相国寺储气库采气干线多相流计算模型适应性分析及优选

唐 德 尹 浩 汤 丁 廖浩然 王 岩 程丽璇

中国石油西南油气田公司储气库管理处

相国寺储气库南北采气干线B段管线已于2020年12月完成智能内检测工作，并在2021年通过了开挖验证，而采气干线A段还未开展内检测工作。相国寺储气库南北采气干线为气液两相输送管道，通过仿真软件对采气干线B段进行模拟并与实际数据对比，优选出适用于该储气库南北段采气干线的多相流模型，可以更好地开展采气干线A段的内检测工作[1-3]。

目前，OLGA和PIPEPHASE等多相流仿真模拟软件均可对管线气液两相工况模拟计算，但是不同软件下的多个模型所模拟得到的相同管道各项参数的精确度存在差异[4-6]。为此，以相国寺储气库南北采气干线B段为研究对象，基于两种主流的多相流仿真模拟软件OLGA和PIPEPHASE，采用两种软件下的共11种多相流模型，建立了储气库南北采气干线B段的仿真模型，模拟计算管线气液两相工况，并根据管道的实际积液量和运行压力对11种模型进行了评价与优选，最终获得了适用于相国寺储气库南北段采气干线的多相流模型。

相国寺储气库南北采气干线B段示意图如图1所示。北段起点为4号注采站，终点为集注站（图2）；
南段起点为9号注采站、终点为集注站（图3）。同时，北段、南段的高程里程图如图2、图3所示。

图1 相国寺储气库南北采气干线B段示意图

图2 北段采气干线B段高程里程图

图3 南段采气干线B段高程里程图

2.1 模型适应性评价方法

2.1.1 OLGA软件

在众多的多相流模拟计算软件中，OLGA是开发最早，也是应用最广的软件。OLGA软件内的多相流模型包括2种：双流体模型、扩展的双流体模型。这两种多相流模型可以模拟在油井、管线和油气处理设备中油、气、水的运动状态，将其模拟结果与SINTEF（挪威科技工业研究院）多相流实验室数据、公开发表的文献数据、现场数据进行比较的结果显示，大多数情况下吻合良好，因此OLGA软件也得到世界各大石油公司的认可[7]。

OLGA软件中，管道角度对模拟结果的影响为：①对于水平管道，当管内为分层流或环状流时，OLGA软件对压力和持液量的计算相对误差在30%左右；
若管内为段塞流，则计算结果偏差超过50%。②对于倾斜管道，倾角小于5°时，OLGA软件能准确预测压力梯度，其压降和持液率的误差范围在10%以内；
而当倾角大于等于5°时，预测的压力低于实际值；
当倾角为10°时，预测值比实际值低35%[8-10]。因此，OLGA软件最适用于模拟管内为分层流或环状流的水平管道，如表1所示。

表1 OLGA和PIPEPHASE两种软件中多相流模型适用性对比表

2.1.2 PIPEPHASE软件

PIPEPHASE软件整合了现代油气生产方式和软件分析技术，形成了高效的油田设计和规划工具。PIPEPHASE软件拥有详尽的物性数据库和友好的用户界面，可处理单相气液体、原油组成混合物和蒸汽、CO2等各种流体类型，是全球油气生产和设计公司首选的解决方案。其内部的多相流模型包括OLIM模型、MB模型、BBM模型、BB模型等[11-12]。如表1所示，对于PIPEPHASE软件，本文对比的9种多相流模型，其适用范围均为水平管道或倾斜角小于10°的多相流管道。其中，BBM模型适用于相对宽广的流动状态，MB模型适用于计算低持液率的起伏管道，MBE模型需要与测量数据相互验证后使用[13-15]。

2.2 南北采气干线B段实际工况参数及评价思路

使用OLGA、PIPEPHASE两种软件下的共11种多相流模型（表1），对相国寺储气库南北段采气干线B段进行了模拟、验证与结果分析[16-17]。管线实际运行工况参数如表2所示，表中的3种工况均为南北采气干线B段中常见的工况，具有一定的代表性。基于OLGA和PIPEPHASE软件，设定天然气含水率、管道输量、起点温度、终点温度、终点压力为边界条件，结合南北段采气干线B段的高程里程和结构参数数据（图1～图3），建立了11套采气干线仿真模型。通过对比同一管线不同模型间计算积液量与实际积液量、计算起点压力与实际起点压力的相对误差，评价得出适用于相国寺储气库南北段采气干线B段的多相流模型[18-19]。

表2 管线实际运行工况参数表

2.3 北段采气干线B段模型评价

北段采气干线B段11种模型的模拟结果如表3所示。为对模型进行准确性评价，将起点压力、积液量的模拟计算值与实际值的相对误差按主要条件和次要条件进行升序排序，表3是作了这种排序后的结果。对比分析可知，OLIM模型模拟计算的积液量与BB模型和BBM模型相差仅1.24～1.30 m3，但是模拟计算的起点压力相对误差低0.11%～0.33%。根据相对误差结合综合分析，建议采用OLGA软件的扩展双流体模型、PIPEPHASE软件的OLIM模型进行北段采气干线B段多相流计算模拟。

表3 北段采气干线B段模型模拟结果表

如图4所示，选取OLIM、扩展的双流体等模型作为典型模型，根据模拟计算得出沿线压力，绘制各模型沿线压力变化曲线图。由于管线沿线起伏较大，在下坡处压力会相对增加，上坡处压力损耗更严重，模型模拟得出沿线压力呈现波动变化；
同时OLIM模型、BBM模型、双流体模型和扩展的双流体模型存在部分相同计算公式，这样模拟得到的沿线压力变化曲线有着近似的变化规律。

图4 模型模拟计算北段B段沿线压力变化曲线图

OLIM和扩展的双流体等模型模拟计算得出沿线突增积液量变化如图5所示。由于采气管道沿线地形起伏较大，在上坡管道中，液体由于重力出现回流现象，使得积液优先在管道的较大落差低洼处堆积。结合图2，北段采气干线B段在里程1 500 m后存在较多起伏管线，故DE模型模拟计算得出沿线都存在突增积液量，OLIM和BBM模型模拟得出在里程1 572 m后存在突增积液量，双流体模型和扩展的双流体模型模拟得出的沿线积液量变化曲线趋于缓和。

图5 模型模拟计算北段B段沿线突增积液量变化曲线图

2.4 南段采气干线B段模型评价

2.4.1 工况1（清管量9.6 m3）

模拟结果如表4所示，PIPEPHASE软件中，MBE模型、MB模型和BBMHB模型模拟计算的积液量相对误差接近100%，OLIM模型的积液量相对误差仅为0.21%，并且OLIM模型的起点压力相对误差与前3个模型相差很小（0.79%～0.90%）；
BB模型模拟计算的积液量相对误差为47.29%，远远大于OLIM模型的0.21%；
OLGA软件中，两种模型的起点压力相对误差一致、积液量相对误差都较大，相对而言，扩展双流体模型的积液量相对误差稍小于双流体模型。故建议采用OLGA软件的扩展双流体模型、PIPEPHASE软件的OLIM模型进行南段采气干线B段多相流计算模拟。

表4 南段采气干线B段模型模拟结果表（工况1）

如图6所示，选取OLIM和扩展的双流体等模型作为典型模型，根据模拟计算得出沿线压力，绘制各模型沿线压力变化曲线图。南段采气干线B段模型模拟计算得出的沿线压力变化规律与前面所述的北段采气干线B段沿线压力变化规律类似。由图6可知，由于双流体、XIAO和扩展的双流体模型模拟计算得出的积液量过大，导致管道压降增大，为此，需要增加起点压力来保证达到设定的终点压力。

图6 模型模拟计算南段B段沿线压力变化曲线图（工况1）

OLIM和扩展的双流体等模型模拟计算得出沿线突增积液量变化如图7所示。南段采气管线B段因起伏较大，故沿线积液量的变化规律与前述的北段采气干线B段沿线积液量变化规律一致。由图7可知，双流体模型与扩展的双流体模型模拟计算的沿线突增积液量曲线大部分重合，同时OLIM模型、XIAO模型和BB模型的沿线积液量变化曲线有着近似的变化规律。

图7 模型模拟计算南段B段沿线突增积液量变化曲线图（工况1）

2.4.2 工况2（清管量30 m3）

模拟结果如表5所示，由于MB模型的积液量相对误差比OLIM模型的积液量相对误差超过14.56%，起点压力相对误差相差仅0.2%；
OLIM模型模拟计算的起点压力相对误差比MBE模型低0.51%；
扩展的双流体模型模拟计算的起点压力和积液量相对误差都比双流体模型小。故建议采用OLGA软件中扩展的双流体模型和PIPEPHASE软件中OLIM模型进行南段采气干线B段多相流计算模拟。

表5 南段采气干线B段模型模拟结果表（工况2）

如图8所示，选取OLIM和BBMHB等模型作为典型模型，根据模拟计算得出沿线压力，绘制各模型沿线压力变化曲线图。南段采气干线B段模型模拟计算得出的沿线压力变化规律与前面所述的北段采气干线B段压线压力变化规律类似。

图8 模型模拟计算南段B段沿线压力变化曲线图（工况2）

OLIM和扩展的双流体等模型模拟计算得出沿线突增积液量变化如图9所示。南段采气管线B段因起伏较大，使得沿线积液量变化规律与上面所述北段采气干线B段沿线积液量变化规律一致。

图9 模型模拟计算南段B段沿线突增积液量变化曲线图（工况2）

根据OLGA和PIPEPHASE软件模拟计算得出相国寺储气库南北段采气干线B段的起点压力和积液量平均相对误差柱状图如图10所示，得出双流体模型、扩展的双流体模型、OLIM模型、BBM模型、MB模型、DE模型、BBMHB模型、BB模型、DF模型、MBE模型和XIAO模型对于积液量的平均计算相对误差分别为1 605.7%、1 599.09%、38.26%、81.61%、84.14%、89.16%、98.76%、80.54%、98.41%、78.24%和1 803.2%，平均压力计算相对误差分别为28.58%、28.56%、7.46%、10.06%、7.05%、26.72%、7.56%、9.95%、26.72%、7.25%、18.18%。由于MBE模型和MB模型的平均积液量相对误差较OLIM模型大45.88%～39.98%，并且扩展的双流体模型平均起点压力和积液量相对误差都比双流体模型小，对于PIPEPHASE软件推荐采用OLIM模型，预计模拟计算的起点压力和积液量相对误差为7.46%和38.26%，对于OLGA软件推荐采用扩展的双流体模型，预计模拟计算的起点压力和积液量相对误差为28.56%和1 599.09%。

图10 南北段采气干线B段起点压力和积液量平均相对误差柱状图

1）在OLGA软件的两种多相流模型中，扩展的双流体模型模拟计算的南北采气干线B段的起点压力和积液量相对误差为28.56%和1 599.09%，误差比另一种模型（双流体模型）小。说明在OLGA软件中，相对而言，扩展的双流体模型较适用于相国寺储气库采气干线的多相流仿真。

2）使用PIPEPHASE软件中的OLIM模型、MB模型、BBM模型、MBE模型等9种模型对南北采气干线B段进行了验证。结果显示，OLIM模型模拟计算的起点压力和积液量相对误差为7.46%和38.26%，误差在所有模型中为最小，因此推荐OLIM模型用于相国寺储气库采气干线的多相流仿真。

3）所推荐的扩展的双流体模型和OLIM模型适用的压力范围为7～12 MPa，输量范围为34×104～1 510×104m3/d，积液量范围为2～34 m3。

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