煤层气低压管道积液动态分析与规律研究

第17卷第2期 2020牵4月
中国煤层气
CHINA COALBED METHANE
Vol. 17 N o. 2
April. 2020
煤层气低压管道积液动态分析与规律研究
孟凡华1>2刘胜男3王子辉1李晓平3安玉敏1李咏梅1
(1.中国石油天然气集团有限公司山西煤层气勘探开发分公司，山西046000;
2.中国石油天然气集团有限公司煤层气开采先导实验基地，山西046000;
3.中国石油大学（北京）油气管道输送安全国家工程实验室/石油工程教育部重点实验室/
城市油气输配技术北京市重点实验室，北京102249)
摘要：利用O LG A动态仿真模拟软件，建立瞬态管网运行模型，分析流速、管径、含水率、压 力及地势高差等因素对积液的影响，总结管内积液及管道诸多参数的变化规律，为煤层气田低压采气管道积液定位及排放提供指导与建议。

关键词：煤层气采气管道积液规律瞬态模拟
Dynamic Analysis and Regularity Study of Liquid Accumulation in
Coalbed Methane Low Pressure Pipeline
MENG Fanhua1'2, LIU Shengnan3, WANG Zihui1, LI Xiaoping3, AN Yumin1, LI Yongmei1
(1. Shanxi CBM Exploration and Development B ranch, PetroChina Huabei Oilfield Company,
Shanxi 046000 ；2. CNPC CBM Exploitation Pilot B ase, Shanxi 046000 ；
3. National Engineering Laboratory for Pipeline Safety/MOE Key Laboratory of Petroleum
Engineering/Beijing Key Laboratory of Urban Oil and Gas Distribution Technology/
China University of Petroleum, Beijing 102249)
Abstract：Using the OLGA dynamic simulation software, a transient pipeline network operation model is established to analyze the effects of flow velocity, pipe diam eter, water content, pressure, and topograph­ic height difference on the effusion, and to summarize the change rules of the effusion in the pipe and many parameters of the pipeline. It would help to provide guidance and suggestions on the positioning and discharge of liquid accumulation in low-pressure gas production pipelines in CBM fields.
Keywords：Coalbed m ethane；gas production pipeline；liquid accumulation law；transient simulation
1煤层气管道积液的研究现状
薛爱芹等通过设定不同传热系数和不同管径，主要依据沿线温度变化进行计算，得到结论：温度下降最快的距离均为出井场至井场外750m左右，一般2.2k m以后，介质温度接近周围环境温度。

故建议在出井场约2k m以后，地形较低或管线折 点上坡地段设置凝水器，但当管道起始处高程差较
基金项目国家科技重大专项“大型油气田开发—沁水盆地高煤阶煤层气高效开发示范工程”（2017ZX05064)。

作者简介孟凡华，女，高级工程师，中国石油华北油田公司一级工程师，长期从事煤层气地面集输工艺设计与研究工作。

4中国煤层气第2期
大时，此结论则不适用。

王磊等使用HYSYS 软件 模拟计算绘制煤层气采气管线的温降曲线、压降曲 线、含水量变化曲线，并由温度压力计算凝析水 量，建议在饱和含水率最低点设置1个分水器，但 其未考虑含水率大小对积液的影响，地形考虑也不 够详细。

郭简等通过对倾斜管内气液两相流动及相 态变化的研究，发现积液通常发生在管段的前三分 之一处，故建议凝水缸或放水阀等设施放置在管道 初始段的地形低洼处，其未考虑气体对液体的携带 作用。

胡倩等通过计算不同管径、不同产水量工况 下管线中的流型变化及持液率变化，预判管线积液 情况，得到结论：煤层气管道流速设计大于9m/s 时，能有效改变管道中的流型，降低管道积液风 险；煤层气地面起伏管道在与地面成50°倾角时， 管道持液率最大，如果管道为非分散流，可以在该 类管道设置凝水缸收集积液，其未考虑压力等其他 因素。

上述研究虽取得了一定的成果，但仍存在不 足。

煤层气管线地形起伏复杂，积液影响因素类型 多样，在实际应用中积液定位准确率较低，鉴于 此，本文选取影响管道积液的几个关键因素，设定 合理范围，通过大量的模拟总结规律，为积液的定 位提供一定参考。

2
影响管道积液的主要因素
影响煤层气管道积液的因素复杂多样，由生产
实际与现有研究成果可知，主要有以下几个方面：
(1)
气体含水率。

对于煤层气管线来说，气
量与饱和含水率决定了液相流量的多少，同一气量 和同样的环境条件下，含水率越高，析出水量越 多，也越容易形成积液。

(2) 气体流速。

煤层气管线中，液体量较气 体量来说很小，基本靠气体携带前进，气体的流速 是决定其携液能力大小主要因素，流速越大，携液 能力越强，但压降也会越大。

(3) 管径。

在保持气体流速、含水率等其他 因素不变的前提下，管径越大，越易积液。

这是因 为流速不变时，管径增大，气体流量增大，所携带 的水蒸气增加，沿线析出水量增加，故大管径的管 道更容易积液。

(4)
末点压力。

随末点压力的增加，气态水
更易凝析出来，从而积液速率加快，积液量有所增
加，但同时气体的密度和黏度也会随之增大，导致 其携液能力有所增强。

3
低压管道积液模拟分析
由于管道起伏的复杂性，本文选取典型地势，
建立了两个简化的低压管道模型，运用OLGA 软件 进行了模拟分析，并总结规律。

3. 1
工况设定及模型建立
根据煤层气的特点及沁水盆地某区块工程实 际，对所研究的影响因素进行设定（表1)。

表1
模拟参数设定
模拟参数设定范围
末点压力0• 04MPa 、0_ 06MPa 、0. 08MPa 、0. lMPa 、0. 12MPa
气体含水率0• 5% , 0• 8%，1. 1%气体流速15m/s 、20m/s 、25m/s 管径
DN100、DN150、DN200
环境温度较低时凝结水更易析出，因此取该区
块冬季温度3. 4丈为环境温度值。

设定“先低后 高”与“先高后低”两种三段高差地势进行模拟, 高程差选择50m 、100m 、150m 三种，管道起始段 为200m 水平段，管道全长1500m 。

两种管道路由 如图1、图2所示。

图1
地形I
图2
地形
U
第2期煤层气低压管道积液动态分析与规律研究5
[地形n]
流速
m/s
含水率％0.5(PNIOO)
12:5)
(d N15〇)[d N20〇]
5种未0.040.040.04点压力MPa、-0.08-0.1下积液0.06MPa MPa 情况MPa下积下积
下积液液均0.04均
积-0. 1积
液MPa液
下积
液
(TT| [os] [〇^s](TTT) [o i] [0^8][171) [os] [as] (TT)
i]^
无
明
显
积
液
0.04
MPa
下积
液
无
明
显
0.04
MPa
下积
液
均
积
液
0.04
MPa
下积
液
均
积
液
(b)地形n
图3各工况积液情况图
3.2模拟计算结果
两种地形条件下，V = 15m/s时，各工况管道 均积液，其余工况的具体积液情况如图3所示。

3. 3积液动态累积规律分析
由于积液受各种因素的交叉协同影响，不同工 况组合下积液规律或有差别。

但研究样本量较大，故通过关联性分析，得到最主要的影响因素，将其 作为变量进行多工况的分析。

3.3. 1多因素与积液的关联度分析
管道压力、气体流速、管径、含水率等均会对 积液产生影响，但影响程度却不尽相同。

运用灰色 关联理论，对两种地形各选取24组算例进行分析，以积液量作为参考序列，4个影响因素作为比较序 列，首先对序列做无量纲处理，再通过下列公式对 4个影响因素与积液的关系进行关联度计算，结果 见表2。

A0i(k) = |x〇(k) -Xj(k)I(1)
Am i n =minminA0i(k)(2)
i k
Am a x = maxmaxA0i(k)(3)
i k
灰关联系数为：
r[x0(k),x,(k)]=A-+P A7⑷
A0i(k) +pAm a x
各个因素与主因素之间的灰色关联度为：
24
7(x o，Xi)二r[xo(k)，xi(k) ](5)其中，Am(k)表示差序列，xQ(k)为参考序 列的无量纲数值，x,(k)为其他比较序列的无量纲 数值，表示最大极差，A_表示最小极差。

i = 1，2, 3, 4分别为4个影响因素；k = l，2, 3, …，24分别为24种工况；p为分辨系数，1 >P> 〇,通
常取0.5。

3.3.2积液动态累积规律
基于上述研究，对地形丨，分析其在3种管径 下的积液规律，设定流速为20m /s,末点压力为 0.06MPa ,含水率为0.8%;对地形II ，分析其在 3种含水率下的积液规律，设定管径为DN 150,流 速与末点压力同地形I 所设。

(1)地形I 积液规律
不同管径下，管道沿线积液累计随时间的变化 情况如图4所示。

由图4可以看出，当管径为
DN 100时，几乎不积液；当管径为DN 150与
DN 200时，积液量随时间增加，管径越大，积液
〇〇
■ geometry [m ]
• DN 100 «••…DN 150
DN 200
Pipeline Length/m
⑷第5天
400 600 800 1000 1200 1400
Pipeline Length/m
(d )第10天
.geometry [m ] .
DN 100 ...DN 150
Pipeline Length/m
(e )第21天
0 200 400
600
800 1000 1200 1400
Pipeline Length/m
(b )第2天
---geometry [m ]----DN 100 »••…DN 150 - - - DN 200
'===^==r ==0 200 400
600 800 1000 1200 1400
Pipeline Length/m
(a )第1天
—geometry [m ]»--DN 100 «••…DN 150 “--DN 200
表2
四个影响因素与积液之间的关联度
地形影响因素气体流速
管径
气体含水率末点压力
I
关联度
0. 7510.7690. 7640. 749排序3124n
关联度
0. 7440.7510. 7530.741排序
3
2
1
4
由表2可得，地形I 的管道积液受管径影响最 大，地形n 的管道积液受含水率影响最大，其次是 气体流速，最后是末点压力。

-_ geometry [m ]
« - - DN 100 ..…DN 150 “ -
中国煤层气
第2期
O O O O O O O O O O O C
208642086420 101099999888
88【l u 】X J J i 8o
n
E
o o o o
o o o o o o
o o 20
864
208642
101099999888
88E 】A J 13U I 03o
P J
E
图4地形I
沿线积液量随时间的变化情况
第2期煤层气低压管道积液动态分析与规律研究7
—Geometry[m]^—-water cut-0. 5% ...water cut-〇.8% -water cu卜1. 1%■Geometiy[m]
•water cut-〇.8%
■water cut-0. 5%
water cut-1. 1%
0 200 400 600 800 1000 1200 1400 1600
Pipeline Length/m
(a)第1天
_Geometry[m]■water cut-0. 8%--water cut-0. 5%
-water cut-1. 1%
i200 400 600 800 1000 1200 1400 1600
Pipeline Length/m
(b)第5天
■Geometry[m]-
•water cut-0. 8% -
water cut-〇.5%
water cut-1. 1%
Pipeline Length/m
(c)第10天Pipeline Length/m
(d)第20天
图5地形n沿线积液量随时间的变化情况
速度越快。

整体规律为：最初第二个低点积液，一定时间后，第一个低点开始积液并向后扩展，期间 后两个低点的积液量几乎不变。

当第一段上倾管的 积液量达到一饱和值不再变化时，第二个低点的积 液量继续增加并向下游扩展，期间第三个低点的积 液量仍几乎不变，直到第二段上倾管积液量达饱 和，最终整条管路积液量达到一饱和值。

(2)地形n积液规律
不同含水率下，管道沿线积液情况如图5所 示。

由图5可知，三种含水率下管道均是从第一个 低点开始积液，并向后扩展，当第一段上倾管的积 液量达到饱和时，第二个低点开始积液并向下游扩 展，最终整条管路积液量达到一饱和值。

含水率 越大，积液速度越快，在模拟的20天内，含水 率为0.8%和1.1 %时，整条管路积液量已达饱和，而含水率为0.5%时，积液只存在于第一段 上倾管。

(3)积液规律总结
对于地形I ,积液最初产生于l〇〇m左右高程 差的上倾管低点，而后才在50m高程差的上倾管 低点积液，这说明在运行开始的一段时间内，高程 差为50m以下的管道中的液体可以被携带走，之后由于管线后段积液，导致前段压力增加，凝析水 量增加，不易被携带，从而积液。

对于地形n，在 第一个低点开始积液，积液量达饱和后第3个低点 几乎不积液。

由此可初步推断在此类工况下，高程 差大于100m的上倾管道均会积液；若管道最大高 程差不超过50m,则管道不积液。

3.3.3积液排放技术研究
煤层气采用低压集气，对于采气管线来说，井 口回压不能过高，否则影响正常采气。

管道积液会 使压降增加，因此需在了解积液规律的基础上，及 时排放积液，使之满足压力需求。

根据此区块设计 要求，采气管线井口回压不得超过〇. 15MPa，故总 结井口回压达到0. 15MPa时管线的积液情况，如 表3、表4所示。

1.6-940
1.4920
1.2900
1.0
S〇.8
£880
-|860
0.6|840
0.4-820
0.2800
780
8
表3
地形
I
积液情况
中国煤层气
第2期
流速20m/S,含水率0. 8%,末点压力0.06MPa
管径
井口回压达〇. 15MPa 时
时间/d
积液量/m 3上倾管1
上倾管2
上倾管3
DN100运行稳定后，井口回压〇. 118MPa ,总积液量
0.0095m 3,几乎未积液
DN150 2.80.0940. 1900.015DN200
4.6
0.686
0. 168
0. 089
由表3可得，当井口回压达到0. 15MPa 时， 积液主要分布在前两个低点，故凝水缸等排液装置 可设在前两个低点的爬坡处。

管径增加，排液周期 可相应延长。

表4
地形丨丨积液情况
流速20m/s ，管径D N 150,末点压力0.06MPa
井口回压达0. 15MPa 时
含水率
时间/d
积液量/m 3上倾管1
上倾管2
上倾管3
0.5% 5.50. 187000.8%20. 183001. 1%
1. 1
0. 180
由表4可得，当井口回压达到0. 15MPa 时， 积液只存在于第一段上倾管，因此只在第一个低点 爬坡处设置排液装置即可。

随含水率增加，排液周期变短。

4
结论
(1) 总结分析了气体含水率、流速、管径、
末点压力对管道积液的影响，含水率越高，越容易 形成积液；流速越大，携液能力越强；管径越大, 越易积液；随末点压力的增加，积液速率加快，积 液量增加，但同时气体的密度和黏度也会随之增 大，导致其携液能力有所增强。

(2) 设定两种多起伏地形，模拟了多工况组 合下共270组管道的积液情况，并研究了积液动态 累积规律，由于样本量较大，故通过灰色关联分析 法得出最主要的影响因素，将其作为变量，其他因 素选取一常量，对不同主控因素下管道的积液情况 进行了分析。

由模拟结果可初步得出，在管径大于
等于DN 150,含水率低于0.8%时，最大高程差不 超过50m 的管道不积液，高程差大于100m 时，在 管道低点会产生积液。

(3)以井口回压作为管线积液排放的控制指
标，研究不同工况下井口回压达到某一上限时管线 的积液情况，从而为确定积液位置及排液周期提供 一■定的思路和指导。

参
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(责任编辑刘馨）。