苏里格气田集输管线清管过程瞬态模拟

摘 要

摘要：对清管过程中的两相流流体特征的研究有助于管线及上下游设备的设计及操作。为此，采用稳态Barua模型与具有较好组分追踪功能的TACITE编码瞬态模型对苏里格气田集气管线清
摘要：对清管过程中的两相流流体特征的研究有助于管线及上下游设备的设计及操作。为此，采用稳态Barua模型与具有较好组分追踪功能的TACITE编码瞬态模型对苏里格气田集气管线清管操作中两相流瞬时流动规律进行了研究，重点分析了通球过程中流型、液体流量、压力、清管速率及天然气水合物堵塞等工况的变化规律。结果表明：由于清管过程中地形起伏较大，流体出现了多种流型，液体流量与压力沿程波动较大；清管器速度在上升管段和下降管段的凹凸结合处由于前后压差的明显变化会发生较大的改变。通过对管道总持液量变化的
分析，获取了清管后各阀组管线恢复稳态的时间。采用瞬态分析方法对清管器运行中温度变化研究的结论表明：各阀组在清管过程中没有天然气水合物的形成。进一步验证了清管节流理论的正确性。
关键词：苏里格气田；清管；TACITE模型；瞬态模拟；集输管线
    鄂尔多斯盆地苏里格气田已正式投入开发。该地区主要为沙漠地貌，地形起伏不均，高差较大，两相流在集输管线中极易形成地形段塞流，管线运行一定周期后，极易在管线内产生积液、天然气水合物，导致内腐蚀，降低管输效率和管线使用寿命。因此对苏里格气田进行清管研究十分必要。
    目前，介绍管线清管过程中清管器动态模拟的文献资料并不多。McDonald-Baker[1]是最早的湿天然气管道清管模型，此后的Barua[2]对McDonald-Baker模型进行了改进，去掉了一些假设条件，并提出了段塞进入分离器或段塞流捕集器中段塞加速度的程序，却没有改进原始模型中最主要的连续稳态假设条件。Kohda[3]提出了第一个基于两相瞬态流的清管模型，但仍采用瞬态截面含气率和压降关系来计算时间滑移，使其适用性受到了限制。Shoham-Minami[4]通过对瞬态清管的研究提出了预测清管器位置、段塞位置及清管压降的瞬态流模型，但在瞬态研究中却使用了固定坐标系统。Lima[5]提出的以双流体模型为基础的瞬态清管模型对清管器运行时间等参数模拟的效果较好，但不能跟踪段塞头部的具体位置。Petra[6]模型采用了交叉网格及一阶欧拉隐式积分法，却没有考虑与温度相关的问题。Azevedo(1995)提出了可预测清管器位置的不可压缩流体模型。此外Haun(1986)、Cordell(1986)、Comes(1994)、Short(1994)和Niechele(2000)等人分别对清管器的动力学进行了研究[7]。
    由于在清管过程中集输管线埋地敷设，清管器的运行情况(如位置、速度、压降等)不能直观地观察到，因此现采用PIPEPHASE(Barua模型)对苏里格气田苏10井区集气管线清管过程进行估算，再采用TACITE[8]模型对清管过程进行瞬态模型研究以期
对现场清管提供指导与依据。
1 清管过程采用的稳态及瞬态模型
1.1 清管过程采用的稳态模型
清管操作采用的稳态模型是经过大量数据验证的经验关联式[9～14]，详见表1。
 
1.2 TACITE编码瞬态模型
1.2.1 TACITE模型
    TACITE编码的主要应用之一是预测由流体流动边界条件发生变化所引起的段塞在瞬态两相流中的传播。TACITE以漂移流动模型的数值分辨力为基础，可用于多相传输中遇到的有关坡度、流动特性和流动状态的任何情况。其精确的数值格式可以对混合物组成进行精确的追踪，所以对每一个虚拟组分都具有一个质量守恒方程。此外，还具有一个混合物能量守恒方程和一个混合物动量守恒方程。该瞬态模型的准确性已得到AGIP、TOTAL和ELF的验证。特别是清管模型在油气集输领域的有效性也已被验证[16]。现采用V.Henriot等人[17]建立模型方法将真实组分拟合成7个虚拟组分进行TACITE瞬态模拟。
1.2.2清管物理模型
TACITE编码中的清管模型在处理清管过程中的质量守恒问题时，充分考虑了管线泄漏影响并对清管器前部堆积液体量进行预测；清管模型在处理清管过程中的力平衡问题时，考虑了清管器两侧压力损失和使清管速度降低的壁面阻力的影响[16]。可设定发球位置、接收位置、清管器的长度和重量以及壁面摩擦系数。
清管器两侧压力损失和壁面阻力公式：
 
质量平衡公式：
VS=VpSp+VfSf
假设流体是具有恒定黏度的分层结构，则清管器所受剪应力为：
 
液体薄膜速率为：
 
清管器前后压力降为：
 
清管速度为：
2 清管过程的模拟与分析
2.1 苏10井区天然气典型组成
    苏里格气田属低孔(8.95%)、低渗(0.73m3/d)、低产[(1～3)×104m3/d]、低丰度(1.3×108m3/d)、低饱和度(50%～60%)、低压(28MPa)的“六低”气田，凝析油含量很低，为2.15～4.93g/cm3，露点压力较低，CO2平均含量为1.076%(体积分数)，不含H2S，相对密度为0.5687，详见表2。
表2 苏里格气田天然气典型组成表    %
组分
摩尔分数
组分
摩尔分数
CH4
C2H6
C3H8
iC4H10
nC4H10
iC5H12
92.390
4.448
0.883
0.154
0.171
0.074
nC5H12
C6+
C02
N2
H2
He
0.340
0.080
1.019
0.678
0.018
0.055
2.2 清管操作稳态估算
表3列出了不同计算关联式对清管过程的模拟结果，其中BBM与MBE关联式对段塞长度、清管时间和恢复稳态时间的模拟结果十分接近，但其他关联式对各参数的模拟相差较大。一般计算段塞流长度关系为：TACITE＞OLGA＞BBM＞MBE＞BBME＞OLE。稳态各关联式计算的清管时间大致一致，没有多大差别，但清管后重新恢复稳态的时间却相差较大，一般是BBM＞MBE＞BBME＞TCATE＞0LGA。
表3 Barua稳态清管操作计算结果表1)
阀组编号
长度(km)
段塞长度(m)
清管时间(h)
清管后恢复稳定时间(h)
BBM
BBME
MBE
TACITE
OLGA
BBM
BBME
MBE
TACITE
OLGA
BBM
BBME
MBE
TACITE
OLGA
6#
7.8
82.1
64.9
65.2
144.0
83.2
0.459
0.454
0.464
0.461
0.452
17.65
12.81
12.90
6.53
6.11
2#
5.0
53.7
43.5
42.3
188.6
99.2
0.273
0.270
0.256
0.276
0.271
11.89
8.51
8.55
18.50
4.75
4#
6.0
60.9
42.2
47.8
90.9
51.3
0.352
0.348
0.333
0.352
0.348
13.68
9.80
9.84
4.46
4.45
7#
7.5
84.6
66.8
67.1
264.2
133.4
0.450
0.444
0.450
0.469
0.453
19.32
13.76
13.82
20.40
7.20
    注：1)段塞长度取统计概率为99.86%(N=3)的长度；阀组入口压力为0.8MPa，管线规格为273.1mm×5.2mm，流量为22.5×104m3/d。
2.3 流型变化规律
    从图1可以观察到各阀组管线走向起伏变化较大。图2显示出了各阀组在不同时刻的流型变化，各阀组流体主要流型为：段塞流、分散流、分散光滑流、分层波状流和环状流。从图中可以发现由于各管线起伏走向的不同产生了不同的流型，各阀组在地形变化频繁处主要产生地形段塞。对于地形起伏最大的6#阀组由于管线初始地形高程变化较大，在清管开始便产生了段塞流，随着清管器经过最高点后液体的滑脱，流型由段塞流向分层流转变。可见地形对流型的变化影响较大。
 
2.3.1清管器下游液体流量变化规律
    从图3可以看出随着清管的进行，清管器下游段塞长度逐渐增加。在下游段塞还没有到达终端之前，终端的液体流量基本保持在0.0003m3/s左右不变，随着清管的进行，当清管器前面的段塞到达终端后，终端液体流量变化十分剧烈，各阀组终端液体流量由零迅速增加，通过终端的液体累计量呈线性增长，各阀组出口液体累积量为：4510kg(6#阀组)、13674kg(2#阀组)、6385.6kg(4#阀组)、11012kg(7#阀组)；段塞到达终端后各阀组段塞收集时间为：101.1s(6#阀组)、100.8s(2#阀组)、40.1s(4#阀组)、40.3s(7#阀组)。当清管结束后，终端液体流量接近零，几乎全为气体即出现了所谓的段流现象。在整个清球过程中，液体流量在地形起伏较大的上升管段和下降管段的凹凸结合处会发生较大的波动。这是流体在上升管路处清管器前端液体由于自重堆积造成的结果；而在下降管路处由于清管器前后端液体自重及清管器自重的影响使清管器前端液体流速迅速增加。这种现象对高程变化较大的4个阀组尤为明显。
2.3.2压力变化规律
    各阀组由于地形变化起伏大，压力波动随着管线的起伏也发生了较大的变化(见图4)。从图中可以看到压力波动的位置出现在段塞出现处和管线走向发生改变的地方。在通球过程中各阀组流体压力变化具有共同的特征：当清管器放入管道后，由于清管器后部流体被阻，上游气体被压缩使清管器上游压力急剧升高，清管器运动后，上游重新恢复到新的稳态；清管器下游由于流体连续性的中断，开始时下游流体压力急剧下降，清管器经过后，由于气体得以补充，原下游下降的压力开始上升。清管器刚经过时，在清管器上游一定长度的管段内几乎没有液体存在，使清管器上游压力几乎相等，仅由于阻力损失使压力出现微小的差别；当清管操作完成后，各管段经过一段时间重新达到了新的稳态。
2.3.3清管器瞬时位置、速率及压降变化规律
    从图5各参数变化可知阀组的清管时间为：0.39h(6#阀组)、0.28h(2#阀组)、0.32h(4#阀组)、0.44h(7#阀组)。TACITE计算的清管时间与稳态计算结果十分接近，为清管时间提供了参考。各阀组清管器维持的基本运行速度为4～7m/s，但地形起伏变化的影响造成清管器的运行速度变化较大。此外，在清管器稳定运行后，距离管道入口越远的地方各阀组清管器的运行速度增加越快，何利民等人[18]将该现象归结为气体膨胀的影响。
2.3.4总持液量变化规律
    图6显示出了清管初始各阀组的总持液量为：11.1m3(6#阀组)、15.6m3(2#阀组)、7.8m3(4#阀组)、11.1m3(7#阀组)。清管后管线内的总持液量为：1.6m3(6#阀组)、0.87m3(2#阀组)、0.5m3(4#阀组)、0.71m3(7#阀组)。初始总持液量是管线流体平稳后的最大总持液量，而图形中总持液量的最小值是各阀组经过清管后的最小总持液量。清管完成后管线内流体重新恢复稳态，总持液量又重新达到清管初始值。从图6中曲线可以看出各阀组重新恢复稳态的时间为：49.2h(6#阀组)、37.5h(2#阀组)、38.9h(4#阀组)、76.5h(7#阀组)。与稳态计算结果相比较，TACITE瞬态计算清管重新恢复稳态的时间要比稳态大得多，这主要是因为TACITE对组分变化的准确瞬态跟踪功能使计算结果更加严谨。
 
3 清管器中天然气水合物堵塞工况预测
    清管过程中造成管线堵塞的原因如下：①由于管线铺设不平和管内沉积杂物造成堵塞，这类堵塞与天然气性质无关，可采取在设计压力允许范围内增大清管器上下游压差来解决；②由于天然气在输送过程中，压力温度的变化使液体析出而堆积在管线低洼处，当清管器推动低洼处积液运行时在清管器处发生节流效应，生成天然气水合物堵塞清管器，这种堵塞与管线布局和天然气的性质有关。目前还没有很有效的方法解决第二类堵塞[18～19]。因此，对清管过程中的天然气水合物堵塞工况进行预测研究具有重要的意义。现采用Barua-modifie & McDonald-Baker(BMB)清管模型对清管器前后温度和压力进行计算。
 
    从图7中各阀组管线沿程温度变化曲线可以发现：各阀组在清管过程中均未发生天然气水合物堵塞现象，但清管后温度较清管前温度发生了明显的下降。这进一步验证了陈科等人[20]提出的清管器在管线突变处、积液处(遇杂物)减速或停止，天然气在清管器处将发生节流效应的理论是正确的。
4 结论
    1) 稳态模型段塞流长度计算关系为：TACITE＞OLGA＞BBM＞MBE＞BBME＞OLE；计算的清管时间基本相似；重新恢复稳态的时间计算关系为：BBM＞MBE＞BBME＞TACITE＞0LGA。
    2) 清管过程中出现的主要流型为：段塞流、分散流、分散光滑流、分层波状流和环状流。
    3) 当清管器前面的段塞还没有达到终端之前，通过终端的液体量基本上保持不变；当清管球前面的段塞到达终端之后，通过终端的液体流量急剧增大，累计液体量也急剧增大，如果此时段塞流捕集器操作不当就有可能导致溢液。
    4) 清管过程中管线各点压力变化相同，都具有启动压力偏高的变化规律。
    5) 各集气阀组平均清管速率为4～7m/s，清管时间为0.28～0.44h，恢复稳态时间为37.5～76.5h。
    6) 计算、分析结果验证了清管节流现象的存在，各集气阀组清管过程中没有发生天然气水合物冰堵现象。
符号说明
    Lp为清管器长度；Xp为清管器周长；Sp为清管器截面积；Mp为清管器质量；tp为清管器所受剪应力；Vp为清管速度；△pp为清管器前后压降；Fw为孔壁阻力；D为管线直径；S为管道截面积；Sf为清管器周围流体液膜截面积；Vf为流体膜速度；θ为管线倾斜角度；e为清管器与管壁之间距离；g为重力加速度；V为流体质量流率；ρ为流体密度；μ为流体黏度。Xki组分在k相中组分的质量分率；C为i组分的总质量分率；Rk为k相的体积分率；Vk为k相的速率；Vki为i组分在k相的速率；ρk为k相的密度；Hk为k相的焓；Um为混合速率；p为压力；T为温度；Tw为通过管壁的壁摩擦基值；Tws为分离流动的流体通过管壁的壁摩擦基值；TwD为分散流动的流体通过管壁的壁摩擦基值；Qw为通过管壁的热交换基值；Qws为分离流动的流体通过管壁的热交换基值；QwD为分散流动的流体通过管壁的热交换基值；N为组分数；k为相的基数；i为组分的基数；m为混合物的基数。
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(本文作者：王荧光 中国石油江河工程有限公司)