大落差原油管道投產油頂水過程研究*

劉恩斌，彭 勇，閃從新，馬 茜，郭冰燕

(1.西南石油大學 石油與天然氣工程學院，四川 成都 610500；2.中國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計有限公司 四川分部，四川 成都 610000)

0 引言

在大落差管道投產過程中，當管道中的油流翻越高點后，易形成不滿流。不滿流是導致管道中混油量增加的主要因素，同時，在大落差管道充水階段，管段中必然存在一定量的氣體，當油水界面運動到上坡段時，會因為氣體的作用出現重力分層現象，使得混油量進一步增加[1-5]。

實際工程中常使用油水界面清管器以減少油頂水過程中的混油，清管器是由美國Knapp公司和Girard公司在1962年開發用于管道清洗的設備，至今已有50多年歷史，類型較多[6]。關于清管器的管內運動方面，所涉及的范圍較廣，Azevedo等[7]提出了穩態條件下由不可壓縮流體推動、能夠預測清管器位置的模型；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]早先也通過觀察清管球的運動、流體流型以及流態變化提出了典型的清管模型，不過由于該模型過于簡單；1982年，Barua[11]針對典型模型的缺點進行了改進，考慮了更多的因素，使其計算結果更加準確。

目前，在原油投產過程中清管器的研究大多側重于解決實際工程所遇到的問題。孫云峰等[12]提到清管器的使用有利于排出管內氣體，但對于大落差管道很容易出現清管器卡阻的問題；邱姝娟等[13]曾指出通過適時發送各種界面清管器，既可清除管道雜質，又能有效地將管道內氣體排出；馬璽文等[14]在2019年提出了當清管過程在地形起伏較大的地區時，管內流體會出現分層流、段塞流和環狀流等3種流型，且壓力波動情況和流體持液率與地形有關。

綜上所述，目前許多學者對清管器的運行情況分析較多，但對油水界面清管器(下文簡稱隔離球)的針對性研究不足。因此，有必要建立1種通用的大落差管道投產模型，根據實際情況，主要研究隔離球在該過程中的作用，保證管道投產工作安全、平穩地進行。

1 數學模型的建立

1.1 雙流體瞬態流動模型

由于流體在多起伏、大落差管段中流動時，管段中會存在一定量的氣體。以隔離球為界面，在油水界面未通過隔離球混合之前，假設其左右兩側分別為油-氣兩相流動與水-氣兩相流動，在此基礎上建立相應的氣液雙流體瞬態流動模型[15]。

1)連續性方程

氣相連續性方程：

(1)

液相連續性方程：

(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為氣相向液相的質量傳遞，kg/(m3·s);Δmlg為液相向氣相的質量傳遞，kg/(m3·s)。

2)動量守恒方程

氣相動量守恒方程：

(3)

液相動量守恒方程：

(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。

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 數值計算方法

由于隔離球在管線內不斷運動，以隔離球位置與其前段塞前鋒為邊界，給出網格離散模式如圖1所示[16]。

圖1 瞬態模型與清管模型耦合計算網格劃分Fig.1 Mesh generation for coupling calculation of transient model and pigging model

由圖1可知，清管器位于網格節點J和J+1之間，段塞流前鋒在M到M+1之間，清管器的臨時坐標為xp，段塞流的臨時坐標為xc，則在每個時間步長，隔離球與段塞前鋒的新坐標為：

(7)

(8)

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

2 大落差管段油頂水過程模型仿真

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，全線起伏段相對高差較大，尤其是低點1與低點2。

現場和模擬均采用φ813管線，總里程長為28 735 m，在投油之前，由于管內不可能完全充滿水，因此將管內積液量暫時改為80%，其中積液段前的壓力為充水穩定后的起點壓力1.5 MPa。

2.2 邊界條件及設置參數

模擬管段設計壓力為15 MPa，管徑為813 mm，壁厚為17.5 mm，粗糙度為0.01 mm。

該模型中，入口邊界條件設置為體積流量源，出口邊界條件為壓力節點。入口和出口溫度均為20 ℃，環境溫度為22 ℃，管道內徑取778 mm。

3 仿真結果分析

3.1 隔離球對油頂水投產過程的混油影響

油頂水投產過程中隔離球的加入會大大減少油水混合量。觀察在有無隔離球的情況下，輸量為900～2 500 m3/h時，油頂水這一過程中產生混油量的大小變化。

3.1.1 無隔離球時各輸量下混油量變化

混油量的長度在軟件模擬過程中不能由特定的曲線表現出來，但是混油是由水與油品相混合而產生的，所以混油段必定有一個相對的密度差，因此混油段可以通過管線中流體的密度曲線來體現。綜合管線的地勢圖與不同輸量下管線內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，對于沒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；在油頭抵達低點1前，混油段較短，混油量較少，但當油頭經過了低點1后，混油長度加長，混油量驟增，油頭越往前移動，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，導致管段多處存在積水，所以在長時間投產后，油頭后方仍然含有混油。

當油頭經過低點2后開始爬坡，不同輸量下的原油頂水過程中，混油長度均迅速加長，混油量陡增。這是因為管中初始充水量為80%，即管中開始便存在氣體，由于大落差和起伏地形，投油過程在下坡段中產生了許多氣泡，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，并與油頭一起爬坡，由沿程混油機理可知，若在爬坡過程中，流體為完全充滿管道的單相流并且處于湍流狀態，將不會有大量混油，然而當管內存在氣體，流動狀態便不再是單相流，而是原油-水-氣體的三相流動，在氣體的作用下，油-水界面運動到爬坡段出現重力分層，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。不同輸量條件下無隔離球時原油頂水過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(無隔離球)Fig.4 Curves of maximum oil mixing quantity under each transportation amount (without isolated ball)

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

3.1.2 有隔離球時混油量變化

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

圖5 不同投油時刻有無清管球原油頂水過程對比Fig.5 Comparison of crude oil pushing water process at different oil commissioning time with or without pigging ball

由圖5可知，當輸量為1 300 m3/h，初始充水量為管容量80%時，有隔離球的原油頂水過程混油長度明顯小于無隔離球的混油長度，尤其是當油水界面經過低點2開始爬坡后，隔離球的作用更加明顯。此過程24 h時管道內流型與持液率的變化情況對比如圖6所示。

圖6 投油24 h時全線持液率、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，有隔離球的過程，投油穩定后的管內氣泡滯留量更少，全線油品密度分布更均勻(無明顯密度突變處)，全線段塞流長度更短；而油頂水過程沒有隔離球時，雖然前期油頭行進過程更快，但由于混油尾部被拖得特別長，所以投產效率反而降低，混油量的增加也加大了末端混油處理設備的壓力，同時也浪費了更多的油品和水資源。可見隔離球不僅可以減少混油量，提高投產效率，還可以減少投產過程中由于油品輕質組分汽化所產生的氣體，減少管中的段塞流，當隔離球被回收后，帶走了管中更多的氣泡，管道高點積氣更少，可以有效減少排氣操作。有隔離球時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，當存在隔離球時，混油量相差不大，其中當輸量為2 500 m3/h時，最大混油量為213.83 m3，當輸量為900 m3/h，最小混油量為162.27 m3，與最大混油量相差約51.56 m3，遠小于無隔離球時的混油量大小，說明此時輸量對混油量的影響不大。對比圖4與圖7可知，當加入隔離球后混油量的變化較大。其中當輸量為900 m3/h時變化最大，混油量從2 581.63 m3減少到162.27 m3，此時混油量降低了93.7%；當輸量為2 100 m3/h時變化最小，混油量從1 316.90 m3減少到208.50 m3，此時混油量降低了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程分析(含隔離球)

為了反應在含隔離球運行過程中的段塞行為，對比了不同輸量條件下含隔離球的原油頂水過程在投油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，當投油穩定后，低點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，此時管內氣體始終被壓縮卻不能及時排除，所以投油開始后不久，管道末端液塞因為前段的氣體被壓縮到一定程度后流動，同時由于氣體的壓縮性和起伏地形，液塞并不會因為管內的氣體被壓縮而持續向末端流出，而是每當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。不同輸量下管道起點壓力變化曲線如圖9所示。

圖9 不同輸量下管道起點壓力變化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，起點壓力增長的越快，同時管內壓力均呈現起伏波動一段時間后穩定的狀態。這是因為部分管段含有空氣，投產過程中空氣段被壓縮，并且還要克服液柱重力所帶來的影響，使得起點壓力前期波動頻率較大，直到投油穩定。為了探究隔離球在管道中的運行情況，統計了不同輸量下的相關參數如表1所示，并做了管內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程(含隔離球)Table 1 Crude oil pushing water process under different transportation amounts (including isolated ball)

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

表1表明，隨著輸量的增加，所需起點壓力整體降低，當輸量為900 m3,所需起點壓力最大為3.17 MPa。結合圖10可知，在有隔離球的情況下，輸量越大，最終管內含水量越少，清管效率越高。可見在投油過程中應在額定輸量內以盡可能大的輸量進行投產，保證管內積液盡可能多的排出。

4 結論

1)起伏地形對無隔離球油頂水過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驟增。

2)在有隔離球的情況下，輸量對混油量及混油長度的影響不大。但輸量越大，投油速率越快、清管效率越高，可見在投油過程中應在額定輸量內以盡可能大的輸量進行投產，保證管內積液被盡可能多的排出，減少混油量。

3)經研究分析當輸量為900～2 500 m3/h時，在無隔離球的情況下，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，還能減少投產過程中由于油品輕質組分汽化所產生的氣體，減少管中的段塞流，同時帶走管中更多的氣泡，可以有效減少排氣操作。