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(fā)進一步向深海領(lǐng)域發(fā)展，海底混輸管線由于距離長，地形起伏變化和立管系統(tǒng)，容易引發(fā)嚴重段塞流現(xiàn)象。在嚴重段塞流工況下，管線的流動參數(shù)均表現(xiàn)出周期性變化，將對管道系統(tǒng)和管道下游生產(chǎn)設備的正常生產(chǎn)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(tǒng)而存在嚴重段塞流現(xiàn)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(jié)果表明，通過在立管系統(tǒng)頂部加裝節(jié)流控制閥，設置控制參數(shù)，自動反饋管道入口壓力并調(diào)節(jié)閥門開度，能夠有效控制嚴重段塞流。與傳統(tǒng)控制方式相比，更顯經(jīng)濟和有效。

關(guān)鍵詞：立管；嚴重段塞；PID控制；數(shù)值模擬

1　引言

當前我國海上油氣開發(fā)進一步向深海領(lǐng)域發(fā)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(fā)嚴重段塞流現(xiàn)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(shù)如壓降、段塞長度、段塞頻率、持液率都隨時間變化，并且表現(xiàn)出周期性，這對管道系統(tǒng)和管道下游生產(chǎn)設備的正常生產(chǎn)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(wěn)定工作。因此，探索經(jīng)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(fā)的嚴重段塞流。典型的嚴重段塞流呈現(xiàn)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(fā)、液體回落，如圖1所示。

圖1　立管嚴重段塞流循環(huán)周期的四個階段

2.1段塞形成

在形成階段，立管內(nèi)液體滑落和下傾管內(nèi)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(nèi)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(fā)之前立管基部壓力不再變化。

2.3液氣噴發(fā)

在液氣噴發(fā)階段，氣體進入立管，立管內(nèi)液體快速流出，致使基部壓力下降。同時，上游管內(nèi)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(tǒng)

該海底管道系統(tǒng)如圖2所示，系統(tǒng)參數(shù)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(nèi)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(huán)境溫度為6℃，外管壁與環(huán)境的平均傳熱系數(shù)為6.5W/（m2·K）。

圖2　某海底管道系統(tǒng)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(shù)進行模擬分析，得到隨時間變化的趨勢圖，如圖3所示，系統(tǒng)壓力曲線均呈現(xiàn)出嚴格的周期變化特性，表明該工況下系統(tǒng)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(huán)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(fā)階段。與此同時，從曲線周期性的變化可判斷出該系統(tǒng)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(tǒng)頂部設置節(jié)流咀（Chocking），但單純的節(jié)流咀法將導致產(chǎn)量下降。故需要探索出適用范圍較大，既經(jīng)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(jié)構(gòu)進行PID自動控制。對于涉及到的PID控制，國內(nèi)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(diào)節(jié)系統(tǒng)頂部節(jié)流控制閥的開度來穩(wěn)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(shù)，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(shù)

3.4嚴重段塞流控制結(jié)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(jié)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(xiàn)明顯的波動，均趨于穩(wěn)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(jié)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(jié)果中可以發(fā)現(xiàn)，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(xiàn)持液率為0的情況，流型雖然表現(xiàn)為段塞流，但管線末端的流態(tài)較為穩(wěn)定，結(jié)合前面的壓力分析，可以確認嚴重段塞流得到控制，系統(tǒng)處于穩(wěn)定狀態(tài)。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(nèi)波動，閥門開度約為0.071。

事實上，在沒有控制結(jié)構(gòu)，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(jié)構(gòu)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(xiàn)這種的情況，是由于當系統(tǒng)穩(wěn)定時，PID自動控制過程中，控制結(jié)構(gòu)一直在小范圍內(nèi)不斷地調(diào)節(jié)閥門的開度。圖8所示為120至150min時間段內(nèi)閥門開度變化曲線，可見，控制器通過對閥門的微調(diào)來實現(xiàn)壓力的穩(wěn)定，達到控制段塞的效果。

圖8　節(jié)流控制閥開度（120～150min）

為驗證控制模型的穩(wěn)定性和適應性，將管道入口質(zhì)量流量增加至9kg/s，將獲得與上述情況類似的結(jié)果，但當流量超過9.5kg/s時，模型的穩(wěn)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(xiàn)明顯的周期性波動，表明嚴重段塞流開始出現(xiàn)，此時需重新設置控制參數(shù)來抑制嚴重段塞流。

4　結(jié)論

本文利用OLGA多相流瞬態(tài)流動模擬軟件對海底混輸管道系統(tǒng)進行嚴重段塞控制模擬。結(jié)果表明，簡單的PID控制模型通過監(jiān)測管道入口壓力對系統(tǒng)頂部的節(jié)流閥開度進行自動反饋調(diào)節(jié)能夠有效地控制由地形起伏和立管誘發(fā)的嚴重段塞流。同時，控制器通過對閥門的微調(diào)來穩(wěn)定管道系統(tǒng)，實現(xiàn)控制段塞流。相較于傳統(tǒng)的抑制段塞流的方法，如段塞捕捉器和節(jié)流咀法，PID主動控制方式更顯經(jīng)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(yè)于西南石油大學。