首站区域管网混输液流动形态水力计算

陈烁宇 张春燕 郑炜博 宋长山 赵伊龙

摘要：滨南采油厂稠油首站是油气生产运输的重要环节。区域内某接转站至首站的外输压力持续升高，液量无明显提升的情况下干压提升25%。针对以上突出问题，通过单井、计量站、接转站进出站管输流程温压变化跟踪分析，摸清此段管线内流体相态、流体流型，从而明确压力上升原因，保障了滨南采油厂稠油首站区域外输系统正常、降低区域油气综合能耗。

关键词：外输;压力异常;流体相态

1稠油—水两相管流流型

对于油水两相流动，管道压降与流型密切相关，为更好的分析压降变化，首先需要对流型进行判定。根据油和水在管道中的分布情况，流型可大体分为以下几类： Ew/o分散流、Ew/o&w间歇流、Ew/o&w分层流、Ew/o&w不完全环状流、Ew/o&w水环流、Ew/o团&w环散流。

2管道参数

对于单56至稠油首站管线，由于含水率非常高（约为90.8%），且沿线地势较为平坦，油水两相流动的流型可能是以下流型中的一种：分层流、环状流、不完全环状流。

3水环流型压降计算

（1）水环流型压降计算模型的建立

在形成水环+Dw/o核流型时，假设入口含水率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等参数已知。为了便于计算，忽略少量水相进入油相的影响，即将Dw/o核简单视为纯油相，则

水相就地流速Vw为：

油相就地流速Vo为：

油相所占管道截面积AO为：

水环所占管截面积AW为：

水环流型中水环为湍流状态，内部油核部分为层流状态，并且水相流速大于油相流速。

对于油-水两相之间水力摩阻系数的取值，目前对其研究的并不深入。通常的做法是将界面水力摩阻系数等于流速较快相的水力摩阻系数。考虑到水环与Dw/o核之间的滑移，本文取界面水力摩阻系数λi为：

4分层流压降计算

和水环流型一样，假设有20%的油相混入水相，并且也有相同体积的水相混入油相。采用Richardson公式计算油中掺入水和水中掺入油后的表观粘度。油中掺入水后的表观粘度=3753.80 mPa.s;水中掺入油后的表观粘度=3.244 mPa.s。

截面持水率约为50%。油相流速约为0.228 m/s，水相流速约为2.238 m/s。单位管道的压降约为221.34 Pa/m。单56至稠油首站管道總压降约为1.505 MPa，单56转接站出口压力约为1.905 MPa。

5分析讨论

综合以上分析计算可知，当油水两处流型处于完全环状流时，起点压力约在0.65～0.8 MPa之间;处于光滑分层流时，起点压力约在2.0MPa左右。水环流型压降约为0.3 MPa，而分层流型压降约为1.5 MPa。单56转接站实际出口压力在1.1～1.5 MPa之间，管道实际压降在0.6-1.0之间，所以其流型应为不完全环状流。

若单56至稠油首站管道压降为0.605 MPa，经粗略估计，截面含水率约为74%。油相流速约为0.43m/s，水相流速约为1.5m/s。

处于不完全环状流时，油品直接与管道上部接触。高含水期的稠油在管道内输送，悬浮在管流上层的油包水乳状液会发生絮凝并聚集成块，流动过程中与管壁接触。分散在连续水相中的油滴在低温时有聚结成团的倾向，当管流对油块的切应力小于管壁对油块的附着力时，集输管道会发生粘壁现象（或挂壁现象）。

基于以上分析可知，不完全环状流管段随着油品粘壁（或挂壁）量的增加，产生界面滑移造成较大压降。同时，随着粘壁厚度的增加导致管道有效流通面积减小，管道压降增大，进而造成起点压力升高。

6总结

本文通过计算不同流型的压降与实际参数对比，实现了单56至稠油首站的流型判定，对其引起的压降变化情况进行了相应分析，通过实际对比，证实了该方法的可靠性。对造成压降变化原因进行了分析，为其改进方向提供了合理指导。

参考文献：

[1]冯云. 西北某油田外输管道系统优化运行研究[D].东北石油大学，2020.

[2]马福. 纯梁首站能耗仿真与运行优化研究[D].中国石油大学（华东），2015.