混输海管严重段塞流的控制

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油气混输管道段塞流模拟及段塞流捕集器设计研究

65段塞流是多相管流最常遇到的一种流型，在许多操作条件下（正常操作、启动、输量变化）混输管道中常出现段塞流。

其特点是气体和液体交替流动，充满整个管道流通面积的液塞被气团分割，气团下方沿管底部流动的是分层液膜。

管道内多相流体呈段塞流时，管道压力、管道出口气液瞬时流量有很大波动，并伴随有强烈的振动，对管道及与管道相连的设备有很大的破坏。

为确保管道下游的工艺装置正常运行，应设计段塞流捕集器[1]。

1 流态及计算关系式1.1 流态TDB流态图以气液相表观流速为纵横坐标，将气液两相流动分为五种流态。

TDB流态图如图1所示。

图1 TDB流态图1.2 计算关系式段塞流的段塞单元由液塞区和液膜区组成。

液塞区不含气相，持液率等于1；液膜区上方有气泡，持液率小于1[2-4]。

（1）布里尔（BRILL）关系式。

最早应用，假设段塞流大小是流体流速和管径的函数。

（2）诺里斯（NORRIS）关系式。

艾克森石油公司开发，假设段塞流大小是管径的函数。

（3）斯科特（SCOTT）关系式。

SCOTT本人的博士论文，和NORRIS方法相同但增加了段塞发展的概念。

目前一般使用SCOTT关系式，且假设液塞长度按对数正态分布，最大液塞长度出现的概率为0.001。

2 段塞流分类2.1 水动力段塞流管道内气液表观流速处于流态图段塞流范围内所诱发的段塞流。

2.2 地形起伏诱发段塞流由于液相在管道低洼处积聚，局部堵塞气体通道而诱发的段塞流，常在低气液流量下发生。

2.3 强烈段塞流通常在两海洋平台间的连接管道上发生。

定义为：液塞长度大于立管高度的段塞流[1]。

油气混输管道段塞流模拟及段塞流捕集器设计研究张庚兴1 石小磊2 丁晗31. 中油（新疆）石油工程有限公司新疆乌鲁木齐 8300262. 新疆金戈壁油砂矿开发有限责任公司新疆克拉玛依 8340003. 中国石油塔里木油田分公司油气生产技术部新疆库尔勒 841000摘要：油气混输管道经常出现段塞流，泰梯尔-杜克勒-巴衲（TDB）流态图将油气两相流动分为五种流态，段塞流可分为三种类型。

气液混输组合管线系统严重段塞流特性实验

０前言
海洋油气开采中，组合输送管路包含有沿海底铺设的卧底管道系统，及将油气资源从海底输送到海面平
台的立管系统。由于地形起伏等原因，卧底管道有可能会出现水平和倾斜等组合形式。为降低开发成本，加
快开发速度，油气输送中常采用混合输送形式。针对水平管中气液两相流动的研究已较多［，１目前最为关］
ＰｉｌｎｓｅｗｉｈＤｉｆｒｎｔＲｉｅｉｈｓｐｅｉｅＳｙｔｍｔｆｅｅｓｒＨｅｇｔ
ＴＡＮａＷＵ，ＧＡＯｏｇ，ＬＩＷｅ，ＹＯＵｎｘｉｎＬｉｎ— ＳｎｉＹｕ — ａｇ，ＹＵＺｈｏｇ，ＨＴｉｎｑｎｎＵａ — ｕ
（ｈｎｈｉｉｏｏｇＵｎｖｒｉｙＳａｇａ０００，Ｃｈｎ）Ｓａｇａａｔｎｉｅｓｔ，ｈｎｈｉ０３Ｊ２ｉａ
ＡｂｔａｔＩｈｓｐｐｒｅｉｓｅｐｒｍｅｔｏｈｈｒｃｅｉｔｓｏｈａ —ｉｕｄｓｖｒｓｒｃ：ｎｔｉａｅ，ｓｒｅｘｅｉｎｓｆｒｔｅｃａａｔｒｓｉｆｔｅｇｓｌｉｅｅｅｃｑｓｕｇｎｎａｈｒｚｎａ／ｅｌａｉｎｐｐｌｅｒｓｒｓｓｅｗｉＷＯｄｆｅｅｔｒｓｒｈｉｈｓｗｅｅｌｇｉｇｉｏｉｏｔｌｄｃｉｔｏｉｅｉ — ｉｅｙｔｍｔｔｉｒｎｉｅｅｇｔｒｎｎｈｆ

气液混输管线水动力严重段塞流实验

ＧＡＯｏｇ，ＹＯＵｎｉｎＳｎＹｕｘａｇ，ＹＵｏｇ，ＨＵｉｎｕＺｈｎＴａｑｎ，ＴＡＮｉｎＬａｗｕ
（ｔｔＫｙＬｂｒｔｙｏＯｅｎＥｇｅｒｇＳａｇａＪｏｏｇＵｉｒｔ，ｈｎｈｉ２０４ｈｎ）Ｓａｅａｏａｒｆｃａｎｉｅｉ，ｈｎｈｉｉｎｎｖｓｙＳａｇａ，０２０ＣｉｅｏｎｎａＴｅｉａ
Ｏｃｈｌｃｉｇｆｗｅｔｒｈｉｅ，ａｎｗｆｗｐｔｒｌｂｏｅａｌｄｓｖｒｙｒｄｎｍｉｓｇｉｇｎｅｔｅｂｏｋｎｏｎｅｓｔｅｒｒｅｏａｔｎｗｉｅｆｒｄｃｌｅｅｅｈｄｏｙａｃｌｇｎｌｓｌｅｌｍｅｕ
Ａｂｓｒｃ：ｅｅｅｓｕｇｎｇｏｃｒｎａｗｉｅｒｎｅｏａｎｉｉｏｒｔｓ；ｓｃｈｎｏｎｎｒｃｉｅｏｓｄｔａｔＳｖｒｌｇｉｃｕｓｉｄａｇｆｇｓａｄｌｄｆｗａｅｑｕｌｕｈａｐｅｍｅｏｅｅｖｓｃｎｉ — ｅａｌｔｅｔｎｉｎｉｅｒｎｓｕｉｓＥｘｅｍｅｔｎｔａ —ｉｕｄｔｈａｅｆｏｉｏｉｏｔｌｎｌｎｔｏｒｂｅａｔｎｉｎｅｇｎｅｇｔｄｅ．ｏｉｐｒｎｓｏｈｅｇｓｌｉｗｏｐｓｗｎａｈｒｚｎａ／ｉｃｉａｉｎｉｑｌｐｐｌｏｎｃｅｔｉｅｒｏｄｔｄＴｈｏｐｔｒｓｉｏｈｔｅｈｒｚｎａｉｅｉｅａｄｒｓｒｗｅｅｉｅｉｃｎｅｔｄｗｉａｒｓｒｗｅｅｃｎｕｃｅ．ｎｅｈｅｆｗａｔｎｎｂｔｈｏｉｏｔｌｐｐｌｎｎｉｅｒｌｅｐｅｅｔｄｕｄｒａｄｆｅｅｔｉｌｔｆｕｆｔｅｇｓａｄｌｑｉ．Ｒｅｕｔｈｗｈｔｔｅｂｏｋｎｏｗｉｃｕｎｅｍｉ— ｒｓｎｅｎｅｉｒｎｎｅｘｏｈａｎｉｕｄｆｌｓｌｓｓｏｔａｈｌｃｉｇｆｗｌｏｃｒｉｔｒｔｌｌｔｎｌｎｔｅｓａｅｗｈｒｈｅｆｏｐｔｒｓｉｈｏｉｏｔｉｅｉｅａｅｔａｉｅｒｍｈｔａｉｅｏｔｅｓｕｇｆｏｅｔｉｈｔｇｅｅｔｌｗａｔｎｎｔｅｈｒｚｎａｐｐｌｒｒｎｓｔｄｆｏｔｅｓｒｔｆｄｔｈｌｗ．ｙｅｌｎｉｌ

深海立管中严重段塞流特性模拟研究

严重段塞流主要是由立管系统特殊的几何形状引起的。当立管系统上游管线为下倾管时，在油田开发末期或油气流速较小时，气液混合物流过下
倾管后进入立管。在重力的作用下，液体在立管底部聚集，形成液塞。气体被堵塞在上游管线中。随
荷运行、造成阀门或弯头处压力过高、管线机械疲
如段塞流、析蜡、水化物、腐蚀、固体颗粒冲蚀等，有
的已经严重威胁到生产的正常进行和海底集输系
统的安全运行。
劳、高摩擦压力损失，影响末期油田生产等。因此，海洋油气开发过程中应积极做好严重段塞流的预防和控制工作 ¨ 。从１９７３年开始，Ｙｏｃｕｍ、Ｓｃｈｍｉｄｔ、Ｔａｉｔｅｌ等人对立管系统严重段塞流特性进行了研究，分析了立管倾角、气液流速等因素对严重段塞流的影响。然而，大多数理论模型并没有考虑气、液相之
管。上游管线中的气体压力也逐渐增大。当气体
压力足够克服立管中液塞形成的静水压力的时候，
气体推动液塞向下游移动。气体进入立管，推动液
塞快速流出。立管中压力下降，液体在重力作用下回落，形成新的液塞。根据严重段塞流的形成过

段塞流捕集器三通管线穿孔失效分析

0引言在海洋油气资源开采的过程中，气液混输组合管线极易发生段塞流现象，段塞流的瞬时性和波动性会造成管线的接头、三通、支柱等构件损伤，对管道和下游设备产生不良影响。

张洋洋等［1］研究发现，温度、压力对管道腐蚀影响很大，管道腐蚀程度因流型转变而加剧，其中段塞流的腐蚀破坏影响最大。

高凌霄等［2］发现严重段塞流的周期波动给生产设施带来巨大的交变载荷，最终引起腐蚀挂片支架断裂。

周立臣［3］以文昌油田群为研究对象，分析严重段塞流发生的条件，以及不同条件下段塞流对出口阀门、捕集器等设备的冲击。

抑制段塞流常采用的方法有节流法、气举法、分离器控制等［4-7］。

某海上集输中心平台管线存在水平、倾斜、垂直等多种管型，并且管道较长，有较严重的段塞问题，平台通过采用技术较成熟的容器式段塞流捕集器消除段塞流。

近期，段塞流捕集器水相出口管线的三通位置出现穿孔失效的问题，为了查找管线穿孔原因，选取失效位置进行分析，通过宏观分析、微观分析、理化性能检测及流体冲蚀模拟评估等方法，明确腐蚀发生的主要原因，并制定行之有效的预防和改进措施。

1宏观及微观分析1.1宏观检查及分析段塞流捕集器水相出口管线的失效件如图1（a ）所示，分别以入口1、入口2和出口代表3个通路。

在三通出口位置存在2处漏点，2处漏点分别为6.20mm×4.28mm 椭圆形穿孔和直径为2.16mm 的圆形穿孔，外壁表面无明显的附着物，未发现其他明显的腐蚀缺陷。

对穿孔的三通位置进行纵向解剖，进一步观察三通管体内壁形貌特征。

入口1和入口2的焊缝和母材未见明显壁厚减薄特征；出口位置壁厚减薄较明显，内壁形貌如图1（b ）所示，穿孔位于介质双向汇聚的出口侧管体，穿孔所在管体部位母材大面积壁厚减薄且延伸至环焊缝，壁厚减薄位置未见明显的腐蚀产物或沉积物附着，存在典型的冲刷性沟槽的特征。

（a ）失效件整体形貌及介质流向标记（b ）穿孔部位内壁形貌图1三通管线失效部位宏观形貌1.2微观形貌分析穿孔部位内壁表面利用一定浓度的“盐酸+缓蚀剂”进行清洗，采用德国Zeiss EVO 18型扫描电镜对穿孔位置进行微观形貌观察。

海底混输管道清管段塞影响因素分析及控制

寸，减少了工程投资。
、
０－清管段塞；影响因素分析；段塞流捕集器；尺寸优化
ＷＡＮＧＷｅｎｇｕａｎｇ，ＷＡＮＹｕｆｅｉ，ＱＵＺｈａｏｇｕａｎｇ，ＬＩＵＣｈｕｎｙｕ，ＬＩＵＪｉｈａ
ＣＮＯＯＣＴｉａｎｊｉｎＣｏｍｐａｎｙ，Ｔｉａｎｊｉｎ３００４５９，Ｃｈｉｎａ
…
Ｄｕｒｉｎｇｐｉｇｇｉｎｇｏｐｅｒａｔｉｏｎｏｆｓｕｂｓｅａｍｕｌｔｉｐｈａｓｅｐｉｐｅｌｉｎｅ，ｐｉｇｇｉｎｇｓｕｒｇｅｗｉｌｌｒｅｓｕｌｔｉｎａｓｅｒｉｅｓｏｆａｄｖｅｒｓｅｅｆｆｅｃｔｓｏｎ
ｃａｔｃｈｅｒｅｑｕｉｐｐｅｄｏｎｔｈｅｄｏｗｎｓｔｒｅａｍｏｆｓｈｏｒｅｐｌａｔｆｏｒｍｃａｎｍｉｎｉｍｉｚｅｔｈｅｉｍｐａｃｔｏｆｓｌｕｇｆｌｏｗａｎｄｐｉｇｇｉｎｇｓｕｒｇｅ．Ｈｏｗｅｖｅｒ．ｔｈｅｓｉｚｅｏｆｓｌｕｇｃａｔｃｈｅｒｉＳＩｉｍｉｔｅｄｄｕｅｔｏｔｈｅｎａｒｒｏｗｓｐａｃｅｏｆｐｌａｔｆｏｒｍ。Ａｎｅｗｌｙ —ｂｕｊＩｔｓｕｂｓｅａｍｕｌｔｉｐｈａｓｅｐｉｐｅｌｉｎｅｉＳｓｔｕｄｉｅｄｉｎ

海底混输管道内部状态完整性分析

海底混输管道内部状态完整性分析华红玲;廖柯熹;肖杰;陈杜娟【摘要】为保证某混输海管的安全运营,通过建立混输海管多相流动模型和腐蚀模型,分析海管典型运行工况参数与设计取值,得出管道多相流动参数分布规律、腐蚀速率主要影响因素和总腐蚀情况.结果表明:海管入口立管底部压力最高;管内沿线温度总体逐渐降低,具有轻微波动;平管上坡段和入口立管段持液率较高;液体流速对该管道腐蚀速率的影响最显著;入口立管段底部腐蚀速率最大,且均大于设计取值;腐蚀速率设计取值偏小.【期刊名称】《管道技术与设备》【年(卷),期】2014(000)005【总页数】4页(P4-6,33)【关键词】海管;完整性评估;多相流;腐蚀;分析【作者】华红玲;廖柯熹;肖杰;陈杜娟【作者单位】西南石油大学石油工程学院,四川成都610500;西南石油大学石油工程学院,四川成都610500;西南石油大学石油工程学院,四川成都610500;西南石油大学石油工程学院,四川成都610500【正文语种】中文【中图分类】TE88随着油气田勘探开发向海洋发展，由于海洋自然环境恶劣，多相流技术得到广泛的应用[1-3]。

当混输海底管道使用年限不断增加，可能出现运行条件与设计取值不符，管线腐蚀加剧，管道就可能存在一定的安全隐患。

严重时甚至导致爆炸、燃烧等，造成巨大的经济损失[4]。

为了全面了解海底管道的运行状况，消除安全隐患，通过建立混输海管多相流动模型和腐蚀预测模型，将实际运行工况与设计条件进行对比分析，同时对海管腐蚀情况进行分析，了解管道运行和腐蚀状况，从而为后期混输海管的安全运营操作提供参考，为管道清管、内检测方案的制定提供技术支持。

某混输海底管道处于东海大陆架波状平原，属残留地貌类型，管道路由区为南西-北东向展布，呈窄带状，坡度最大可达9×10-3，水深为91～108 m，总体表现为一倾向南的斜坡地形，中部为一较大的波状起伏地形，海底整体具有一脊两槽的特点，脊顶与槽底高差约十几m．混输海管平管段直径406.4 mm，全长18.642 km，内管壁厚12.7 mm；立管管道直径406.4 mm，内管壁厚15.9 mm；内壁粗糙度设计值150 μm，由于该值考虑了粗糙度随使用年限增大而增加的保守值，故可按该设计值进行分析；海管设计缓蚀效率为90%～95%，分析时取保守值90%；实际输送介质中CO2含量为3.5%。

第九章段塞流

36
液膜区特性参数
液膜区动量方程可以改写为
fwLL42
~
~
SLvs2L
fwgg42S~g
14
控制强烈段塞流的实例
带小分离器的控制方法
荷兰Shell Research B V,
Kooninklijke/Shell-
Laboratorium认为：直接操作
入口控制阀有两个主要缺点：
A．它必须作用于密度不同的两相
流体；B．不能直接测量立管顶部
两相流混合物的速度Umix（两相
流流量测量很困难，需要复杂的
在上述措施中，立管底部注气和顶部节流已有应用实例，但用注气法解决强烈段塞流的费用太高，因而常采用各种顶部节流法。
13
立管顶部节流原理
为使系统稳定运行，必须在立管底部出现新液塞并在立管内增长至顶部前，将液塞排出立管，使气液混合物在系统中连续流动，即把混合物速度Umix（定义为气液折算速度之和）作为控制参数。若Umix减小表示发生阻塞，为举升刚形成的液塞，出油管道的压力应高于立管下游分离器或捕集器正常平均操作压力。立管顶部节流可增大管道和捕集器之间的差压，利于在立管内刚形成的小液塞流向捕集器。
4
水动力段塞流
段塞流形成机理
5
众所周知，在管道内气液流量较小时，呈分层流型。当管
内液体流量较大，液位较高时，被气流吹起的液波可能高
达管顶，阻塞整个管路流通面积形成液塞，流型由分层流
转变为段塞流。这是由于在波浪顶峰处，由于伯诺利效应，
气体流速增大将使该处的压力降低，在波峰周围压力下，
波浪有增大趋势。另一方面，液体所受的重力将使波浪减
16
装置的立管高16.4m，出油管线由透明聚丙烯制成，长100m直径 50mm。管线前50m 水平，后50m向立管倾斜2度。小型分离器的体积近似等于立管体积的25%。试验所用流体是空气（最高压力5bar）和水（加入约20%的乙二醇作为防冻剂）。

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混输海管严重段塞流的控制
摘要：当前我国海上油气开发进一步向深海领域发展，海底混输管线由于距离长，地形起伏变化和立管系统，容易引发严重段塞流现象。

在严重段塞流工况下，管线的流动参数均表现出周期性变化，将对管道系统和管道下游生产设备的正常生产工作造成极大危害。

文章针对某海底混输管道因低流量和立管系统而存在严重段塞流现象，描述了严重段塞流周期的四个阶段，并采用OLGA软件建立了严重段塞流控制模型，进行PID控制研究。

结果表明，通过在立管系统顶部加装节流控制阀，设置控制参数，自动反馈管道入口压力并调节阀门开度，能够有效控制严重段塞流。

与传统控制方式相比，更显经济和有效。

关键词：立管；严重段塞；PID控制；数值模拟
1 引言
当前我国海上油气开发进一步向深海领域发展，将建造一些深水平台和长距离海底混输管道，由于海底混输管线较长、地形起伏变化以及存在立管段，容易引发严重段塞流现象。

严重段塞流是一种压力波动很大、管道出口气液瞬时流量变化很大的段塞流，同时各流动参数如压降、段塞长度、段塞频率、持液率都随时间变化，并且表现出周期性，这对管道系统和管道下游生产设备的正常生产工作造成极大危害，如使得管路压降急剧增大，加剧立管管壁的腐蚀，造成管道出口分离器溢流或断流，导致段塞捕集器不能稳定工作。

因此，探索经济有效的严重段塞流控制方法势在必行。

2 段塞流的形成
段塞流分为动力段塞流（hydrodynamic slugging）、地形段塞流（terrain slugging）、立管段塞流（riser slugging）。

本文的研究对象为地形和立管诱发的严重段塞流。

典型的严重段塞流呈现周期性，一个周期大致可分为四个阶段：段塞形成、段塞流出、液气喷发、液体回落，如图1所示。

2.1 段塞形成
在形成阶段，立管内液体滑落和下倾管内液体流入，在立管基部或管段低洼处开始积聚，形成液塞头，立管基部压力开始增加。

2.2 段塞流出
在流出阶段，立管内的液柱逐渐增高，达到立管顶部后开始不断流出，此后在液气喷发之前立管基部压力不再变化。

2.3 液气喷发
在液气喷发阶段，气体进入立管，立管内液体快速流出，致使基部压力下降。

同时，上游管内压力也因液塞高度的降低而减小，当液塞尾部到达立管顶部时，压力趋于最小值。

2.4 液体回落
在液体回落阶段，气体流速不足以支持管壁上的液膜，液体因重力滑落，重新开始积聚，开始了新一轮段塞流周期。

3 严重段塞流控制方法研究
3.1 管道系统
该海底管道系统如图2所示，系统参数如下：管道入口的油气混输流量为7.5kg/s；管道出口压力为50bar，温度为22℃；管道内径为120mm，壁厚为9mm，粗糙度为0.028mm；钢材密度为7850kg/m3，比热容为500J/（kg·K），热导率为50W/（m·K）；管道绝缘层厚度为25mm，密度1000kg/m3，比热容为1500J/（kg·K），热导率为0.135W/（m·K）；环境温度为6℃，外管壁与环境的平均传热系数为6.5W/（m2·K）。

从模拟结果中可以发现，管线末端的持液率在107min以后就一直在0.70和0.73之间波动，平均值为0.715，未出现持液率为0的情况，流型虽然表现为段塞流，但管线末端的流态较为稳定，结合前面的压力分析，可以确认严重段塞流得到控制，系统处于稳定状态。

此时，通过段塞跟踪显示在管线末端液塞和气泡的长度都为0，末端流量在（7.3～7.8）kg/s范围内波动，阀门开度约为0.071。

事实上，在没有控制结构，阀门开度为0.071时，管道入口压力变化仍保持很好的周期特性，仅缺少表示段塞流出阶段的近水平部分，表明在没有控制结构的情况下，该阀门开度并不能消除严重段塞流。

之所以会出现这种的情况，是由于当系统稳定时，PID自动控制过程中，控制结构一直在小范围内不断地调节阀门的开度。

图8所示为120至150min时间段内阀门开度变化曲线，可见，控制器通过对阀门的微调来实现压力的稳定，达到控制段塞的效果。

为验证控制模型的稳定性和适应性，将管道入口质量流量增加至9kg/s，将获得与上述情况类似的结果，但当流量超过9.5kg/s时，模型的稳定性明显下降，管道入口和立管基部压力以及末端持液率均出现明显的周期性波动，表明严重段塞流开始出现，此时需重新设置控制参数来抑制严重段塞流。

4 结论
本文利用OLGA多相流瞬态流动模拟软件对海底混输管道系统进行严重段塞控制模拟。

结果表明，简单的PID控制模型通过监测管道入口压力对系统顶部的节流阀开度进行自动反馈调节能够有效地控制由地形起伏和立管诱发的严重段塞流。

同时，控制器通过对阀门的微调来稳定管道系统，实现控制段塞流。

相较于传统的抑制段塞流的方法，如段塞捕捉器和节流咀法，PID主动控制方式更显经济和有效。

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