油水两相流流型研究现状及展望

刘文生* 张磊 康燕 薛钊 杨金惠

（1.中国石油华北油田公司工程技术研究院；2.中国石油华北油田公司第二采油厂；3.中国石油华北油田公司友信勘探开发服务有限公司；4.河北华北石油路桥工程有限公司；）

0 引言

目前，大部分陆上油田开发已超过50年，进入高含水期，其中大庆、华北、大港、河南、江汉、辽河、胜利等油田均已进入特高含水期。由于水的比热容是油的2倍，加热流程会造成集输系统能耗增加，而油水混输中两相流流型的转换、流动及压降规律，对合理规划设计集输管网，降低集输系统能耗起到至关重要的作用[1]。因此，系统的分析和梳理高含水期油水两相流流型可为常温集输提供理论支持。

由于石油行业中的油田采出液基本采用油气水多相混输方式输送到接转站或联合站统一处理，与气、液两相流相比，油水之间的液、液两相流研究开展较晚，且内在机理仍不明确。此外，Hewitt和Spedding等学者认为研究油水两相流流型可对多相流计量起到重要的推动作用。由此可见，总结和梳理油水两相流流型的研究现状具有重要的工程和实践意义。

1 油水两相流流型研究的发展概述

最早的油水两相流流型研究开始于长输管道稠油减阻，1959年Russell等人[2]通过一系列简单的室内环道试验，将矿物油和水按照一定比例进行混合为试验介质，得到了分散流、分层流和混合流 3种流型。1961年Charles等人[3]研究发现，当原油中掺入 40%～60%的游离水后，能够促使原油乳状液流型转相，转相之后表观黏度大幅降低，可降低水力能耗。在随后的10年内，以Charles、Russell、Goviel、Guzhov等人为代表的国外学者，分别对油水两相流的流型及压降规律进行了一系列试验研究，该阶段流型的定义和判断主要靠肉眼观察[4]。

1980—2000 年之间，国外油气管网大量投产建设，美国、欧洲及前苏联的相关学者利用光电传感、电子成像等相关技术对油水两相流进行了深入研究。1989年，Arirachakaran等人[5]进行了可视化试验，在直径25.1 mm的水平玻璃管中分别观察到分层流、混合流、环状流、间歇流和分散流5种流型，并绘制了相应的流型图。1996年，Trallero等人[6]采用低黏矿物油和水进行比例混合，得到了两大类（分层流型和分散流型）共计6种具体的流型。1997年，Nadler等人[7]在内径为59 mm的水平直管内进行了油水两相流试验，得到了8种流型，其中有两种流型属于试验中首次出现，分别是上层油包水下层游离水混合流型（W/O&W），上层油包水和水包油下层游离水分散流型（W/O&O/W&W）。2000年，Angeli等人[8]以自来水和煤油为介质进行了环道试验，得到了与 Trallero相似的流型，此外还定义了三层流流型（3—Layer，三层分别为连续油相、油相液滴、连续水相）。对于高黏度原油，由于油水之间界面能和界面张力的存在，高黏油和之前试验中采用的矿物油、煤油等低黏油品相比流型更复杂。同年，McKibben等人[9]在室内采用油田现场常用的最小集输管径（内径50 mm），对高黏稠油-水两相流进行试验研究，得到了之前低黏原油试验中没有发现的弹状流（有的文献称为间歇流，主要发生在高含水油品中，连续油相被水相分割成不连续的块状）和环核流（又称环状流，包括水核和油核两种）。1992—2002 年期间，Brauner等人[10]全面总结了前人的试验研究成果，对油水两相流流型划分了20种具体流型。

近十几年来，越来越多的学者逐渐开始运用数值模拟和数理统计的方法进行油水两相流流型研究。1998年，Brauner[11-12]在不考虑存在油水过渡带的初始条件下，构建了双流体模型，即将油相和水相定义为两个独立的部分且之间存在明显分层的界面，不存在层间扰动，随后根据压力梯度相等并利用动量方程对油水界面曲率进行求解，得到预测流型的模型算法。2002年，Ng和Gao等人[13-15]用Yong-Laplace方程对油水均为分层流的分层流动边界形状进行了预测，并用边界元法对该流体的流动特性进行了估算。

与国外研究相比，国内从近10多年开始关注油水两相流型，中国石油大学、天津大学和西安交通大学等高校先后从 2000年开始建立自己的室内试验装置并对流型进行研究，陈杰[16-18]和吴铁军[19-20]等人在分别对水平管内含水率 10%～90%的油水两相流流型进行研究时，通过对两相界面之间平衡力的分析和计算，引入了弗劳德数Fr和韦伯数We，并进行了无量纲的模型预测和计算，得到了不同流型之间转换的公式，公式拟合度高，具有一定的可操作性。2001年穆虹等[21]人通过试验研究了稠油-水两相流动，对影响流型的因素进行了分析，同时得到了水核环状流、段塞流等过渡流型。2004年，Cai[22]在试验研究的基础上，提出了三层流体模型。宫敬、姚海元等人[23-24]分别以高黏白油-水和稠油-水为介质进行试验研究，给出了相应的流型图，并且将得到的流型分为水为连续相流型、油为连续相流型、间歇流型和分层流型4类。

由于不同的研究人员所采用的试验条件（温度、压力、流速）、油水介质（油品黏度、油水比例）和考察重点均不相同，同时随着检测技术不断发展，观察到的流型略有不同。尽管不同的文献对流型的认知和定义不统一，但从对流型的实际描述来看，常见的流型分为分层流、混合流、分散流三大类，其中每类流型又划分为若干小类，具体见图1。

图1 油水两相流流型分类

2 高含水期油水两相流流型的划分

以原油凝点温度为界限，高含水期油水两相流流型分为高于凝点温度的油水两相流流型和低于凝点温度的油水两相流流型。

2.1 高于凝点温度下的高含水期油水两相流流型

由于之前的研究成果含水率范围较宽，且试验的温度均在高于凝点温度的条件下进行。因此，可从之前的文献中总结和归纳高于凝点温度下的高含水期油水两相流流型特性。

1996年，Trallero等人在美国Tulas大学建立了水平管路的油水两相流试验装置，测试段长度为15.54 m，内径50.13 mm，油水密度比0.85，黏度比29.6，根据试验要求，将油、水预先分别放置在各自的管路中，由T形混合器按照不同的油水比例混合后进入测试管段。结合测试管段前后的压降数据以及连续拍照的试验结果，发现流型变化主要与油品含水率和混合流速相关。在含水5%～95%的范围内，发现了分层流型（ST）、相界面略有混杂的分层流型（ST&MI）、上层水包油下层游离水混合流型（O/W&W）、水包油分散流型（O/W）、油包水和水包油混合型（W/O&O/W）以及油包水分散流型（W/O）共 6种流型。由于油的黏度较低且基本不含胶质、沥青质等天然乳化剂，同时油水没有预先混合搅拌且时间较短，因此未观察到油基（OA）或水基（WA）环状流。

经分析，上述试验机理为当含水率 80%～95%之间时，如果混合流速大于 0.25 m/s，原油乳状液流型转换进入水相主导区，形成下层水相、上层油相且界面出现连续液膜的分层流型和相界面略有混杂的分层流型；当保持油相折算速度不变，水相折算速度大于0.5 m/s时，由于水相液滴不断增大，水滴碰撞聚集效应增强，将上层油相破坏分割，形成了上层水包油下层游离水混合流型；当水相折算速度大于1.6 m/s时，由于油品黏度较低，在高含水的情况下，油滴无法稳定的存在于上层水包油相中，大流速将其冲散为更小的油滴，并迅速充满整个管道，形成水包油分散流型。

2000年，Angeli等试验人员考虑到管道内部粗糙度对流型转换的影响，分别用金属（不锈钢）和非金属（丙烯酸树脂）两种管道材质进行试验，测试段长30.80 m，内径25.40 mm，油水密度比0.8，黏度比 1.6（煤油），试验采用高速摄像机观察测试段流型变化，高速电子探针测试前后端压差变化及混合物含水率，通过直连型单螺杆泵进行流量及流速调节，试验中混合流速范围为0.2～3.9 m/s。试验结果为，在含水率6%～86%之间，流型从分层流到均匀混合流等多种流型均被观察到，但在不同的管道材质条件下，含水率和流速对于转相点的影响略有差别。

该试验机理为，当油水混合物含水率处于80%～86%之间时，流型转为水相主导区，压降梯度大幅降低，当混合流速小于 1 m/s时，管道底部的游离水不断增加，水相与管底的接触不断增加。在混合流速较低的条件下，受重力作用，连续水相占据整个管道底部，形成上层水包油下层游离水混合流型（O/W&W）；当混合流速大于1 m/s时，上层水包油中的油滴被冲散，形成均匀分散的水包油流型（O/W）。

2001年，陈杰等人分别采用白油和柴油与水混合进行环道试验，测试段长30 m，内径33.3 mm，其中白油黏度比为62.8，柴油3.47。该试验为将混合液在搅拌罐内（有效容积50 L）充分搅拌乳化后，分别通过质量流量计、水平管段、压降测试段和流型观察段后回到搅拌罐内。随后将质量流量计采集到的流体密度、质量流量和体积流量等数据，结合压差变送器结果，利用电阻探针测试不同条件下流型的含水率。参照工业相机拍摄图片，得出在含水率为 10%～90%的范围内，油水两相流流型为分散流型（W/O和O/W）、油水分层流型（ST和ST&MI）、混合流型（W/O&W和O/W&W）以及三层流型（3L）。其中，当含水率在 80%～90%之间，混合流速变化范围为0～1.2 m/s时，随混合流速的增加，观察到的流型依次为分层流型（ST、ST&MI）、上层水包油下层游离水的混合流型（O/W&W）和分散流型（O/W）。

2003—2006 年，Oddie、OMH Rodriguez等人[25-26]分别考察了管道倾角、流速、温度等因素对流型转换的影响，在长11 m、内径150 mm的环道装置中使用矿物油、盐水、氮气进行了两相流和三相流试验，其中油水密度比为0.84，黏度比为27，管道倾角为 0～92°，生成了不同油水折算速度和管道倾角范围下的油水两相流流型图。其中，含水率在80%～95%之间，试验得到了Trallero所划分的所有高含水流型，不同的是由于管道倾角的存在，在上倾管与下倾管的试验中还得到了分层波浪流型（SW），该流型在界面处不呈现任何混合，介于分层流型（ST）和半分层流型（ST&MI）之间。

2015年，ASI Ismail等人[27]在长径比为1 311的水平管道中进行了油水两相流流动试验。试验流体为轻质含蜡原油和合成地层水，试验中含水率变化为10%～90%，混合流速为2.0～16.2 m/s，通过测量不同油水两相流速下压降和持液率的变化，确定了不同流速和含水率下的流型。试验结果表明，当含水率在80%～90%之间时，随混合流速的增加，观察到油水两相流的流型会从分层流型（ST、ST&MI）逐渐过渡到完全分散的分散流型（O/W）。

综上所述，尽管研究人员的研究方法和手段不尽相同，但结果类似，高于凝点温度下的高含水期油水两相流流型主要分为三种：分层流型（ST、ST&MI）、上层水包油下层游离水的混合流型（O/W&W）和水包油分散流型（O/W），具体流型见图2。

图2 水包油分散流型（O/W）

2.2 低于凝点温度下的高含水期油水两相流流型

根据GB 50253—2014《输油管道工程设计规范》规定，集输管道回站温度应高于凝点3～5 ℃，用于保证集输的安全可靠。因此，对比高于凝点下的油水两相流流型的研究，针对低于凝点温度下油水两相流流型的研究很少，且可应用的工程实例几乎没有。下面是近几年来关于高含水期低温油水两相流流型的相关研究。

2013年，刘晓燕等人[28]设计建立了一套水-胶凝原油两相流流态化试验系统，在内径为53 mm的水平管道内对水-胶凝原油两相流流态化进行试验研究，试验介质为原油和水，原油凝点32 ℃，混合流量5.9 m3/h，含水率90%，对温度从33～20 ℃的油水两相流进行了流态化的试验研究。研究表明：当温度在原油凝点以上时，油水两相是分层流型流动，如图3（a）所示；随着温度持续降低，会逐渐出现水漂油混合流型（W/O&W floating），如图3（b）所示；当温度低至一定程度后，就会出现原油粘壁阻塞管道的情况，无法再继续进行试验。如图3（c）所示。

图3 低温条件下油水两相的流型图

2014年，范伟研究了低于凝点的原油中凝胶粒径大小和分布规律对水力输送的影响，在井口处安装了可视化试验管路，观察段长1 m、内径为53 mm，在井口综合含水 95%的条件下，得到了不同流量（2.0～6.5 m3/h）、温度（12.8～20 ℃）和压力（0.71～1.12 MPa）条件下的流动特性。随着流动条件的不断变化，原油颗粒均以水漂油混合流和水包油团分散流形式分布在连续的水相中，选取油水混合液流量分别为 3.7 m3/h、4.7 m3/h、5.7 m3/h，通过 Image Pro软件进行图像分析发现，水中胶凝原油颗粒的尺度和粒径分布规律随混合液流量的不同而变化。

2015年，董燕等人采用室内环道装置对含水率80%～95%的原油乳状液在水平管内进行低温流动试验，整个环道长度为30.8 m，内径为25.4 mm，通过二甲基硅油作为套管温控介质，流速控制在0.4～1.4 m/s，分别在 32 ℃、28 ℃、25 ℃和 22 ℃四个点进行温降试验，如图 4。通过试验观察得出温度越低、油水两相的混合流速越低、含水率越低，压降梯度越大，越容易出现凝管现象。

图4 低温试验流型图

研究表明：在原油凝点温度时，混合物流速较低（0.4～0.6 m/s），油水两相混合物的流型为水漂油块，随着流速增高（1.2～1.4 m/s）时，油水两相混合物的流型为水包油团分散流型（E W/O&W, 水包油团分散流是油包水乳状液在水中的分散体系，仅存在于流动状态下，只在含水90%以上出现）如图4（a）；在原油凝点温度以下，且含水率较高时，由于胶质、沥青质功能基团的相互作用，出现水漂油块流型，此时压降梯度基本接近相同条件下水的压降梯度，如图4（b）所示；而由于管壁粘油会导致管路内径的减小，随着管线上部积聚的原油逐渐增多，管路内径更小，在小流量条件下出现不满流现象，如图 4（c）所示；当温度降低至 22 ℃，试验出现明显的管壁粘油现象，且温度越低，含水率越低，管壁粘油现象就越明显，如图4（d）。

综上所述，研究人员尽管研究方法和手段不尽相同，但结果类似，低于凝点温度下的高含水期油水两相流流型主要分为两类：水漂油流混合流型（W/O&W floating）、水包油团分散流型（E W/O&W），具体流型见图5。

图5 低于凝点温度下油水两相流型图

3 结论与建议

通过对不同时期研究学者的油水两相流流型研究成果进行了系统的分类和梳理，归纳得出高于凝点温度下的高含水期油水两相流流型主要有分层流型（ST、ST&MI）、上层水包油下层游离水的混合流型（O/W&W）和水包油分散流型（O/W）；低于凝点温度下的高含水期油水两相流流型主要有水漂油流混合流型（W/O&W floating）和水包油团分散流型（E W/O&W）。对两相流流型进行总结，可以预测井底、井筒、地面等位置的流动状态，分析影响流型转换和流型压降的因素，将试验结果同现场工况对照，对现有水力、热力模型的相关参数进行修正和拟合，为管道的流动保障提供理论依据。

然而目前，对于流型的研究多停留在室内试验过程中，现场可操作性不强，影响了试验成果的实际应用。因此对于两相流流型的研究提出如下建议：

（1）室内试验为方便可视观察，多采用水平玻璃管进行观察，与实际应用工况差异较大。建议相关研究应充分考虑管材内壁粗糙度、管道倾角等因素对流型转换的影响，同时对于弯头、三通、变径、阀门等管件处容易出现层间干扰形成湍流现象进行模型和试验，以便更加准确地预测现场实际工况。

（2）油水两相流涉及的流型较多，但对于流型转换时的过渡条件及内在机理仍不明确。此外随着我国稠油开采的力度加大，影响稠油流型的因素更多（黏度、含水率、流速、水型、入口形状等），建议加强稠油和超稠油的油水混合物流型研究，加强稠油流型转换模型的建立和预测。

（3）室内试验为避免其他因素的影响，基本上为静态、闭式流程，但现场工况条件下油水混合物处于多因素影响的不稳定流态，如存在泵的剪切、温度、流速的变换等，因此有必要借助数值模拟的相关方法，如 BP神经网络和小波变换等对模型数据进行滤波、分析和处理，逐步形成理论和半经验公式。

（4）两相流型转换应与多相流计量技术相结合，同时利用计算流体力学CFD（如Fluent、CFX）相关软件对流体进行建模和计算，并针对现场实际，积极开展低于凝点以下的高含水油水混合物常温集输界限研究，为高含水油田常温集输提供理论依据。