氣舉法消除嚴重段塞流的模擬分析研究

李　東， 吳玉國， 潘　振， 段騰龍

(遼寧石油化工大學 石油天然氣工程學院，遼寧 撫順 113001)

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氣舉法消除嚴重段塞流的模擬分析研究

李東， 吳玉國， 潘振， 段騰龍

(遼寧石油化工大學 石油天然氣工程學院，遼寧 撫順 113001)

在海洋油氣資源開采中，特殊的管路系統、重力、流量等因素會形成嚴重段塞流。嚴重段塞流會引發(fā)次生危害，威脅安全生產。因而需要采取方法消除嚴重段塞流。采用OLGA軟件和PVTsim軟件，對氣舉法消除嚴重段塞流進行模擬研究。研究結果表明，氣舉法在一定程度上可以消除嚴重段塞流,注氣位置不同，效果也有一定的差別,注氣位置在立管底部的上游位置更能有效地消除嚴重段塞流。

氣舉法；嚴重段塞流；OLGA軟件；模擬

海底的油氣采出后，從井口傳輸到海洋平臺，由于地形等原因，管道總會經過水平—下傾—立管形成L形立管。此特殊的L形立管在油田生產的早期和后期時，油氣流量較低，在重力等的作用下，使得下傾管內形成分層流，之后，液體會堆積在立管底部堵塞氣體的流出，從而形成液塞，并且隨著時間的推移液塞長度會不斷增加，達到一個甚至幾個立管高度，形成嚴重段塞流。嚴重段塞流會使管內的壓力和流量周期性的劇烈波動，進而導致管線的接頭等構件受到應力腐蝕。化學腐蝕和應力腐蝕之間的協同作用，會加劇管道腐蝕。同時嚴重段塞流引發(fā)管路的背壓升高，使得油氣產量降低。在壓力劇烈降低時，會有蠟晶析出，堵塞管道；在液塞噴發(fā)階段，會出現溢流現象；在氣液交替階段，會出現斷流、汽蝕現象，損害設備，甚至導致下游設備停產。因此對消除嚴重段塞流的方法進行深入研究具有重要意義。

在消除嚴重段塞流的方法研究，早在1973年B.T.Yocum[1]提出了增加回壓法來消除嚴重段塞流。1977年，Z.Schmidt[2]提出了節(jié)流法來消除嚴重段塞流。之后一些學者利用反饋法，即在立管底部和管道出口處加裝一差壓變送器來控制節(jié)流閥的開度來消除嚴重段塞流。1985年，B.M.Pots[3]提出了氣舉法。1990年，Kaasa[4]提出了多加一根立管的氣液分離法。1994年，M.W.J.Wyllie等[5]提出在立管內加裝套管的方法來消除嚴重段塞流。1997年，K.S.Johal[6]提出了加裝多相泵的方法來消除嚴重段塞流，并提出了將其他管線的氣體引入管路來實現氣舉的方法。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來消除嚴重段塞流。2000年，S.Song等[8]提出了海底預分離法。2000年，C.Sarica等[9]提出了自供氣舉法。2003年K.Kovalev等[10]報道了殼牌公司在段塞流捕集器前加裝小型預分離器的S3(Slug Suppresion System)法。2006年，羅曉明等[11]提出在下傾管底部加裝節(jié)流孔板的方法來消除嚴重段塞流。2011年，呂宇玲等[12]提出在立管頂端加裝潛油泵的方法來消除嚴重段塞流。2015年，邱偉偉等[13]提出了分流法。增加回壓法、節(jié)流法、氣液分離法都會導致產量降低。加裝多相泵方法中，泵的選型、具體安裝位置為此方法應用帶來局限。泡沫法中，選用合適的泡沫劑和怎么形成泡沫是難題。海底預分離法中，海底情況復雜多變，預分離器的安裝，運行維護是個難題。氣舉法與之相比具有很大優(yōu)勢，其原理是，在立管上游管段或者立管中部的合適位置注入壓縮氣體，來增大立管內氣體的壓力和液體的流速，增大立管內的真實含氣率，從而達到減小壓力波動的幅度、系統穩(wěn)定的目的。

為了進一步探究嚴重段塞流消除方法的效果及其影響因素，本文采用OLGA軟件對其中的氣舉法進行模擬研究，并分析注氣位置對氣舉法消除嚴重段塞流效果的影響。

1　OLGA軟件介紹

OLGA軟件是由IFE和SINTEF聯合在幾個石油公司的合作下開發(fā)的，其最早版本成型于1984年，之后經過一系列的修改，形成雙流體模型。它包含的模塊有水三相模塊、段塞流模塊、組分跟蹤模塊、三維熱傳導模塊、水合物抑制劑追蹤模塊等，以及MATLAB工具箱。OLGA軟件[14]計算中的閉合定律需要以流型為基礎。模型基于最小滑移概念將流型劃分為分離流和分散流。分離流又可劃分為環(huán)狀-彌散流和分層流，分散流可劃分為段塞流和氣泡流。流型之間靠最小滑移理論和最小準則來確定其是否轉換。分層流與環(huán)狀流的轉換是以濕周為參數，當液膜與內圓周相同時，流型轉換為分層流。當液塞空隙率比段塞平均空隙率大時，液塞會產生連續(xù)的氣泡流。當氣液兩相中，波浪高度到達管內頂部，層狀流轉變?yōu)榄h(huán)狀流。

在模型求解過程中，OLGA模型求解采用有限容積法，在此過程中，管線離散成許多控制體單元，壓力、溫度等變量儲存在控制體的中心，流量、流速等存儲在控制體邊界。對于瞬態(tài)多相流問題，模型中采用拉格朗日網格，可由液塞前段位置修正控制體平衡方程，減小偏離真實解的誤差。之后，開發(fā)者依據SINTEF兩相流環(huán)道實驗的數據對OLGA軟件進行了改進。K.H.Bendiksen等[15]將OLGA軟件的預測結果與SINTEF數據進行對比，結果非常好。H.Dhulesia等[16]利用Boussens和SINTEF環(huán)道實驗數據，將OLGA軟件和PEPITE、TACITE等軟件在壓降和持液率等方面做了全面對比，發(fā)現OLGA軟件的預測效果比較好。

2　數值模擬研究

2.1模型描述

在國內外眾多學者研究的基礎之上，對典型的L型立管進行模擬。管道的流徑只有一條，在出現嚴重段塞流時，流徑中L型管道的水平段和下傾段、下傾段底部、垂直管段和垂直管段下游的水平管段的各項參數具有很大的差異，據此將流徑劃分為5條管道，依次為PIPE-1、PIPE-2、PIPE-3、PIPE-4、 PIPE-5。OLGA的空間積分是由專門的網格劃分組件劃分網格后實現的。為了確保準確性，每一管線至少劃分兩節(jié)以上，并且相鄰管線比值介于0.5到2，此舉對于管段模擬非常重要。鑒于此以及管道的長度，管道劃分為如下幾段。管道1和2全部劃分為10段，管道3劃分為2段，管道4劃分為5段，管道5劃分為3段，立管長度的具體數據如圖1所示，效果圖如圖2所示。

圖1　管道地形編輯器界面圖

Fig.1Pipeline geometry editor interface figure

圖2　管道立體效果圖

Fig.2Pipeline perspective renderings

為了方便模擬，對于管道中流體組分所采用的是軟件自帶模型中的水動力段塞流的組分，如表1所示。注氣時所用的氣源為OLGA軟件中的一個物性源替代，其物性源的文件可由組分文件來取代，其組分為空氣。模擬研究過程中，假設管壁是絕熱的。節(jié)點NODE2的壓力PRESSURE 為65×105Pa，節(jié)點溫度TEMPERATURE為20 ℃，是質量型。管道中的流體SOURCE_1為質量型，MASSFLOW為2 kg/s。對于注氣所用的氣源SOURCE_2的類型SOURCETYPE也為質量型。注氣法的兩個關鍵注氣位置點，依次是PIPE-3的第2部分和PIPE-4的第1部分。閃蒸模型為WATER、流體相態(tài)為三相，并且相間無滑移。

表1　油氣組分

2.2模擬結果及分析

注氣的位置在管道的PIPE-3的第2部分(428,-19.947)處，注氣的流量為0.5、5、50、500 m3/h時,分別運行模擬。管道的PIPE-4第3段處的持液率隨時間的變化曲線如圖3所示。注氣位置在PIPE-4的第1部分(430,-18.122)處時，注氣的流量為0.5、5、50、500 m3/h時，管道的PIPE-4第3段處的持液率隨時間的變化曲線如圖4所示。

圖3　注氣位置在3管2段時觀測點持液率隨時間變化

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

圖4　注氣位置在4管1段時觀測點持液率隨時間變化曲線

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

注氣位置在管道PIPE-3第2段的時候，注氣所用流量變化時，對圖3所示持液率的數據變化曲線分析可知，管道PIPE-4第3段處，持液率依然呈周期性變化。對注氣量增大到500 m3/h后，嚴重段塞流的現象依然存在，并且對數據具體分析后由表2可以看到，段塞流的一個周期時間變短，時間變短表明可以在一定程度上消除嚴重段塞流，但是仍然不能完全消除段塞流。

表2　模擬結果關鍵參數值對比

當注入的氣體流量相同時，對于注氣位置在管道PIPE-3第2段和注氣位置在管道PIPE-4第1段時，對于同一氣源流量，在相同的情況下，注氣位置選在管道PIPE-3第2段的時候，持液率的周期時間變的更短，在總過流斷面面積中液相的過流斷面面積占總過流斷面面積的周期時間變短。在液塞形成階段，持液率從0到1的時間變短，液塞由長液塞變?yōu)槎桃喝?，也即液塞的長度變短，嚴重段塞流的流型改變[17]。由此表明，注氣的位置選在管道PIPE-3第2段比注氣位置在管道PIPE-4第1段能更好的消除嚴重段塞流。

注氣量為0.5、5、50、500 m3/h的情況下，運行模擬后，得到如圖5、6所示的曲線。圖5為在管道PIPE-3第2段(428,-19.947)處注氣時，管道PIPE-4第3段處的壓力隨時間變化曲線；圖6為注氣位置在管道PIPE-4第1段(430,-18.122)處時，管道PIPE-4第3段處的壓力隨時間變化曲線圖。

從圖5和圖6中可以看到，壓力的最大峰值隨著注氣量的增大呈現出變小的總體趨勢，但是當注氣量為5 m3/h時，壓力的最大峰值不僅未變小，反而變大，這會導致壓力波動更大，此注氣量不利于消除嚴重段塞流。在注氣量為50 m3/h和注氣量為500 m3/h穩(wěn)定狀態(tài)時，平均一個液塞周期內，注氣位置在PIPE-3管第2段相對于注氣位置在PIPE-4管第1段相同狀況下，在液塞形成階段所用時間短；在液塞發(fā)展階段所用時間長；在液塞流出階段所形成的壓力最高峰值更低，表明在PIPE-3管第2段注氣時管道內的壓力變化更平穩(wěn)，此結論在表2中也可看出。在一個段塞周期內壓力波動變小，周期時間變短，但是仍然不能消除嚴重段塞流。從圖5和圖6中還可以得到，在同一注氣流量下，圖5中的一個段塞的周期時間會變更短，這表明在一定程度上減弱了嚴重段塞流。注氣位置在管道PIPE-3第2段的位置比管道PIPE-4第1段的位置注氣效果更好。此結論與上文對持液率的分析一致，表明結果可靠。

圖5　注氣位置在PIPE-3管第2段3管2段時觀測點壓力隨時間變化曲線

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

圖6　注氣位置在PIPE-4管第1段時觀測點壓力隨時間變化曲線

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

3　結論

利用OLGA軟件對氣舉法消除嚴重段塞流的效果進行了模擬研究，并對結果進行了分析。模擬研究結果表明，注氣的位置在立管底部的上游比立管底部的下游消除嚴重段塞流的效果更好；注氣量增大時，在一定程度上對嚴重段塞流有一定的消除作用，但并不能完全消除嚴重段塞流,在注氣量增大到使得立管內流型由嚴重段塞流轉化為其他流型時，可消除嚴重段塞流，此注氣量需要通過流型圖判斷和計算得到。此結論表明，在實際生產中，如果周邊有合適的氣源，可以采用氣舉法來消除嚴重段塞流，可以明顯增加油氣輸送量，保障正常安全生產。除此之外，本文的研究并沒有在折算氣速和折算液速的角度分析，在之后的研究中，需要進一步分析。

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(編輯王亞新)

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

遼寧省教育廳科學研究項目(L2015306)；遼寧省高等學校優(yōu)秀人才支持計劃資助(LJQ2014038)。

李東(1990-)，男，碩士研究生，從事油氣管道流動保障研究；E-mail：447674340@qq.com。

吳玉國(1977-)，男，博士，副教授，從事油氣儲運方面研究；E-mail：wyg0413@126.com。

TE53

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

投稿網址：http://journal.lnpu.edu.cn