天然气管道发生积液，如何清理？

管道运输天然气时，因为外界对管道沿线温度、压力的影响使得天然气中的游离水和重烃组分由气相变为液相析出停留在地势比较低的管道中，使得该段的天然气压力增大。文章主要介绍如何确定临界积液量，然后得到输量临界积液量存在的关系，对地势起伏较大并且复杂地段管道高效安全的输送提供了保障。

1 天然气管道输送现状

管道运输天然气时，因为外界对管道沿线温度、压力的影响使得天然气中的游离水和重烃组分由气相变为 液相析出停留在地势比较低的管道中，使得该段的天然 气压力增大。管道内的积液会增大管输能耗和管道压降，并降低管道输送效率，积液还会使管道腐蚀速率加快进 而造成天然气泄露，最终阻止平稳、高效、安全地输送 天然气。为了安全的输送天然气，必须控制管内积液，采取的措施是 ：清管，但频繁的清管不利于正常输气有可能会造成卡球、憋压等风险，清管时清管器对管道内 壁产生磨损，会严重影响输气的安全性。所以必须准确 的掌握清管的次数和时间，并且降低清管的费用和风险， 所以分析天然气管道临界积液量的变化规律进而确定清管的次数和时间，对安全高效地输送天然气极其重要。

2 建立模型

根据仿真软件 OLGA 初步确定仿真模型，主要确定管道的高程变化和里程数之间的关系。因为实际现场管 道不可避免的穿越山脉和高低起伏的地形，管道敷设会依附在地表进行敷设，所以管道会根据地形的变化而高低起伏，在全线中会出现一个高差最大的段。建立仿真 模型要验证模型和实际全线输送的符合情况，所以要将全线近一段时间现场的压力、温度实测数据与仿真软件 模拟值进行比较，这种比较越多则仿真模型越接近真实管线。主要操作是：首先在 OLGA 中导入天然气组分，然后设定已知的数据，运用数学知识得到首站的出站压力和末站的进站压力、温度以及沿程温度、压力曲线，关键节点的计算结果与实际值的对比。

3 不同工况分析

根据天然气管道输送的天然气组分和最近时间的现场生产 表，先设定首站的出站温度和末站进站压力以及管道最高运行压力的值。运用软件模拟出五种不同输量和气 – 液两相平衡时较小的积液量以及达平衡状态的临界积液量，模拟出不同天然气输量时天然气温度、压力、持液率以及积液量随管道里程数的规律。

研究输量不同的工况得，天气的压力和温度与管道的高差变化有密切的关系，天然气压力和温度的最大值会出现在全线地势高差最大处附近，原因是天然气重力势能转换为压力能使得压力增高，天然气被压缩，温度就会升高。

分析不同工况还可得管道积液量主要集中在管道的末端，即接近末站处，原因是末站附近温度和压力最低， 液体产生相变使得天然气凝析，积聚在管道的低洼处。当输量一定时，管段输送天然气，积液量会随管道运行 时间增加，天然气最高运行压力也增大。原因是 ：管道内积液的增加会占据天然气的流通面积进而使得压力变 大。为安全高效地输送天然气，最高输送压力接近管道设计压力值时，管段内积液量不能再增加，此时积液量达到最大，即管段临界积液量。

根据不同输量下的关键点参数的基础数据计算绘制出管道输量与临界积液量的关系曲线，分析得到 ：输量较低时，最高压力接近管道设计压力，积液量达到所有 输量中的最大值。不同的输量会形成不同的临界积液量，管段的临界积液量与数量成反比，所以输量接近设计输 量时，最高压力达到管道设计压力，临界积液量达到最小值。原因是：输量比较小时运行压力和设计压力相差较大，允许的积液量比较多。输量比较大，管道的实际运行压力非常接近管道设计压力，差值非常小，允许临界积液量就会很小。

4 结语

运用 OLGA 模拟软件对全线的温度和压力分布模拟并和现场实际数据进行对比验证模型。以积液量造成的 天然气输送压力不超过管道设计压力为基准，得到临界 积液量，分析天然气管道不同工况下的临界积液量，得到 ：

1）天然气输送压力和温度和管道高差变化有密切的关系，输送的压力和温度最大值在高差最大处出现， 积液量集中在接近末站处。

2）天然气输量一定时，随管道运行时间的增加积液量增大，天然气最高压力随之 增大，压力达到设计压力，积液量达到最大值，根据临 界积液量是否达到最大临界值确定是否清管。

3）管段内的临界积液量与管道输量成反比，实际输量接近设计 输量时，管线积液量达到最小临界积液量。所以减少管 线积液量可以采用增大输量。