CN110207012B - 一种长输管道的模拟装置及模拟方法 - Google Patents
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Abstract
本发明提供了一种长输管道的模拟装置及模拟方法，通过设计模拟装置，并运用流程模拟软件HYSYS对模拟装置进行模拟，对管道的实际运行状态进行监测，通过HYSYS软件对监测的数据进行模拟计算，得到流体的流量、温度、压力和天然气组份等模拟结果，模拟结果对于实际生产起指导和调控作用，特别是对于下游天然气二次加工处理的设备选型有着重要的指导意义。
Description
技术领域
本发明属于天然气集输领域，具体涉及一种长输管道的模拟装置及模拟方法，特别涉及天然气长输管道的模拟装置及模拟方法。
背景技术
长输管道指产地、储存库、使用单位间的用于输送商品介质的管道。一般情况下，气井所产天然气集中通过长输管道输到集气站，集气站汇总后集中被输送到净化厂处理，天然气净化处理前，相邻生产过程之间互为条件，工作参数、运行状态、生产安全等方面彼此关联，相互影响，前一过程正常顺利进行和达到预期要求是实现后一过程的必要条件。
天然气集输通过相互连通的集输管网（集输管网是由不同管径、不同壁厚的金属或非金属管道构成的大面积网状管道结构）完成，天然气集输管网是在气田或一定产气区域内，由气井井口到集气站的采气管线及由集气站、单井站到天然气处理厂（含天然气净化厂）之间的原料气输送管道构成的网状管道***，是天然气地面生产过程中必不可少的生产设施。
天然气集输中，由于集输管网缺少模拟装置和模拟计算，导致在集输过程中流体流量、温度和压力无法确切得出，甚至在管输中，由于管道内温度下降，产生一些水合物，严重影响着下游压缩机、换热器等设备。
发明内容
本发明实施方式的目的在于提供一种长输管道的模拟装置及模拟方法，以克服上述技术缺陷。
为解决上述技术问题，本发明提供了一种长输管道的模拟装置，其特征在于：包括四组气井，分别是一号气井、二号气井、三号气井和四号气井；
所述一号气井的井口连接一号输气管线的进口端，所述二号气井的井口连接二号输气管线的进口端，所述三号气井的井口连接三号输气管线的进口端，所述四号气井连接四号输气管线的进口端；
所述一号输气管线的出口端和二号输气管线的出口端均连接至同一集气站A的入口，集气站A的出口连接混合管线A的进口端，混合管线A的出口端和三号输气管线的出口端均连接至同一集气站B的入口，集气站B的出口连接混合管线B的进口端，混合管线B的出口端和四号输气管线的出口端均连接至同一集气站C的入口，集气站C的出口连接混合管线C的进口端，混合管线C的出口端连接至净化厂。
另外，本发明还提供了一种长输管道的模拟装置的模拟方法，包括以下步骤：
步骤一，利用HYSYS软件建立长输管道的模拟装置，在HYSYS软件内输入四个气井的温度值和压力值：一号气井1所产天然气温度49℃，压力4135kpa，二号气井2所产天然气温度45℃，压力3450kPa，三号气井3所产天然气温度40℃，压力3497kPa，四号气井4所产天然气温度35℃，压力4395kPa；
步骤二，根据输入的温度值和压力值，HYSYS软件对长输管道的模拟装置进行模拟，监测长输管道的实际运行状态，记录模拟结果，得到一号输气管线输出的天然气温度35.4℃，压力3269kPa，流量425kmole/h；二号输气管线输出的天然气温度43.3℃，压力3276kPa，流量375kmole/h；由一号输气管线输出的天然气和二号输气管线输出的天然气共同进入集气站A混合，集气站A输出的物流温度36.3℃，压力3269kPa，流量800kgmole/h；输出的物流进入混合管线A，混合管线A输出的物流温度5℃，压力2754kPa，流量800kgmole/h；
三号输气管线输出的天然气温度4.8℃，压力2044kPa，流量575kgmole/h；由三号输气管线输出的天然气和混合管线A输出的物流共同进入集气站B混合，集气站B输出的物流温度1.1℃，压力2044kPa，流量1375kgmole/h；输出的物流进入混合管线B，混合管线B输出的物流温度4.9℃，压力1797kPa，流量1375kgmole/h；
四号输气管线输出的天然气温度4.9℃，压力2946kPa，流量545kgmole/h；由四号输气管线输出的天然气和混合管线B输出的物流共同进入集气站C混合，集气站C输出的天然气温度5.6℃，压力1797kPa，混合管线C输出的物流温度4.9℃，压力1596kPa，流量1920kgmole/h，直接输入净化厂。
优选地，所述一号输气管线由三个管段依次连接组成，管段I长度150米，海拔高度645米，高度差+6米；管段II长度125米，海拔高度636.5米，高度差-8.5米；管段III长度100米，海拔高度637米，高度差+0.5米；所述三个管段的地表埋深均为1米。
进一步地，所述二号输气管线由一个管段组成，管段长度200米，海拔高度637米，高度差+23米，地表埋深1米。
优选地，所述三号输气管线由三个管段依次连接组成，管段I长度160米，海拔高度648米，高度差+12.5米；管段II长度100米，海拔高度634米，高度差-14米；管段III长度205米，海拔高度633米，高度差-4米；所述三个管段的地表埋深均为1米。
优选地，所述四号输气管线由两个管段连接组成，管段I长度180米，海拔高度625米，高程差-7.5米；管段II长度165米，海拔高度617米，高程差-8米；所述两个管段的地表埋深均为1米。
进一步地，所述混合管线A由一个管段组成，管段长度355米，海拔高度633米，高度差-1米；所述管段的地表埋深为1米。
进一步地，所述混合管线B由一个管段组成，管段长度300米，海拔高度617米，高度差-16米；所述管段的地表埋深为1米。
优选地，所述混合管线C由一个管段组成，管段长度340米，海拔高度604米，高程差-13米，所述管段的地表埋深为1米。
本发明的有益效果如下：本发明保护的长输管道的模拟装置及模拟方法，通过设计模拟装置，并运用流程模拟软件HYSYS对模拟装置进行模拟，对管道的实际运行状态进行监测，通过HYSYS软件对监测的数据进行模拟计算，通过模拟计算，得到各支线出来的流体流量、压力、温度以及每条支线的天然气组份等模拟结果，模拟结果对于实际生产起指导和调控作用，特别是对于下游天然气二次加工处理的设备选型有着重要的指导意义。
为让本发明的上述内容能更明显易懂，下文特举优选实施例，并结合附图，作详细说明如下。
附图说明
图1是长输管道的模拟装置的结构示意图。
附图标记说明：
1.一号气井；2.二号气井；3.三号气井；4.四号气井；5.集气站A；6.混合管线A；7.集气站B；8.混合管线B；9.集气站C；10.混合管线C；11.净化厂；
101.一号输气管线；201.二号输气管线；301.三号输气管线；401.四号输气管线。
具体实施方式
以下由特定的具体实施例说明本发明的实施方式，本领域技术人员可由本说明书所揭示的内容轻易地了解本发明的其他优点及功效。
需说明的是，在本发明中，图中的上、下、左、右即视为本说明书中所述的长输管道的模拟装置的上、下、左、右。
现参考附图介绍本发明的示例性实施方式，然而，本发明可以用许多不同的形式来实施，并且不局限于此处描述的实施例，提供这些实施例是为了详尽地且完全地公开本发明，并且向所属技术领域的技术人员充分传达本发明的范围。对于表示在附图中的示例性实施方式中的术语并不是对本发明的限定。在附图中，相同的单元/元件使用相同的附图标记。
除非另有说明，此处使用的术语（包括科技术语）对所属技术领域的技术人员具有通常的理解含义。另外，可以理解的是，以通常使用的词典限定的术语，应当被理解为与其相关领域的语境具有一致的含义，而不应该被理解为理想化的或过于正式的意义。
实施例1：
本发明的第一实施方式涉及一种长输管道的模拟装置，包括四组气井，分别是一号气井1、二号气井2、三号气井3和四号气井4；
所述一号气井1的井口连接一号输气管线101的进口端，所述二号气井2的井口连接二号输气管线201的进口端，所述三号气井3的井口连接三号输气管线301的进口端，所述四号气井4连接四号输气管线401的进口端；
所述一号输气管线101的出口端和二号输气管线201的出口端均连接至同一集气站A5的入口，集气站A5的出口连接混合管线A6的进口端，混合管线A6的出口端和三号输气管线301的出口端均连接至同一集气站B7的入口，集气站B7的出口连接混合管线B8的进口端，混合管线B8的出口端和四号输气管线401的出口端均连接至同一集气站C9的入口，集气站C9的出口连接混合管线C10的进口端，混合管线C10的出口端连接至净化厂11。
本实施例中长输管道的模拟装置的工作过程是：
四组气井生产的天然气分别通过一号输气管线101、二号输气管线201、三号输气管线301和四号输气管线401运输，具体地，一号输气管线101和二号输气管线201分别运输天然气至集气站A5，在集气站A5内对各气井送来的天然气分别进行节流降压、分出气体中的游离液和其他机械杂质、计量气井产量，完成后输入混合管线A6，混合管线A6内的天然气和三号输气管线301的天然气接至集气站B7，经节流降压、计量后通过混合管线B8与四号输气管线401同时输入混合管线C10，经混合管线C10接至净化厂11，进入净化厂11进行净化处理。
需要说明的是，集气站是指收集并处理天然气的中转站。将两口以上的气井分别用管线从井口接至集气站，在站内对各气井送来的天然气分别进行节流降压、分出气体中的游离液和其他机械杂质、计量气井产量.然后将各气井气体汇合后由集气站输入集气干线。由于气体节流降压的同时伴随有气体温度的降低，若气体压力、温度条件处于水合物生成区，则需在节流降压的上游设气体加热设备，以避免产生水合物而堵塞管路。集气站主要由6个***组成:天然气调压计量***、天然气净化***、天然气压缩***、天然气储存***、CNG加气***、控制***。输送至加气站的天然气经过稳压计量后，进入净化处理装置进行净化处理，用压缩机加压，再经高压脱水后经顺序控制盘送入储气***，最后由加气机对外计量加气。
利用本实施例提供的模拟装置模拟天然气集输管网，并根据该天然气集输管网运用流程模拟软件HYSYS对气田集输管道进行模拟，对管道的实际运行状态进行监测，获知集输过程中流体的温度、压力和流量等数据，根据气井距离集气站的远近、高程可确定集输管道的直径，估算外输到下游天然气的组成、温度和压力，对于下游天然气二次加工处理的设备选型有着重要的指导意义。
实施例2：
本发明的第二实施方式涉及一种长输管道的模拟装置，如图1所示，包括四组气井，分别是一号气井1、二号气井2、三号气井3和四号气井4；
所述一号气井1的井口连接一号输气管线101的进口端，所述二号气井2的井口连接二号输气管线201的进口端，所述三号气井3的井口连接三号输气管线301的进口端，所述四号气井4连接四号输气管线401的进口端；
所述一号输气管线101的出口端和二号输气管线201的出口端均连接至同一集气站A5的入口，集气站A5的出口连接混合管线A6的进口端，混合管线A6的出口端和三号输气管线301的出口端均连接至同一集气站B7的入口，集气站B7的出口连接混合管线B8的进口端，混合管线B8的出口端和四号输气管线401的出口端均连接至同一集气站C9的入口，集气站C9的出口连接混合管线C10的进口端，混合管线C10的出口端连接至净化厂11。
具体地说，作为优选，本实施例给出了模拟装置的最佳数据值，参考以下：
一号输气管线101由三个管段依次连接组成，管段I长度150米，海拔高度645米，高度差+6米；管段II长度125米，海拔高度636.5米，高度差-8.5米；管段III长度100米，海拔高度637米，高度差+0.5米；所述三个管段的地表埋深均为1米。
二号输气管线201由一个管段组成，管段长度200米，海拔高度637米，高度差+23米，地表埋深1米。
三号输气管线301由三个管段依次连接组成，管段I长度160米，海拔高度648米，高度差+12.5米；管段II长度100米，海拔高度634米，高度差-14米；管段III长度205米，海拔高度633米，高度差-4米；所述三个管段的地表埋深均为1米。
四号输气管线401由两个管段连接组成，管段I长度180米，海拔高度625米，高程差-7.5米；管段II长度165米，海拔高度617米，高程差-8米；所述两个管段的地表埋深均为1米。
需要说明的是，海拔高度也称绝对高度，是指某地与海平面的高度差，通常以平均海平面做标准来计算，表示地面某个地点高出海平面的垂直距离；高度差是两点间高程差，即终点高程减起点高程。
实施例3：
参照图1，本发明的第三实施方式涉及一种长输管道的模拟装置，包括四组气井，分别是一号气井1、二号气井2、三号气井3和四号气井4；
所述一号气井1的井口连接一号输气管线101的进口端，所述二号气井2的井口连接二号输气管线201的进口端，所述三号气井3的井口连接三号输气管线301的进口端，所述四号气井4连接四号输气管线401的进口端；
所述一号输气管线101的出口端和二号输气管线201的出口端均连接至同一集气站A5的入口，集气站A5的出口连接混合管线A6的进口端，混合管线A6的出口端和三号输气管线301的出口端均连接至同一集气站B7的入口，集气站B7的出口连接混合管线B8的进口端，混合管线B8的出口端和四号输气管线401的出口端均连接至同一集气站C9的入口，集气站C9的出口连接混合管线C10的进口端，混合管线C10的出口端连接至净化厂11。
具体地说，作为优选，本实施例给出了模拟装置的最佳数据值，参考以下：
一号输气管线101由三个管段依次连接组成，管段I长度150米，海拔高度645米，高度差+6米；管段II长度125米，海拔高度636.5米，高度差-8.5米；管段III长度100米，海拔高度637米，高度差+0.5米；所述三个管段的地表埋深均为1米。
二号输气管线201由一个管段组成，管段长度200米，海拔高度637米，高度差+23米，地表埋深1米。
三号输气管线301由三个管段依次连接组成，管段I长度160米，海拔高度648米，高度差+12.5米；管段II长度100米，海拔高度634米，高度差-14米；管段III长度205米，海拔高度633米，高度差-4米；所述三个管段的地表埋深均为1米。
四号输气管线401由两个管段连接组成，管段I长度180米，海拔高度625米，高程差-7.5米；管段II长度165米，海拔高度617米，高程差-8米；所述两个管段的地表埋深均为1米。
混合管线A6由一个管段组成，管段长度355米，海拔高度633米，高度差-1米；所述管段的地表埋深为1米。
混合管线B8由一个管段组成，管段长度300米，海拔高度617米，高度差-16米；所述管段的地表埋深为1米。
混合管线C10由一个管段组成，管段长度340米，海拔高度604米，高程差-13米，所述管段的地表埋深为1米。
实施例4：
本实施例提供了一种长输管道的模拟装置的模拟方法，包括以下步骤：
步骤一，利用HYSYS软件建立长输管道的模拟装置，长输管道的模拟装置包括四组气井，分别是一号气井1、二号气井2、三号气井3和四号气井4；
所述一号气井1的井口连接一号输气管线101的进口端，所述二号气井2的井口连接二号输气管线201的进口端，所述三号气井3的井口连接三号输气管线301的进口端，所述四号气井4连接四号输气管线401的进口端；
所述一号输气管线101的出口端和二号输气管线201的出口端均连接至同一集气站A5的入口，集气站A5的出口连接混合管线A6的进口端，混合管线A6的出口端和三号输气管线301的出口端均连接至同一集气站B7的入口，集气站B7的出口连接混合管线B8的进口端，混合管线B8的出口端和四号输气管线401的出口端均连接至同一集气站C9的入口，集气站C9的出口连接混合管线C10的进口端，混合管线C10的出口端连接至净化厂11。
具体地说，作为优选，本实施例给出了模拟装置的最佳数据值，参考以下：
一号输气管线101由三个管段依次连接组成，管段I长度150米，海拔高度645米，高度差+6米；管段II长度125米，海拔高度636.5米，高度差-8.5米；管段III长度100米，海拔高度637米，高度差+0.5米；所述三个管段的地表埋深均为1米。二号输气管线201由一个管段组成，管段长度200米，海拔高度637米，高度差+23米，地表埋深1米。三号输气管线301由三个管段依次连接组成，管段I长度160米，海拔高度648米，高度差+12.5米；管段II长度100米，海拔高度634米，高度差-14米；管段III长度205米，海拔高度633米，高度差-4米；所述三个管段的地表埋深均为1米。四号输气管线401由两个管段连接组成，管段I长度180米，海拔高度625米，高程差-7.5米；管段II长度165米，海拔高度617米，高程差-8米；所述两个管段的地表埋深均为1米。
混合管线A6由一个管段组成，管段长度355米，海拔高度633米，高度差-1米；所述管段的地表埋深为1米。混合管线B8由一个管段组成，管段长度300米，海拔高度617米，高度差-16米；所述管段的地表埋深为1米。混合管线C10由一个管段组成，管段长度340米，海拔高度604米，高程差-13米，所述管段的地表埋深为1米。
接下来，在HYSYS软件内输入或者选择相应的参数，例如模拟装置内各管道内流体的温度值和压力值：
步骤一，利用HYSYS软件建立长输管道的模拟装置，在HYSYS软件内输入四个气井的温度值和压力值：一号气井1所产天然气温度49℃，压力4135kpa，二号气井2所产天然气温度45℃，压力3450kPa，三号气井3所产天然气温度40℃，压力3497kPa，四号气井4所产天然气温度35℃，压力4395kPa；
步骤二，根据输入的温度值和压力值，HYSYS软件对长输管道的模拟装置进行模拟，监测长输管道的实际运行状态，记录模拟结果，模拟结果包括流体的流量、温度和压力，以及天然气组份，具体的模拟结果获得如下：得到一号输气管线101输出的天然气温度35.4℃，压力3269kPa，流量425kmole/h；二号输气管线201输出的天然气温度43.3℃，压力3276kPa，流量375kmole/h；由一号输气管线101输出的天然气和二号输气管线201输出的天然气共同进入集气站A5混合，集气站A5输出的物流温度36.3℃，压力3269kPa，流量800kgmole/h；输出的物流进入混合管线A6，混合管线A6输出的物流温度5℃，压力2754kPa，流量800kgmole/h；
三号输气管线301输出的天然气温度4.8℃，压力2044kPa，流量575kgmole/h；由三号输气管线301输出的天然气和混合管线A6输出的物流共同进入集气站B7混合，集气站B7输出的物流温度1.1℃，压力2044kPa，流量1375kgmole/h；输出的物流进入混合管线B8，混合管线B8输出的物流温度4.9℃，压力1797kPa，流量1375kgmole/h；
四号输气管线401输出的天然气温度4.9℃，压力2946kPa，流量545kgmole/h；由四号输气管线401输出的天然气和混合管线B8输出的物流共同进入集气站C9混合，集气站C9输出的天然气温度5.6℃，压力1797kPa，混合管线C10输出的物流温度4.9℃，压力1596kPa，流量1920kgmole/h，直接输入净化厂11。
值得一提的是，上述的流量单位kgmole/h与kmole/h是相同的含义，均表示千摩尔每小时。
特别地，根据HYSYS软件计算得到的四个气井的天然气摩尔组分表如下：
表1 一号气井1的天然气摩尔组分表
| 组分 | C1 | C2 | C3 | i-c4 | n-c4 | i-c5 | n-c5 | C6 | N2 | H2S | CO2 | H2O |
| 组成 | 72.5% | 8.2% | 4.6% | 1.5% | 1.8% | 1.2% | 1.3% | 0.9% | 0 | 4.1% | 1.5% | 0 |
表2 二号气井2的天然气摩尔组分表
| 组分 | C1 | C2 | C3 | i-c4 | n-c4 | i-c5 | n-c5 | C6 | N2 | H2S | CO2 | H2O |
| 组成 | 68% | 19.2% | 7.1% | 1.2% | 0.9% | 0.4% | 0.2% | 0 | 0.3% | 2.4% | 0.5% | 0 |
表3 三号气井3的天然气摩尔组分表
| 组分 | C1 | C2 | C3 | i-c4 | n-c4 | i-c5 | n-c5 | C6 | N2 | H2S | CO2 | H2O |
| 组成 | 56.6% | 25.5% | 1.5% | 0.4% | 0.8% | 0.4% | 0.4% | 0.6% | 0.5% | 1.4% | 2.1% | 9% |
表4 四号气井4的天然气摩尔组分表
| 组分 | C1 | C2 | C3 | i-c4 | n-c4 | i-c5 | n-c5 | C6 | N2 | H2S | CO2 | H2O |
| 组成 | 41.8% | 8.9% | 7.1% | 1.5% | 3.8% | 1.3% | 1.6% | 0 | 1% | 0 | 0.4% | 0 |
表5 净化厂的天然气摩尔组分表
| 组分 | C1 | C2 | C3 | i-c4 | n-c4 | i-c5 | n-c5 | C6 | N2 | H2S | CO2 | H2O |
| 组成 | 58.2% | 15.7% | 4.8% | 1.1% | 1.9% | 0.8% | 0.9% | 0.4% | 0.5% | 1.8% | 1.1% | 2.7% |
根据表1～表5中天然气摩尔组分表，可推断出随着天然气在管道中流动，其它组分没有大的变动，水组分由原来的9%下降为2.7%，这是由于管道中水组分随着长输管线的温度变化而变化，多数是由于各支线混合后温度梯度而产生的蒸发损耗。
本发明保护的长输管道的模拟***及方法是根据两相流在管道中流动时，管道中天然气的温度与外界环境的温度差所引起的热损失所计算的流体的温度和压力。流体的温度和压力变化还与管内壁的传热系数、保温材料、材料导热系数、土壤类型、土壤导热系数、埋藏深度有关联。长输管道的模拟***及方法根据原料气的组成，气井距离集气站的远近、高程可确定集输管道的直径，估算外输到下游天然气的组成、温度和压力，对于下游天然气二次加工处理的设备选型有着重要的指导意义。
本领域的普通技术人员可以理解，上述各实施方式是实现本发明的具体实施例，而在实际应用中，可以在形式上和细节上对其作各种改变，而不偏离本发明的精神和范围。
Claims (7)
1.一种长输管道的模拟装置，其特征在于：包括四组气井，分别是一号气井（1）、二号气井（2）、三号气井（3）和四号气井（4）；
所述一号气井（1）的井口连接一号输气管线（101）的进口端，所述二号气井（2）的井口连接二号输气管线（201）的进口端，所述三号气井（3）的井口连接三号输气管线（301）的进口端，所述四号气井（4）连接四号输气管线（401）的进口端；
所述一号输气管线（101）的出口端和二号输气管线（201）的出口端均连接至同一集气站A（5）的入口，集气站A（5）的出口连接混合管线A（6）的进口端，混合管线A（6）的出口端和三号输气管线（301）的出口端均连接至同一集气站B（7）的入口，集气站B（7）的出口连接混合管线B（8）的进口端，混合管线B（8）的出口端和四号输气管线（401）的出口端均连接至同一集气站C（9）的入口，集气站C（9）的出口连接混合管线C（10）的进口端，混合管线C（10）的出口端连接至净化厂（11）；
所述一号输气管线（101）由三个管段依次连接组成，管段I长度150米，海拔高度645米，高度差+6米；管段II长度125米，海拔高度636.5米，高度差-8.5米；管段III长度100米，海拔高度637米，高度差+0.5米；所述三个管段的地表埋深均为1米；
所述二号输气管线（201）由一个管段组成，管段长度200米，海拔高度637米，高度差+23米，地表埋深1米。
2.如权利要求1所述的长输管道的模拟装置，其特征在于：所述三号输气管线（301）由三个管段依次连接组成，管段I长度160米，海拔高度648米，高度差+12.5米；管段II长度100米，海拔高度634米，高度差-14米；管段III长度205米，海拔高度633米，高度差-4米；所述三个管段的地表埋深均为1米。
3.如权利要求1所述的长输管道的模拟装置，其特征在于：所述四号输气管线（401）由两个管段连接组成，管段I长度180米，海拔高度625米，高程差-7.5米；管段II长度165米，海拔高度617米，高程差-8米；所述两个管段的地表埋深均为1米。
4.如权利要求1所述的长输管道的模拟装置，其特征在于：所述混合管线A（6）由一个管段组成，管段长度355米，海拔高度633米，高度差-1米；所述管段的地表埋深为1米。
5.如权利要求1所述的长输管道的模拟装置，其特征在于：所述混合管线B（8）由一个管段组成，管段长度300米，海拔高度617米，高度差-16米；所述管段的地表埋深为1米。
6.如权利要求1所述的长输管道的模拟装置，其特征在于：所述混合管线C（10）由一个管段组成，管段长度340米，海拔高度604米，高程差-13米，所述管段的地表埋深为1米。
7.一种如权利要求1～6中任一权利要求所述的长输管道的模拟装置的模拟方法，其特征在于，包括以下步骤：
步骤一，利用HYSYS软件建立长输管道的模拟装置，在HYSYS软件内输入四个气井的温度值和压力值：一号气井（1）所产天然气温度49℃，压力4135kpa，二号气井（2）所产天然气温度45℃，压力3450kPa，三号气井（3）所产天然气温度40℃，压力3497kPa，四号气井（4）所产天然气温度35℃，压力4395kPa；
步骤二，根据输入的温度值和压力值，HYSYS软件对长输管道的模拟装置进行模拟，监测长输管道的实际运行状态，记录模拟结果，得到一号输气管线（101）输出的天然气温度35.4℃，压力3269kPa，流量425kmole/h；二号输气管线（201）输出的天然气温度43.3℃，压力3276kPa，流量375kmole/h；由一号输气管线（101）输出的天然气和二号输气管线（201）输出的天然气共同进入集气站A（5）混合，集气站A（5）输出的物流温度36.3℃，压力3269kPa，流量800kgmole/h；输出的物流进入混合管线A（6），混合管线A（6）输出的物流温度5℃，压力2754kPa，流量800kgmole/h；
三号输气管线（301）输出的天然气温度4.8℃，压力2044kPa，流量575kgmole/h；由三号输气管线（301）输出的天然气和混合管线A（6）输出的物流共同进入集气站B（7）混合，集气站B（7）输出的物流温度1.1℃，压力2044kPa，流量1375kgmole/h；输出的物流进入混合管线B（8），混合管线B（8）输出的物流温度4.9℃，压力1797kPa，流量1375kgmole/h；
四号输气管线（401）输出的天然气温度4.9℃，压力2946kPa，流量545kgmole/h；由四号输气管线（401）输出的天然气和混合管线B（8）输出的物流共同进入集气站C（9）混合，集气站C（9）输出的天然气温度5.6℃，压力1797kPa，混合管线C（10）输出的物流温度4.9℃，压力1596kPa，流量1920kgmole/h，直接输入净化厂（11）。
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