长庆油田川平46-23集输管路运行工况模拟研究

李传宪， 刘帅帅， 杨 飞

(中国石油大学(华东)储运与建筑工程学院，山东青岛 266580)



长庆油田川平46-23集输管路运行工况模拟研究

李传宪， 刘帅帅， 杨 飞

(中国石油大学(华东)储运与建筑工程学院，山东青岛 266580)

针对长庆油田川平46-23集输管路，利用管路的现场参数，通过对比分析优选出合适的流型划分模型、持液率模型、压降模型以及蜡沉积模型。对上述模型编程求解，分析了集输管路运行压力、温度、持液率、有效内径、气/液相表观流速、蜡沉积速率等随管道长度与运行时间的变化规律。模拟结果表明，在运行36 h内，随管道长度的增加(除前60 m)，结蜡速率减小，压力降低，温度降低，气相表观流速增大，液相表观流速减小，持液率减小；随着运行时间的增加，同一节点处的蜡沉积速率增大，压力降低，温度升高，气、液相表观流速增大，持液率减小。

集输管路； 模型优选； 运行工况； 模拟

我国多数油田的油井采出流体通常为含有油、气、水以及少量固体悬浮物的混合物。为了经济、高效地处理采出液，常采用同一条管路将采出液送至油田集中处理站进行集中处理。目前，国内外油田的矿场集输系统大约有70%的输送管路属于两相或多相混输管路。在多相流混输管线的工艺计算中，主要的参数计算包括流型判别、压降和持液率计算。多相流管路流型变化多样，不同流型下持液率和压降计算公式不同。另外，这些经验公式大多基于实验数据拟合得出，具有一定的使用范围，因此，要准确计算管路各参数就必须找到适合的方法。另外，我国多数油田生产的原油为含蜡原油，在原油的管道输送过程中结蜡现象较为普遍。这导致原油管道及相关设备运行效率降低，甚至造成管道的停输。

因此，准确预测管道蜡沉积速率以及蜡沉积对运行参数的影响有重要意义。

以长庆油田长6油层华庆作业区川平46-23集输管路(简称46-23管路)为例，采用现场生产数据和经验公式相结合的方法，模拟集输管路的生产运行工况，得出生产运行过程中的压力、温度以及蜡沉积等的变化规律。

1 46-23管路现场数据和油气基本物性确定

1.1 46-23管路现场数据

46-23管路管输流体为长6原油、伴生气和水，集输管路液相流量(原油和水)为12.96 m3/d，体积含水率14.97%；在工程标准条件下，油藏气油比为115.7 m3/t；井口出油温度约为8.1 ℃，管道埋深处月最低平均温度约为3 ℃；集输管路的起点绝对压力为0.601 MPa，终点绝对压力为0.303 MPa，压差为0.298 MPa；集输管路为φ60 mm×3.5 mm的不保温管，管道传热系数为1.58 W/(m2·K)，管路绝对粗糙度为0.054 mm，管路沿线起伏数据如表1所示。从表1中可以看出，管线起伏不大，因此在后面计算中忽略沿线管道起伏，管道倾角按起点和终点里程和高程计算。

表1 川平46-23管路沿线起伏数据

1.2 管输流体基本物性参数确定

实验测得，管路运行温度、压力条件下，原油的溶解度系数(1.5 m3/m3)和体积系数(近似等于1)较小，因此采用脱气原油物性计算。模拟计算结果表明，采用脱气原油物性计算的压降可以满足现场精度要求。

1.2.1 原油的密度 根据GB1884—83，运用密度计法测得长6原油在不同温度下的密度，回归出原油的密度ρo与温度T的关系为：

(1)

1.2.2 原油的比热容 由于原油比热容在1～10 ℃变化不大，另外，46-23管路大部分管段的运行温度4 ℃左右，因此取4 ℃时的原油比热容作为全线的原油比热容，取2.958 kJ/(kg·K)。

1.2.3 原油的蜡晶溶解度系数 原油在不同温度的析蜡量可以通过DSC曲线计算得到，便可以得到原油的蜡晶溶解度系数。由于集输管路运行温度范围内，蜡晶的溶解度系数变化不大，取温度为4 ℃时蜡晶的溶解度系数的值为0.222 ℃-1。

1.2.4 原油的黏度 在管路温度、压力下，原油属于非牛顿流体，具有非牛顿流体特性，流变方程满足幂律方程。根据室内流变实验测得的流变数据曲线拟合得到长6原油的黏度公式：

(2)

式中，μo为原油黏度，mPa·s；T为原油温度，℃；γ为原油所受剪切速率， s-1。

1.2.5 伴生气的密度 长6原油的原油伴生气基本组分，如表2所示。

表2 长6原油伴生气基本组分

根据GB/T 11062—1998，标准状态下天然气密度的计算公式为：

(3)

式中，ρ为标准状态下天然气密度，kg/m3；p为标准大气压，1.01 MPa；R为通用气体常数 8.314 5 J/(mol·K)；T为标准状态下的绝对温度，293.15 K；xi为某组分的摩尔分数；Mi为某组分的摩尔质量，kg/mol；Z为压缩因子。

由式(3)可得到，长6伴生气不同压力及温度条件下的绝对密度为:

(4)

式中，ρ长6为长6原油伴生气密度，kg/m3；p为绝对压力，MPa；T为气体温度，K。

2 多相集输管路计算模型的优选

针对46-23管路，对流型划分、持液率计算以及压降计算方法等进行优选。在模拟计算过程中，采用双流体模型，将油、水两相视为一相(即液相)，用油水混合黏度作为液相黏度，混合密度作为液相密度。

2.1 流型划分模型

目前常用的流型判别方法有流型图判断法和经验公式法，为了编程的方便，采用经验公式法。常用的经验公式包括Xiao-Brill流型判别法[1]、Taitel流型判别法[2]、Muklherjee-Brill流型判别法[3]、Barnea流型判别法[4]。为了得到适用于46-23管路的流型划分方法，对比了上述4种流型划分方法。进行流型划分方法比选时，采用Brill方法[3]修正的Eaton持液率公式[5]进行持液率的计算，采用Muklherjee-Brill提出的压降计算方法进行压降计算，以压降作为考核的标准。采用不同流型划分方法所得压降以及误差见表3。

表3 不同流型划分方法对比结果

从表3中可以看出，针对46-23管路，Muklherjee-Brill流型划分方法最好，其他三种流型划分方法也较好，计算压降与现场压降的误差均小于5%，故在后面的计算过程中，采用Muklherjee-Brill流型划分方法进行流型划分。

2.2 持液率模型

目前持液率只能采用经验或半经验相关式进行计算。针对46-23管路，对比了Eaton持液率模型、Beggs-Brill持液率模型、Hughmark持液率模型[6]、Minami-Brill Ⅰ持液率模型等[3,6-13]10种模型。比选时，采用Mukherjee-Brill提出的流型划分方法和压降计算方法，选用不同的持液率计算公式进行持液率的计算，以压降作为考核的标准，进行持液率的对比。不同持液率计算方法所得压降及误差见表4，所得持液率见图1(Mukherjee-Brill相关式计算的持液率大于1，Abdul-Majeed、Lockhart-Martinelli和 Minami-BrillⅡ相关式计算的持液率会出现小于0的情况，不适用，故不列出)。

从图1中可以看出，不同的持液率计算公式得出的持液率值相差较大，针对46-23管路Beggs-Brill式计算的持液率最小，Xiao-Brill持液率模型得出的持液率值最大，计算的压降误差也最大。从表4中可以看出，Brill方法修正的Eaton式、Minami-Brill Ⅰ式与实测的结果较为接近，误差在3%之内，以Minami-Brill Ⅰ式最好，误差2.66%，因此，对于46-23集输管路计算持液率时，使用Minami-Brill Ⅰ相关式计算该管路持液率。

表4 长庆42-23管路持液率计算模型的对比

图1 不同持液率模型计算结果

Fig.1 Liquid holdup of different liquid holdup calculation methods

2.3 压降模型

目前，常用的多相流压降计算方法包括Dukler Ⅰ法、Dukler Ⅱ法、Beggs-Brill压降计算模型、Mukherjee-Brill压降模型等[14]。在上述持液率对比过程中，可以看出，Mukherjee-Brill压降模型适合46-23管路，故其他压降模型不再对比。

2.4 温降模型

2.4.1 内部对流传热系数 在管路运行过程中，由于气液相流速的变化，管内对流传热系数也是变化的。本文采用D. Kim等[15]推荐的相关式计算不同流型下的内部对流传热系数，如式(5)-(9)所示。

分层流(单相流α1): Sieder and Tate(1936)

(5)

(6)

间歇流：Kudirka(1965)

(7)

环状流:Shah(1981)

(8)

分散气泡流:Knott(1959)

(9)

式中，Nul为努塞尔数，无量纲；αm为多相流体的对流传热系数，W/(m2·K)；αl为单相流的对流传热系数，W/(m2·K)。

2.4.2 温降模型[3]采用黑油模型，根据两相流动的能量守恒原理，推导出多相流混输管道温度分布的基本方程，方程如下：

(10)

2.5 蜡沉积模型

S.Cem等[16]指出，关于多相流管路蜡沉积的实验研究和预测模型较少。B.Rygg等[17]和S.Dawson[18]提出了关于多相流动蜡沉积的模型，这些模型中包含几个推断性的假设，但是没有合适的实验数据可以证明这些假设成立。M.S.Apte[19]由实验得出，蜡沉积和流型有关。A.Matzain[20]通过大量的实验研究，以分子扩散作用为油气两相蜡沉积的主要机理，同时考虑了剪切分散、结蜡层油含量以及流型对蜡沉积速率的影响，得出了一个比较完善的蜡沉积模型，这个模型也是计算46-23管路蜡沉积速率用到的模型，模型如下：

(11)

3 多相集输管路运行参数变化规律分析

利用优选的模型对46-23管路沿线蜡沉积速率、沿线温度、沿线压力及相关的几个参数模拟分析。在后面的分析中，由于在管段60～80 m处流型转变，计算公式发生了变化，故对于这段管段不作分析，只分析同种流型下的变化规律。

3.1 蜡沉积速率

图2为整条管道的蜡沉积速率随运行时间的变化。由图2可知，管道入口处蜡沉积最严重，沿程结蜡速率减小。由于管流温度高于环境温度，向外界散热，沿程温度降低，导致油流与环境之间的温差减小，蜡沉积速率减小。当管流温度和环境温度相等时，蜡就不会沉积在管壁上，即不结蜡。

在运行36 h内，随着运行时间的增加，蜡沉积速率呈增大趋势。由式(11)可知，蜡沉积速率和蜡晶扩散系数Dow、径向温度梯度dT/dr、蜡晶溶解度系数dC/dT(定值)以及经验系数有关。随着运行时间的增加，管路有效内径减小，油流受到的剪切速率增大并且油流温度升高，原油黏度减小，蜡晶在原油中扩散速率增大，即Dow增大；由于管道总传热系数变化不大，管有效内径减小，径向温度梯度dT/dr增大；另外，经验系数Π1减小，经验系数Π2增大，但变化不大。综合上述几个参数的变化，蜡沉积速率在运行36 h内随运行时间的增加而增大。

图2 46-23管路沿线蜡沉积速率

Fig.2 Wax deposition rate across 46-23 pipeline

3.2 管道有效内径

图3为整条管道的有效内径分布。从图3中可以看出，管道沿程有效内径增加。由于沿程结蜡速率降低，故管道沿程有效内径增加。

随着运行时间的增加，沉积物的累积，管道有效内径减小。另外，管道运行36 h，管道入口处有效流通面积就减小到清管前的1/4左右，可见长庆油田集输管路结蜡非常严重。

图3 46-23管道的有效内径

Fig.3 Effective inner diameter across 46-23 pipeline

3.3 压力

图4为运行36 h，管道沿线压力分布。从图4中可以看出，沿线压降速率加快。由于沿线压力下降，气相流速增加，导致加速压降增大，同时沿线温度下降，液相黏度增大，导致摩阻压降增大。

随着运行时间的增加，管道压降增加，这是因为蜡沉积导致管道流通面积减小，导致摩阻压降增加。

图4 46-23管道沿线压力

Fig.4 Operating pressure across 46-23 pipeline

3.4 气液相表观流速

表观流速是指：两相混合物中任一相单独流过管道全部流通截面时的流速，气液相表观流速在流型划分，持液率计算以及压降计算中都是重要的参数。图5所示为管路运行36 h内，沿程气、液相表观流速的变化。

从图5中可以看出，气、液相表观流速在管道前60 m呈下降趋势，之后气相表观流速增大，而液相表观流速则减小。液相流量和气油比一定的条件下，液相表观流速和流通面积有关，由于气相具有压缩性，气相表观流速还和压力有关。管道前60 m，由于管道沿程有效内径增加，流通面积增加，表观流速下降；后面管道流通面积减小且变化不大，故液相表观流速减小且变化不大，但是由于压力降低，气相膨胀，气相表观流速增大。

图5 46-23管道沿线气相及液相表观流速

Fig.5 Gas and liquid superficial velocity across 46-23 pipeline

随着运行时间增加，蜡沉积导致管道流通面积减小，气、液相表观速率增大。

3.5 管流温度

整条管路油流温度分布见图 6。从图6中可以看出，沿线温降呈减小的趋势。由于蜡沉积层和内部对流传热系数对管道总传热系数的综合作用，管道总传热系数的变化不大，油流温度降低，油流温度和环境之间的温差减小，热量散失减少，温降减慢。

图6 46-23管道沿线油流温度

Fig.6 Oil temperature across 46-23 pipeline

随着运行时间的增加，总传热系数减小，因此温降减小，温度增加，但变化不大。

3.6 截面含液率(持液率)

图7为整条管线的持液率分布。从图7中可以看出，持液率整体(除前100 m外)呈减小的趋势，由于随着沿线压力的降低，气相流速的加快，持液率减小；随着运行时间的增加，持液率减小，由于管内有效流通面积减小，气相流速的加快，持液率减小。另外，管道前60 m，持液率呈增大的趋势，由于蜡沉积速率显著增大，沿程有效流通面积差别较大，沿线气、液相表观流速减小，持液率增大。

图7 46-23管道沿线持液率

Fig.7 Liquid holdup across 46-23 pipeline

4 结论

(1) 对于46-23管道，采用Minami-Brill Ⅰ持液率计算方法、Muklherjee-Brill流型判别法和压降计算方法可以减小误差。

(2) 长庆油田集输管道结蜡严重，最严重的部分发生在管线进口处，沿程结蜡速率呈现减小的趋势；在运行36 h内，随着运行时间的增加，蜡沉积速率呈增大趋势。

(3) 在运行36 h内，随着沿线压力的降低，气相表观流速的增大，内部对流传热系数增大，持液率减小。但管线前60 m由于蜡沉积严重，气、液相表观流速减小，内部对流传热系数减小，持液率增大；随着运行时间的增加，同一节点处的蜡沉积速率增加，流通面积减小，压力降低，温度升高，气液相表观流速增大，持液率减小，内部对流传热系数增大；另外，随着运行时间的增加，管道的压降增大。

[1] Xiao J, Shoham O, Brill J P. A comprehensive mechanistic model for two-phase flow in pipelines[D]. Tulsa:University of Tulsa,1990.

[2] Taitel Y, Dukler A E. A model for predicting flow regime transitions in horizontal and near horizontal gas-liquid flow [J]. AIChE Journal, 1976, 22(1): 47-55.

[3] 冯叔初，郭揆常．油气集输与矿场加工 [M]. 东营：中国石油大学出版社, 2006.

[4] Barnea D. A unified model for predicting flow-pattern transitions for the whole range of pipe inclinations [J]. International Journal of Multiphase Flow, 1987, 13(1): 1-12.

[5] Eaton B A, Knowles C R, Silberbrg I H. The prediction of flow patterns, liquid holdup and pressure losses occurring during continuous two-phase flow in horizontal pipelines [J]. Journal of Petroleum Technology, 1967, 19(6): 815-828.

[6] Hughmark G A. Holdup and heat transfer in horizontal slug gas-liquid flow[J]. Chemical Engineering Science, 1965, 20(12): 1007-1010.

[7] GHAbdul-Majeed. Liquid holdup in horizontal two-phase gas-liquid flow[J]. Journal of Petroleum Science and Engineering, 1996(15): 271-280.

[8] Eaton B A. The prediction of flow pattern, liquid holdup and pressure losses occurring during continuous two-phase in horizontal pipelines[J]. Journal of Petroleum Technology, 1967(6): 815-923.

[9] 喻西崇 ,赵金洲. 起伏多相流管路持液率计算方法研究 [J]. 西南石油学院学报,2000,22(3):94-97.

Yu Xichong, Zhao Jinzhou. Study on liquid holdup calculation method for fluctuation multiphase flow pipeline [J]. Journal of Southwest Petroleum Institute, 2000, 22(3): 94-97.

[10] Mukherjee H, Brill J P. Liquid holdup correlations for incline two-phase flow [J]. Journal of Petroleum Technology, 1983(5):1003-1008.

[11] Lockhart R W, Martinelli R C. Proposed correlations of data for isothermal two-phase, two-component flow in pipes [J]. Chem. Eng. Prog., 1949(45): 39.

[12] Minami Brill. Liquid holdup in wet-gas pipeline [R]. SPE 14535, 1988.

[13] 张友波, 李长俊, 杨 静, 等. 多相混输管线截面含液率计算方法选择[J]. 西南石油大学学报：自然科学版, 2006, 27(6): 83-87.

Zhang Youbo, Li Changjun, Yang Jing，et al. Selection of liquid holdup calculation method for multiphase pipeline [J]. Journal of Southwest Petroleum University (Natural Science Edition), 2006, 27(6): 83-87.

[14] 张友波. 气液两相管流技术研究及其工艺计算软件开发[D].成都: 西南石油学院, 2005.

[15] Kim D, Ghajar A J, Dougherty R L, et al. Comparison of 20 two-phase heat transfer correlations with seven sets of experimental data, including flow pattern and tube inclination effects [J]. Heat Transfer Engineering, 1999 ,20(1):15-40.

[16] Cem S, Ekarit P. Review of paraffin deposition research under multiphase flow conditions [J]. Energy Fuels, 2012, 26: 3968-3978.

[17] Rygg B, Rydahl A K, Ronningsen H P. Wax deposition in offshore pipeline systems [C]. 1st North American Conference, Banff, Canada:[s.n.],1998:553-559.

[18] Dawson S. Simulation of wax deposition case study[C]. The IBC Advances in Multiphase Operation and Offshore Conference, London:[s.n.],1995:365-371.

[19] Apte M S. Investigation of paraffin deposition during multiphase flow in pipelines and wellbores [D]. Tulsa :University of Tulsa, 1999.

[20] Matzain A. Multiphase flow paraffin deposition modeling [D]. Tulsa :University of Tulsa,1999.

(编辑 王亚新)

Simulation of the Operating Conditions of Chuanping 46-23 Gathering &Transporting Pipeline in Changqing Oilfield

Li Chuanxian, Liu Shuaishuai, Yang Fei

(College of Transport & Storage and Civil Engineering, China University of Petroleum,QingdaoShandong266580,China)

It is difficult to manage gathering & transportation pipelines because of their complicate operating conditions. Based on the Chuanping 46-23 gathering & transportation pipeline in Changqing oilfield and its operating parameters. The appropriate models, such as flow pattern model, liquid holdup calculation model, pressure drop calculation model and wax deposition model, were selected by comparative analysis. Then, the variation of operating pressure, temperature, liquid holdup, effective inner diameter, gas/liquid superficial velocity and wax deposition rate with pipe distance and operating time was analyzed by programming and calculating the models. The simulating results showed that the wax deposition rate, pressure, temperature, liquid superficial velocity and liquid holdup reduced, while gas superficial velocity increased with the increasing of pipeline length (except for the first 60 meters). The wax deposition rate, temperature, gas/liquid superficial velocity increases, the pressure and liquid holdup decreased at the same node with the increase of operating time within 36 operating hours.

Gathering and transportation pipeline; Wax deposition; Operating conditions; Simulation

1006-396X(2015)05-0078-06

2015-03-02

2015-03-30

国家自然科学基金资助(51204202)。

李传宪(1963-)，男，博士，教授，从事油气长距离管输方面的研究；E-mail: lchxian@upc.edu.cn。

杨飞(1979-)，男，博士，副教授，从事油气长距离管输方面的研究；E-mail: yf9712220@sina.com。

TE863

A

10.3969/j.issn.1006-396X.2015.05.016