范開峰， 王衛(wèi)強， 孫 策， 石海濤， 萬宇飛

（1.遼寧石油化工大學，遼寧撫順113001；2.中國石油大學（北京），北京102249）

油水兩相流動因所處的流動條件不同而具有多種流型［1］?，F(xiàn)階段，我國大部分陸上油田已進入開發(fā)后期［2］，為了提高采收率，往往采用注水方法開采［3－4］，因此油水兩相流普遍存在于地面集輸管網(wǎng)和長距離輸送管道中［5］。隨著石油開采向沙漠、海洋等地域擴展，所開采原油大多為高黏原油，并且含水率往往很高，研究不同含水率下油水兩相流混輸流型、壓降等問題對于合理選擇油品輸送方式具有重要作用。在油品輸送過程中，典型的突變管徑管道應(yīng)用較為廣泛，運用計算流體力學軟件研究不同含水率油水兩相流在突擴管道和突縮管道中的流動特性可以為管路的實際生產(chǎn)運行提供參考。

1 幾何模型與網(wǎng)格劃分

1.1 幾何模型

選用二維幾何模型，管道水平布置，其結(jié)構(gòu)及尺寸分布如圖1所示，長度單位為m。

1.2 網(wǎng)格劃分

采用規(guī)則四邊形網(wǎng)格結(jié)構(gòu)對管道模型進行劃分，對突擴和突縮處網(wǎng)格采取加密處理（如圖2所示）。

圖1 突擴管與突縮管幾何模型Fig.1 The geometry model of sudden expansion pipe and sudden contraction pipe

圖2 突擴管與突縮管局部網(wǎng)格放大圖Fig.2 The local grid view of sudden expansion pipe and sudden contraction pipe

2 問題描述與模型設(shè)置

2.1 問題描述

所研究問題基礎(chǔ)參數(shù)以新疆某油田實際油品物性參數(shù)為參考［6］，原油為中質(zhì)稠油，密度為930kg／m3，黏度為0.926Pa·s。原油含水率分別取50%、60%、70%、80%，管道左側(cè)為速度入口，右側(cè)設(shè)為自由出流出口，其中入口流速取0.8m／s。

2.2 模型設(shè)置

采用VOF模型求解油水兩相流流動，它是一種在固定的歐拉網(wǎng)格下的表面跟蹤方法，通過求解單獨的動量方程和處理穿過區(qū)域的每一流體的體積分數(shù)來模擬多相流動［7］，具有模擬精度高、能夠處理復雜邊界和適用范圍廣等特點。湍流模型選用標準k－ε方程，對于湍流不能充分發(fā)展的壁面區(qū)域選擇標準壁面函數(shù)進行修正。由于含水率從50%到80%不等，故在選取相時將水作為基本相，原油作為第二相。

3 求解控制方程

油水兩相流瞬態(tài)數(shù)值模擬要遵守質(zhì)量守恒、動量守恒、能量守恒等基本控制方程。針對油水兩相流中的主要問題，忽略相間能量交換，不啟用能量控制方程。除此之外，方程求解時啟用了標準k－ε方程，對于未充分發(fā)展的湍流區(qū)域采用標準壁面函數(shù)處理。

3.1 質(zhì)量守恒方程

油水兩相各自質(zhì)量守恒方程為：

式中：ρo、ρw分別代表油相和水相密度，A 為水平管截面面積，v為平均速度，Γo、Γw為管道中單位時間內(nèi)每一單位體積產(chǎn)生的質(zhì)量源項。若有流體產(chǎn)生時，Γ為正值，根據(jù)質(zhì)量守恒有：Γo＝－Γw。

3.2 動量守恒方程

式中：下角標I代表油水交界面；β是管道與水平方向的夾角；s是界面長度。當Γw＞0時，＾v＝vo，當Γw＜0時，＾v＝vw；對于水相，其界面剪切應(yīng)力τI為正數(shù)，對于油相，τI為負數(shù)。

3.3 標準k－ε方程

式中：Gk是由于平均速度梯度引起的湍動能產(chǎn)生項；Gb是由浮力影響引起的湍動能k的產(chǎn)生項；YM代表可壓縮湍流脈動膨脹對總的耗散率的影響；C1ε、C2ε、C3ε為經(jīng)驗常數(shù)，默認數(shù)值分別為1.44、1.92、0.09；σk、σε分別為湍動能和湍動耗散率對應(yīng)的普朗特數(shù)，默認值分別為1.0、1.3；Sk、Sε為用戶定義的源項。

4 模擬結(jié)果及分析

4.1 油水兩相分布云圖分析

對于油水兩相流動，主要分析了工程技術(shù)人員較為關(guān)心的兩相分布情況和壓力分布規(guī)律，給出了含水率從50%變化到80%工況下突擴管和突縮管內(nèi)油水兩相的分布情況（見圖3、4），所給坐標為油的體積分數(shù)范圍從0到1。此外，還繪制了管道內(nèi)沿程壓力分布曲線（見圖5、圖6）。

對于突擴管道，含水率從50%變化到80%時，兩相分布主要為水包油流型，油作為分散相分布在水中。含水率80%時，油以油滴形式均勻分布于水中，但是在管徑突擴處由于稠油的黏滯性在突擴后沿管壁形成一段油膜，含水率70%時也出現(xiàn)這種情況，但是油膜厚度相對較小，長度略有增加。含水率達到60%和50%時，在管道突擴后距離突擴處約1 m后出現(xiàn)油膜潤濕壁面情況。并且含水率為50%時，由于油的體積分數(shù)比較大并且黏度較高，油相會堆積，使得油和水相間流動?？偟膩碚f，含水率為70%和80%時壁面主要由水潤濕，流動阻力較小，而含水率為50%和60%時，壁面被油相潤濕，流動阻力相對較大。含水率從50%變化到80%時，在突擴雙肩處會出現(xiàn)對稱的渦流，渦流內(nèi)流體主要由水填充。

圖3 不同含水率情況下突擴管內(nèi)油水兩相分布云圖Fig.3 The oil－water distribution in sudden expansion pipe under the condition of different water content

圖4 不同含水率情況下突縮管內(nèi)油水兩相流分布云圖Fig.4 The oil－water distribution in sudden contraction pipe tunder he condition of different water content

突縮管道內(nèi)含水率從50%變化到80%時，其兩相分布規(guī)律與突擴管道內(nèi)兩相分布規(guī)律類似。但4種工況下，出現(xiàn)流型都為水包油流型且都為水潤濕壁面。含水率為80%時，油以油滴形式均勻分布在水中，當含水率達到50%時，同樣會出現(xiàn)油水相間流動的情況。當油水兩相流經(jīng)突縮處進入小管徑管道后，分散在水中的油滴會進一步聚集融合，形成體積更大一些的油團，這主要是由于油滴之間的表面張力造成的。

4.2 壓力分析

在不同含水率下，管內(nèi)壓力變化趨勢相同并且沿程壓力數(shù)值波動小。為便于分析和說明壓力分布情況，取含水率為60%的情況進行分析，結(jié)果如圖5、6所示。

圖5 含水率60%時突擴管道沿程壓力曲線Fig.5 The pipe pressure curve in sudden expansion pipe when water rate is 60%

圖6 含水率60%時突縮管道沿程壓力曲線Fig.6 The pipe pressure curve in sudden contraction pipe when water rate is 60%

由圖5可知，突擴管道內(nèi)壓力呈現(xiàn)出先減小，在突擴處壓力又漸漸上升，進而又沿程下降的趨勢，這與文獻［3］、［8］中對于突擴管模擬所得結(jié)論一致。在管徑較小的0.5m管段內(nèi)，壓力下降率為1 100 Pa／m，隨后在突擴管段0.35m長度內(nèi)壓力以571 Pa／m的速率上升，這主要是由于流體進入突擴管道后部分速度能頭轉(zhuǎn)化為壓力能頭，在0.85m至2.5m管段內(nèi)，由于沿程摩阻損失，壓力以76Pa／m的速率下降。

由圖6可知，突縮管內(nèi)壓力呈現(xiàn)一直減小的趨勢。在突縮處前的管徑較大管段內(nèi)，壓力減小速率較小，只有370Pa／m。在突縮處，由于流體進入管徑較小的管段內(nèi)后流速是之前的4倍，一部分壓力能頭轉(zhuǎn)化為速度能頭，導致管內(nèi)壓力急劇下降，瞬間下降了約1 500Pa。油水兩相流進入管徑較小的管段后，受摩阻影響，壓力以1 833Pa／m的速率線性減小。

5 結(jié)論

（1）管道內(nèi)的油水兩相流的分布情況為水包油型流型，突擴管道內(nèi)含水率為80%和70%時主要為水潤濕壁面，含水率為60%和50%時主要是油潤濕壁面，而在突縮管內(nèi)4種工況下都為水潤濕壁面。

（2）突擴管和突縮管內(nèi)的油水兩相流沿程壓力分布規(guī)律與普通直管道內(nèi)壓力分布有較大不同，在管徑突變處壓力呈現(xiàn)出較大的波動變化，在突擴管道內(nèi)是先增大后減小，而在突縮管道內(nèi)則是急劇下降。

（3）對于開采原油中稠油較多和含水率高的現(xiàn)狀，研究結(jié)論對于認識稠油集輸管網(wǎng)中突擴管和突縮管內(nèi)油水兩相流流動規(guī)律，優(yōu)化突擴管道和突縮管道結(jié)構(gòu)，以及減少流動的能量損失問題都具有一定的參考價值。

［1］孫海英.水平管道兩相流模型與試驗研究［D］.大慶：大慶石油學院，2005.

［2］王衛(wèi)強，李朝陽，馬貴陽，等.油水分離技術(shù)優(yōu)化研究［J］.節(jié)能技術(shù)，2011，29（5）：395－399.Wang Weiqiang，Li Zhaoyang，Ma Guiyang，et al.Optimization study of water－oil separation technology［J］.Journal of Energy Conservation Technology，2011，29（5）：395－399.

［3］朱紅鈞，曹妙渝，陳小榆，等.突變管段油水兩相流的流動模擬［J］.油氣儲運，2010，29（3）：192－193；196.Zhu Hongjun，Cao Miaoyu，Chen Xiaoyu，et al.Simulation of oil－water two phase flow in mutation section［J］.Journal of Oil ＆ Gas Storage and Transporation，2010，29（3）：192－193；196.

［4］朱紅鈞，曹妙渝，陳小榆，等.油水兩相流管路流動的模擬研究［J］.石油工業(yè)計算機應(yīng)用，2008，60：27－29.Zhu Hongjun，Cao Miaoyu，Chen Xiaoyu，et al.Simulation study of oil－water two phase flow［J］.Journal of Computer Applications of Petroleum，2008，60：27－29.

［5］許道振，張國忠，趙仕浩.水平管油水兩相流研究進展［J］.油氣儲運，2011，30（9）：641－645；658.Xu Daozhen，Zhang Guozhong，Zhao Shihao.Research progress in oil－water two－phase flow in horizontal pipeline［J］.Journal of Oil ＆ Gas Storage and Transporation，2011，30（9）：641－645；658.

［6］范開峰，王衛(wèi)強，阿斯汗，等.水平T型管中油水兩相流流動數(shù)值模擬研究［J］.石油化工高等學校學報，2013，26（5）：75－77；82.Fan Kaifeng，Wang Weiqiang，A Sihan，et al.The numerical simulation study of two－phase oil－water flow in horizontal T－tube［J］.Journal of Petrochemical Universities，2013，26（5）：75－77；82.

［7］朱紅鈞，林元華，謝龍漢.FLUENT流體分析及仿真實用教程［M］.北京：人民郵電出版社，2010：186－188.

［8］周再東，魏長柱，孫明艷，等.突擴管流動形態(tài)的數(shù)值模擬［J］.科學技術(shù)與工程，2012，12（30）：7983－7985.Zhou Zaidong，Wei Changzhu，Sun Mingyan，et al.Sudden expansion pipe flow pattern of the numerical simulation［J］.Journal of Science Technology and Engineering，2012，12（30）：7983－7985.