气举法消除严重段塞流的模拟分析研究

李　东， 吴玉国， 潘　振， 段腾龙

(辽宁石油化工大学 石油天然气工程学院，辽宁 抚顺 113001)



气举法消除严重段塞流的模拟分析研究

李东， 吴玉国， 潘振， 段腾龙

(辽宁石油化工大学 石油天然气工程学院，辽宁 抚顺 113001)

在海洋油气资源开采中，特殊的管路系统、重力、流量等因素会形成严重段塞流。严重段塞流会引发次生危害，威胁安全生产。因而需要采取方法消除严重段塞流。采用OLGA软件和PVTsim软件，对气举法消除严重段塞流进行模拟研究。研究结果表明，气举法在一定程度上可以消除严重段塞流,注气位置不同，效果也有一定的差别,注气位置在立管底部的上游位置更能有效地消除严重段塞流。

气举法；严重段塞流；OLGA软件；模拟

海底的油气采出后，从井口传输到海洋平台，由于地形等原因，管道总会经过水平—下倾—立管形成L形立管。此特殊的L形立管在油田生产的早期和后期时，油气流量较低，在重力等的作用下，使得下倾管内形成分层流，之后，液体会堆积在立管底部堵塞气体的流出，从而形成液塞，并且随着时间的推移液塞长度会不断增加，达到一个甚至几个立管高度，形成严重段塞流。严重段塞流会使管内的压力和流量周期性的剧烈波动，进而导致管线的接头等构件受到应力腐蚀。化学腐蚀和应力腐蚀之间的协同作用，会加剧管道腐蚀。同时严重段塞流引发管路的背压升高，使得油气产量降低。在压力剧烈降低时，会有蜡晶析出，堵塞管道；在液塞喷发阶段，会出现溢流现象；在气液交替阶段，会出现断流、汽蚀现象，损害设备，甚至导致下游设备停产。因此对消除严重段塞流的方法进行深入研究具有重要意义。

在消除严重段塞流的方法研究，早在1973年B.T.Yocum[1]提出了增加回压法来消除严重段塞流。1977年，Z.Schmidt[2]提出了节流法来消除严重段塞流。之后一些学者利用反馈法，即在立管底部和管道出口处加装一差压变送器来控制节流阀的开度来消除严重段塞流。1985年，B.M.Pots[3]提出了气举法。1990年，Kaasa[4]提出了多加一根立管的气液分离法。1994年，M.W.J.Wyllie等[5]提出在立管内加装套管的方法来消除严重段塞流。1997年，K.S.Johal[6]提出了加装多相泵的方法来消除严重段塞流，并提出了将其他管线的气体引入管路来实现气举的方法。1999年，A.R.Almeida等[7]提出了在上升管底部使用文丘里管的方法来消除严重段塞流。2000年，S.Song等[8]提出了海底预分离法。2000年，C.Sarica等[9]提出了自供气举法。2003年K.Kovalev等[10]报道了壳牌公司在段塞流捕集器前加装小型预分离器的S3(Slug Suppresion System)法。2006年，罗晓明等[11]提出在下倾管底部加装节流孔板的方法来消除严重段塞流。2011年，吕宇玲等[12]提出在立管顶端加装潜油泵的方法来消除严重段塞流。2015年，邱伟伟等[13]提出了分流法。增加回压法、节流法、气液分离法都会导致产量降低。加装多相泵方法中，泵的选型、具体安装位置为此方法应用带来局限。泡沫法中，选用合适的泡沫剂和怎么形成泡沫是难题。海底预分离法中，海底情况复杂多变，预分离器的安装，运行维护是个难题。气举法与之相比具有很大优势，其原理是，在立管上游管段或者立管中部的合适位置注入压缩气体，来增大立管内气体的压力和液体的流速，增大立管内的真实含气率，从而达到减小压力波动的幅度、系统稳定的目的。

为了进一步探究严重段塞流消除方法的效果及其影响因素，本文采用OLGA软件对其中的气举法进行模拟研究，并分析注气位置对气举法消除严重段塞流效果的影响。

1　OLGA软件介绍

OLGA软件是由IFE和SINTEF联合在几个石油公司的合作下开发的，其最早版本成型于1984年，之后经过一系列的修改，形成双流体模型。它包含的模块有水三相模块、段塞流模块、组分跟踪模块、三维热传导模块、水合物抑制剂追踪模块等，以及MATLAB工具箱。OLGA软件[14]计算中的闭合定律需要以流型为基础。模型基于最小滑移概念将流型划分为分离流和分散流。分离流又可划分为环状-弥散流和分层流，分散流可划分为段塞流和气泡流。流型之间靠最小滑移理论和最小准则来确定其是否转换。分层流与环状流的转换是以湿周为参数，当液膜与内圆周相同时，流型转换为分层流。当液塞空隙率比段塞平均空隙率大时，液塞会产生连续的气泡流。当气液两相中，波浪高度到达管内顶部，层状流转变为环状流。

在模型求解过程中，OLGA模型求解采用有限容积法，在此过程中，管线离散成许多控制体单元，压力、温度等变量储存在控制体的中心，流量、流速等存储在控制体边界。对于瞬态多相流问题，模型中采用拉格朗日网格，可由液塞前段位置修正控制体平衡方程，减小偏离真实解的误差。之后，开发者依据SINTEF两相流环道实验的数据对OLGA软件进行了改进。K.H.Bendiksen等[15]将OLGA软件的预测结果与SINTEF数据进行对比，结果非常好。H.Dhulesia等[16]利用Boussens和SINTEF环道实验数据，将OLGA软件和PEPITE、TACITE等软件在压降和持液率等方面做了全面对比，发现OLGA软件的预测效果比较好。

2　数值模拟研究

2.1模型描述

在国内外众多学者研究的基础之上，对典型的L型立管进行模拟。管道的流径只有一条，在出现严重段塞流时，流径中L型管道的水平段和下倾段、下倾段底部、垂直管段和垂直管段下游的水平管段的各项参数具有很大的差异，据此将流径划分为5条管道，依次为PIPE-1、PIPE-2、PIPE-3、PIPE-4、 PIPE-5。OLGA的空间积分是由专门的网格划分组件划分网格后实现的。为了确保准确性，每一管线至少划分两节以上，并且相邻管线比值介于0.5到2，此举对于管段模拟非常重要。鉴于此以及管道的长度，管道划分为如下几段。管道1和2全部划分为10段，管道3划分为2段，管道4划分为5段，管道5划分为3段，立管长度的具体数据如图1所示，效果图如图2所示。

图1　管道地形编辑器界面图

Fig.1Pipeline geometry editor interface figure

图2　管道立体效果图

Fig.2Pipeline perspective renderings

为了方便模拟，对于管道中流体组分所采用的是软件自带模型中的水动力段塞流的组分，如表1所示。注气时所用的气源为OLGA软件中的一个物性源替代，其物性源的文件可由组分文件来取代，其组分为空气。模拟研究过程中，假设管壁是绝热的。节点NODE2的压力PRESSURE 为65×105Pa，节点温度TEMPERATURE为20 ℃，是质量型。管道中的流体SOURCE_1为质量型，MASSFLOW为2 kg/s。对于注气所用的气源SOURCE_2的类型SOURCETYPE也为质量型。注气法的两个关键注气位置点，依次是PIPE-3的第2部分和PIPE-4的第1部分。闪蒸模型为WATER、流体相态为三相，并且相间无滑移。

表1　油气组分

2.2模拟结果及分析

注气的位置在管道的PIPE-3的第2部分(428,-19.947)处，注气的流量为0.5、5、50、500 m3/h时,分别运行模拟。管道的PIPE-4第3段处的持液率随时间的变化曲线如图3所示。注气位置在PIPE-4的第1部分(430,-18.122)处时，注气的流量为0.5、5、50、500 m3/h时，管道的PIPE-4第3段处的持液率随时间的变化曲线如图4所示。

图3　注气位置在3管2段时观测点持液率随时间变化

Fig.3Versus time curve of the liquid holdup gas injection position in PIPE-3 second section at the observation point

图4　注气位置在4管1段时观测点持液率随时间变化曲线

Fig.4Versus time curve of the liquid holdup gas injection position in PIPE-4 first section at the observation point

注气位置在管道PIPE-3第2段的时候，注气所用流量变化时，对图3所示持液率的数据变化曲线分析可知，管道PIPE-4第3段处，持液率依然呈周期性变化。对注气量增大到500 m3/h后，严重段塞流的现象依然存在，并且对数据具体分析后由表2可以看到，段塞流的一个周期时间变短，时间变短表明可以在一定程度上消除严重段塞流，但是仍然不能完全消除段塞流。

表2　模拟结果关键参数值对比

当注入的气体流量相同时，对于注气位置在管道PIPE-3第2段和注气位置在管道PIPE-4第1段时，对于同一气源流量，在相同的情况下，注气位置选在管道PIPE-3第2段的时候，持液率的周期时间变的更短，在总过流断面面积中液相的过流断面面积占总过流断面面积的周期时间变短。在液塞形成阶段，持液率从0到1的时间变短，液塞由长液塞变为短液塞，也即液塞的长度变短，严重段塞流的流型改变[17]。由此表明，注气的位置选在管道PIPE-3第2段比注气位置在管道PIPE-4第1段能更好的消除严重段塞流。

注气量为0.5、5、50、500 m3/h的情况下，运行模拟后，得到如图5、6所示的曲线。图5为在管道PIPE-3第2段(428,-19.947)处注气时，管道PIPE-4第3段处的压力随时间变化曲线；图6为注气位置在管道PIPE-4第1段(430,-18.122)处时，管道PIPE-4第3段处的压力随时间变化曲线图。

从图5和图6中可以看到，压力的最大峰值随着注气量的增大呈现出变小的总体趋势，但是当注气量为5 m3/h时，压力的最大峰值不仅未变小，反而变大，这会导致压力波动更大，此注气量不利于消除严重段塞流。在注气量为50 m3/h和注气量为500 m3/h稳定状态时，平均一个液塞周期内，注气位置在PIPE-3管第2段相对于注气位置在PIPE-4管第1段相同状况下，在液塞形成阶段所用时间短；在液塞发展阶段所用时间长；在液塞流出阶段所形成的压力最高峰值更低，表明在PIPE-3管第2段注气时管道内的压力变化更平稳，此结论在表2中也可看出。在一个段塞周期内压力波动变小，周期时间变短，但是仍然不能消除严重段塞流。从图5和图6中还可以得到，在同一注气流量下，图5中的一个段塞的周期时间会变更短，这表明在一定程度上减弱了严重段塞流。注气位置在管道PIPE-3第2段的位置比管道PIPE-4第1段的位置注气效果更好。此结论与上文对持液率的分析一致，表明结果可靠。

图5　注气位置在PIPE-3管第2段3管2段时观测点压力随时间变化曲线

Fig. 5Versus time curve of the pressure gas injection position in PIPE-3 second section at the observation point

图6　注气位置在PIPE-4管第1段时观测点压力随时间变化曲线

Fig.6Versus time curve of the pressure gas injection position in PIPE-4 first section at the observation point

3　结论

利用OLGA软件对气举法消除严重段塞流的效果进行了模拟研究，并对结果进行了分析。模拟研究结果表明，注气的位置在立管底部的上游比立管底部的下游消除严重段塞流的效果更好；注气量增大时，在一定程度上对严重段塞流有一定的消除作用，但并不能完全消除严重段塞流,在注气量增大到使得立管内流型由严重段塞流转化为其他流型时，可消除严重段塞流，此注气量需要通过流型图判断和计算得到。此结论表明，在实际生产中，如果周边有合适的气源，可以采用气举法来消除严重段塞流，可以明显增加油气输送量，保障正常安全生产。除此之外，本文的研究并没有在折算气速和折算液速的角度分析，在之后的研究中，需要进一步分析。

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(编辑王亚新)

Simulation Analysis of the Gas-Lift to Eliminate Severe Slugging

Li Dong, Wu Yuguo, Pan Zhen, Duan Tenglong

(SchoolofPetroleumandGasEngineering,LiaoningShihuaUniversity,FushunLiaoning113001,China)

In the exploitation of offshore oil and gas resources, the severe slugging will appear due to the special piping system, gravity, flow, and other factors. The severe slugging will cause secondary hazards and threaten the safety of production. Therefore, it is needed to adopt the method to eliminate the severe slugging. In this paper, OLGA software and PVTsim software were used to simulate the gas-lift to eliminate the severe slugging. The results showed that the severe slugging could be eliminate by gas-lift in a certain extent. Different gas injection position had different effect to eliminate severe slugging. When the position of gas injection was in the upstream at the bottom of the riser, severe slugging could be eliminated effectively.

The gas-lift method; Severe slugging; OLGA software; Simulation

1006-396X(2016)03-0087-05

2016-01-05

2016-05-30

辽宁省教育厅科学研究项目(L2015306)；辽宁省高等学校优秀人才支持计划资助(LJQ2014038)。

李东(1990-)，男，硕士研究生，从事油气管道流动保障研究；E-mail：447674340@qq.com。

吴玉国(1977-)，男，博士，副教授，从事油气储运方面研究；E-mail：wyg0413@126.com。

TE53

Adoi:10.3969/j.issn.1006-396X.2016.03.017

投稿网址：http://journal.lnpu.edu.cn