1. 引言
地形起伏输气管道积液会导致管道输压增加、输气效率下降、管内腐蚀加剧等问题，对管道的运行和安全产生造成威胁[1]。国际上早期多采用Turner液滴模型及其修正模型来确定临界携液流量，这些经典理论基于液滴受力平衡原理，为垂直或近垂直管流提供了理论基础[2]。然而，对于长距离地形起伏管道，Beggs-Brill等经验相关式指出，气液两相在倾斜管段中的流型变化更为复杂，重力与摩阻的耦合作用导致积液主要发生在爬坡段底部[3]。影响管内流动状态和液体积聚的因素较多，如管径规格、输气量、气体组成、压力、温度等，掌握这些因素的影响规律及其对积液的影响的程度，可以帮助评估管道设计的合理性和操作管理的有效性，并为优化管道设计和运行提供参考依据。尽管已有大量文献研究了平坦地形下的积液规律，但针对复杂起伏地形下的湿气输送，传统的稳态计算往往难以捕捉液体在低洼处的动态累积与段塞形成过程。现有国际研究表明，瞬态多相流模拟能更准确地预测地形诱导的积液分布[4]。OLGA软件是目前国际多相流领域应用最多、效果较好的瞬态多相流模拟软件，在管道积液、清管模拟等方面有较高的精度，已在国内外管道工程领域得到广泛应用[5]。为此本文将基于OLGA软件，针对KL管道面临的管道积液问题进行敏感性分析研究，掌握不同工况下管道内液体流动和积聚的规律，并将模拟结果与经典流体力学理论进行对比验证，以便采取相应的措施控制积液的产生和流动，确保管道的安全和经济运行。
2. 管道模拟模型构建
由于OLGA软件缺少流体物性计算模块，因此先借助PVTSIM软件来生成TAB物性数据文件以供OLGA软件调用。然后根据KL管道的基本属性参数、运行工况数据及流体物性Tab文件，基于OLGA软件搭建克轮管道仿真模拟模型。由于阀门在正常生产时对运行参数不产生影响，因此在模型中可不考虑KL管道沿线截断阀室，管道起点采用封闭节点，管道终点采用压力节点，两个进气点(KL出站和ZQ阀室)采用质量节点，考虑管道沿线地形起伏。
通过对比管道沿程压力、温度的模拟计算值与实测数据的误差，判断管道仿真模型与实际工程的吻合度[6]。校核结果如表1所示。可以看出，管道沿程压力模拟结果与现场实测值的相对误差在4%以内，温度模拟值与实测值的偏差仅为0.11℃，模拟结果与实测值吻合性较好，能够作为管道积液敏感性分析研究的基础模型。
Table 1. Comparison of simulated and measured pressure and temperature along the KL pipeline
表1. KL管道沿线压力温度模拟值与实测值的对比
管道输量 (×104 m3/d) |
沿线位置 |
压力(MPa) |
温度(℃) |
实测值 |
模拟值 |
相对误差% |
实测值 |
模拟值 |
绝对误差℃ |
KL出站1945.52 ZQ出站85.42 |
0#阀室 |
7.65 |
7.61 |
0.52 |
8.40 |
8.40 |
/ |
2#阀室 |
7.08 |
7.31 |
3.25 |
- |
6.73 |
/ |
5#阀室 |
7.00 |
6.74 |
3.71 |
- |
4.19 |
/ |
轮南站 |
6.07 |
6.07 |
0.00 |
3.37 |
3.26 |
0.11 |
3. 管道积液敏感性分析
通过模拟计算和分析KL管道不同的输气量、埋深温度、输送温度、末端压力、烃露点等对管内总积液量和沿程持液率的影响情况。结合管道实情，确定了变量参数值敏感性范围，见表2。
Table 2. Actual operating condition range and values for factor sensitivity analysis of the KL pipeline
表2. KL管道实际工况范围及因素敏感性分析取值
积液影响因素 |
输气量(×104 m3/d) |
埋深温度(℃) |
末端压力(MPa) |
烃露点(℃) |
近期工况范围 |
1503.95~2150.23 |
5 (最低)、10 (年平均) |
6.07~6.35 |
0~1 |
敏感性分析取值 |
1000, 1500, 2000, 2500, 3000, 4000 |
5, 10, 15 |
5.5, 6.0, 6.5 |
−5, 0, 5 |
3.1. 起点输量变化的影响
在其他参数不变的情况下，模拟计算得到不同输量下1000 × 104 m3/d、1500 × 104 m3/d、2000 × 104 m3/d、2500 × 104 m3/d、3000 × 104 m3/d、4000 × 104 m3/d时，管道沿程持液率、总积液量的变化情况。
由于管内持液率主要发生在有地形起伏的里程管段(9~74 km)，为了便于观察分析，这里仅展示了此里程段内的持液率剖面，如图1所示。可以看出，输气量越低，沿程出现高持液率的管段数就越多，且持液率的最高值也越大。例如，输量1000 × 104 m3/d时(红色曲线)，高持液率管段有8个，最大持液率为50.15% (在里程9844 m处)；输量4000 × 104 m3/d时(浅蓝色曲线)，管道全线持液率基本持平，无明显的持液率高点，最大持液率仅为0.14% (位于管道出口处)。
Figure 1. Liquid holdup profile curves for the local mileage section (9~74 km) under different gas transmission rates
图1. 不同输气量下局部里程段(9~74 km)的持液率剖面曲线
不同输气量下管内总积液量和管道起点压力的趋势图如图2~图3所示。可以看出，随着输量的增加，管内总积液量呈下降的趋势，且这种变化在低输量阶段更显著[7]。输量1000 × 104 m3/d时(红色曲线)的管内总积液量为最大，积液总量维持在4100 m3左右；输量4000 × 104 m3/d时(接近设计输量4300 × 104 m3/d)，管内总积液量仅为46 m3左右。而随着运行时间的增加，管内总积液量会有小幅的波动，但最大波动幅度不超过100 m3。此外，输气量越大，管道起点压力越高且压力波动越小[8]；输量超过3000 × 104 m3/d时，管道起点压力超过9.2 MPa，接近管道设计压力10.0 MPa。因此，为安全起见，建议输量应控制在3000 × 104 m3/d以内。
Figure 2. Trend of total liquid accumulation inside the pipeline (0~15 days) under different gas transmission rates
图2. 不同输气量下管内总积液量的趋势图(0~15 d)
Figure 3. Trend of pipeline starting point pressure (0~15 days) under different gas transmission rates
图3. 不同输气量下管道起点压力的趋势图(0~15 d)
3.2. 埋深温度变化的影响
模拟计算得到埋深环境温度分别为5℃ (最低地温)、10℃ (年平均地温)、15℃时，管道沿程持液率的剖面图和总积液量的趋势图，如图4~图5所示。随着埋深处地温的降低，沿程高持液率管段的持液率和管道总积液量均在逐渐增大[9]。埋深温度每降低5℃ (15℃→10℃→5℃)，持液率增幅分别为1.09%和1.08% (29.00%→29.32%→29.63%)，增幅较小；总积液量增幅分别为6.30%和9.87% (203.23→216.04→237.37 m3)，增幅也不大。
Figure 4. Liquid holdup profile curves for the local mileage section (9~74 km) under different burial depth temperatures
图4. 不同埋深温度下局部里程段(9~74 km)的持液率剖面曲线
Figure 5. Trend of total liquid accumulation inside the pipeline (t = 0~15 days) under different burial depth temperatures
图5. 不同埋深温度下管内总积液量的趋势图(t = 0~15 d)
3.3. 末端压力变化的影响
在其他参数不变的情况下，模拟计算得到末端(轮南集气站)进站压力分别为5.5 MPa、6.0 MPa、6.5 MPa时，管道沿程持液率的剖面图和总积液量的趋势图如图6~图7所示。可以看出，随着末端进站压力的增大，沿程高持液率管段(位于爬坡段)的持液率也在逐渐增大(27.76%→29.40%→31.07%)，其余管段(位于下坡段)持液率在微幅减小(0.036%→0.031%→0.026%)，管内总积液量在增加但增幅在逐渐减小(229.41 m3→237.28 m3→237.96 m3)。
Figure 6. Profile of liquid holdup along the local pipeline section under different inlet pressures at the terminal station
图6. 末端不同进站压力下局部管段沿程持液率剖面图
Figure 7. Trend of total liquid accumulation inside the pipeline (t = 0~15 days) under different inlet pressures at the terminal station
图7. 末端不同进站压力下管内总积液量趋势图(t = 0~15 d)
3.4. 烃露点变化的影响
不同烃露点(−5℃, 0℃, 5℃)下管道沿程持液率的剖面曲线计算结果如图8~图10所示(展示持液率剖面有明显变化的管段)，管内总积液量趋势曲线计算结果如图11所示。可以看出，随着出站天然气烃露点的增加(−5℃→0℃→5℃)，沿程高持液率管段(位于爬坡段)的持液率在增大[10] (33.65%→42.41%→43.36%)，但增幅在逐渐减小；管内总积液量也在增加(226.54 m3→230.74 m3→308.04 m3)且增幅在逐渐增大。
Figure 8. Liquid holdup profile along the local pipeline section at a hydrocarbon dew point of −5˚C
图8. 烃露点−5℃时局部管段沿程持液率剖面图
Figure 9. Liquid holdup profile along the local pipeline section at a hydrocarbon dew point of 0˚C
图9. 烃露点0℃时局部管段沿程持液率剖面图
Figure10. Liquid holdup profile along the local pipeline section at a hydrocarbon dew point of 5˚C
图10. 烃露点5℃时局部管段沿程持液率剖面图
Figure 11. Trend of total liquid accumulation in the pipeline under different hydrocarbon dew points (−5˚C, 0˚C, 5˚C)
图11. 不同烃露点(−5℃, 0℃, 5℃)下管内总积液量趋势图
3.5. 各因素敏感程度分析
为了搞清楚管内积液(持液率和持液量)对不同影响因素的敏感程度，将上述分析结果数据汇总列于表3中。由此可知，管内持液率影响因素的影响程度从大到小依次为“起点输量 > 烃露点 > 末端压力 > 埋深温度”，而对管内总积液量的影响程度从大到小依次为“起点输量 > 烃露点 > 埋深温度 > 末端压力”。其中，起点输量对管道持液率和总积液量的影响均最为显著，这一结论与国际通用的Turner临界携液理论相符：当输量较低时，气相表观流速低于将液滴带出所需的临界流速，气流无法克服重力对液相的曳力，导致液滴回落并在低洼处聚积，加剧了地形诱导的段塞流现象。同时，模拟显示的积液主要集中在爬坡段的规律，也验证了Beggs-Brill多相流理论关于倾斜管段流动特性的描述，即重力沿管轴的分量阻碍液体上行，导致该处持液率对压力和流速的变化尤为敏感。相比之下，本研究中埋深温度的影响较小，这与部分针对极寒地区管道的国际研究结论存在一定差异，主要是因为KL管道埋深较深且有保温措施，管内流体与环境的热交换处于准稳态。综合来看，管道末端压力主要由下游管网负荷等工况参数所决定，而管道埋深温度则取决于季节温度的变化，这两个因素的取值都难以调控；烃露点温度虽然可以通过调整上游处理装置参数控制，但成本较高且改善效果在0℃以下不明显。因此，合理调配KL管道输量是控制积液的最优解，建议将输量控制在2500 × 104~3000 × 104 m3/d，此时气相流速处于能够连续携液的“安全窗口”内，能有效抑制积液形成，且现场具有较强的可操作性。
Table 3. Statistics of sensitivity analysis results for liquid accumulation in the Kelen pipeline
表3. 克轮管道积液敏感性分析结果统计
序号 |
影响因素 |
观测值 |
输量(×104 m3/d) |
埋深温度(℃) |
末端压力(MPa) |
烃露点(℃) |
最大持液率(%) |
最大积液量(m3) |
1 |
1000 |
5 |
6.07 |
1.0 |
50.15 |
4173.89 |
2 |
1500 |
36.17 |
469.75 |
3 |
2000 |
29.07 |
225.23 |
4 |
2500 |
24.84 |
188.60 |
5 |
3000 |
12.64 |
53.23 |
6 |
4000 |
0.14 |
45.71 |
7 |
1945.52 |
5 |
6.07 |
1.0 |
29.63 |
237.40 |
8 |
10 |
29.32 |
216.07 |
9 |
15 |
29.00 |
203.26 |
10 |
1945.52 |
5 |
5.50 |
1.0 |
27.76 |
229.43 |
11 |
6.00 |
29.40 |
237.30 |
12 |
6.50 |
31.07 |
237.98 |
13 |
1945.52 |
5 |
6.07 |
−5 |
30.72 |
226.16 |
14 |
0 |
31.69 |
260.17 |
15 |
5 |
33.65 |
364.17 |
4. 结论
(1) 基于PVTsim和OLGA软件建立了KL管道动态仿真模拟模型，通过实测数据对模型进行了校准和测试[11]，管道压力模拟结果相对误差在4%以内，温度偏差仅为0.11℃。
(2) 管道沿程持液率、总积液量影响因素的敏感性分析结果表明，起点输量是其关键影响因素，烃露点温度的影响次之，末端压力和埋深温度影响甚微。
(3) 随着输量的增加，管道高持液率管段数、沿程持液率、管内总持液量、出口液量波动幅度和持续时间等参数的值均在减小；输量越小，这些参数受输量变化的影响程度越为显著[12]。建议将输量控制在2500 × 104~3000 × 104 m3/d以内，有利于控制管内积液量，保障管道平稳高效运行。
NOTES
*通讯作者。