梁 平，趙偉東，楊 穎，劉 姝，黃輝榮，熊明林

（1. 重慶科技學(xué)院 石油與天然氣工程學(xué)院，重慶 401331；2. 中國石油 西南油氣田分公司，重慶 400714）

在氣田建設(shè)中，氣液分離運(yùn)輸和氣液混合運(yùn)輸是集輸管道的主要運(yùn)輸方式[1]。傳統(tǒng)的陸上氣田氣液分離傳輸和采集過程是在計(jì)量前將井場或集氣站中的天然氣分離出來，然后再將天然氣輸送到天然氣加工廠或直接輸送到天然氣管道中。井場或集氣站的過程比較復(fù)雜，分離后的液體管道運(yùn)輸及車輛運(yùn)輸投資費(fèi)較大，給現(xiàn)場氣田的運(yùn)行管理帶來了不便[2]。氣液兩相混合輸送的集氣過程是井場中的天然氣直接進(jìn)入集氣支線或集氣干線，輸送至天然氣處理廠，不經(jīng)處理。該井場過程簡單[3]，井場的主要工藝設(shè)備是井口節(jié)流閥和相關(guān)的截止閥，沒有分離設(shè)備，且自動(dòng)控制儀器、液體儲(chǔ)存和運(yùn)輸設(shè)施也減少了。整個(gè)氣田的站數(shù)少于采用氣液分離傳輸和采集技術(shù)的站數(shù)，操作簡便，管理方便，節(jié)省投資[4]。

管道中常見的流型有氣泡流、分層光滑流、段塞流、環(huán)狀流等。對于現(xiàn)象描述多采用外形劃分，流動(dòng)機(jī)理分析多采用分布特點(diǎn)劃分[5]。氣泡流的主要特點(diǎn)是隨氣量的增加，氣泡合并形成較大的氣團(tuán)[6]，在管路上部同液體交替流動(dòng)。分層流的特點(diǎn)是在增加氣體量時(shí)，氣團(tuán)連成一片連續(xù)的氣相，氣液間具有較光滑的界面，相速度有較大的差別。段塞流的形成主要是當(dāng)氣體流量較大時(shí)，波浪會(huì)加劇，且波浪的波峰會(huì)不時(shí)地上升到管道的頂部形成液塞，阻礙高速氣流的通過，被吹走的氣體帶走一些液體，液體被帶走或分散成小滴或氣體形成泡沫。隨氣體流速的進(jìn)一步增加，不同環(huán)狀液層變薄，形成環(huán)狀流。如果集輸管道液體波動(dòng)較大，不僅會(huì)影響兩相管道的流態(tài)，且還會(huì)在低處和上坡管道中積聚大量液相，導(dǎo)致更大的摩擦和滑移損失。目前，濕氣輸氣管道模擬被廣泛認(rèn)可，CFD，SPS，OLGA等軟件是較領(lǐng)先的多相流模擬計(jì)算軟件[7]。

本工作通過合理的建模，研究了頁巖氣管道中流型的變化，分析了管道流型與持液率（HOL）、壓力、溫度等參數(shù)的關(guān)系，為現(xiàn)場管線的流型判斷提供理論依據(jù)。

1 實(shí)驗(yàn)部分

1.1 主要實(shí)驗(yàn)參數(shù)

選取川西地區(qū)頁巖氣田集輸管道為研究對象，集氣站氣體組成見表1。

表1 集氣站氣體組成Table 1 Composition of gas gathering station

該處天然氣壓縮因子為0.998 1，高位發(fā)熱量為36.959 MJ/m3，相對密度為0.562 2，臨界溫度為191.35 K，臨界壓力為4.609 MPa，管道內(nèi)徑為307.9 mm，管線長度為5.45 km。以上參數(shù)參比條件為20 ℃，101.325 KPa。

集氣站至中心站氣量及其管段相關(guān)模擬數(shù)據(jù)見表2，鋼材參數(shù)見表3。

表2 模擬工程數(shù)據(jù)Table 2 Data of simulation project

表3 材料物性參數(shù)Table 3 Material property parameters

該段管線通氣量主要為井組的氣，產(chǎn)氣量為52.19×104m3/d，產(chǎn)水506.76×103m3/d，各井組水均通過分離器第一次分離，考慮分離器的分離效率為95%，進(jìn)入管道的水量為產(chǎn)水的5%。

根據(jù)HYSYS軟件通過動(dòng)態(tài)模擬將氣液混合[8]，可得氣體中水與總組分的摩爾比為0.056 8。

1.2 OLGA的基本模型

OGLA采用的模型為雙流體模型，主要包括氣相、液相和液滴的三個(gè)質(zhì)量方程（式（1）～（3））、氣液相和管壁單純液相的動(dòng)量守恒方程（式（4）～（5））及混合體系的能量守恒方程（式（6））[9]。

模型中所采用的守恒方程為歐拉方程，其中，在歐拉方程中同時(shí)采用了拉格朗日的前沿追蹤格式。在該模型中將流型劃分為兩個(gè)基本流型：分布式流型和分離式流型。其中，分布式流型包括氣泡流和段塞流；分離式流型包括分層流和環(huán)霧流。OLGA中流型的判別在于指定的壓降情況下，選擇氣液兩相流線性速度差最小或者氣相速度最高的流型，同樣也適用于高壓兩相流的判別。

2 結(jié)果與討論

2.1 輸氣管管道流型結(jié)果分析

利用OLGA軟件建立積液模型，模擬30 d，在輸氣管道總積液量達(dá)到穩(wěn)定時(shí)，分析管線管道的高低起伏、壓力、HOL、溫度和流型的變化。

2.1.1 流型和管道地勢的關(guān)系

管道流型與地勢的曲線見圖1。從圖1可看出，在管線長度為1 162.26～2 627.87，3 506.26～3 646.65，4 082.77～4 219.73，4 329.25 ～4 475.14，4 911.65 ～5 140.89，5 237.09～5 261.61 m處為段塞流，在上坡段氣液相滑脫比減少，氣體攜液能力減少，形成段塞流[10]。段塞流基本在管線上坡段和管線末端。在下坡段氣液滑脫比增大，攜液能力增加[11]，形成為分層流，因此管線其他流型均為分層流。

圖1 流型與地勢的關(guān)系曲線Fig.1 Relationship between flow pattern and topography.

2.1.2 流型和HOL的關(guān)系

流型與HOL的關(guān)系曲線見圖2。從圖2可看出，在管線起點(diǎn)瞬態(tài)的平均HOL為0。在管線長度為1 157.21～2 622.64，4 077.50～4 214.46，4 906.44～5 135.68 m處的平均HOL分別為0.40，0.37，0.37，其他位置的HOL接近0。這是因?yàn)樵诠芫€上坡段由于氣體上升，導(dǎo)致液體回流，滑脫比增加，因此HOL增大[12]；在下坡段，滑脫比下降，因此HOL下降。當(dāng)分層流轉(zhuǎn)變?yōu)槎稳鲿r(shí)，管道中HOL隨之增大，從而形成液塞，阻礙高速氣流的通過。

圖2 流型與HOL關(guān)系曲線Fig.2 Relationship between flow pattern and liquid holdup(HOL).

2.1.3 流型與壓力和溫度的關(guān)系

流型與壓力和溫度的關(guān)系曲線見圖3。從圖3可看出，在分層流中，管線壓力和溫度呈小幅度上升趨勢，在分層流轉(zhuǎn)變?yōu)槎稳鲿r(shí)，以沖擊流型的混輸管路震動(dòng)和水擊現(xiàn)象最明顯[13]，壓力相比溫度有很大波動(dòng)。

圖3 流型與壓力和溫度的關(guān)系曲線Fig.3 Relationship between flow pattern，pressure and temperature.

2.2 清管管道流型結(jié)果分析

建立清管模型，清管模型的分層流和段塞流與管線高低起伏、HOL、壓力和溫度的關(guān)系均與積液模型一致，但在清管過程中出現(xiàn)了氣泡流的轉(zhuǎn)化，清管模型模擬工況見表4。

表4 模擬工況數(shù)據(jù)Table 4 Data of simulated operating conditions

清管過程中管道沿程流型隨時(shí)間的變化見圖4。從圖4可看出，隨著清管作業(yè)的進(jìn)行，在管道長度低于1 162.26 m時(shí)是分層流，管道長度高于1 162.26 m時(shí)上坡管段出現(xiàn)了多次段塞流，主要在管道長度為1 493.76～1 614.20，2 523.39～2 627.87，4 860.37～4 984.58 m附近出現(xiàn)氣泡流，其他流型均為分層流。

圖4 清管過程中的流型變化Fig.4 Flow pattern changes during pigging.

2.2.1 氣泡流和地勢的關(guān)系

清管過程中流型變化曲線見圖5。在清管作業(yè)到1 500.98 s時(shí)，流型中隨路程變化出現(xiàn)氣泡流（如圖5a所示）；隨時(shí)間移動(dòng)，在2 400.11 s氣泡流集中出現(xiàn)在管線末端（如圖5b所示）最終消失。分層流轉(zhuǎn)化為氣泡流，在管線上坡段和末端氣泡流和段塞流共同存在，由于氣體流速增加，氣泡合并形成較大的氣團(tuán)，氣體與液體交替運(yùn)動(dòng)，但速度變大時(shí)，管道內(nèi)部波浪增大，可形成液塞，阻礙高速氣流的輸送。

圖5 清管1 500.98 s（a）和2 400.11 s（b）時(shí)流型隨路程的變化Fig.5 Variation of flow regime with distance at 1 500.98 s(a) and 2 400.11 s(b).

2.2.2 氣泡流和HOL的關(guān)系

清管中氣泡流和HOL的關(guān)系曲線見圖6。

圖6 清管中氣泡流和HOL關(guān)系曲線Fig.6 Relationship between bubble flow and HOL in pigging.

從圖6可看出，由于管道中的氣泡流使液體的流動(dòng)體積增大，液體與管壁的相對流速增大，使得沿程摩擦阻力增加，氣泡流產(chǎn)生，出現(xiàn)HOL增加的現(xiàn)象，最大值接近1，存在清管卡堵的風(fēng)險(xiǎn)。因此，在清管期間，需要注意清管的流速不宜過大，一般控制在3～5 m/s適宜[14-15]。

2.2.3 氣泡流與壓力和溫度的關(guān)系

清管中氣泡流與壓力和溫度的關(guān)系曲線見圖7。從圖7可看出，當(dāng)出現(xiàn)氣泡流時(shí)，溫度和壓力下降幅度較大。需要注意末端段塞流液量，通過調(diào)節(jié)末端分離器的排量、加段塞流捕集器或緩沖罐等措施消除溫度和壓力的影響。監(jiān)測管道中壓力和溫度的變化可以幫助監(jiān)測管線流型的轉(zhuǎn)化，從而解決段塞流的危害。

圖7 清管中氣泡流與壓力（a）和溫度（b）的變化曲線Fig.7 Change curves of bubble flow with pressure(a) and temperature(b) in pigging.

3 結(jié)論

1）頁巖氣輸氣管道的流型主要為分層流和段塞流的相互轉(zhuǎn)化，當(dāng)分層流轉(zhuǎn)化為段塞流時(shí)，會(huì)形成液塞，阻礙氣流的通過，氣體吹走并帶走一些液體，或分散成液滴，或形成泡沫，造成管道中HOL明顯升高，溫度和壓力降低。

2）通過分析管道中段塞流的高低、HOL、溫度和壓力的變化，可得到段塞流產(chǎn)生的具體位置，從而進(jìn)行檢測和預(yù)防。

3）在清管過程中，管道流型出現(xiàn)氣泡流，管道中HOL的最大值接近1，嚴(yán)重阻礙管道流通，氣泡流多次出現(xiàn)在管線末端，因此在清管期間應(yīng)注意控制清管的流速，減少氣泡流的產(chǎn)生，從而減少清管作業(yè)中管線的損害。

符號(hào)說明