严重段塞流（精选四篇）
严重段塞流 篇1
1 严重段塞流特性
严重段塞流通常发生在气液相流速较低情况, 由于下倾管处容易形成分层流, 气体被堵在立管底部, 只有液体可以进入立管形成液塞。其特点是压力和管道气液相流速的剧烈变化。典型的严重段塞流呈现严格的周期性变化, 一个周期可分为4个阶段[2]:
阶段1:当系统中发生不稳定流动, 气体被堵在上升管路底部, 液体不断的流入上升管路而上升管路中已有的气体不断排出, 这样就有可能在上升管路中形成一个高度小于分离器高度的液柱。这就会使上升管路液相流体增多, 上升管底部压力增大, 压缩上升管底部气体并形成一个液柱累积区域, 这个阶段就叫做液塞积累阶段。
阶段2:随着液柱高度达到上升管路顶部, 气体仍然被堵在上升管路底部, 上升管底部压力达到了最大值, 在这时仍然只有液体可以进入上升管, 这个阶段叫做液塞流出阶段。
阶段3:随着气体不断流入管道, 上升管底部压力不断增大并推动液柱底部到上升管底部, 这时就进入了喷发阶段。
阶段4:随着气体不断渗入上升管, 管内气相流体逐渐增多, 管内压力下降, 气体不断向上流动。当气体达到上升管顶部时气体流道完全畅通, 在水平管和下倾管中是分层流, 在上升管路中是间歇流/环状流, 这导致气体猛烈排出, 管路中压力迅速下降然后又重新回到液塞形成阶段。这个阶段叫做气体快速排出与液塞回落阶段。
2 严重段塞流控制研究
在严重段塞流形成机理和特性研究的基础上, 学者们又开展了严重段塞流的控制研究。总体来说, 严重段塞流的控制方法分为三种:一是改变管系或者流程的设计, 比如改变管径或加装段塞捕集器;二是改变生产工况, 比如改变入口流速或调整背压;三是采取气举或节流等措施消除段塞。在现场生产中, 由于生产流程及工艺都已确定, 故操作者只能采取第三种方法消除段塞。
2.1 节流法
2.1.1 节流阀法
在立管顶部安装节流阀, 当管道内流体流速较高时调节阀门, 降低分离器入口的液体流速, 保护下游设备。目前这种方法因其操作的便宜性在实际生产中得到了广泛的应用, 但这种方法会增大井口回压, 造成能量损失, 降低油田产量, 尤其对于深水管线系统产量降低尤为明显。
2.1.2 PID节流控制阀法
在分离器的入口安装节流阀, PID节流控制装置进行反馈控制[3]。根据立管底部压力调节PID阀开度, 降低井口回压, 控制流体速度, 缓解严重段塞流现象。
2.2 气举法
2.2.1立管底部气举法
在立管底部或下倾管尾部通过压缩机直接注气, 这是消除严重段塞的一种较好的方法, 可以显著减小井口回压, 增加油气产量, 保护管道及下游设备, 缺点是需要大量气体, 需要充足的气源[4]。这种方法有一定的局限性, 但这是目前应用较多的一种方法。
2.2.2 旁通管注气法
将上游下倾管内的气体通过一条旁通管导入立管中。这种方法不需要额外的气源, 通用性较好;不需配备气体容器、压缩机等设施, 减少了投资运行费用, 但当入口气速较低时并不适用[5]。
2.2.3 管中管注气
将一根细管插入立管中, 并通过此管使气体进入立管, 这样气体就无法被堵在立管底部, 使立管中没有形成严重段塞流的条件[5]。从理论上小径管置入的方法确实能够消除或缓解严重段塞现象。但插入细管后可能导致无法进行清管等操作。
3 结语
严重段塞流现象导致的流速的瞬变和立管底部压力的增大都给实际生产造成了非常大的困难和挑战。目前比较常用的方法主要是节流法和气举法。节流法因为其操作简便且无附加条件, 在现场得到了广泛的应用。但因节流法会造成井口回压增大, 油田产量降低, 在气源比较丰富的地方, 人们还是尽量采用立管底部气举法, 从而更好地提高产能, 保护管道和下游设备。
参考文献
[1]徐孝轩, 宫敬.海底油气管道多相流动中的若干技术[J].油气储运, 2007, 26 (12) :1~7.
[2]王鑫, 郭烈锦等.集输-上升管路系统严重段塞流实验研究[J].工程热物理报, 2005, (5) .
[3]Jansen F E, Shoham O, Taitel Y.The elimination of severeslugging-experiments and modeling[J].Int.J.Multiphase Flow, 1996, 22 (6) :1055-1072.
[4]李晓平.立管严重段塞流控制方法实验研究[J].中国海上油气, 2005, 17 (6) :416-419.
海洋集输管道严重段塞流控制管理 篇2
1严重段塞流特性
严重段塞流通常发生在气液相流速较低情况, 由于下倾管处容易形成分层流, 气体被堵在立管底部, 只有液体可以进入立管形成液塞。其特点是压力和管道气液相流速的剧烈变化。典型的严重段塞流呈现严格的周期性变化, 一个周期可分为4个阶段[2]:
阶段1:当系统中发生不稳定流动, 气体被堵在上升管路底部, 液体不断的流入上升管路而上升管路中已有的气体不断排出, 这样就有可能在上升管路中形成一个高度小于分离器高度的液柱。这就会使上升管路液相流体增多, 上升管底部压力增大, 压缩上升管底部气体并形成一个液柱累积区域, 这个阶段就叫做液塞积累阶段。
阶段2:随着液柱高度达到上升管路顶部, 气体仍然被堵在上升管路底部, 上升管底部压力达到了最大值, 在这时仍然只有液体可以进入上升管, 这个阶段叫做液塞流出阶段。
阶段3:随着气体不断流入管道, 上升管底部压力不断增大并推动液柱底部到上升管底部, 这时就进入了喷发阶段。
阶段4:随着气体不断渗入上升管, 管内气相流体逐渐增多, 管内压力下降, 气体不断向上流动。当气体达到上升管顶部时气体流道完全畅通, 在水平管和下倾管中是分层流, 在上升管路中是间歇流/环状流, 这导致气体猛烈排出, 管路中压力迅速下降然后又重新回到液塞形成阶段。这个阶段叫做气体快速排出与液塞回落阶段。
2严重段塞流控制研究
在严重段塞流形成机理和特性研究的基础上, 学者们又开展了严重段塞流的控制研究。总体来说, 严重段塞流的控制方法分为三种:一是改变管系或者流程的设计, 比如改变管径或加装段塞捕集器;二是改变生产工况, 比如改变入口流速或调整背压;三是采取气举或节流等措施消除段塞。在现场生产中, 由于生产流程及工艺都已确定, 故操作者只能采取第三种方法消除段塞。
2.1节流法
(1) 节流阀法
在立管顶部安装节流阀, 当管道内流体流速较高时调节阀门, 降低分离器入口的液体流速, 保护下游设备。目前这种方法因其操作的便宜性在实际生产中得到了广泛的应用, 但这种方法会增大井口回压, 造成能量损失, 降低油田产量, 尤其对于深水管线系统产量降低尤为明显。
(2) PID节流控制阀法
在分离器的入口安装节流阀, PID节流控制装置进行反馈控制[3]。根据立管底部压力调节PID阀开度, 降低井口回压, 控制流体速度, 缓解严重段塞流现象。
2.2气举法
(1) 立管底部气举法
在立管底部或下倾管尾部通过压缩机直接注气, 这是消除严重段塞的一种较好的方法, 可以显著减小井口回压, 增加油气产量, 保护管道及下游设备, 缺点是需要大量气体, 需要充足的气源[4]。这种方法有一定的局限性, 但这是目前应用较多的一种方法。
(2) 旁通管注气法
将上游下倾管内的气体通过一条旁通管导入立管中。这种方法不需要额外的气源, 通用性较好;不需配备气体容器、压缩机等设施, 减少了投资运行费用, 但当入口气速较低时并不适用[5]。
(3) 管中管注气
将一根细管插入立管中, 并通过此管使气体进入立管, 这样气体就无法被堵在立管底部, 使立管中没有形成严重段塞流的条件[5]。从理论上小径管置入的方法确实能够消除或缓解严重段塞现象。但插入细管后可能导致无法进行清管等操作。
3结语
严重段塞流现象导致的流速的瞬变和立管底部压力的增大都给实际生产造成了非常大的困难和挑战。目前比较常用的方法主要是节流法和气举法。节流法因为其操作简便且无附加条件, 在现场得到了广泛的应用。但因节流法会造成井口回压增大, 油田产量降低, 在气源比较丰富的地方, 人们还是尽量采用立管底部气举法, 从而更好地提高产能, 保护管道和下游设备。
参考文献
[1]徐孝轩, 宫敬.海底油气管道多相流动中的若干技术[J].油气储运, 2007, 26 (12) :1~7.
[2]王鑫, 郭烈锦等.集输~上升管路系统严重段塞流实验研究[J].工程热物理报, 2005, (5) .
[3]Jansen F E, Shoham O, Taitel Y.The elimination of severeslugging~experiments and modeling[J].Int.J.Multiphase Flow, 1996, 22 (6) :1055~1072.
[4]李晓平.立管严重段塞流控制方法实验研究[J].中国海上油气, 2005, 17 (6) :416~419.
抑制段塞流专利技术综述 篇3
海洋油气集输所使用的气液混输管线系统通常由卧底管线和立管组成, 卧底管线铺设于海底, 入口端与海底油井相连, 并通过与之相连的立管输送到海洋平台上。当管道内气液流量较低时, 液体容易在立管底部积聚并堵住立管入口, 阻止气体进入立管, 并逐渐在管线中形成长度可达一倍甚至数倍立管高度的长液塞, 同时在卧底管线中形成一个气体压缩空间。当卧底管线中气体压力累积到一定程度后会引发气体空间的急剧膨胀, 并将管道中的长液塞高速推向管外, 这即为典型的严重段塞流现象。
从控制角度出发, 严重段塞流抑制技术分为主动抑制和被动抑制两类。主动抑制需要注入外部资源来使得抑制措施得以实施, 其原理是给系统加入外部能量使得流体速度加快或者分相运输从而达到抑制严重段塞流的目的;被动抑制则通过改造自身系统, 通过临时储存分层流或改变分层流流型以抑制严重段塞流。
1 抑制段塞流专利技术发展趋势
1.1 被动抑制技术
被动抑制技术无需外部资源, 通常使用系统自身改造的形式, 而不同的被动抑制装置抑制严重段塞流的形式不同, 被动抑制技术主要集中为四大类:液塞捕集器法、流动调整法、海底分离器法、自供气气举法。
在四类主要的技术分支中, 通过对国内外专利申请进行统计, 可见设置“液塞捕集器法”和“流动调整法”为主要的改进和研究方向, 而“海底分离器法”和“自供气气举法”由于自身设备的安装和实施条件及后续清管工作存在实际困难, 因此其专利申请量相对匮乏。
1.1.1 液塞捕集器法
液塞捕集器法是指在管线中设置一初级分离器用于临时储存液塞, 由此缓解液塞对管线的冲击效果。
法国专利FR2513356A1 于1981 年最早发明在立管出口和下游主分离器之间设置一初级分离器, 用于临时储存来自立管的液塞对下游设备的冲击的目的;随后挪威专利NO853656 A将液塞捕集器下端的立管分为互相连通的并排两根, 由此可以缓解体积较大或运动速度较快的液塞的冲击;1992 年美国专利US5232475A在立管出口设置初级分离器的同时, 在集输管线的上游又设置一初级分离器, 用以临时储存集输管线中最早形成的液塞并将分离的气相和液相重新混入集输管线中, 以此从集输管线上游消除段塞流;由于传统的液塞捕集器容量毕竟有限, 能处理的液塞体积也有限, 随后的十几年中并没有继续出现对其的改进发明, 直至2011 年, 美国港口科技专利US201219900A发明了一种环形的液塞捕集器, 其通过离心作用将液塞进行初步分离, 环状液塞捕集器摆脱了传统的箱体式, 能够更加有效的处理运动速度较快的液塞。
国内在2000 年后才开始对此有比较活跃的研究, 专利CN102174991A于2001 年发明了一种上倾入口双层管式段塞流捕集器, 两个上层管段和两个下层管段均水平并列排布, 上倾管段的首端与入口管连通, 下层管段的末端与集液管连通, 两个集气管水平并列排布, 双向入口捕雾器与上层管段的尾部通过排液管连通, 由此可使气相和液相分离的更彻底。
中国石油大学CN104148196A提出一种柱状气液旋流分离器入口整流装置, 其中设置扩径缓冲段、大角度弯管、螺旋下倾管和渐缩喷嘴, 当段塞流通过竖直方向上的扩径缓冲段时气液相混合加剧的同时液塞的速度与长度都明显降低;进入螺旋下倾段以后, 在离心力与重力的双重作用下强制将段塞流转化为分层流, 实现气液两相的预分离;最后经过整流管出口的渐缩喷嘴使气液两相加速切向进入柱状旋流分离器进行旋流分离。
由此可见, 虽然在单独使用液塞捕集器来抑制段塞流的方式中, 国内起步晚于国外, 国外于2011 年已研究成熟并停止研究, 但至2014 年年底, 国内关于此的研究正处于蓬勃发展的阶段且水平已与国外不相上下。
1.1.2 流动调整法
流动调整法是指立管上游的管线内安装有流动调整装置将气液分层流转变为其他流型, 以消除严重段塞流形成的必要条件之一:上游管线内的流型必须为气液分层流。
1988 年英国专利GB2239193A提出一种在集输管线上设置一容器, 该容器能临时储存液塞并将其分离, 分离后的气相和液相再次通过连接管道同时均匀混入集输管线的管道中, 从而将分层流分离后混合为其他流型;1992 年美国专利US5232475A在集输管线上游设置的分离器也能将互相分离的气相和液相混匀入下游管线中, 具有气液分层流转变为其他流型的作用, 因此该分离器同时也具有流动调整功能;2000 年美国专利US6413299B提出在集输管线的中段增加一段管道, 并使用细长管道将该管道和集输管线的中段管道的顶部连通, 由此可以将集输管线中的长液塞调整为小段细小的短液塞, 从而缓解了严重段塞流的影响;2007 年美国专利US2008264645A提出了一种波浪管装置, 由多个标准90° 弯头连接而成, 其能在圆周运动的过程中使气相和液相相互混合以达到改变流型的效果。
而国内对此研究较晚且资源匮乏, 仅在2012 年中国石油大学首次提出专利CN102767340A为一种多相流流动调整装置及利用其抑制段塞流的方法, 其使用了一种180° 主弯管和90° 的前后弯头组合的调整装置, 由于主弯管弯曲半径较大, 使波形管具有较大“波动”幅度, 利于在主弯管顶部储存气体, 利于产生混合作用, 连接基本单元的直管段使装置的总长度可方便调节, 使装置能够平稳安置于平面上。
由此可见, 对于单独使用流动调整法来抑制段塞流的方式中, 国内外均是以调整上游分层流或者已形成的段塞流的流型的目的来设计和构造流动调整装置, 而国内对其研究和改进还处于起步和发展阶段。
1.2 主动抑制技术
主动抑制技术无需外部资源, 需要引入外部资源, 而不同的主动抑制装置抑制严重段塞流的形式不同, 主动抑制技术主要集中为三个分支:1) 接泵法;2) 自动控制法;3) 外部供气气举法。
在三类主要的技术分支中, 通过对国内外专利申请进行统计, 可见“自动控制法”和“接泵法”为主要的改进和研究方向, 而“外部供气气举法”由于压缩气体容易与石油发生反应, 降低石油质量, 且设备安装繁琐, 整体经济效益差, 故其专利申请量相对较少。
2结语
从全球的专利申请趋势以及来源情况看, 海洋严重段塞流抑制技术还将保持一个稳定的发展态势, 并且中国作为该领域主要的专利申请国, 将伴随着日趋成熟的海洋钻采技术的发展而对海洋立管安全性的研究和关注度不断提高;主动抑制与被动抑制两大技术分支的专利申请比例相对均衡, 而对于各种不同的抑制形式, 世界各国的专利申请在从更加细致的角度如结构、形状、位置等不断进行技术的发展与完善, 以期实现更好的严重段塞流抑制效果。
摘要：随着海洋油气开采不断走向深海, 气液混输组合管线系统严重段塞流已成为深海油气工程中的热点问题之一。介绍了海洋严重段塞流产生原因、抑制海洋严重段塞流技术的起源及发展趋势。
严重段塞流 篇4
本文根据祁雷[4]初步探索改进了凹面电容电极, 并利用COMSOL有限元仿真软件, 模拟确定了最优电极尺寸;然后本文仅采用两组优化电容, 利用互相关法实现了液塞速度、液塞长度、液塞频率等参数的测量, 测量前无须标定, 这为油田现场含油段塞流的监测与参数测量提供了一种新思路。
1 双凹面电容电极基本构成及实验系统
1.1 电极基本构成
对祁雷的双凹面电容电极进行改进, 在测量电极外加保护电极后的基本形态如图1所示。包覆在有机玻璃管外部的部件分四部分:电极、绝缘层、铜外壳及保护电极。电极为张角α, 宽度ds, 厚度b的紫铜片, 保护电极为紫铜材质, 与电极间隔2mm, 紧密围绕在电极四周, 绝缘层由一定厚度的聚四氟乙烯圆柱体构成, 黄铜外壳包覆在绝缘层外侧, 用于固定电极及绝缘层, 对装置起保护作用。
1.3 动态液塞参数测量装置
实验采用MS3110电路板及MS3110电容测量芯片实现电容测量。将参数优化后的两组电容电极安装在董传帅[5]实验系统上, 使每组电容电极两端分别接入一块MS3110测试板的CS1IN及CSCOM端口, 如图2所示。通过调节芯片参数, 使液面变化引起的电压变化在0~5V范围内变动, 取表观液速范围0.1-1.0m/s, 表观气速范围1.0-4.0m/s进行空气-LP14白油的段塞流参数测量。图3给出了两组电容探针同时接入时的采集信号, 两组电容探针的测量信号几乎一样, 但由于两组电容探针中心间隔26cm, 故电压信号有一定的延迟, 通过这个延迟, 可利用互相关法, 进行液塞速度的计算。互相关法的原理是, 两列信号经互相关函数计算, 得到的RXY, 其最大值对应的横坐标与纵轴之间的距离就是两列信号之间的延迟Δt, 若上下游电容探针间的距离为ΔL, 那么液塞速度Vs=ΔL/Δt。互相关函数表示为:
计算完液塞速度后, 根据电容探针测得的段塞流流动信号, 可得到液塞及长气泡经过探针需要的时间, 进而计算出液塞长度、液塞单元长度、液塞频率等参数。这些参数的计算均通过Labview编程实现。
2 仿真结果与对比
在COMSOL中选择三维静电静态求解模式, 导入由Solidworks绘制的三维模型, 设置有机玻璃管、油、空气、铜电极、聚四氟乙烯的介电常数分别为4, 2.4, 1, 1, 2.55。设置凹面电极一侧接地, 一侧终端电压为5V。然后对整个模型进行特别细化的网格剖分。设置结束后采用稳态求解器求解, 便可快速地得到管内电势分布, 通过计算派生值可得到该种结构下某一含气率时的电容值。
表1为模拟电极电容值线性拟合结果汇总。线性拟合斜率越大, 说明电极对相对介电常数变化越敏感;R2越大, 说明测量线性度越好。电极越宽, 对流动参数的辨别精度越低, 空间分辨率越低, 从表中可以看出凹面电容电极的灵敏度随角度的增大、电极宽度的增加而增加, 空间分辨率随宽度的增加而下降, 电极厚度对灵敏度及分辨率的影响不大, 但电极越薄, 制作越容易。综合考虑以上因素, 确定ds=20mm, b=0.1mm, α=150°为本实验最优电极参数。
3 动态液塞参数测量
图4 (a) 给出了以两组优化电容电极为测量手段, 采用互相关法测量的表观液速VSL=0.6m/s, 表观气速VSG=3.0m/s时油气两相流的液塞速度参数在采集时间内的波动情况。平均液塞速度为6.0m/s, 75.4%的速度值在平均值±10%范围内波动。图4 (b) 给出了液塞速度随混合速度的变化关系。段塞流液塞速度随混合速度的增大而增大, 两者之间的变化呈线性关系, 根据Nicklin[6]提出的计算液塞速度的关联式, 根据Froude数将混合速度分为两个区域进行拟合, 拟合结果为:
对所有工况下的液塞长度做概率分布图5, 可以发现所有液塞长度均分布在5D~50D范围内, 其中大部分液塞长度集中于10D~35D范围内, 总平均液塞长度为21.7D, 概率密度符合对数正态分布。
图6 (a) 给出了不同表观气速下液塞频率随液相表观流速的变化规律, 随着液相表观流速的增加, 液塞频率逐渐增大。气速1.0m/s时的液塞频率增速明显大于其他气速下的液塞频率增速。同时液塞频率的增速随着液相表观流速的增大而增大。
图6 (b) 为无量纲参数Strouhal数 (St) 与液相体积含量的关系图, 同时与Fossa[7]关联式进行了对比, 从图中可以看出, 在液相体积含量相对较低时, Fossa关联式与实验值吻合很好, 当液相体积含量大于0.3时, 实验所得St数逐渐大于Fossa关联式, 本文根据这种变化关系, 在Fossa关联式的基础上进行拟合, 得到了适用于本实验条件的St与XL关联式:
4 结论
本文利用COMSOL对凹面电容电极尺寸进行了优化, 并以两组优化后的电容组作为测量手段, 利用互相关法测量了油-气段塞流的液塞速度、液塞长度和液塞频率。
(1) 凹面电容电极的灵敏度随角度的增大、电极宽度的增加而增加, 但空间分辨率随宽度的增加而下降, 电极厚度对灵敏度及分辨率的影响不大。厚度0.1mm, 张角150°, 宽20mm, 加有保护电极与屏蔽层的电极具有最优测量效果。
(2) 液塞速度随混合速度的增加而增加, 拟合当Fr≤3.5时, C0=0.83, 当Fr≥3.5时, C0=1.28。所有工况下平均液塞长度为21.7D, 表观气速一定, 液塞频率随表观液速的增加而增大, Strouhal数随XL的变化与Fossa关联式略有偏差, 重新拟合后得到了适用于本实验的St与XL关联式。
参考文献
[1]李轶.多相流测量技术在海洋油气开采中的应用与前景[J].清华大学学报:自然科学版, 2014, (1) :88-96.
[2]Xie C G, Scott A L, Plaskowski A, Beck M S.Design of capacitance electrodes for concentration measurement of two-phase flow[J].Measurement of science and technology, 1990, (1) :65–78.
[3]Wael H.Ahmed.Capacitance Sensors for void-fraction measurements and flow pattern identification in air–oil two-phase Flow[J].IEEE, Sensors Journal, 2006, 6 (5) :1153–1163.
[4]祁雷.气液两相流相界面结构测量方法研究[D].青岛:中国石油大学 (华东) 储运与建筑工程学院, 2014.
[5]董传帅.气液两相段塞流无相变冷却过程流动与传热实验研究[D].青岛:中国石油大学 (华东) 储运与建筑工程学院, 2015.
[6]Nicklin D J, Wilkes M A, Davison J F.Two-phase flow in vertical tubes[J].Transactions on Institute of Chemical Engineers, 1962, 40:61-68.