摘 要

摘　要：中國石油長慶油田子洲氣田公司西干線積液導致管輸效率低、能耗高、管網節(jié)點壓力高，目前采取的頻繁清管措施，不但影響正常供氣，還存在著卡球、憋壓等風險，給安全生產帶來了

摘　要：中國石油長慶油田子洲氣田公司西干線積液導致管輸效率低、能耗高、管網節(jié)點壓力高，目前采取的頻繁清管措施，不但影響正常供氣，還存在著卡球、憋壓等風險，給安全生產帶來了極大的隱患。為此，根據實際管線路由以及氣液兩相流理論，建立了適用于該氣田支干線的積液量計算數學模型，利用實際生產數據、清管參數進行模型的擬合和修正，得到西干線積液量與集氣量、集氣壓差的實用關系式。同時根據該氣田管線積液高含醇(體積分數為35％)、高含凝析油(體積分數為42％)的特點，研制開發(fā)了高抗醇、高抗油管道泡排劑UT-14，并進行了藥劑排液試驗。結果表明：試驗前后管道進出口壓差最多降低0.22MPa，排液效率超過33％，證實西干線積液實用公式的正確性和藥劑排液在復雜地表下集氣管線的適用性，可作為目前清管工藝的替代工藝，以確保集氣管線的連續(xù)、安全生產。該成果對提高起伏管線集輸效率、降低集輸能耗和清管風險具有重要意義。

關鍵詞：鄂爾多斯盆地  子洲氣田  西干線  管道積液  藥劑排液  數學模型  清管  壓力

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

鄂爾多斯盆地子洲氣田西干線是中國石油長慶油田公司第二采氣廠各集氣站產氣匯輸到米脂天然氣處理廠的一條主要干線，全長26.77km，管線外徑為355.6mm，管壁厚度為6.3mm，生產運行過程中，由于場站分離效果、集氣參數變化等因素影響，天然氣凝析液和進入管道的游離液相在管輸過程中無法完全帶出，在起伏管道低洼處形成積液，導致管網節(jié)點壓力高，特別是冬季供氣高峰時期，個別集氣站外輸壓力超出6.00MPa。目前氣田支干線管道內積液只能通過清管作業(yè)加以清除，頻繁清管，不但影響正常供氣，還存在著卡球、憋壓等風險，給安全生產帶來了極大的隱患。同時，管道積液給氣田集氣管道帶來內腐蝕，增加能耗，嚴重影響集氣效率。

起伏管線積液問題在地勢復雜地區(qū)必將越來越突出，近年來國內已有不少學者開始針對管路壓降損失的計算進行研究^[1-2]，然而管內積液問題很難得到真正解決。筆者探索子洲氣田西干線的積液機理和積液量計算實用關系式，創(chuàng)造性地開展了積液管道藥劑排液實踐，對于地處復雜地形氣田集輸系統(tǒng)的安全、高效運行具有重要意義。

1　管道積液量計算

1．1　持液率分析

積液量計算的關鍵在于持液率的準確計算，流體在管內流動時，由于壓力和溫度的變化，流動情況復雜，會有各種流型的流動方式，需要判斷流型，選擇合適的壓降和持液率計算相關式。筆者采用組合模型進行計算^[3-15]。

1)流型判別：上傾管路的流型判別采用Beggs Brill流型判別法，水平管路和下傾管路采用Mukerjee Brill流型判別法。

2)持液率相關式：水平管路的持液率利用Eaton持液率相關式計算，上傾管路的持液率利用Beggs Brill相關式修正Eaton相關式來計算，下傾管路利用Xiao Brill分層流相關式計算分層流持液率，利用Xiao Brill環(huán)狀流相關式計算環(huán)狀流持液率，利用Mukherjee—Brill模型持液率計算式計算段塞流和氣泡流的持液率。

3)壓降相關式：不管傾角范圍，計算摩阻壓降時，分層流利用Xiao Brill模型的分層流計算式計算壓降，環(huán)狀流利用Xiao Brill模型的環(huán)狀流計算式計算壓降，段塞流和氣泡流利用Mukherjee-Brill均相流模型計算壓降，高程壓降采用Flanigan相關式計算，忽略加速壓降。

4)溫降相關式采用黑油模型。

1．2　管道最大積液量計算

假設起伏管線每個低洼處剛好完全充滿積液，在管線正常集氣狀態(tài)下，積液一旦充滿低洼處將向下游推進，積液過程是由上游至下游逐漸推進的過程。管道最大積液量分析模型如圖1所示。

 

為了計算出管線低洼處的最大積液量，首先根據管線的路由數據擬合管線每個下凹段的曲率半徑(R)，假設其圓心為O(x0，y0)，圓弧上的離散采樣點(xi，yi)到O(x0，y0)距離的平方和最小，則由最小二乘法擬合各下凹段的曲率半徑及曲率中心的公式為：F(x0，y0，R)＝

 

式中x0為某個下凹段管線圓心在x軸坐標值，m；xi為某個下凹段管線第i個離散點在x軸坐標值，m；y0為某個下凹段管線圓心在y軸坐標值，m；yi為某個下凹段管線第i個離散點在y軸坐標值，m。

由此得到每個下凹曲管段的曲率中心和半徑計算式為：

 

 

式中N為參與擬合計算的特征點的個數，其他參數計算式如下：

 

由圖1可知，管道橫截面液相面積(S)隨管道圓心角(a)變化而不斷變化，當管道圓心角增加后管道橫截面持液面圓心角(q)增加dq，運用積分相關定理計算單段管道的微弧長為dL＝Rda，微面積為

 

當管道弧長(L)在0®l之間變化，管道橫截面液面圓心角在0®a之間變化，從而得單段管道積液量計算式為：

 

式中Vi為單段下凹管道積液量，m³；a為管道橫截面液面最大圓心角度，(°)；i為某個下凹段管線積液段處最大圓心角度；S為管道橫截面液相面積，m²；L為某個下凹段管線積液段處弧長，m；q為管道橫截面液面圓心角；ri為管道橫截面圓半徑，m；a為某個下凹段管線積液段處圓心角。

由式(5)一次計算出每個下凹處的積液后，則可以得出起伏管線的最大積液量(Vmax)為：

 

1．3　給定工況的積液量計算

在給定集氣管線運行參數下，利用持液率分析理論，計算出起伏管路沿程每段入口和出口的持液率，則管內積液量可由下式計算。

 

式中Lx為管線距離入口長度，m；QLx為距入口Lx的管段內總積液量；M為管線下凹管段數；HL為持液率；A為管截面積，m²。

天然氣凝析水含量利用諸林等人的計算公式計算^[16]。

1．4　西干線積液量實用公式

根據上述積液量計算理論，分析西干線不同集氣量下的流型、沿程的流體壓力、溫度、持液率、流速、凝析液量等的變化規(guī)律，計算給定運行工況下管線的積液量，根據西干線最大積液量、清管數據和實際生產數據進行模擬修正，得到西干線不同壓差和集氣量下的管線積液量的關系(圖2)。

 

由圖2可見，給定集氣量下，集氣壓差越大，積液量越大，在相同集氣壓差下，集氣量越大，積液量越小，因為輸氣量越大，摩擦損失越大，由積液導致的壓損越小，根據模擬分析，擬合出積液量與集氣量和集氣壓差之間的關系式。

QL＝A×Qg⁴+B×Qg³+C×Qg²+D×Qg+E       (8)

式中系數A、B、C、D、E的值見表1。

 

2　高抗醇、抗油管道泡排劑研制

目前國內外所使用的泡沫劑為了減少礦化度、溫度對其排液效果的影響，基本上采用陰離子表面活性劑^[17]，由于西干線管線積液(表2)中有大量的甲醇和凝析油，其為擴散能力很強的低分子量物質，它的存在將加快泡排劑泡沫表面的排液速度，使得泡排劑產生的泡沫極不穩(wěn)定，很容易破滅。為此，對管線泡沫排水劑配方研究從以下兩方面進行：①為了消除甲醇對發(fā)泡劑泡沫穩(wěn)定性的影響，對活性劑進行篩選，選用泡沫壁相對較厚且泡沫形狀呈菱形穩(wěn)定結構的活性劑作為泡沫排水劑的發(fā)泡成分，并且加入增溶劑，以增大活性劑在配方中的溶解度，使得配方中有效發(fā)泡成分大大增加，以消除抗凍劑對泡沫排水劑發(fā)泡、帶液能力的影響；②在發(fā)泡劑分子上引入羧基基團，讓這種網狀基團阻礙或減慢甲醇這類擴散劑分子侵入發(fā)泡劑泡沫表面，減慢或消除甲醇對發(fā)泡劑泡沫排液的影響。取西干線清管的水樣，通過系列室內實驗，研制出管道高抗醇、抗油的管道泡排劑UT-14，3種活性劑(a：油患子精華素；b：聚乙二醇；c：三乙醇胺)的最佳配制比例為：a：b：c＝10：4：1，其發(fā)泡能力(泡沫高度)達到150mm，5min后也能保持在120mm。參照泡排劑評價相關標準，開展常規(guī)泡排劑與新研制泡排劑UT-14對比實驗，實驗結果見表3，由此叮以看出，管道泡排劑UT-14抗醇、抗油能力較好，現場使用濃度(體積分數)為3.00‰～5.00‰，該濃度泡排劑加注后不會對下游分離沒備、管線造成影響。

 

3　管道排液試驗及效果評價

3．1　管道泡排試驗

在西干線100×10⁴m³/d、150×10⁴m³/d、200×10⁴m³/d不同氣量下進行現場試驗，在一周期試驗結束壓差下降后，持續(xù)生產一段時間管線進出口壓差回升時，繼續(xù)注入泡排劑，如此反得周期性注入，探索泡排劑作用周期，形成給定氣量下的泡排劑加注制度。試驗前，利用上述管道積液量計算理論計算西干線給定氣量、壓差下積液量，根據泡排劑室內實驗的加注深度，計算出的理論注入量，實驗參數及結果見表4.

 

3．2　西干線泡排試驗效果評價

根據西干線泡排實驗數據，評價泡排前后的壓差和排液效果變化，試驗壓降和攜液結果見表5。從表5可以看出：①隨著泡排劑的注入，輸送壓差總體呈現下降趨勢，如果實際注入量小于理論注入量，則導致降壓效果不佳；②在相同集氣量下，注入泡排劑量越大，壓降效果越顯著；③在相同的泡排劑注入量下，壓降與集氣量密切相關，在100×10⁴m³集氣量下，壓降為0.22MPa，集氣量為150×10⁴m³時，最大壓降為0.20MPa，在200×10⁴m³集氣量下，最大壓降為0.11MPa，分析認為集氣量大，氣流速度快，泡排劑與積液的作用時間短，進一步優(yōu)化注入量與集氣量、注入時間及注入制度之間的關系，確保泡排劑與積液的充分作用，以進一步提高泡排效果。

 

整理子洲氣田天然氣處理廠2012和2013年1—10月西干線產液數據進行對比分析(圖3)，泡排措施之前下游天然氣處理廠液量變化較小，增液指標在較小幅度內正常波動，在泡排期產液量均有所增加，部分時段泡排后立即見效，部分時間發(fā)生在泡排后的1～2天內，分析認為與泡排區(qū)段內管線的氣量波動、積液狀況等相關。

 

藥劑試驗結果和分析評價表明，管道泡排劑UT-14在子洲氣田西干線現場應用效果明顯，滿足了高含凝少數入油和甲醇管道泡沫排液的需要，證明擬合的積液量計算公式適用于西干線。通過泡排，減小集氣壓差，降低集輸能耗，保障了管線的穩(wěn)定集氣，同時泡排清除積液工藝確保集氣管線的連續(xù)和安全生產，不存在常規(guī)清管工藝中段塞流、卡堵等風險，可以作為現有清管技術的替代工藝，避免常規(guī)清管工藝的潛在風險。

4　結論

1)在利用組合模型計算持液率的基礎上，根據西干線生產數據和清管數據，擬合的積液量與集氣量、集氣壓差之間實用關系式適用于西干線。

2)根據子洲氣田管線積液性質，研發(fā)了高抗醇、抗油的管道泡排劑UT-14，現場試驗結果表明是有效的。

3)將成熟的井下泡沫排水采氣工藝用于解決復雜地表管線積液問題是成功的，可以作為目前清管工藝的替代工藝，建議進一步進行泡排劑加注制度的優(yōu)化，以提高藥劑排液效果。

 

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本文作者：解永剛  胡均志  周繼勇  常霞

作者單位：中國石油長慶油田公司第二采氣廠