陳爍宇 張春燕 鄭煒博 宋長山 趙伊龍

摘要：濱南采油廠稠油首站是油氣生產(chǎn)運輸?shù)闹匾h(huán)節(jié)。區(qū)域內(nèi)某接轉(zhuǎn)站至首站的外輸壓力持續(xù)升高，液量無明顯提升的情況下干壓提升25%。針對以上突出問題，通過單井、計量站、接轉(zhuǎn)站進(jìn)出站管輸流程溫壓變化跟蹤分析，摸清此段管線內(nèi)流體相態(tài)、流體流型，從而明確壓力上升原因，保障了濱南采油廠稠油首站區(qū)域外輸系統(tǒng)正常、降低區(qū)域油氣綜合能耗。

關(guān)鍵詞：外輸;壓力異常;流體相態(tài)

1稠油—水兩相管流流型

對于油水兩相流動，管道壓降與流型密切相關(guān)，為更好的分析壓降變化，首先需要對流型進(jìn)行判定。根據(jù)油和水在管道中的分布情況，流型可大體分為以下幾類： Ew/o分散流、Ew/o&w間歇流、Ew/o&w分層流、Ew/o&w不完全環(huán)狀流、Ew/o&w水環(huán)流、Ew/o團&w環(huán)散流。

2管道參數(shù)

對于單56至稠油首站管線，由于含水率非常高（約為90.8%），且沿線地勢較為平坦，油水兩相流動的流型可能是以下流型中的一種：分層流、環(huán)狀流、不完全環(huán)狀流。

3水環(huán)流型壓降計算

（1）水環(huán)流型壓降計算模型的建立

在形成水環(huán)+Dw/o核流型時，假設(shè)入口含水率εw、混合流速Vm、水相粘度μw 、水相密度ρw、油相粘度 μo、油相密度ρo等參數(shù)已知。為了便于計算，忽略少量水相進(jìn)入油相的影響，即將Dw/o核簡單視為純油相，則

水相就地流速Vw為：

油相就地流速Vo為：

油相所占管道截面積AO為：

水環(huán)所占管截面積AW為：

水環(huán)流型中水環(huán)為湍流狀態(tài)，內(nèi)部油核部分為層流狀態(tài)，并且水相流速大于油相流速。

對于油-水兩相之間水力摩阻系數(shù)的取值，目前對其研究的并不深入。通常的做法是將界面水力摩阻系數(shù)等于流速較快相的水力摩阻系數(shù)?？紤]到水環(huán)與Dw/o核之間的滑移，本文取界面水力摩阻系數(shù)λi為：

4分層流壓降計算

和水環(huán)流型一樣，假設(shè)有20%的油相混入水相，并且也有相同體積的水相混入油相。采用Richardson公式計算油中摻入水和水中摻入油后的表觀粘度。油中摻入水后的表觀粘度=3753.80 mPa.s;水中摻入油后的表觀粘度=3.244 mPa.s。

截面持水率約為50%。油相流速約為0.228 m/s，水相流速約為2.238 m/s。單位管道的壓降約為221.34 Pa/m。單56至稠油首站管道總壓降約為1.505 MPa，單56轉(zhuǎn)接站出口壓力約為1.905 MPa。

5分析討論

綜合以上分析計算可知，當(dāng)油水兩處流型處于完全環(huán)狀流時，起點壓力約在0.65～0.8 MPa之間;處于光滑分層流時，起點壓力約在2.0MPa左右。水環(huán)流型壓降約為0.3 MPa，而分層流型壓降約為1.5 MPa。單56轉(zhuǎn)接站實際出口壓力在1.1～1.5 MPa之間，管道實際壓降在0.6-1.0之間，所以其流型應(yīng)為不完全環(huán)狀流。

若單56至稠油首站管道壓降為0.605 MPa，經(jīng)粗略估計，截面含水率約為74%。油相流速約為0.43m/s，水相流速約為1.5m/s。

處于不完全環(huán)狀流時，油品直接與管道上部接觸。高含水期的稠油在管道內(nèi)輸送，懸浮在管流上層的油包水乳狀液會發(fā)生絮凝并聚集成塊，流動過程中與管壁接觸。分散在連續(xù)水相中的油滴在低溫時有聚結(jié)成團的傾向，當(dāng)管流對油塊的切應(yīng)力小于管壁對油塊的附著力時，集輸管道會發(fā)生粘壁現(xiàn)象（或掛壁現(xiàn)象）。

基于以上分析可知，不完全環(huán)狀流管段隨著油品粘壁（或掛壁）量的增加，產(chǎn)生界面滑移造成較大壓降。同時，隨著粘壁厚度的增加導(dǎo)致管道有效流通面積減小，管道壓降增大，進(jìn)而造成起點壓力升高。

6總結(jié)

本文通過計算不同流型的壓降與實際參數(shù)對比，實現(xiàn)了單56至稠油首站的流型判定，對其引起的壓降變化情況進(jìn)行了相應(yīng)分析，通過實際對比，證實了該方法的可靠性。對造成壓降變化原因進(jìn)行了分析，為其改進(jìn)方向提供了合理指導(dǎo)。

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