混输海管严重段塞流的控制

吴　犟

（中石油西部钻探固井压裂工程公司,新疆　克拉玛依　834000）

混输海管严重段塞流的控制

吴犟

（中石油西部钻探固井压裂工程公司,新疆克拉玛依834000）

摘要：当前我国海上油气开发进一步向深海领域发展，海底混输管线由于距离长，地形起伏变化和立管系统，容易引发严重段塞流现象。在严重段塞流工况下，管线的流动参数均表现出周期性变化，将对管道系统和管道下游生产设备的正常生产工作造成极大危害。文章针对某海底混输管道因低流量和立管系统而存在严重段塞流现象，描述了严重段塞流周期的四个阶段，并采用OLGA软件建立了严重段塞流控制模型，进行PID控制研究。结果表明，通过在立管系统顶部加装节流控制阀，设置控制参数，自动反馈管道入口压力并调节阀门开度，能够有效控制严重段塞流。与传统控制方式相比，更显经济和有效。

关键词：立管；严重段塞；PID控制；数值模拟

1　引言

当前我国海上油气开发进一步向深海领域发展，将建造一些深水平台和长距离海底混输管道，由于海底混输管线较长、地形起伏变化以及存在立管段，容易引发严重段塞流现象。严重段塞流是一种压力波动很大、管道出口气液瞬时流量变化很大的段塞流，同时各流动参数如压降、段塞长度、段塞频率、持液率都随时间变化，并且表现出周期性，这对管道系统和管道下游生产设备的正常生产工作造成极大危害，如使得管路压降急剧增大，加剧立管管壁的腐蚀，造成管道出口分离器溢流或断流，导致段塞捕集器不能稳定工作。因此，探索经济有效的严重段塞流控制方法势在必行。

2　段塞流的形成

段塞流分为动力段塞流（hydrodynamic slugging）、地形段塞流（terrain slugging）、立管段塞流（riser slugging）。本文的研究对象为地形和立管诱发的严重段塞流。典型的严重段塞流呈现周期性，一个周期大致可分为四个阶段：段塞形成、段塞流出、液气喷发、液体回落，如图1所示。

图1　立管严重段塞流循环周期的四个阶段

2.1段塞形成

在形成阶段，立管内液体滑落和下倾管内液体流入，在立管基部或管段低洼处开始积聚，形成液塞头，立管基部压力开始增加。

2.2段塞流出

在流出阶段，立管内的液柱逐渐增高，达到立管顶部后开始不断流出，此后在液气喷发之前立管基部压力不再变化。

2.3液气喷发

在液气喷发阶段，气体进入立管，立管内液体快速流出，致使基部压力下降。同时，上游管内压力也因液塞高度的降低而减小，当液塞尾部到达立管顶部时，压力趋于最小值。

2.4液体回落

在液体回落阶段，气体流速不足以支持管壁上的液膜，液体因重力滑落，重新开始积聚，开始了新一轮段塞流周期。

3　严重段塞流控制方法研究

3.1管道系统

该海底管道系统如图2所示，系统参数如下：管道入口的油气混输流量为7.5kg/s；管道出口压力为50bar，温度为22℃；管道内径为120mm，壁厚为9mm，粗糙度为0.028mm；钢材密度为7850kg/m3，比热容为500J/（kg·K），热导率为50W/（m·K）；管道绝缘层厚度为25mm，密度1000kg/m3，比热容为1500J/（kg·K），热导率为0.135W/（m·K）；环境温度为6℃，外管壁与环境的平均传热系数为6.5W/（m2·K）。

图2　某海底管道系统示意图

3.2严重段塞流问题

采用OLGA软件对阀门全开的情况下，管道入口和立管基部的压力参数进行模拟分析，得到随时间变化的趋势图，如图3所示，系统压力曲线均呈现出严格的周期变化特性，表明该工况下系统存在严重段塞流。

图3　管线入口和立管基部压力变化曲线图

分析图上压力变化曲线，可以看出曲线涵盖了严重段塞流周期循环过程中全部的四个阶段。从立管基部压力曲线来看，曲线上升段对应液体回落和段塞形成阶段，近水平段和急剧下降段则分别对应了段塞流出阶段和液气喷发阶段。与此同时，从曲线周期性的变化可判断出该系统严重段塞流周期大致为18min。

3.3严重段塞流控制模型

目前，控制严重段塞流的方法有很多。如在混输管线终端安装段塞捕捉器（Slug Catchers），既占空间又昂贵；在立管线系统顶部设置节流咀（Chocking），但单纯的节流咀法将导致产量下降。故需要探索出适用范围较大，既经济又能有效控制与消除严重段塞流的方法。

本文通过反馈管道入口压力的结构进行PID自动控制。对于涉及到的PID控制，国内诸多学者早有提及，但大多停留在理论综述，文章将就此问题在OLGA软件的基础上具体展开研究。

该模型调节系统顶部节流控制阀的开度来稳定管道入口和立管基部的压力，达到避免段塞流形成。PID严重段塞流控制模型如图4所示，表1所示为控制参数，Kp为控制器增益，Ti为控制器积分时间。

图4　PID严重段塞流控制模型

表1　控制参数

3.4严重段塞流控制结果

图5所示为管道入口压力和立管基部压力变化，模拟开始时，节流控制阀全开，从图中可以看出该模型严重段塞流周期约18min，在37.7min之后，激活控制器，大约60min后入口压力达到设定值，管道入口和立管基部压力不再出现明显的波动，均趋于稳定。图6、图7所示为上述过程中阀门开度和管道末端持液率和流型变化曲线。

图5　管线入口和立管基部压力变化曲线图

图6　节流控制阀开度

图7　管线末端持液率和流型变化曲线图

从模拟结果中可以发现，管线末端的持液率在107min以后就一直在0.70和0.73之间波动，平均值为0.715，未出现持液率为0的情况，流型虽然表现为段塞流，但管线末端的流态较为稳定，结合前面的压力分析，可以确认严重段塞流得到控制，系统处于稳定状态。此时，通过段塞跟踪显示在管线末端液塞和气泡的长度都为0，末端流量在（7.3～7.8）kg/s范围内波动，阀门开度约为0.071。

事实上，在没有控制结构，阀门开度为0.071时，管道入口压力变化仍保持很好的周期特性，仅缺少表示段塞流出阶段的近水平部分，表明在没有控制结构的情况下，该阀门开度并不能消除严重段塞流。之所以会出现这种的情况，是由于当系统稳定时，PID自动控制过程中，控制结构一直在小范围内不断地调节阀门的开度。图8所示为120至150min时间段内阀门开度变化曲线，可见，控制器通过对阀门的微调来实现压力的稳定，达到控制段塞的效果。

图8　节流控制阀开度（120～150min）

为验证控制模型的稳定性和适应性，将管道入口质量流量增加至9kg/s，将获得与上述情况类似的结果，但当流量超过9.5kg/s时，模型的稳定性明显下降，管道入口和立管基部压力以及末端持液率均出现明显的周期性波动，表明严重段塞流开始出现，此时需重新设置控制参数来抑制严重段塞流。

4　结论

本文利用OLGA多相流瞬态流动模拟软件对海底混输管道系统进行严重段塞控制模拟。结果表明，简单的PID控制模型通过监测管道入口压力对系统顶部的节流阀开度进行自动反馈调节能够有效地控制由地形起伏和立管诱发的严重段塞流。同时，控制器通过对阀门的微调来稳定管道系统，实现控制段塞流。相较于传统的抑制段塞流的方法，如段塞捕捉器和节流咀法，PID主动控制方式更显经济和有效。

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作者简介：吴犟（1990-），男，锡伯族，新疆克拉玛依人，2012年毕业于西南石油大学。