李傳憲， 劉帥帥， 楊 飛

(中國石油大學(華東)儲運與建筑工程學院，山東青島 266580)

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長慶油田川平46-23集輸管路運行工況模擬研究

李傳憲， 劉帥帥， 楊 飛

(中國石油大學(華東)儲運與建筑工程學院，山東青島 266580)

針對長慶油田川平46-23集輸管路，利用管路的現(xiàn)場參數(shù)，通過對比分析優(yōu)選出合適的流型劃分模型、持液率模型、壓降模型以及蠟沉積模型。對上述模型編程求解，分析了集輸管路運行壓力、溫度、持液率、有效內(nèi)徑、氣/液相表觀流速、蠟沉積速率等隨管道長度與運行時間的變化規(guī)律。模擬結(jié)果表明，在運行36 h內(nèi)，隨管道長度的增加(除前60 m)，結(jié)蠟速率減小，壓力降低，溫度降低，氣相表觀流速增大，液相表觀流速減小，持液率減小；隨著運行時間的增加，同一節(jié)點處的蠟沉積速率增大，壓力降低，溫度升高，氣、液相表觀流速增大，持液率減小。

集輸管路； 模型優(yōu)選； 運行工況； 模擬

我國多數(shù)油田的油井采出流體通常為含有油、氣、水以及少量固體懸浮物的混合物。為了經(jīng)濟、高效地處理采出液，常采用同一條管路將采出液送至油田集中處理站進行集中處理。目前，國內(nèi)外油田的礦場集輸系統(tǒng)大約有70%的輸送管路屬于兩相或多相混輸管路。在多相流混輸管線的工藝計算中，主要的參數(shù)計算包括流型判別、壓降和持液率計算。多相流管路流型變化多樣，不同流型下持液率和壓降計算公式不同。另外，這些經(jīng)驗公式大多基于實驗數(shù)據(jù)擬合得出，具有一定的使用范圍，因此，要準確計算管路各參數(shù)就必須找到適合的方法。另外，我國多數(shù)油田生產(chǎn)的原油為含蠟原油，在原油的管道輸送過程中結(jié)蠟現(xiàn)象較為普遍。這導致原油管道及相關設備運行效率降低，甚至造成管道的停輸。

因此，準確預測管道蠟沉積速率以及蠟沉積對運行參數(shù)的影響有重要意義。

以長慶油田長6油層華慶作業(yè)區(qū)川平46-23集輸管路(簡稱46-23管路)為例，采用現(xiàn)場生產(chǎn)數(shù)據(jù)和經(jīng)驗公式相結(jié)合的方法，模擬集輸管路的生產(chǎn)運行工況，得出生產(chǎn)運行過程中的壓力、溫度以及蠟沉積等的變化規(guī)律。

1 46-23管路現(xiàn)場數(shù)據(jù)和油氣基本物性確定

1.1 46-23管路現(xiàn)場數(shù)據(jù)

46-23管路管輸流體為長6原油、伴生氣和水，集輸管路液相流量(原油和水)為12.96 m3/d，體積含水率14.97%；在工程標準條件下，油藏氣油比為115.7 m3/t；井口出油溫度約為8.1 ℃，管道埋深處月最低平均溫度約為3 ℃；集輸管路的起點絕對壓力為0.601 MPa，終點絕對壓力為0.303 MPa，壓差為0.298 MPa；集輸管路為φ60 mm×3.5 mm的不保溫管，管道傳熱系數(shù)為1.58 W/(m2·K)，管路絕對粗糙度為0.054 mm，管路沿線起伏數(shù)據(jù)如表1所示。從表1中可以看出，管線起伏不大，因此在后面計算中忽略沿線管道起伏，管道傾角按起點和終點里程和高程計算。

表1 川平46-23管路沿線起伏數(shù)據(jù)

1.2 管輸流體基本物性參數(shù)確定

實驗測得，管路運行溫度、壓力條件下，原油的溶解度系數(shù)(1.5 m3/m3)和體積系數(shù)(近似等于1)較小，因此采用脫氣原油物性計算。模擬計算結(jié)果表明，采用脫氣原油物性計算的壓降可以滿足現(xiàn)場精度要求。

1.2.1 原油的密度 根據(jù)GB1884—83，運用密度計法測得長6原油在不同溫度下的密度，回歸出原油的密度ρo與溫度T的關系為：

(1)

1.2.2 原油的比熱容 由于原油比熱容在1～10 ℃變化不大，另外，46-23管路大部分管段的運行溫度4 ℃左右，因此取4 ℃時的原油比熱容作為全線的原油比熱容，取2.958 kJ/(kg·K)。

1.2.3 原油的蠟晶溶解度系數(shù) 原油在不同溫度的析蠟量可以通過DSC曲線計算得到，便可以得到原油的蠟晶溶解度系數(shù)。由于集輸管路運行溫度范圍內(nèi)，蠟晶的溶解度系數(shù)變化不大，取溫度為4 ℃時蠟晶的溶解度系數(shù)的值為0.222 ℃-1。

1.2.4 原油的黏度 在管路溫度、壓力下，原油屬于非牛頓流體，具有非牛頓流體特性，流變方程滿足冪律方程。根據(jù)室內(nèi)流變實驗測得的流變數(shù)據(jù)曲線擬合得到長6原油的黏度公式：

(2)

式中，μo為原油黏度，mPa·s；T為原油溫度，℃；γ為原油所受剪切速率， s-1。

1.2.5 伴生氣的密度 長6原油的原油伴生氣基本組分，如表2所示。

表2 長6原油伴生氣基本組分

根據(jù)GB/T 11062—1998，標準狀態(tài)下天然氣密度的計算公式為：

(3)

式中，ρ為標準狀態(tài)下天然氣密度，kg/m3；p為標準大氣壓，1.01 MPa；R為通用氣體常數(shù) 8.314 5 J/(mol·K)；T為標準狀態(tài)下的絕對溫度，293.15 K；xi為某組分的摩爾分數(shù)；Mi為某組分的摩爾質(zhì)量，kg/mol；Z為壓縮因子。

由式(3)可得到，長6伴生氣不同壓力及溫度條件下的絕對密度為:

(4)

式中，ρ長6為長6原油伴生氣密度，kg/m3；p為絕對壓力，MPa；T為氣體溫度，K。

2 多相集輸管路計算模型的優(yōu)選

針對46-23管路，對流型劃分、持液率計算以及壓降計算方法等進行優(yōu)選。在模擬計算過程中，采用雙流體模型，將油、水兩相視為一相(即液相)，用油水混合黏度作為液相黏度，混合密度作為液相密度。

2.1 流型劃分模型

目前常用的流型判別方法有流型圖判斷法和經(jīng)驗公式法，為了編程的方便，采用經(jīng)驗公式法。常用的經(jīng)驗公式包括Xiao-Brill流型判別法[1]、Taitel流型判別法[2]、Muklherjee-Brill流型判別法[3]、Barnea流型判別法[4]。為了得到適用于46-23管路的流型劃分方法，對比了上述4種流型劃分方法。進行流型劃分方法比選時，采用Brill方法[3]修正的Eaton持液率公式[5]進行持液率的計算，采用Muklherjee-Brill提出的壓降計算方法進行壓降計算，以壓降作為考核的標準。采用不同流型劃分方法所得壓降以及誤差見表3。

表3 不同流型劃分方法對比結(jié)果

從表3中可以看出，針對46-23管路，Muklherjee-Brill流型劃分方法最好，其他三種流型劃分方法也較好，計算壓降與現(xiàn)場壓降的誤差均小于5%，故在后面的計算過程中，采用Muklherjee-Brill流型劃分方法進行流型劃分。

2.2 持液率模型

目前持液率只能采用經(jīng)驗或半經(jīng)驗相關式進行計算。針對46-23管路，對比了Eaton持液率模型、Beggs-Brill持液率模型、Hughmark持液率模型[6]、Minami-Brill Ⅰ持液率模型等[3,6-13]10種模型。比選時，采用Mukherjee-Brill提出的流型劃分方法和壓降計算方法，選用不同的持液率計算公式進行持液率的計算，以壓降作為考核的標準，進行持液率的對比。不同持液率計算方法所得壓降及誤差見表4，所得持液率見圖1(Mukherjee-Brill相關式計算的持液率大于1，Abdul-Majeed、Lockhart-Martinelli和 Minami-BrillⅡ相關式計算的持液率會出現(xiàn)小于0的情況，不適用，故不列出)。

從圖1中可以看出，不同的持液率計算公式得出的持液率值相差較大，針對46-23管路Beggs-Brill式計算的持液率最小，Xiao-Brill持液率模型得出的持液率值最大，計算的壓降誤差也最大。從表4中可以看出，Brill方法修正的Eaton式、Minami-Brill Ⅰ式與實測的結(jié)果較為接近，誤差在3%之內(nèi)，以Minami-Brill Ⅰ式最好，誤差2.66%，因此，對于46-23集輸管路計算持液率時，使用Minami-Brill Ⅰ相關式計算該管路持液率。

表4 長慶42-23管路持液率計算模型的對比

圖1 不同持液率模型計算結(jié)果

Fig.1 Liquid holdup of different liquid holdup calculation methods

2.3 壓降模型

目前，常用的多相流壓降計算方法包括Dukler Ⅰ法、Dukler Ⅱ法、Beggs-Brill壓降計算模型、Mukherjee-Brill壓降模型等[14]。在上述持液率對比過程中，可以看出，Mukherjee-Brill壓降模型適合46-23管路，故其他壓降模型不再對比。

2.4 溫降模型

2.4.1 內(nèi)部對流傳熱系數(shù) 在管路運行過程中，由于氣液相流速的變化，管內(nèi)對流傳熱系數(shù)也是變化的。本文采用D. Kim等[15]推薦的相關式計算不同流型下的內(nèi)部對流傳熱系數(shù)，如式(5)-(9)所示。

分層流(單相流α1): Sieder and Tate(1936)

(5)

(6)

間歇流：Kudirka(1965)

(7)

環(huán)狀流:Shah(1981)

(8)

分散氣泡流:Knott(1959)

(9)

式中，Nul為努塞爾數(shù)，無量綱；αm為多相流體的對流傳熱系數(shù)，W/(m2·K)；αl為單相流的對流傳熱系數(shù)，W/(m2·K)。

2.4.2 溫降模型[3]采用黑油模型，根據(jù)兩相流動的能量守恒原理，推導出多相流混輸管道溫度分布的基本方程，方程如下：

(10)

2.5 蠟沉積模型

S.Cem等[16]指出，關于多相流管路蠟沉積的實驗研究和預測模型較少。B.Rygg等[17]和S.Dawson[18]提出了關于多相流動蠟沉積的模型，這些模型中包含幾個推斷性的假設，但是沒有合適的實驗數(shù)據(jù)可以證明這些假設成立。M.S.Apte[19]由實驗得出，蠟沉積和流型有關。A.Matzain[20]通過大量的實驗研究，以分子擴散作用為油氣兩相蠟沉積的主要機理，同時考慮了剪切分散、結(jié)蠟層油含量以及流型對蠟沉積速率的影響，得出了一個比較完善的蠟沉積模型，這個模型也是計算46-23管路蠟沉積速率用到的模型，模型如下：

(11)

3 多相集輸管路運行參數(shù)變化規(guī)律分析

利用優(yōu)選的模型對46-23管路沿線蠟沉積速率、沿線溫度、沿線壓力及相關的幾個參數(shù)模擬分析。在后面的分析中，由于在管段60～80 m處流型轉(zhuǎn)變，計算公式發(fā)生了變化，故對于這段管段不作分析，只分析同種流型下的變化規(guī)律。

3.1 蠟沉積速率

圖2為整條管道的蠟沉積速率隨運行時間的變化。由圖2可知，管道入口處蠟沉積最嚴重，沿程結(jié)蠟速率減小。由于管流溫度高于環(huán)境溫度，向外界散熱，沿程溫度降低，導致油流與環(huán)境之間的溫差減小，蠟沉積速率減小。當管流溫度和環(huán)境溫度相等時，蠟就不會沉積在管壁上，即不結(jié)蠟。

在運行36 h內(nèi)，隨著運行時間的增加，蠟沉積速率呈增大趨勢。由式(11)可知，蠟沉積速率和蠟晶擴散系數(shù)Dow、徑向溫度梯度dT/dr、蠟晶溶解度系數(shù)dC/dT(定值)以及經(jīng)驗系數(shù)有關。隨著運行時間的增加，管路有效內(nèi)徑減小，油流受到的剪切速率增大并且油流溫度升高，原油黏度減小，蠟晶在原油中擴散速率增大，即Dow增大；由于管道總傳熱系數(shù)變化不大，管有效內(nèi)徑減小，徑向溫度梯度dT/dr增大；另外，經(jīng)驗系數(shù)Π1減小，經(jīng)驗系數(shù)Π2增大，但變化不大。綜合上述幾個參數(shù)的變化，蠟沉積速率在運行36 h內(nèi)隨運行時間的增加而增大。

圖2 46-23管路沿線蠟沉積速率

Fig.2 Wax deposition rate across 46-23 pipeline

3.2 管道有效內(nèi)徑

圖3為整條管道的有效內(nèi)徑分布。從圖3中可以看出，管道沿程有效內(nèi)徑增加。由于沿程結(jié)蠟速率降低，故管道沿程有效內(nèi)徑增加。

隨著運行時間的增加，沉積物的累積，管道有效內(nèi)徑減小。另外，管道運行36 h，管道入口處有效流通面積就減小到清管前的1/4左右，可見長慶油田集輸管路結(jié)蠟非常嚴重。

圖3 46-23管道的有效內(nèi)徑

Fig.3 Effective inner diameter across 46-23 pipeline

3.3 壓力

圖4為運行36 h，管道沿線壓力分布。從圖4中可以看出，沿線壓降速率加快。由于沿線壓力下降，氣相流速增加，導致加速壓降增大，同時沿線溫度下降，液相黏度增大，導致摩阻壓降增大。

隨著運行時間的增加，管道壓降增加，這是因為蠟沉積導致管道流通面積減小，導致摩阻壓降增加。

圖4 46-23管道沿線壓力

Fig.4 Operating pressure across 46-23 pipeline

3.4 氣液相表觀流速

表觀流速是指：兩相混合物中任一相單獨流過管道全部流通截面時的流速，氣液相表觀流速在流型劃分，持液率計算以及壓降計算中都是重要的參數(shù)。圖5所示為管路運行36 h內(nèi)，沿程氣、液相表觀流速的變化。

從圖5中可以看出，氣、液相表觀流速在管道前60 m呈下降趨勢，之后氣相表觀流速增大，而液相表觀流速則減小。液相流量和氣油比一定的條件下，液相表觀流速和流通面積有關，由于氣相具有壓縮性，氣相表觀流速還和壓力有關。管道前60 m，由于管道沿程有效內(nèi)徑增加，流通面積增加，表觀流速下降；后面管道流通面積減小且變化不大，故液相表觀流速減小且變化不大，但是由于壓力降低，氣相膨脹，氣相表觀流速增大。

圖5 46-23管道沿線氣相及液相表觀流速

Fig.5 Gas and liquid superficial velocity across 46-23 pipeline

隨著運行時間增加，蠟沉積導致管道流通面積減小，氣、液相表觀速率增大。

3.5 管流溫度

整條管路油流溫度分布見圖 6。從圖6中可以看出，沿線溫降呈減小的趨勢。由于蠟沉積層和內(nèi)部對流傳熱系數(shù)對管道總傳熱系數(shù)的綜合作用，管道總傳熱系數(shù)的變化不大，油流溫度降低，油流溫度和環(huán)境之間的溫差減小，熱量散失減少，溫降減慢。

圖6 46-23管道沿線油流溫度

Fig.6 Oil temperature across 46-23 pipeline

隨著運行時間的增加，總傳熱系數(shù)減小，因此溫降減小，溫度增加，但變化不大。

3.6 截面含液率(持液率)

圖7為整條管線的持液率分布。從圖7中可以看出，持液率整體(除前100 m外)呈減小的趨勢，由于隨著沿線壓力的降低，氣相流速的加快，持液率減?。浑S著運行時間的增加，持液率減小，由于管內(nèi)有效流通面積減小，氣相流速的加快，持液率減小。另外，管道前60 m，持液率呈增大的趨勢，由于蠟沉積速率顯著增大，沿程有效流通面積差別較大，沿線氣、液相表觀流速減小，持液率增大。

圖7 46-23管道沿線持液率

Fig.7 Liquid holdup across 46-23 pipeline

4 結(jié)論

(1) 對于46-23管道，采用Minami-Brill Ⅰ持液率計算方法、Muklherjee-Brill流型判別法和壓降計算方法可以減小誤差。

(2) 長慶油田集輸管道結(jié)蠟嚴重，最嚴重的部分發(fā)生在管線進口處，沿程結(jié)蠟速率呈現(xiàn)減小的趨勢；在運行36 h內(nèi)，隨著運行時間的增加，蠟沉積速率呈增大趨勢。

(3) 在運行36 h內(nèi)，隨著沿線壓力的降低，氣相表觀流速的增大，內(nèi)部對流傳熱系數(shù)增大，持液率減小。但管線前60 m由于蠟沉積嚴重，氣、液相表觀流速減小，內(nèi)部對流傳熱系數(shù)減小，持液率增大；隨著運行時間的增加，同一節(jié)點處的蠟沉積速率增加，流通面積減小，壓力降低，溫度升高，氣液相表觀流速增大，持液率減小，內(nèi)部對流傳熱系數(shù)增大；另外，隨著運行時間的增加，管道的壓降增大。

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(編輯 王亞新)

Simulation of the Operating Conditions of Chuanping 46-23 Gathering &Transporting Pipeline in Changqing Oilfield

Li Chuanxian, Liu Shuaishuai, Yang Fei

(College of Transport & Storage and Civil Engineering, China University of Petroleum,QingdaoShandong266580,China)

It is difficult to manage gathering & transportation pipelines because of their complicate operating conditions. Based on the Chuanping 46-23 gathering & transportation pipeline in Changqing oilfield and its operating parameters. The appropriate models, such as flow pattern model, liquid holdup calculation model, pressure drop calculation model and wax deposition model, were selected by comparative analysis. Then, the variation of operating pressure, temperature, liquid holdup, effective inner diameter, gas/liquid superficial velocity and wax deposition rate with pipe distance and operating time was analyzed by programming and calculating the models. The simulating results showed that the wax deposition rate, pressure, temperature, liquid superficial velocity and liquid holdup reduced, while gas superficial velocity increased with the increasing of pipeline length (except for the first 60 meters). The wax deposition rate, temperature, gas/liquid superficial velocity increases, the pressure and liquid holdup decreased at the same node with the increase of operating time within 36 operating hours.

Gathering and transportation pipeline; Wax deposition; Operating conditions; Simulation

1006-396X(2015)05-0078-06

2015-03-02

2015-03-30

國家自然科學基金資助(51204202)。

李傳憲(1963-)，男，博士，教授，從事油氣長距離管輸方面的研究；E-mail: lchxian@upc.edu.cn。

楊飛(1979-)，男，博士，副教授，從事油氣長距離管輸方面的研究；E-mail: yf9712220@sina.com。

TE863

A

10.3969/j.issn.1006-396X.2015.05.016