劉恩斌，彭 勇，閃從新，馬 茜，郭冰燕

(1.西南石油大學(xué) 石油與天然氣工程學(xué)院，四川 成都 610500；2.中國(guó)石油西南油氣田分公司 天然氣研究院，四川 成都 610213；3.北京石大東方工程設(shè)計(jì)有限公司 四川分部，四川 成都 610000)

0 引言

在大落差管道投產(chǎn)過(guò)程中，當(dāng)管道中的油流翻越高點(diǎn)后，易形成不滿流。不滿流是導(dǎo)致管道中混油量增加的主要因素，同時(shí)，在大落差管道充水階段，管段中必然存在一定量的氣體，當(dāng)油水界面運(yùn)動(dòng)到上坡段時(shí)，會(huì)因?yàn)闅怏w的作用出現(xiàn)重力分層現(xiàn)象，使得混油量進(jìn)一步增加[1-5]。

實(shí)際工程中常使用油水界面清管器以減少油頂水過(guò)程中的混油，清管器是由美國(guó)Knapp公司和Girard公司在1962年開發(fā)用于管道清洗的設(shè)備，至今已有50多年歷史，類型較多[6]。關(guān)于清管器的管內(nèi)運(yùn)動(dòng)方面，所涉及的范圍較廣，Azevedo等[7]提出了穩(wěn)態(tài)條件下由不可壓縮流體推動(dòng)、能夠預(yù)測(cè)清管器位置的模型；Nieckele等[8-9]將流體視為等溫處理，觀察了等溫氣液管道中的清管操作；McDonald等[10]早先也通過(guò)觀察清管球的運(yùn)動(dòng)、流體流型以及流態(tài)變化提出了典型的清管模型，不過(guò)由于該模型過(guò)于簡(jiǎn)單；1982年，Barua[11]針對(duì)典型模型的缺點(diǎn)進(jìn)行了改進(jìn)，考慮了更多的因素，使其計(jì)算結(jié)果更加準(zhǔn)確。

目前，在原油投產(chǎn)過(guò)程中清管器的研究大多側(cè)重于解決實(shí)際工程所遇到的問(wèn)題。孫云峰等[12]提到清管器的使用有利于排出管內(nèi)氣體，但對(duì)于大落差管道很容易出現(xiàn)清管器卡阻的問(wèn)題；邱姝娟等[13]曾指出通過(guò)適時(shí)發(fā)送各種界面清管器，既可清除管道雜質(zhì)，又能有效地將管道內(nèi)氣體排出；馬璽文等[14]在2019年提出了當(dāng)清管過(guò)程在地形起伏較大的地區(qū)時(shí)，管內(nèi)流體會(huì)出現(xiàn)分層流、段塞流和環(huán)狀流等3種流型，且壓力波動(dòng)情況和流體持液率與地形有關(guān)。

綜上所述，目前許多學(xué)者對(duì)清管器的運(yùn)行情況分析較多，但對(duì)油水界面清管器(下文簡(jiǎn)稱隔離球)的針對(duì)性研究不足。因此，有必要建立1種通用的大落差管道投產(chǎn)模型，根據(jù)實(shí)際情況，主要研究隔離球在該過(guò)程中的作用，保證管道投產(chǎn)工作安全、平穩(wěn)地進(jìn)行。

1 數(shù)學(xué)模型的建立

1.1 雙流體瞬態(tài)流動(dòng)模型

由于流體在多起伏、大落差管段中流動(dòng)時(shí)，管段中會(huì)存在一定量的氣體。以隔離球?yàn)榻缑?，在油水界面未通過(guò)隔離球混合之前，假設(shè)其左右兩側(cè)分別為油-氣兩相流動(dòng)與水-氣兩相流動(dòng)，在此基礎(chǔ)上建立相應(yīng)的氣液雙流體瞬態(tài)流動(dòng)模型[15]。

1)連續(xù)性方程

氣相連續(xù)性方程：

(1)

液相連續(xù)性方程：

(2)

式中：φ為截面含氣率；H1為截面持液率；ρg，ρl為氣液相密度，kg/m3;Δmgl為氣相向液相的質(zhì)量傳遞，kg/(m3·s);Δmlg為液相向氣相的質(zhì)量傳遞，kg/(m3·s)。

2)動(dòng)量守恒方程

氣相動(dòng)量守恒方程：

(3)

液相動(dòng)量守恒方程：

(4)

式中：pg，pl為氣、液相壓力，Pa；θ為管道傾角，(°)；τgw，τlw為分別為氣相、液相與管壁的剪切力，N/m；τi為氣液界面上的剪切力，N/m，與流型有關(guān)。

3)能量守恒方程

氣相能量守恒方程：

(5)

液相能量守恒方程：

(6)

式中：hg，hl為氣液相的比焓值，J/kg；qlw為液相與管壁間的熱流通量，J/(m2·s)；qgw為氣相與管壁間的熱流通量，J/(m2·s)；hi為氣、液相界面間的熱流通量，J/(m2·s)。

1.2 數(shù)值計(jì)算方法

由于隔離球在管線內(nèi)不斷運(yùn)動(dòng)，以隔離球位置與其前段塞前鋒為邊界，給出網(wǎng)格離散模式如圖1所示[16]。

圖1 瞬態(tài)模型與清管模型耦合計(jì)算網(wǎng)格劃分Fig.1 Mesh generation for coupling calculation of transient model and pigging model

由圖1可知，清管器位于網(wǎng)格節(jié)點(diǎn)J和J+1之間，段塞流前鋒在M到M+1之間，清管器的臨時(shí)坐標(biāo)為xp，段塞流的臨時(shí)坐標(biāo)為xc，則在每個(gè)時(shí)間步長(zhǎng)，隔離球與段塞前鋒的新坐標(biāo)為：

(7)

(8)

式中：xp為隔離球在網(wǎng)格中的坐標(biāo)，m；υp為隔離球的運(yùn)行速度，m/s；xc為段塞前鋒在網(wǎng)格中的坐標(biāo)，m；υc為段塞前鋒液膜坐標(biāo)，m/s；k，k+1為網(wǎng)格序列數(shù)；Δtk為隔離球計(jì)算時(shí)間間隔，s；Δtc為段塞前端計(jì)算時(shí)間間隔，s。

2 大落差管段油頂水過(guò)程模型仿真

2.1 物理模型

該模型管段為大型“U”型管段，其模擬地勢(shì)圖如圖2所示。

圖2 油頂水管段地形概況Fig.2 Terrain profile of oil pushing water pipeline segment

由圖2可知，該段輸油管段為典型的大落差“U”管段，全線起伏段相對(duì)高差較大，尤其是低點(diǎn)1與低點(diǎn)2。

現(xiàn)場(chǎng)和模擬均采用φ813管線，總里程長(zhǎng)為28 735 m，在投油之前，由于管內(nèi)不可能完全充滿水，因此將管內(nèi)積液量暫時(shí)改為80%，其中積液段前的壓力為充水穩(wěn)定后的起點(diǎn)壓力1.5 MPa。

2.2 邊界條件及設(shè)置參數(shù)

模擬管段設(shè)計(jì)壓力為15 MPa，管徑為813 mm，壁厚為17.5 mm，粗糙度為0.01 mm。

該模型中，入口邊界條件設(shè)置為體積流量源，出口邊界條件為壓力節(jié)點(diǎn)。入口和出口溫度均為20 ℃，環(huán)境溫度為22 ℃，管道內(nèi)徑取778 mm。

3 仿真結(jié)果分析

3.1 隔離球?qū)τ晚斔懂a(chǎn)過(guò)程的混油影響

油頂水投產(chǎn)過(guò)程中隔離球的加入會(huì)大大減少油水混合量。觀察在有無(wú)隔離球的情況下，輸量為900～2 500 m3/h時(shí)，油頂水這一過(guò)程中產(chǎn)生混油量的大小變化。

3.1.1 無(wú)隔離球時(shí)各輸量下混油量變化

混油量的長(zhǎng)度在軟件模擬過(guò)程中不能由特定的曲線表現(xiàn)出來(lái)，但是混油是由水與油品相混合而產(chǎn)生的，所以混油段必定有一個(gè)相對(duì)的密度差，因此混油段可以通過(guò)管線中流體的密度曲線來(lái)體現(xiàn)。綜合管線的地勢(shì)圖與不同輸量下管線內(nèi)流體的密度變化如圖3所示。

圖3 投油9.8 h各輸量下管內(nèi)液體密度變化Fig.3 Change of liquid density in pipeline under each transportation amount during oil commissioning of 9.8 hours

由圖3可知，對(duì)于沒(méi)有隔離球的原油頂水，隨著輸量的增大，投油速率逐漸加快，混油量增加明顯；在油頭抵達(dá)低點(diǎn)1前，混油段較短，混油量較少，但當(dāng)油頭經(jīng)過(guò)了低點(diǎn)1后，混油長(zhǎng)度加長(zhǎng)，混油量驟增，油頭越往前移動(dòng)，混油量越多。且在油頭后方，由于管段的起伏落差存在許多低洼處，導(dǎo)致管段多處存在積水，所以在長(zhǎng)時(shí)間投產(chǎn)后，油頭后方仍然含有混油。

當(dāng)油頭經(jīng)過(guò)低點(diǎn)2后開始爬坡，不同輸量下的原油頂水過(guò)程中，混油長(zhǎng)度均迅速加長(zhǎng)，混油量陡增。這是因?yàn)楣苤谐跏汲渌繛?0%，即管中開始便存在氣體，由于大落差和起伏地形，投油過(guò)程在下坡段中產(chǎn)生了許多氣泡，眾多氣泡逐漸聚集成氣塞，氣塞與液體一起向管道末端移動(dòng)，并與油頭一起爬坡，由沿程混油機(jī)理可知，若在爬坡過(guò)程中，流體為完全充滿管道的單相流并且處于湍流狀態(tài)，將不會(huì)有大量混油，然而當(dāng)管內(nèi)存在氣體，流動(dòng)狀態(tài)便不再是單相流，而是原油-水-氣體的三相流動(dòng)，在氣體的作用下，油-水界面運(yùn)動(dòng)到爬坡段出現(xiàn)重力分層，即水在重力作用下由于密度最大且與油不相溶而沉降到管道低洼處，油中含水不均勻，因此混油量在爬坡段陡增。不同輸量條件下無(wú)隔離球時(shí)原油頂水過(guò)程中最大混油量變化情況如圖4所示。

圖4 各輸量下的最大混油量曲線(無(wú)隔離球)Fig.4 Curves of maximum oil mixing quantity under each transportation amount (without isolated ball)

由圖4可知，當(dāng)輸量小于2 100 m3/h時(shí)，混油長(zhǎng)度隨輸量的增大而減小；當(dāng)輸量大于2 100 m3/h時(shí)，混油量又有所增加。其中，當(dāng)輸量為900～2 500 m3/h時(shí)，最大混油量為1 316～2 581.63 m3。

3.1.2 有隔離球時(shí)混油量變化

當(dāng)加入隔離球時(shí)，為了更好地對(duì)比混油量的變化，在這里模擬并對(duì)比了輸量1 300 m3/h下、初始充水量為管容量80%的條件下，管中有無(wú)隔離球的原油頂水過(guò)程，如圖5所示。

圖5 不同投油時(shí)刻有無(wú)清管球原油頂水過(guò)程對(duì)比Fig.5 Comparison of crude oil pushing water process at different oil commissioning time with or without pigging ball

由圖5可知，當(dāng)輸量為1 300 m3/h，初始充水量為管容量80%時(shí)，有隔離球的原油頂水過(guò)程混油長(zhǎng)度明顯小于無(wú)隔離球的混油長(zhǎng)度，尤其是當(dāng)油水界面經(jīng)過(guò)低點(diǎn)2開始爬坡后，隔離球的作用更加明顯。此過(guò)程24 h時(shí)管道內(nèi)流型與持液率的變化情況對(duì)比如圖6所示。

圖6 投油24 h時(shí)全線持液率、流型分布情況Fig.6 Distribution of fluid holdup and flow pattern across whole line at 24 hours of oil commissioning

由圖6可知，有隔離球的過(guò)程，投油穩(wěn)定后的管內(nèi)氣泡滯留量更少，全線油品密度分布更均勻(無(wú)明顯密度突變處)，全線段塞流長(zhǎng)度更短；而油頂水過(guò)程沒(méi)有隔離球時(shí)，雖然前期油頭行進(jìn)過(guò)程更快，但由于混油尾部被拖得特別長(zhǎng)，所以投產(chǎn)效率反而降低，混油量的增加也加大了末端混油處理設(shè)備的壓力，同時(shí)也浪費(fèi)了更多的油品和水資源?？梢姼綦x球不僅可以減少混油量，提高投產(chǎn)效率，還可以減少投產(chǎn)過(guò)程中由于油品輕質(zhì)組分汽化所產(chǎn)生的氣體，減少管中的段塞流，當(dāng)隔離球被回收后，帶走了管中更多的氣泡，管道高點(diǎn)積氣更少，可以有效減少排氣操作。有隔離球時(shí)各輸量下的最大混油量變化情況如圖7所示。

圖7 各輸量下的最大混油量(含隔離球)Fig.7 Maximum oil mixing amount under each transportation amount (including isolated ball)

由圖7可知，當(dāng)存在隔離球時(shí)，混油量相差不大，其中當(dāng)輸量為2 500 m3/h時(shí)，最大混油量為213.83 m3，當(dāng)輸量為900 m3/h，最小混油量為162.27 m3，與最大混油量相差約51.56 m3，遠(yuǎn)小于無(wú)隔離球時(shí)的混油量大小，說(shuō)明此時(shí)輸量對(duì)混油量的影響不大。對(duì)比圖4與圖7可知，當(dāng)加入隔離球后混油量的變化較大。其中當(dāng)輸量為900 m3/h時(shí)變化最大，混油量從2 581.63 m3減少到162.27 m3，此時(shí)混油量降低了93.7%；當(dāng)輸量為2 100 m3/h時(shí)變化最小，混油量從1 316.90 m3減少到208.50 m3，此時(shí)混油量降低了84.2%，綜上可知，隔離球的加入能夠降低混油量84.2%～93.7%。

3.2 不同輸量下的大落差起伏管段原油頂水過(guò)程分析(含隔離球)

為了反應(yīng)在含隔離球運(yùn)行過(guò)程中的段塞行為，對(duì)比了不同輸量條件下含隔離球的原油頂水過(guò)程在投油24 h后的全線持液率分布情況，如圖8所示。

圖8 不同輸量下投油24 h后的全線持液率分布Fig.8 Distribution of fluid holdup across whole line under different transportation amounts after 24 hours of oil commissioning

由圖8可知，當(dāng)投油穩(wěn)定后，低點(diǎn)1前的下坡段和里程24 km至管道末端中始終存在著大段的氣塞，輸量越大，氣塞體積越小。

投油開始后管道末端被大段液塞封閉，此時(shí)管內(nèi)氣體始終被壓縮卻不能及時(shí)排除，所以投油開始后不久，管道末端液塞因?yàn)榍岸蔚臍怏w被壓縮到一定程度后流動(dòng)，同時(shí)由于氣體的壓縮性和起伏地形，液塞并不會(huì)因?yàn)楣軆?nèi)的氣體被壓縮而持續(xù)向末端流出，而是每當(dāng)氣體壓力被釋放一次，氣相壓力減小，上游油頭和積水共同作用氣塞，氣體再次被壓縮，不斷反復(fù)。不同輸量下管道起點(diǎn)壓力變化曲線如圖9所示。

圖9 不同輸量下管道起點(diǎn)壓力變化Fig.9 Change of pressure at starting point of pipeline under different transportation amounts

由圖9可知，隨著輸量的增加，起點(diǎn)壓力增長(zhǎng)的越快，同時(shí)管內(nèi)壓力均呈現(xiàn)起伏波動(dòng)一段時(shí)間后穩(wěn)定的狀態(tài)。這是因?yàn)椴糠止芏魏锌諝?，投產(chǎn)過(guò)程中空氣段被壓縮，并且還要克服液柱重力所帶來(lái)的影響，使得起點(diǎn)壓力前期波動(dòng)頻率較大，直到投油穩(wěn)定。為了探究隔離球在管道中的運(yùn)行情況，統(tǒng)計(jì)了不同輸量下的相關(guān)參數(shù)如表1所示，并做了管內(nèi)最終含水量隨不同輸量的變化曲線如圖10所示。

表1 不同輸量條件下的原油頂水過(guò)程(含隔離球)Table 1 Crude oil pushing water process under different transportation amounts (including isolated ball)

圖10 管內(nèi)最終含水量變化Fig.10 Change of final water content in pipeline

表1表明，隨著輸量的增加，所需起點(diǎn)壓力整體降低，當(dāng)輸量為900 m3,所需起點(diǎn)壓力最大為3.17 MPa。結(jié)合圖10可知，在有隔離球的情況下，輸量越大，最終管內(nèi)含水量越少，清管效率越高?？梢娫谕队瓦^(guò)程中應(yīng)在額定輸量?jī)?nèi)以盡可能大的輸量進(jìn)行投產(chǎn)，保證管內(nèi)積液盡可能多的排出。

4 結(jié)論

1)起伏地形對(duì)無(wú)隔離球油頂水過(guò)程的混油量影響巨大，尤其是在爬坡階段，在重力分層作用下混油量會(huì)驟增。

2)在有隔離球的情況下，輸量對(duì)混油量及混油長(zhǎng)度的影響不大。但輸量越大，投油速率越快、清管效率越高，可見在投油過(guò)程中應(yīng)在額定輸量?jī)?nèi)以盡可能大的輸量進(jìn)行投產(chǎn)，保證管內(nèi)積液被盡可能多的排出，減少混油量。

3)經(jīng)研究分析當(dāng)輸量為900～2 500 m3/h時(shí)，在無(wú)隔離球的情況下，其最大混油量為1 316～2 581.63 m3，隔離球的加入能夠降低混油量84.2%～93.7%。同時(shí)，還能減少投產(chǎn)過(guò)程中由于油品輕質(zhì)組分汽化所產(chǎn)生的氣體，減少管中的段塞流，同時(shí)帶走管中更多的氣泡，可以有效減少排氣操作。