混輸海管嚴重段塞流的控制

吳　犟

（中石油西部鉆探固井壓裂工程公司,新疆　克拉瑪依　834000）

混輸海管嚴重段塞流的控制

吳犟

（中石油西部鉆探固井壓裂工程公司,新疆克拉瑪依834000）

摘要：當前我國海上油氣開發進一步向深海領域發展，海底混輸管線由于距離長，地形起伏變化和立管系統，容易引發嚴重段塞流現象。在嚴重段塞流工況下，管線的流動參數均表現出周期性變化，將對管道系統和管道下游生產設備的正常生產工作造成極大危害。文章針對某海底混輸管道因低流量和立管系統而存在嚴重段塞流現象，描述了嚴重段塞流周期的四個階段，并采用OLGA軟件建立了嚴重段塞流控制模型，進行PID控制研究。結果表明，通過在立管系統頂部加裝節流控制閥，設置控制參數，自動反饋管道入口壓力并調節閥門開度，能夠有效控制嚴重段塞流。與傳統控制方式相比，更顯經濟和有效。

關鍵詞：立管；嚴重段塞；PID控制；數值模擬

1　引言

當前我國海上油氣開發進一步向深海領域發展，將建造一些深水平臺和長距離海底混輸管道，由于海底混輸管線較長、地形起伏變化以及存在立管段，容易引發嚴重段塞流現象。嚴重段塞流是一種壓力波動很大、管道出口氣液瞬時流量變化很大的段塞流，同時各流動參數如壓降、段塞長度、段塞頻率、持液率都隨時間變化，并且表現出周期性，這對管道系統和管道下游生產設備的正常生產工作造成極大危害，如使得管路壓降急劇增大，加劇立管管壁的腐蝕，造成管道出口分離器溢流或斷流，導致段塞捕集器不能穩定工作。因此，探索經濟有效的嚴重段塞流控制方法勢在必行。

2　段塞流的形成

段塞流分為動力段塞流（hydrodynamic slugging）、地形段塞流（terrain slugging）、立管段塞流（riser slugging）。本文的研究對象為地形和立管誘發的嚴重段塞流。典型的嚴重段塞流呈現周期性，一個周期大致可分為四個階段：段塞形成、段塞流出、液氣噴發、液體回落，如圖1所示。

圖1　立管嚴重段塞流循環周期的四個階段

2.1段塞形成

在形成階段，立管內液體滑落和下傾管內液體流入，在立管基部或管段低洼處開始積聚，形成液塞頭，立管基部壓力開始增加。

2.2段塞流出

在流出階段，立管內的液柱逐漸增高，達到立管頂部后開始不斷流出，此后在液氣噴發之前立管基部壓力不再變化。

2.3液氣噴發

在液氣噴發階段，氣體進入立管，立管內液體快速流出，致使基部壓力下降。同時，上游管內壓力也因液塞高度的降低而減小，當液塞尾部到達立管頂部時，壓力趨于最小值。

2.4液體回落

在液體回落階段，氣體流速不足以支持管壁上的液膜，液體因重力滑落，重新開始積聚，開始了新一輪段塞流周期。

3　嚴重段塞流控制方法研究

3.1管道系統

該海底管道系統如圖2所示，系統參數如下：管道入口的油氣混輸流量為7.5kg/s；管道出口壓力為50bar，溫度為22℃；管道內徑為120mm，壁厚為9mm，粗糙度為0.028mm；鋼材密度為7850kg/m3，比熱容為500J/（kg·K），熱導率為50W/（m·K）；管道絕緣層厚度為25mm，密度1000kg/m3，比熱容為1500J/（kg·K），熱導率為0.135W/（m·K）；環境溫度為6℃，外管壁與環境的平均傳熱系數為6.5W/（m2·K）。

圖2　某海底管道系統示意圖

3.2嚴重段塞流問題

采用OLGA軟件對閥門全開的情況下，管道入口和立管基部的壓力參數進行模擬分析，得到隨時間變化的趨勢圖，如圖3所示，系統壓力曲線均呈現出嚴格的周期變化特性，表明該工況下系統存在嚴重段塞流。

圖3　管線入口和立管基部壓力變化曲線圖

分析圖上壓力變化曲線，可以看出曲線涵蓋了嚴重段塞流周期循環過程中全部的四個階段。從立管基部壓力曲線來看，曲線上升段對應液體回落和段塞形成階段，近水平段和急劇下降段則分別對應了段塞流出階段和液氣噴發階段。與此同時，從曲線周期性的變化可判斷出該系統嚴重段塞流周期大致為18min。

3.3嚴重段塞流控制模型

目前，控制嚴重段塞流的方法有很多。如在混輸管線終端安裝段塞捕捉器（Slug Catchers），既占空間又昂貴；在立管線系統頂部設置節流咀（Chocking），但單純的節流咀法將導致產量下降。故需要探索出適用范圍較大，既經濟又能有效控制與消除嚴重段塞流的方法。

本文通過反饋管道入口壓力的結構進行PID自動控制。對于涉及到的PID控制，國內諸多學者早有提及，但大多停留在理論綜述，文章將就此問題在OLGA軟件的基礎上具體展開研究。

該模型調節系統頂部節流控制閥的開度來穩定管道入口和立管基部的壓力，達到避免段塞流形成。PID嚴重段塞流控制模型如圖4所示，表1所示為控制參數，Kp為控制器增益，Ti為控制器積分時間。

圖4　PID嚴重段塞流控制模型

表1　控制參數

3.4嚴重段塞流控制結果

圖5所示為管道入口壓力和立管基部壓力變化，模擬開始時，節流控制閥全開，從圖中可以看出該模型嚴重段塞流周期約18min，在37.7min之后，激活控制器，大約60min后入口壓力達到設定值，管道入口和立管基部壓力不再出現明顯的波動，均趨于穩定。圖6、圖7所示為上述過程中閥門開度和管道末端持液率和流型變化曲線。

圖5　管線入口和立管基部壓力變化曲線圖

圖6　節流控制閥開度

圖7　管線末端持液率和流型變化曲線圖

從模擬結果中可以發現，管線末端的持液率在107min以后就一直在0.70和0.73之間波動，平均值為0.715，未出現持液率為0的情況，流型雖然表現為段塞流，但管線末端的流態較為穩定，結合前面的壓力分析，可以確認嚴重段塞流得到控制，系統處于穩定狀態。此時，通過段塞跟蹤顯示在管線末端液塞和氣泡的長度都為0，末端流量在（7.3～7.8）kg/s范圍內波動，閥門開度約為0.071。

事實上，在沒有控制結構，閥門開度為0.071時，管道入口壓力變化仍保持很好的周期特性，僅缺少表示段塞流出階段的近水平部分，表明在沒有控制結構的情況下，該閥門開度并不能消除嚴重段塞流。之所以會出現這種的情況，是由于當系統穩定時，PID自動控制過程中，控制結構一直在小范圍內不斷地調節閥門的開度。圖8所示為120至150min時間段內閥門開度變化曲線，可見，控制器通過對閥門的微調來實現壓力的穩定，達到控制段塞的效果。

圖8　節流控制閥開度（120～150min）

為驗證控制模型的穩定性和適應性，將管道入口質量流量增加至9kg/s，將獲得與上述情況類似的結果，但當流量超過9.5kg/s時，模型的穩定性明顯下降，管道入口和立管基部壓力以及末端持液率均出現明顯的周期性波動，表明嚴重段塞流開始出現，此時需重新設置控制參數來抑制嚴重段塞流。

4　結論

本文利用OLGA多相流瞬態流動模擬軟件對海底混輸管道系統進行嚴重段塞控制模擬。結果表明，簡單的PID控制模型通過監測管道入口壓力對系統頂部的節流閥開度進行自動反饋調節能夠有效地控制由地形起伏和立管誘發的嚴重段塞流。同時，控制器通過對閥門的微調來穩定管道系統，實現控制段塞流。相較于傳統的抑制段塞流的方法，如段塞捕捉器和節流咀法，PID主動控制方式更顯經濟和有效。

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作者簡介：吳犟（1990-），男，錫伯族，新疆克拉瑪依人，2012年畢業于西南石油大學。