成品油管道内积水分布规律试验研究*

刘建平 冯庆善 刘刚 姜堡垒 金哲 王宁峰 宫明

1国家管网集团北方管道有限责任公司

2中国石油大学（北京）油气管道输送安全国家工程实验室/石油工程教育部重点实验室/城市油气输配技术北京市重点实验室

3中国石油大学（华东）储运与建筑工程学院

我国成品油管道多采用水联运方式投产，其过程包括充水扫线、水联运、油水置换3 个阶段[1-3]。由于油相难以将水相完全驱替出管道，且水的密度比油大，管道低洼处不可避免地存在积水，为腐蚀提供了电解质溶液环境，产生的腐蚀产物严重危害管道的安全运行[4-7]。近年来，腐蚀产物堵塞干线设备的事故多有发生，还发生多起在役成品油管道内腐蚀穿孔泄漏事件[8-9]。物理模型试验研究为分析成品油管道内积水分布规律提供了最直接和可靠的手段[10]。FLORES[11]最早对倾角为45°、60°、75°及90°大倾角斜井、直井内的油携水问题进行了试验研究，为后来的成品油携水相关试验提供了研究思路。TRALLERO[12]对相关的工作成果进行了总结，并通过矿物油和水的油水两相流实验提出了水平管中存在的水6种不同分布形式。DU M[13]等将不同浓度水和油通过不同的管道进行掺混，通过递归图算法识别典型流型，对不同流型进行预测。LOVICKJ[14]对水平管流型进行了研究，通过识别连续相的电阻探头以及液滴长度，同时使用差压传感器测量压力梯度来观察油携水的不同特点。孟芳芳[15]利用自行设计并搭建的成品油携水试验环道装置初步探究了玻璃管内积水的分布形态、流型，并认为积水层厚度是体现柴油携水能力的重要指标。赵青[16]在此基础上改进了试验环道装置，采用镀锌钢管进行了不同管路爬坡角度、截面含水率、爬坡距离等多种工况试验，研究发现油相携水能力与油相流量基本成正比关系。XU[17]采用内径为41 mm的镀锌钢管作为测试管段，通过试验研究发现水相速度随油相速度的增加呈线性递增关系，即满足“漂移模型”。徐广丽[18]根据分层流模型推导出“水塞模型”，认为管道中水塞的形成是清除管道中积水的关键因素。张鑫[19]采用数值模拟的方法对孟芳芳的实验结果进行了验证，指出只有当油相表观流速大于临界流速时，积水才能被完全携带出水平管段，进入上倾管段。赵仕浩[20]通过数值模拟得到了油相表观流速、初始持水量、管道倾角等多因素对油水界面波结构参数的影响，指出界面波振幅达到一定程度导致了油携水的流动。虽然成品油管道中积水引起的内腐蚀问题日趋严重，但针对积水在成品油油流携带作用下的沉积、分布、运移规律的研究较少，尚无法对现场生产工艺的决策提供有力理论支撑。本文通过自行设计并搭建的成品油携积水试验环道装置，开展了多流速、多注水量、多管道倾角工况的成品油携积水试验，加深了对成品油管内积水分布、运移规律的认识。

1 成品油携积水试验环道装置

根据现场工艺特点，自主设计并搭建了成品油携积水试验环道装置（图1）。试验环道装置包括储油系统、动力系统、流量调节及监测系统、试验管段系统、倾角调节系统、积水沉降回收系统、控制系统、防静电系统等八个部分，可对积水在水平管及倾斜管（0°～20°）内的运移沉积状态进行研究。其中，试验管段长3.5 m，为便于观察试验现象，管材为有机玻璃。

图1 成品油携积水试验环道装置Fig.1 Loop device for water carrying test of product oil

2 成品油携积水试验

2.1 试验方案

积水在管内的分布及运移沉积状态主要受油相表观流速、管道倾角、初始积水量、油品物性等因素影响。本试验采用0#柴油作为输送介质，20 ℃下密度为850 kg/m3，动力黏度为3.2 mm2/s，符合国家相关标准。具体试验方案如表1所示，所有试验组均为正交试验。

表1 成品油携积水试验方案Tab.1 Test scheme of product oil carrying water

2.2 水平管内积水运动的观测与分析

2.2.1 流型

在给定初始注水量，油相表观流速0～0.3 m/s条件下，水平管内油水两相界面清晰，流型属于稳定分层流（图2）。

图2 稳定分层流Fig.2 Steady stratified flow

2.2.2 水平管内积水运动分析

水团在水平管内运移过程中长度变化明显，为更好地分析水团的运移特性，分别分析水团的首尾平均速度随油相流速的变化规律，水团首尾平均速度等于水团首尾各自流过的位移与时间之比（图3）。

图3 水平管内积水初始分布Fig.3 Initial distribution of stagnant water in horizontal pipe

各油相表观流速下水团首尾平均运移速度随表观油相流速变化如图4所示，积水清除时间随表观油相流速变化如图5所示。

图4 水平管内积水平均运移速度随表观油相流速变化Fig.4 Variation of average migration velocity of stagnant water in horizontal pipe with oil phase apparent velocity

图5 水平管内积水清除时间随表观油相流速变化Fig.5 Variation of stagnant water removal time in horizontal pipe with oil phase apparent velocity

由图4可以看出，水平管内水团运移速度主要受油相表观流速影响，初始积水量影响不大。水团前锋平均运移速度略低于油相表观流速，尾部平均运移速度与油相表观流速的差值较大，且差值随着油相表观流速的增大而增大，首尾之间的速度差异表现为运移过程中水团长度的不断增长。水团首尾平均运移速度随着油相表观流速的增加呈线性增加趋势。

由图5可以看出，水平管内积水清除时间主要受油相表观流速影响，初始积水量影响不大。当油相表观流速较低时，油相表观流速的增大可以明显地减少管道积水的清除时间，但随着油相表观流速的增大，流速的变化对于积水清除时间的影响逐渐削弱。

2.3 倾斜管内积水运动的观测与分析

2.3.1 临界爬坡流速

将测试管段调至水平后注水，注水完成后，在将测试管段缓慢升高至测试倾角的同时，缓缓增大油相流量，使水团尾部在测试管段内时刻保持静止状态，当测试管道升至指定倾角时对应油相表观流速即为临界爬坡流速。各工况下水团的临界爬坡流速如图6所示。

图6 临界爬坡流速随管道倾角、初始注水量变化Fig.6 Critical climbing velocity varies with pipe inclination and initial water injection

从图3～图7中可知，水团临界爬坡流速随着初始注水量以及管道倾角的增大而增大。这是因为初始注水量和管道倾角越大，水团沿管道轴向的重力分力越大，需要更大的油流拖曳力平衡。

2.3.2 临界爬坡流速下积水分布及流型转变

通过分析各工况临界爬坡流速下的试验现象发现，当管道倾角为5°和10°时，随着积水量的减少，流型由初始的波浪流逐渐转变为分层流；当管道倾角为15°和20°时，随着积水量的减少，流型由初始的泡状流逐渐转变为分层流；管道倾角20°，初始注水量0.15 L为特殊工况，流型始终为泡状流且积水量未见明显减少。以管道倾角5°和15°，初始注水量0.2 L 工况为例说明流型转变过程（图7a 和图7b）。图7c 展示了管道倾角20°，初始注水量0.15 L 工况在临界爬坡流速下的试验现象。

图7 临界爬坡流速下，积水分布形态随时间变化Fig7 Under critical climbing velocity，the distribution pattern of stagnant water changes with time

除管道倾角20°、初始注水量0.15 L工况之外的其余工况，当油相表观流速为临界爬坡流速时，水团尾部完全静止，但水团前锋会不断分出小水团进入油相，被油流携带出测试管段，导致积水量减少，直至达到稳定，水团形态及积水量基本不再发生变化。本试验中，当水团形态及积水量在10 min内不发生明显变化时，即认为水团达到稳定状态。

对于倾角20°、注水量0.15 L工况，积水量并未明显减少，流型保持为泡状流。这是因为该工况为最小注水量、最大倾角工况，水团受到的剪切力与重力分力相差最大，小水团从大水团分离出后，无法在剪切力的作用下向下游流动，而是在重力的作用下重新回流至大水团，无法被油流携带出测试管段，导致最终剩余积水量远大于其余工况。

2.3.3 临界爬坡流速下水团稳定时间及稳定长度

当管道倾角和初始注水量不同时，临界爬坡流速不同，水团由初始状态发展为稳定状态所需的时间也不同。图8 和图9 为各工况下水团在临界爬坡流速下达到稳定状态所需的时间及稳定长度。

图8 水团长度随时间的变化Fig.8 Change of water mass length with time

当初始注水量为0.25 L，管道倾角为15°和20°时，管内初始两相流流型为泡状流，油水两相界面模糊，因此不对初始条件下水团长度进行统计。从图8可以看出，在临界爬坡流速条件下，水团达到稳定状态的时间普遍随着管道倾角的增大而缩短。这是因为相同注水量下，管道倾角越大，所对应的临界爬坡流速越大，对水团的剪切作用越强，相同时间内会有更多的小水团脱离大水团进入油相，从而缩短了水团达到稳定状态所需的时间。

由图9可以看出，对于大多数工况，水团最终的稳定长度随着管道倾角的增大而减小，这是因为临界爬坡流速越大，油流对水团的剪切作用越强，在剥离出的小水团不发生回流的情况下，最终水团的稳定长度越短。而对于注水量0.15 L，管道倾角20°工况，由于剪切力不足以携带剥离出的小水团向下游流动，剥离出的小水团重新回流至大水团中，因此最终水团的稳定长度远大于其他工况。

图9 临界爬坡流速下水团稳定长度Fig.9 Stable length of water mass at critical climbing velocity

2.3.4 倾斜管内水团运移特性

（1）当油相表观流速大于临界爬坡流速时，水团整体发生运移。对于管道倾角为5°和10°工况，油水两相流流型为波浪流；管道倾角为15°和20°工况，油水两相流流型为泡状流（图10 和图11）。

图10 管道倾角为5°和10°时，流型为波浪流Fig.10 When the inclination angle of the pipe is 5°and 10°，the flow pattern is wave current

图11 管道倾角为15°和20°时，波浪流与泡状流同时存在Fig.11 When the inclination angle of the pipe is 15°and 20°，the wave current and bubble current exist at the same time

（2）由于管道倾角为15°和20°时水团前锋出现了严重的泡状流，油水界面模糊，水团前锋位置不易确定，因此仅统计各工况下水团尾部运移速度与油相表观流速之间的关系（图12）。由图12可以看出，当初始注水量与管道倾角不变时，随着油相表观流速的增大，水团尾部运移速度增大。将管道倾角5°与10°，15°与20°分别作对比可以发现，随着管道倾角的增大，水团的重力分力增大，水团尾部运移速度减小。

图12 水团尾部运移速度随油相流速变化Fig.12 Migration velocity at the end of the water mass varies with the velocity of oil phase

3 结论

针对成品油管道积水问题，自主设计并搭建了成品油携积水试验环道装置，对多初始注水量、多管道倾角、多油相表观流速下积水在成品油携带作用下的分布及运移规律进行了研究，得到的主要结论如下：

（1）水沉积规律。定义“积水尾部保持静止状态”时对应的油相表观流速为“临界爬坡流速”；水平管道内，不存在临界爬坡流速，即任何流速条件下积水均可以被油流携带出管道，积水不会在水平管道内稳定存在；上倾管道内，存在临界爬坡流速，且其数值随积水量和管道倾角的增大而增大。

（2）水清除规律。水平管道内，油相表观流速越大，管道积水的清除时间越短，但油相表观流速越大，积水清除时间减小越缓慢；临界爬坡流速条件下，积水量随清除时间减小并逐渐趋于某一稳定值。

（3）油水流动型态。成品油工业管道中油的含水率较低，水平管中通常为分层流，倾斜管中可能会出现波浪流或泡状流；较大的管道倾角下，油水可能维持泡状流，从而导致积水难以排出。