水平漸變管內(nèi)油水兩相流模擬研究

傘宇曦，吳 明，張康南，黃雪馳（遼寧石油化工大學(xué) 石油天然氣工程學(xué)院，遼寧 撫順 113001）

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水平漸變管內(nèi)油水兩相流模擬研究

傘宇曦，吳 明，張康南，黃雪馳
（遼寧石油化工大學(xué) 石油天然氣工程學(xué)院，遼寧 撫順 113001）

摘要：為優(yōu)化油氣集輸管道局部管道結(jié)構(gòu)，采用計(jì)算流體力學(xué)軟件對水平漸變管內(nèi)油水兩相流進(jìn)行數(shù)值模擬，對比不同含水率、不同入口流速條件下兩相流流型，分析油水兩相流在管道內(nèi)的壓力分布規(guī)律。結(jié)果表明，漸變管內(nèi)油水兩相流流型為水包油流型，管壁主要為油相潤濕；漸縮管壓力隨流向位移持續(xù)下降，漸擴(kuò)管先下降后上升再下降；整體壓降速率與含水率成反比，與入口流速成正比。研究結(jié)果可以為優(yōu)化稠油集輸管網(wǎng)管道結(jié)構(gòu)、降低管道流動(dòng)能耗等油水混輸問題提供參考。

關(guān)鍵詞：漸縮管；漸擴(kuò)管；油水兩相流；流型；壓降

隨著近些年我國工業(yè)生產(chǎn)對于原油的需求量不斷提高，大部分油田已進(jìn)入開發(fā)中后期［1］，為了確保油田的原油產(chǎn)量穩(wěn)定，注水開采是目前最常用的穩(wěn)產(chǎn)增產(chǎn)方法［2，3］。與單相輸送管路相比，混輸管路在經(jīng)濟(jì)上有明顯的競爭優(yōu)勢［4］，因此油水兩相流被廣泛應(yīng)用于油品的地面集輸和長輸管道中［5］。隨著近年來開采原油含水率的上升和油水混輸管網(wǎng)的不斷應(yīng)用，油水兩相流動(dòng)特性研究越來越受到國內(nèi)外學(xué)者的重視。在地面出油管道和輸送系統(tǒng)中，水平管道是最基本的管型［6］，因此研究水平管道中油水兩相流動(dòng)特性、識別不同工況下油水兩相流流型、分析管道中的壓力變化規(guī)律對于優(yōu)化集輸管網(wǎng)結(jié)構(gòu)、制定防腐措施和降低能耗具有積極意義。漸變管道是典型的局部管道部件，利用CFD軟件對不同含水率、不同入口混流速度條件下的漸縮管道和漸擴(kuò)管道中的油水兩相流進(jìn)行數(shù)值模擬，分析兩相流流型及壓降規(guī)律，能夠?yàn)楣艿赖膶?shí)際運(yùn)行管理提供參考依據(jù)。

1　數(shù)學(xué)模型

油水兩相流動(dòng)數(shù)值模擬遵守動(dòng)量守恒方程和質(zhì)量守恒方程，模擬過程不考慮溫度因素，故忽略相間的能量交換，不啟用能量方程。求解控制方程時(shí)湍流模式選擇標(biāo)準(zhǔn)k-ε模型，k-ε模型中k指湍流脈動(dòng)動(dòng)能，ε指湍流脈動(dòng)動(dòng)能耗散率。油水兩相流的基本控制方程及湍流方程如下：

1.1質(zhì)量守恒方程

式中：ρ。，油相密度；ρw，水相密度；A為管道截面積；υ為平均速度；Γ為管道中單位時(shí)間內(nèi)單位體積產(chǎn)生的質(zhì)量源項(xiàng)，當(dāng)有流體通過時(shí)，Γ為正值，根據(jù)質(zhì)量守恒有Γ。=-Γw。

1.2動(dòng)量守恒方程

式中：下標(biāo)Ⅰ代表油水交界面；β是管道與水平方向的夾角；s是界面長度；當(dāng)ΓW＞0時(shí)，=υo，當(dāng)ΓW＜0時(shí)，=υW；對于水相，其界面剪切應(yīng)力τ1為正數(shù)，對于油相，τ1為負(fù)數(shù)。

1.3湍流方程

湍流動(dòng)能k方程：

湍流動(dòng)能耗散ε方程：

式中：uj為j方向速度，m/s；xj為j方向傳輸距離，m；μt為流體的湍流粘度，kg/（m/s）；C1ε、C2ε、C3ε為傳輸耗散常數(shù)，在本模擬所用計(jì)算流體力學(xué)軟件中取默認(rèn)值為1.44、1.92、0.09；σk、σε分別為湍動(dòng)能和湍動(dòng)耗散率對應(yīng)普朗特?cái)?shù)，本模擬中默認(rèn)取值1.0、1.3；Gκ表征均速度梯度產(chǎn)生的湍流動(dòng)能源項(xiàng)，；Gb表征浮力產(chǎn)生的湍流動(dòng)能源項(xiàng)表征在可壓縮湍流中波動(dòng)擴(kuò)張引起的耗散項(xiàng)，γM=2ρ εMt2，其中Mt為湍流馬赫數(shù)α為聲速；Sk、Sε為用戶自定義條件。

2　物理模型

選取總長度為2 m的輸油管道漸縮、漸擴(kuò)管段建立二維幾何模型，漸變管段的具體結(jié)構(gòu)及尺寸如圖1所示。

圖1　漸變管管道結(jié)構(gòu)及尺寸Fig.1 The configuration and size of the gradient pipe

研究模型基礎(chǔ)參數(shù)以某油田實(shí)際油品物性為參考［7］，原油為密度為925 kg/m3、粘度為0.921 Pa·s的中質(zhì)稠油，管道左側(cè)為速度入口邊界，右側(cè)為自由出流出口邊界，原油含水率分別取50%、60%、70%、80%、90%進(jìn)行對比，入口混合流速分別取0.6、0.8、1.0、1.2、1.4 m/s進(jìn)行對比。研究模型的油水兩相流流動(dòng)選用VOF模型進(jìn)行求解，湍流模型選用標(biāo)準(zhǔn)的k-ε模型，對于湍流不能充分發(fā)展的壁面區(qū)域選擇標(biāo)準(zhǔn)壁面函數(shù)進(jìn)行修正，由于研究模型含水率均在50%及以上，故設(shè)置水為基本相，原油為第二相。

3　數(shù)值模擬結(jié)果及分析

3.1不同含水率條件下油水兩相流型模擬結(jié)果及壓降分析

使用 CFD軟件分別模擬漸擴(kuò)管和漸縮管的油水兩相流，入口流速設(shè)置為0.8 m/s，經(jīng)過充分迭代，給出了含水率從50%到90%條件下的油水兩相流相態(tài)分布如圖2、圖3，繪制了含水率為70%時(shí)漸擴(kuò)管和漸縮管的沿程壓力曲線如圖4、圖5。

圖2　不同含水率情況下漸縮管油水兩相分布云圖Fig.2 Oil-water two-phase distribution of reducing pipe under the condition of different moisture content

圖3　不同含水率情況下漸擴(kuò)管油水兩相分布云圖Fig.3 Oil-water two-phase distribution of increasing pipe under the condition of different moisture content

由圖2漸縮管油水兩相分布云圖可以看出，在含水率50%到90%時(shí)兩相主要呈現(xiàn)水包油流型，其中水為基本相，油分散在水中。在含水率為50%、60%、70%時(shí)，小管徑段出現(xiàn)了較為明顯的油水相間流動(dòng)，這是由于此時(shí)油相體積分?jǐn)?shù)較高且粘度大，兩相流經(jīng)過漸縮管段后分散的油團(tuán)在液滴間表面張力作用下進(jìn)一步聚集融合形成更大的油團(tuán)［8］。同時(shí)油相粘度較大容易發(fā)生堆積會表現(xiàn)出油相潤濕壁面的現(xiàn)象，特別是漸縮段（0.6～1 m）較為明顯，然而隨著含水率的上升，油相潤濕壁面的程度減弱，油膜厚度變薄，流動(dòng)阻力減小，特別是在含水率為90%的流動(dòng)中，油相和水相相間潤濕壁面。

由圖3漸擴(kuò)管油水兩相分布云圖可以看出，油水兩相分布規(guī)律與漸縮管類似，在含水率 50%到90%時(shí)兩相主要呈現(xiàn)水包油流型，然而兩相流通過漸擴(kuò)段（0.6m-1m）后流速降低，油團(tuán)分散，沒有形成明顯的油水相間流動(dòng)。粘度較大的油相由于流速降低，通過漸擴(kuò)段后更容易附著在壁面形成油膜，可以看出1～2 m段的油膜較0～0.6 m段厚，且漸擴(kuò)段油相潤濕壁面現(xiàn)象最為明顯。

圖4　漸縮管沿程壓力曲線（含水率70%，入口流速0.8 m/s）Fig.4 The pressure curve along the reducing pipe （moisture content 70 percent，inlet velocity 0.8 m/s）

圖5　漸擴(kuò)管沿程壓力曲線（含水率70%，入口流速0.8 m/s）Fig.5 The pressure curve along the increasing pipe （moisture content 70 percent，inlet velocity 0.8 m/s）

由圖4可知，漸縮管在0～0.6 m管段因沿程摩阻損失壓力逐漸減小，壓降速率平均值為 411.4 Pa/m；漸縮管壓力在漸縮段壓力下降速率逐漸變大并在1 m處達(dá)到最大值，這是由于管徑逐漸變小，部分壓力能頭轉(zhuǎn)化為速度能頭，使得該段兩相流流速加快，壓降較大，該段壓降速率平均值為3 298.4 Pa/m；在進(jìn)入小管徑后壓力繼續(xù)下降，此時(shí)只受沿程摩阻損失影響，壓降速率平均值為1 778.7 Pa/m。

由圖5可知，漸擴(kuò)管沿程壓力曲線總體上表現(xiàn)為先下降后上升再下降的形態(tài)。漸擴(kuò)管在 0～0.6 m管段因沿程摩阻損失壓力逐漸降低，壓降速率平均值為708.1 Pa/m；漸擴(kuò)管壓力在漸擴(kuò)段0.6 m處突然從下降轉(zhuǎn)為上升，壓力上升速率隨流向位移逐漸減小，并在1 m處達(dá)到最小值，這是由于漸擴(kuò)段管徑逐漸變大，流速變緩，部分速度能頭轉(zhuǎn)變?yōu)閴毫δ茴^，壓力上升遠(yuǎn)大于該段沿程摩阻損失導(dǎo)致的壓力下降，壓力整體呈現(xiàn)上升趨勢，隨之管徑擴(kuò)大率的減緩，越來越少的速度能頭轉(zhuǎn)變?yōu)閴毫δ茴^，壓力上升越來越慢，該段壓降平均值為-490.2 Pa/m；在進(jìn)入大管徑后壓力由上升恢復(fù)為下降，此時(shí)只受沿程摩阻損失影響，壓降速率平均值為53.3 Pa/m。

進(jìn)一步分析漸變管道油水兩相含水率對壓降的影響，其中壓降與壓降速率成正比，如圖6可以進(jìn)一步分析得到：隨著含水率的上升，總體上漸縮管和漸變管全管段壓降速率隨之下降，這是因?yàn)殡S著含水率的上升，油相相對減少，混流粘度降低，沿程摩阻損失降低，故而壓降減少；局部上漸縮管漸變段壓降速率隨含水率上升而降低，但是漸擴(kuò)管漸變段壓強(qiáng)上升速率隨含水率的上升而上升，這是因?yàn)檠爻棠ψ钃p失降低，速度能頭轉(zhuǎn)變?yōu)閴毫δ茴^提高的壓力更多；漸縮管的壓降速率明顯高于漸擴(kuò)管壓降速率，其原因?yàn)樵跐u縮管部分壓力能頭轉(zhuǎn)變?yōu)樗俣饶茴^，而在漸擴(kuò)管部分速度能頭轉(zhuǎn)變?yōu)閴毫δ茴^，同時(shí)也導(dǎo)致漸變段壓降速率的絕對值高于全程段。

圖6　漸變管道壓降速率隨含水率變化對比Fig.6 The pressure drop rate change with moisture content of gradient pipe

3.2不同入口流速條件下油水兩相流型模擬結(jié)果及壓降分析

使用 CFD軟件分別模擬漸擴(kuò)管和漸縮管的油水兩相流，含水率設(shè)置為70%，經(jīng)過充分迭代，給出了入口流速從0.6 m/s到1.4 m/s條件下的油水兩相流相態(tài)分布如圖7、圖8，繪制了漸變管道壓降速率隨入口流速變化對比如圖9。

圖7　不同入口流速情況下漸縮管油水兩相分布云圖Fig.7 Oil-water two-phase distribution of reducing pipe under the condition of different inlet velocity

圖8　不同入口流速情況下漸擴(kuò)管油水兩相分布云圖Fig.8 Oil-water two-phase distribution of increasing pipe under the condition of different inlet velocity

由圖7漸縮管油水兩相分布云圖可以看出，在入口流速0.6到1.4 m/s時(shí)兩相流動(dòng)為明顯的水包油流型，同時(shí)流體在進(jìn)入漸縮段后（0.6～2 m）均出現(xiàn)了較為明顯的油水相間流動(dòng)，可見油水相間流動(dòng)受入口流速影響較小。在全管段均表現(xiàn)出油相潤濕壁面的現(xiàn)象，隨著入口流速的上升，油相難以附著在壁面，油膜厚度變薄，且小管徑段油膜厚度小于大管徑段。

由圖8漸擴(kuò)管油水兩相分布云圖可以看出，漸擴(kuò)管的兩相流動(dòng)也是水包油流型，由于通過漸擴(kuò)段后流速降低，油團(tuán)分散，因此在不同流速的兩相流動(dòng)云圖均呈現(xiàn)無規(guī)則的流態(tài)。在全管段均表現(xiàn)出油相潤濕壁面的現(xiàn)象，但入口流速對油膜潤濕厚度的影響較小，大管徑段油膜厚度仍大于小徑管段。

圖9　漸變管道壓降速率隨入口流速變化對比Fig.9 The pressure drop rate change with inlet velocity of gradient pipe

進(jìn)一步分析漸變管道油水兩相入口流速對壓降的影響，由圖9可知，入口流速對壓降速率影響十分明顯。隨著入口流速的上升，總體上漸縮管和漸變管全管段壓降速率隨之上升，漸縮管壓降速率變化較漸擴(kuò)管明顯；局部上漸縮管漸變段壓降速率隨入口流速上升而上升，漸擴(kuò)管漸變段壓強(qiáng)上升速率隨入口流速的上升而下降；漸縮管的壓降速率明顯高于漸擴(kuò)管壓降速率，漸變段壓降速率的絕對值高于全程段。

4　總 結(jié)

（1）漸變管道油水兩相流流型為水包油流型，管道壁面主要表現(xiàn)為油相潤濕壁面，油膜厚度與含水率、入口流速成反比；漸縮管容易出現(xiàn)油水相間流動(dòng)，受含水率影響較大，受入口流速影響較小。

（2）漸縮管沿程壓力隨流向位移持續(xù)下降，主要受沿程摩阻損失影響；漸擴(kuò)管則呈現(xiàn)出先下降后上升再下降的趨勢，主要受速度能頭轉(zhuǎn)變?yōu)閴毫δ茴^的影響；整體來看漸變管道漸變段的壓力波動(dòng)較大，非變化管徑段的壓降速率穩(wěn)定。

（3）漸變管壓降速率與含水率成反比，與入口流速成正比，即同等工況下含水率越高壓降越小，入口流速越大壓降越大；管道漸變段的壓降速率明顯高于非漸變段，大管徑壓降速率小于小管徑壓降速率。

（4）本仿真模擬通過研究稠油集輸管網(wǎng)中漸變管內(nèi)油水兩相流流動(dòng)規(guī)律及壓降規(guī)律，可以為優(yōu)化漸變管管道結(jié)構(gòu)、降低管道流動(dòng)能量損失等問題提供參考。

參考文獻(xiàn)：

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［8］范開峰，王衛(wèi)強(qiáng)，等.水平突變管內(nèi)油水兩相流數(shù)值模擬［J］.石油化工高等學(xué)校學(xué)報(bào)，2014，27（2）：84-87.

Simulation Study on Oil-Water Two-Phase Flow in Horizontal Gradient Pipe

SAN Yu-xi，WU Ming，ZHANG Kang-nan，HUANG Xue-chi
（College of Petroleum and Natural Gas Engineering，Liaoning Shihua University，Liaoning Fushun 113001，China）

Abstract：In order to optimize pipe structure of oil-gas gathering pipeline network，computational fluid dynamics software was used to simulate oil-water two-phase flow in horizontal gradient pipe.Two-phase flow patterns of different moisture content and different inlet flow velocity were compared.The pressure distribution of oil-water two-phase flow in horizontal pipe was analyzed.The results show that：the oil-water two-phase flow in horizontal gradient pipe belongs to oil-in-water stream，the pipe wall is mainly wetted by oil phase；Pressure continues to decline along with the displacement of flow in gradual contraction pipe，however pressure declines firstly and rises later and declines finally in gradual expansion pipe；Overall rate of pressure drop is inversely proportional to moisture content and proportional to inlet flow velocity.The results can provide reference for oil-water mixed transportation problems such as optimizing pipe structure of thick oil gathering pipeline network and reducing energy consumption in pipe flow.

Key words：Gradual contraction pipe；Gradual expansion pipe；Oil-water two-phase flow；Stream；Pressure drop

中圖分類號：TQ 018

文獻(xiàn)標(biāo)識碼：A

文章編號：1671-0460（2016）01-0156-04

收稿日期：2015-10-09

作者簡介：傘宇曦（1990-），女，遼寧省沈陽市人，碩士，研究方向：管道泄漏分析。E-mail：775131102@qq.com。