高含硫濕氣集輸系統增壓臨界條件模擬

麻宏強, 賈繼偉, 馬 雯, 王 麗, 高繼峰, 韓喜蓮

(1. 蘭州理工大學 土木工程學院, 甘肅 蘭州 730050; 2. 中石化中原石油工程設計有限公司, 河南 濮陽 457001; 3. 中原油田博士后科研工作站, 河南 濮陽 457001; 4. 中石化中原油田分公司 石油工程技術研究院, 河南 濮陽 457001)

在高含硫氣田的后期開發中，井口壓力逐漸降低，產液量不斷增加，故將這種含液量較高的氣田稱為高含硫濕氣田.為了延長低氣壓井穩產期、提高氣井采收率、保證氣田的經濟高效開發，必須對氣田地面集輸工藝進行改造，增壓集輸勢在必行[1-2].因此，確定集輸系統的增壓臨界條件對增壓集輸模式的優化具有重要的現實指導意義.對于氣田集輸系統增壓臨界條件的研究，國內外主要集中在增壓集輸模式的確定.如：靖邊氣田在充分考慮已建地面集輸管網在低壓環境下的運行特點的基礎上通過對不同氣井生產壓力下多種增壓方式進行技術經濟優選，綜合氣田開發效果、經濟評價確定出經濟合理的氣田集輸方式[3-4]；蘇里格氣田是典型的“低壓、低滲、低豐度”三低氣田，氣井壓力下降快，絕大部分時間處于低壓生產狀態，通過分析總結確定蘇里格氣田集氣站采用分散增壓的方式更為合理[5]；大牛地氣田通過對氣井油壓的變化規律分析，并從技術經濟角度對提出的4種增壓模式進行對比優選，確定區域增壓加集氣站分散增壓的方案既能滿足管網外輸的要求，又能保證經濟效益[6-7]等.這些研究主要是關于氣井出口壓力較低、含硫較低氣田的增壓集輸模式的確定，而對氣田增壓集輸邊界條件確定的研究相對較少.因此，將目前國內外研究成果應用于高含硫濕氣集輸系統增壓臨界條件的確定均難以直接借鑒.

本文對現有高含硫濕氣田氣井壓力、產液量及氣井產量進行分析，采用熱-力耦合方法，建立高含硫濕氣田增壓集輸模式的數學模型和物理模型.在氣井不同運行壓力、產液量及氣井產量條件下，模擬分析了總站壓力對段塞流風險、管段流速和管輸能力的影響，并對模型的可靠性進行了驗證，在此基礎上確定了高含硫濕氣田集輸系統增壓運行的邊界條件.

1 高含硫濕氣增壓集輸模型建立

1.1 集輸系統數學模型建立及求解

本文基于流型特性進行分析，以多相流雙流體模型為基礎，并且耦合管道沿線溫降模型及天然氣物性P-R計算模型，考慮氣液流量、組分、管徑、介質物性及山地條件等因素，采用熱-力耦合方法，建立了高含硫濕氣田集輸管道增壓集輸模式數值模型.其中，天然氣各組分及其所占百分比分別為x(He)=0.012%,x(H2)=0.028%,x(N2)=0.52%,x(CO2)=8.64%,x(H2S)=15.16%,x(CH4)=75.52%,x(C2H4)=0.12%,x(C3H8)=0.管道沿線的溫降模型適用條件為假設管道界面不變，不考慮管道微元段內液體的加速損失及微元管段中的相變熱；同時，假設管道內的介質為氣液兩相混合物且氣液兩相均為一維穩定流動；大氣環境溫度年周期性變化，土壤傳熱簡化為第三類邊界條件下半無限大物體一維周期性非穩態導熱問題[7].集輸管道增壓集輸動態預測模型由下列方程式構成[8-11]：

1) 氣相連續性方程

(1)

式中：ρg為氣相密度，kg/m3；φg為氣相的體積分數，無量綱；A為集輸管道截面積，m2；vg為氣相流速，m/s；Δmg為單位時間單位厚度的氣相質量，kg/(m·s).

2) 液相連續性方程

(2)

式中：ρl為液相密度，kg/m3；φl為液相的體積分數，無量綱；vl為液相流速，m/s；Δml為單位時間單位厚度的液相質量，kg/(m·s).

3) 氣相動量方程

(3)

式中：P為集輸管段壓力，Pa；g為重力加速度，m/s2；τg為氣相與管壁間的切應力，N/m2；τi為氣液兩相間的切應力，N/m2；Dg為氣相濕周，m；Di為氣液兩相內部濕周，m.

4) 液相動量方程

(4)

式中：τl為液相與管壁間的切應力，N/m2；Dl為液相濕周，m.

5) 溫降模型

(5)

6) 氣體狀態方程、物性計算模型

ρm=P/(zRT)

(6)

式中：ρm為氣相摩爾密度，mol/m3；z為壓縮因子，無量綱；R為摩爾氣體常數，J /( mol·K)；T為溫度，K.

1.2 集輸系統物理模型建立及求解

圖1是高含硫濕氣田集輸管網壓降模擬模型.考慮到高含硫濕氣田H2S含量高，受管網起伏高差大及開采后期氣井含水率高等因素的影響，本文采用OGLA軟件對某高含硫濕氣田集輸管網進行了模擬表征，建立了高含硫濕氣田復雜山地集輸系統增壓模擬物理模型，并采用數值差分方法進行求解.其中，此物理模型為一維模型，且氣液混輸管道沿程摩擦壓降依據Beggs-Brill的氣液兩相水平管路和傾斜管路的壓降計算公式進行計算[12].

圖1 高含硫濕氣集輸管網壓降模擬模型Fig.1 Pressure drop simulation model of high sulfur wet gas gathering and transmission pipeline network

1.3 集輸系統模型驗證及適應性分析

本文采用高含硫濕氣田在某個時間段內的實際生產數據，對集輸系統模擬模型進行驗證，將模擬運行結果與集氣站生產運行實際情況進行了對比.

表1和表2是模擬運行結果與集氣站生產運行實際情況的對比分析.結果表明，1#線和2#線各氣井壓力模擬結果與實際生產誤差在5%以內；3#線各氣井壓力模擬結果與實際生產數據最大誤差為6.1%，4#線各氣井壓力模擬結果與實際生產數據最大誤差為6.7%.綜上，各管線氣井壓力模擬結果與實際生產數據對比，誤差均在9%以內，符合設計要求.

表1 1#線、2#線集氣站產量與模擬結果對比Tab.1 Comparison between output of gas gathering station and simulation results of line 1# and line 2#

表2 3#線、4#線集氣站產量與模擬結果對比Tab.2 Comparison between output of gas gathering station and simulation results of line 3# and line 4#

2 結果與討論

高含硫濕氣田集輸系統邊界條件的確定受到諸多因素的影響，本文主要考慮了如下影響因素：

1) 管內流速及段塞流：根據相應要求集輸管道內部流速應不超過3～8 m/s；

2) 滿足地質配產：以地質開發數據為依據，各氣井產量不能超過地質配產；

3) 氣田穩產：充分保證90億方/年的輸送能力.

本文在充分考慮以上影響因素的基礎上，緊密結合氣田的實際情況，分別分析了總站壓力對段塞流風險、管段流速和管輸能力的影響，最終確定出氣田增壓集輸總站臨界壓力條件.

2.1 總站壓力對集輸管網段塞流風險的影響

持液率是判斷集輸管道是否易發生段塞流的重要指標，持液率是指在水氣兩相流中，某一截面上液相所占截面積與總流道截面積之比[13].常用的持液率計算公式幾乎均是采用在實驗的基礎上而得來經驗或半經驗關系式，經過對常用的相關經驗或半經驗公式的比較，Minam-Brill相關式具有較高的精度，故本文中持液率的計算采用Minam-Brill相關式[14].

圖2是不同總站壓力下部分集輸管段持液率的分布結果.結果表明，當氣田氣井配產不變時，集氣總站壓力變化對管內持液率產生明顯影響，總站壓力越低，管道內持液率越??；當總站壓力從7.8 MPa降到5.0 MPa時，P107-P106以及P305-P304管段持液率將降低約10%.因此，在后期降壓開采中，管網運行壓力的降低有利于避免段塞流的形成，但運行壓力對持液率影響大約在10%以內，不存在段塞流風險.此外，從圖中還可以發現持液率沿集輸管道存在不斷劇烈變化的現象，這主要是由于某高含硫濕氣田位于山區，集輸管道是沿著山區的地形走向鋪設的，所以管道在鋪設過程中管道的起伏造成了相應管段內持液率的劇烈變化.

圖2 不同總站壓力下部分集輸管段持液率分布Fig.2 Distribution of liquid holdup in the lower manifold section under different terminal pressures

2.2 總站壓力對集輸管段流速的影響

圖3是3#線部分集輸管段流速分布結果.結果表明，當總站壓力越低時，管內流速越大.在地質配產條件不變的情況下，總站壓力為5 MPa時，3#線P301-總站管段出現流速超過8 m/s的極限現象；在不同高程下，P301-總站集輸管段流速變化較小，變化范圍均維持在1 m/s以內.

圖3 3#線部分集輸管段流速分布Fig.3 Velocity distribution of line section 3#

圖4～圖6分別是4#線D403-D402、D402-D401、D401-總站管段流速分布結果，圖7是1#線P104-P102管段流速分布結果.結果表明，當總站壓力為5.0 MPa時，4#線主要干線如D403-D402、D402-D401以及D401-總站各管段，1#線P104-P102管段均存在管段內部流速較高的風險.為控制氣田集輸系統關鍵管段內的流速維持在安全的范圍內，故需調整相關氣井配產，對相應管段進行增壓集輸，從而降低相應管段內部的流速，以便使流速達到安全的范圍值.

圖4 4#線D403-D402管段流速分布Fig.4 Velocity distribution of D403-D402 section of line 4#

圖5 4#線D402-D401管段流速分布Fig.5 Velocity distribution of D403-D402 section of line 4#

圖6 4#線D401-總站管段流速分布Fig.6 Velocity Distribution of D401 - main station section of line 4#

圖7 1#線P104-P102管段流速分布Fig.7 Velocity distribution of P104-P102 section of line 1#

2.3 總站壓力對管輸能力的影響

圖8是調整配產后總產量與總站壓力關系圖.結果表明，當在保證管內流速不超過3～8 m/s的基礎上，通過對氣井配產調整得出集氣總站壓力為7.8、6.9、5 MPa時，集輸系統的管輸能力分別為105、 90、80億方/年.因此，若要集輸管網滿足90億方/年的輸送能力，則總站運行壓力不能低于6.9 MPa.

圖8 調整配產后總產量與總站壓力關系Fig.8 The relationship between the total output and the pressure of the main station after adjusting the allocation of production

圖9是調整配產后4#線各管段的流速變化狀況.結果表明，當集輸管網滿足90億輸送能力，總站壓力為6.9 MPa時，4#線管段流速整體偏高，基本接近8 m/s，如果總站壓力繼續降低，4#線將不能滿足輸氣要求.為了保證4號線輸氣要求，總站壓力不能低于6.9 MPa，若其他管線不能滿足輸氣壓力要求，則需對相應管線進行增壓集輸.

圖9 調整配產后4#線各管段流速變化Fig.9 Variation of flow velocity in each section of the pipeline 4# after adjusting the allocation of production

3 結論

本文采用熱-力耦合方法，建立了高含硫濕氣田增壓集輸模式的數學模型和物理模型.分別模擬分析了總站壓力對段塞流風險、管段流速和管輸能力的影響，并對模型的可靠性進行了驗證，在此基礎上分析確定了高含硫濕氣田集輸系統增壓運行的邊界條件.其結論如下：

1) 結合復雜山地特點，耦合管道沿線溫降模型及天然氣物性P-R計算模型，建立了某高含硫濕氣田增壓集輸模式模型.并對增壓集輸模式模型的可靠性進行驗證，誤差均維持在9%以內.

2) 當氣田氣井配產不變時，集氣總站壓力變化對管內持液率產生明顯影響，總站壓力越低，管道內持液率越小.在后期開采中，管網運行壓力的降低有利于避免段塞流的形成.

3) 當總站壓力為5.0 MPa時，1#、3#、4#均有部分管段流速過高，超過設計要求.為控制集輸系統關鍵管段內流速維持在安全的范圍內，需對相應管段進行增壓集輸，從而降低相應管段內部的流速，達到安全的范圍值.

4) 若集輸管網滿足90億方/年的輸送能力，則總站運行壓力不能低于6.9 MPa.當總站壓力為6.9 MPa時，4#線管段內流速整體偏高，基本接近8 m/s，如果總站壓力繼續降低，4#線將不能滿足輸氣要求.

5) 通過分析總站壓力對集輸管網段塞流風險、集輸管段內流速、管輸能力的影響，確定高含硫濕氣集輸系統增壓運行的邊界條件為不低于7.0 MPa.