持续生产一段时间管线进出口压差回升时，继续注入泡排剂，如此反得周期性注入，探索泡排剂作用周期，形成给定气量下的泡排剂加注制度。试验前，利用上述管道积液量计算理论计算西干线给定气量、压差下积液量，根据泡排剂室内实验的加注深度，计算出的理论注入量，实验参数及结果见表4.

 

3．2　西干线泡排试验效果评价

根据西干线泡排实验数据，评价泡排前后的压差和排液效果变化，试验压降和携液结果见表5。从表5可以看出：①随着泡排剂的注入，输送压差总体呈现下降趋势，如果实际注入量小于理论注入量，则导致降压效果不佳；②在相同集气量下，注入泡排剂量越大，压降效果越显著；③在相同的泡排剂注入量下，压降与集气量密切相关，在100×10⁴m³集气量下，压降为0.22MPa，集气量为150×10⁴m³时，最大压降为0.20MPa，在200×10⁴m³集气量下，最大压降为0.11MPa，分析认为集气量大，气流速度快，泡排剂与积液的作用时间短，进一步优化注入量与集气量、注入时间及注入制度之间的关系，确保泡排剂与积液的充分作用，以进一步提高泡排效果。

 

整理子洲气田天然气处理厂2012和2013年1—10月西干线产液数据进行对比分析(图3)，泡排措施之前下游天然气处理厂液量变化较小，增液指标在较小幅度内正常波动，在泡排期产液量均有所增加，部分时段泡排后立即见效，部分时间发生在泡排后的1～2天内，分析认为与泡排区段内管线的气量波动、积液状况等相关。

 

药剂试验结果和分析评价表明，管道泡排剂UT-14在子洲气田西干线现场应用效果明显，满足了高含凝少数入油和甲醇管道泡沫排液的需要，证明拟合的积液量计算公式适用于西干线。通过泡排，减小集气压差，降低集输能耗，保障了管线的稳定集气，同时泡排清除积液工艺确保集气管线的连续和安全生产，不存在常规清管工艺中段塞流、卡堵等风险，可以作为现有清管技术的替代工艺，避免常规清管工艺的潜在风险。

4　结论

1)在利用组合模型计算持液率的基础上，根据西干线生产数据和清管数据，拟合的积液量与集气量、集气压差之间实用关系式适用于西干线。

2)根据子洲气田管线积液性质，研发了高抗醇、抗油的管道泡排剂UT-14，现场试验结果表明是有效的。

3)将成熟的井下泡沫排水采气工艺用于解决复杂地表管线积液问题是成功的，可以作为目前清管工艺的替代工艺，建议进一步进行泡排剂加注制度的优化，以提高药剂排液效果。

 

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本文作者：解永刚  胡均志  周继勇  常霞

作者单位：中国石油长庆油田公司第二采气厂