作者：徐广丽
出版社：石油工业出版社
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成品油管道油流携水流动特性试读：
前言
随着大量长距离成品油管道、天然气管道的投产运行，地形起伏管道内积水带来的问题逐渐引起人们的重视。积水不仅降低管输效率、加速管道内壁腐蚀，还可在一定条件下引起天然气管道发生冰堵。国内成品油管道已多次发生因管内积水处的腐蚀产物引起输油干线过滤器、减压阀等设备的堵塞事故以及清管器卡阻事故，严重影响了管道输油计划的执行以及管道的正常运行。因此，必须采取措施来排除地形起伏管道内的积水。
基于井筒“连续携液”思路，编者提出了利用上游来流连续携带管道低洼处的积水，即利用流动的油流不断地冲刷、剪切低洼处积水，使其沿油流流动方向向前运动。利用油流冲刷低洼处积水进而将其排出管道是减少成品油管道腐蚀、防止管道堵塞的有效方法。目前，国内外还没有一本油流携水方面的专门书籍。
鉴于上述情况，结合国内外有关资料，本书将从实验研究、理论分析、数值模拟三方面，对油流携水作用机理及油流携水流动特性进行深入系统的介绍。与传统油水两相流不同，成品油油流携水属于局部两相流，即水相仅在管道一定区域内存在，其余区域均为油相。因此，油流携水流动特性与传统两相流存在明显差异。
本书共分6章：第1章介绍成品油管道油流携水流动特性研究的重要性；第2章主要从实验方面总结地形起伏管段中在油流剪切作用下的积水分布特征、积水被携带的临界条件；第3章、第4章分别对水平、上倾管段中积水分布特征进行了理论建模；第5章、第6章从数值模拟方面对地形起伏管道中油流携水问题进行分析。
本书在编写过程中得到了中国石油大学（华东）、西南石油大学多位老师的支持和鼓励，西南石油大学蔡亮学、刘娟进行了部分图件的设计。同时，本书得到了国家自然科学基金青年基金项目（No.51606160）的直接资助。在此谨向他们表示衷心的感谢。
由于作者水平所限，书中存在错误和不妥之处在所难免，恳请读者提出批评指正。徐广丽2018年6月于西南石油大学第1章 绪论
大口径长距离成品油管道的使用在我国属于起步阶段，目前已建成投产的有兰成渝成品油管道、西南成品油管道、西部成品油管道以及兰—郑—长（兰州—郑州—长沙）成品油管道等。国外成品油管道发展较早，已经形成了一套比较完善的运营管理体制，而国内对成品油管道的运营、管理还处于经验积累阶段。在兰成渝管道运营过程中，已发生多次过滤器堵塞问题。鲁皖一期成品油管道以及西南成品[1]油管道投产后也有类似情况发生。据统计，截至2004年年底，兰成渝管道因杂质堵塞干线过滤器、减压阀、泵机械密封冷却管、泵进出口阀门闸板槽等设备造成的停输事故占总停输事故量的91%以上。根据检测报告，管内杂质的主要成分是沙石、焊渣和铁的氧化物（氧化铁）。
管道施工期间，石子、焊渣等杂物存留在管道中，虽采取了分段通球、风吹扫线等措施，因管道较长致使难以彻底清除。铁锈的来源主要有两部分：一是管道施工期间管道暴露于大气中产生的浮锈；二是管道运营过程中管壁内腐蚀产生的铁锈。有学者对钢管内壁的浮锈生成规律以及兰成渝成品油管道所输油品的腐蚀性进行了实验研究[2-3]，认为钢管投产前暴露于空气（含水汽）中，钢管内壁势必发生-1腐蚀，通过浮锈实验测得水盆上方的钢管腐蚀速率为0.0091mm·a；同时采用美国CORTEST公司Microcor快速高分辨率磁感应腐蚀监测系统在兰成渝管道成都站进行了在线监测，测得管道的内腐蚀速率为-10.005～0.0244mm·a。可见，管道的内腐蚀速率与浮锈实验测得的水盆环境下钢管的腐蚀速率大小相当。不过文献［2］、［3］的作者认为兰成渝管道中铁锈来源于管道投产前的内壁浮锈；而油品本身的腐蚀性很小，短期内不能产生大量铁锈。根据水盆上方的腐蚀速率以及实测内腐蚀速率计算1年内产生的腐蚀量（取钢管密度7.85×3-310kg·m，管长1247km，管内径508mm）分别约为142t、78～381t；另外，清管杂质中氧化铁的量并未随清管操作的不断进行而显著减少。由此可看出，因管道中油品腐蚀性产生的铁锈不容忽视，清管杂质中的氧化铁也来源于管道内壁腐蚀。
腐蚀需要电解质溶液环境，说明成品油管道中存在水。管道中水的来源有：（1）对于大落差管道，管道投产时采用油顶水的方式驱水，由于油水密度差较大、黏度差较小，同等压能下油品的爬坡能力比水强，可能出现油品已越过高点而水沿管道下壁逆流的现象，因此管道低洼处形成积水；（2）所输油品含有微量水，也因密度较大而聚集在管道低洼处。根据某成品油管道内检测报告，大部分腐蚀严重区域集中在地形起伏较大的管段的低洼地段，且腐蚀点基本上都分布在管道的中下部。因此，导致成品油管道内腐蚀的主要原因是地形起伏管道低洼管段产生的积水。另外，低洼处聚集的积水还为硫酸盐还原菌的生存繁殖提供了条件，硫酸盐还原菌导致的内腐蚀速率基本不[4]受油流的剪切冲击的影响。
管内积水不仅会降低管输效率，还可加速管道内壁腐蚀，不断产生固体腐蚀产物。若管道中油品流速增大，油流对腐蚀产物的搅动增大，腐蚀产物会被油品携带，会阻塞过滤器、减压阀等设备。因此，必须采取措施来排除地形起伏管道内的积水。若能将成品油管道中的积水携带出去，可有效减轻管道内腐蚀并减少腐蚀产物阻塞过滤器、减压阀等设备的阻塞事故的发生。
管输油品自身具有一定的冲刷携带能力，若利用上游来流将管道低洼处积水携带出去，既可减轻管道的内腐蚀、减少清管操作次数，又能减少阻塞事故以及管道计划外停输事故的发生。因此，研究油流排除管中积水对保障成品油管道的安全运营具有重要的工程应用价值。[5][6][7]
20世纪60年代开始，Turner、Coleman、杨川东、[8][9]Nosseir、李闽等学者对气藏井筒内积液的连续携带规律进行研究，建立了多种模型（如液膜模型、液滴模型等）用以预测井筒内积液可[10]被携带的临界气速，取得了良好的现场应用效果。J.G.Flores针对直井、斜井中油流携水问题进行了研究，测试管段上倾倾角分别为45°、60°、75°、90°。实验中一定量的水先被注入管路，水相在油流冲刷下将向上运移，5min后采用快关阀门法对管内介质进行取样，若含油率超过98%，认为积水全部被携带。虽然直井、斜井井筒内积液的力学特性明显区别于沿地形敷设的小倾角起伏管道内的积液，其研究成果无法指导地形起伏管道中积液的排除，但其研究思路可借鉴用于分析起伏管道积水的携带。
虽然在1975年，已有学者研究了油水两相流中油相夹带水相的[11]临界条件，但其结论是基于油水两相按照各自流路流动而得，对地形起伏管道中油流携带积液的局部两相流问题无能为力。1997年，[12]日本学者Horii利用管径79mm的U形管道对轴向气流与螺旋气流的携水能力进行了对比实验，得到螺旋气流能迅速排出U形管中的积液，而轴向气流在带动积液上升一段时间后出现回流及摆振。针对Horii的[13]实验装置，2002年，沈芳等提出了变厚度模型来描述上倾管内液膜的分布，合理地说明了螺旋流能排尽斜管中的积液，而轴向流不能。但是变厚度模型未考虑在某轴向位置处液膜厚度随时间的变化，因而不适用于油流携带积液这一非定常局部油水两相流系统。2007年，[14]挪威科技大学有学者对天然气管道中积液的排除进行了研究，但目[15]前未见成果发表。2014年，Birvalski等采用管径50.8mm、左右对称的“V”形测试管道对空气携带低洼处积水这一局部气液两相流的流动特性进行了实验研究，下倾、上倾管段夹角为1.3°～2.1°，观察到－1的流型有两种——气速小于3.8m·s（气相表观雷诺数为12553）－1时，为界面光滑分层流；气速等于3.8m·s时积水端部产生第一个波－1动；气速超过3.8m·s后，波动逐渐加剧，为界面波动分层流，如图1.1所示。实验发现，若积水一旦完全进入上倾管段，最终将全部被气流携带出去，这证实积水可在较大气流作用下被完全携带，也证实了利用上游来流连续携带低洼处积液的可行性。图1.1 管径 50.8mm、倾角 1.7°、水量 400mL 时，不同气速冲刷作用下的积水形态（黑色向下箭头表示水相在管路中稳定存在的起始位置）
另外，在气田开采过程中，集气管线会采出游离水，导致天然气管线中产生积液。同时，在天然气管输过程中，由于管壁与周围环境之间的热交换，管内流体温度降低，天然气的饱和含水量减小，一定条件下会析出凝析液，因其密度大于气相而聚集于管道地势低洼处形成积液。管中积液不仅降低了气体有效输送面积和管输效率，还可在一定温度、压力等条件下形成天然气水合物，导致管道堵塞事故，严重影响着管道的安全、高效运行。油流携带管中积水也可用于指导天然气管道中积液的排除。
上游来流携带低洼处积液属于两相流范畴，然而其流动性质与传统两相流有所不同（因管道内积液存于地势较低的某些位置，故为局部油水两相流）。与传统两相流相比，局部两相流流动介质沿其流动方向有所变化，即：若管线内某位置处的积液在油流剪切作业下沿油流流动方向向前运动，则此位置处积液相含量减小，甚至降至零（此时，流动介质被纯油所取代，由两相流变为单相流）。本书将围绕这一局部两相流系统，采用实验研究、理论分析与数值模拟等手段分析地形起伏管道中油流携水的流动特性，包括积水运动形态、积水运动速度、两相剪切应力、积水被携带的临界条件及其影响因素与影响规律等。参考文献［1］陶江华，田艳玲，杨其国，等．成品油管道运营问题分析及其
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pipeline.In Proceedings of the 9th North American Conference on
Multiphase Technology 2014, Cranfield, UK: BHR Group, 41-55.第2章 油流携水实验研究
研究之初，学者们开始探寻积水流动特征以及积水排出管路时的临界条件，如：J.G.Flores，徐广丽、许道振、X.Q.Song等，所采用的实验介质、测试管段、油相速度、水含量等参数见表2.1。表2.1所示学者采用的实验环道及测试方法主要有两种，即小管径实验环道（图2.1）、大管径实验环道（图2.5）。本章将详细描述上述两种管流实验平台上进行的油流携水实验研究所采用的实验系统组成、测试管段布置方式、实验介质的物性、实验方法、数据的采集与处理、实验所测参数、测量结果及其不确定度。表2.1 不同学者采用的实验参数注：除Song等实验介质为20℃的物性，其余均为25℃时的物性。2.1 小管径实验系统及实验流程[1]
小管径实验系统最初为徐广丽等设计，后来学者不断改进、完[2][3-5]善，管径由最初的27mm增大到41mm、50mm，测试段管材从不透明镀锌钢管升级为透明可视的有机玻璃。2.1.1 实验系统
依地势而敷设的成品油管道，形状复杂，难以对其准确建模。为[2]研究油流携水系统的作用机理，徐广丽等设计了由油相动力与计量系统、水相注入系统、测试管段等组成的实验环道，其流程图如图2.1（a）所示。油相计量系统包括：油罐（约50L）、磁力离心泵、流量变送器、调节阀和调节回路。水相注入系统包括：内径3.7mm的金属管、控制阀、注射器以及密封软管，如图2.1（b）、（c）所示。实验介质为柴油和自来水。图2.1 小管径油流携水实验环道流程图1—储油罐；2—磁力泵；3—调节阀；4—流量计；5—差压传感器；6，13—法兰；7—注水阀；8～12—出水阀；14—金属管；15—与水平测试管段连接处；16—控制阀；17—密封软管
柴油存储在储油罐中，由泵打入环道，经标定的流量计后进入测试管段，最后回到储罐。采用注水系统将一定体积的水由注水阀7注入水平管段：金属管一端插入水平管段底部，另一端通过密封软管与注射器连接。
测试管段由下倾、水平、上倾三段管段组成，其中水平管段地势最低，以保证注入测试管段的水在启泵前聚集于此。采用上倾管段不同位置处开出水孔的镀锌钢管测试系统来分析在油流剪切作用下进入上倾管段不同位置处的水量；采用玻璃、塑料、有机玻璃等透明测试系统来观察积水在油流剪切作用下的分布形态。2.1.1.1 钢管测试管段
钢管测试管段总长6m［图2.1（a）中两法兰6、13之间为测试段］，下倾、水平和上倾管段的管长分别约为1m、0.5m和4m，其余约0.5 m用于保证测试管段两端的法兰连接。下倾管段倾角为3°，上倾管段倾角12°，如图2.2所示为钢管测试管段的示意图。上倾管段上装有四个均匀分布的内径为6mm的出水阀，分别称为1、2、3、4号出水孔［对应图2.1（a）中的9～12出水阀］，用来测量在油流剪切作用下进入上倾管段上不同位置处的出水量，其距水平管段右端点的水平距离分别为0.5m、1.5m、2.5m、3.5m。实验系统采用管径（内径）27mm、41mm的镀锌钢管，并采用支架系统架起，以保证从地势最低的水平管段上出水阀放空环道。图2.2 钢管测试管段示意图2.1.1.2 透明管测试管段
在实验初期，为直观认识油流携水时积水的分布形态，分别采用与钢管测试管段地形一致、内径15mm的玻璃管和内径25mm的加筋[1]塑料软管两套支路系统对积水分布形态进行了观察。其一端通过三通接头与测试管段上游相连，另一端则从油罐顶部插入油罐中。水通过暴露于大气（插入油罐）的一端注入，依靠水自身重力缓慢聚集至地势最低处。因上述透明管支路系统的测量不够准确，建造了地形起[3-4]伏、内径为50mm的有机玻璃测试管段，其一端通过法兰与钢管测试管段的水平管段相连，另一端通过金属软管与油罐入口相接，如图2.3所示，水平管段总长约1.1m，上倾管段长约4m，上倾倾角为[5]10°、15°、20°。Song等采用的管径50mm有机玻璃测试系统（图2.4）与图2.3略有区别，测试管段由水平、上倾两段组成，长度均为1m，测试管段上游的下倾管段被取消。[4]图2.3 有机玻璃测试系统示意图（β=20°）[5]图2.4 有机玻璃测试系统示意图（β=10°～45°，间隔5°）2.1.2 实验流程
图2.1、图2.3所示环道的测试流程一致。油相流量均通过调节阀和调节旁路系统控制，为避免磁力离心泵震动对测量结果的影响，在泵的出口及入口均安装减震软管。每组实验开始前，油相在最大流量下流经整个实验环道，以排出环道中的空气。依靠调节阀和旁路系统调节油相流量至所需值后，停泵，采用注水系统将水注入水平测试段底部。启泵，水在柴油剪切作用下运动，同时打开上倾管段上某一出水阀，5min后停泵，同时关闭出水阀，最后将实验环道放空，并接出环道中的所有混合液。分别测量5min内出水阀处接出的混合液中的水量以及放空环道时接出的混合液中的水量，前者即为在油流剪切作用下上倾管段某一位置处的出水量，后者则为不能被油流携带的水量，可用于检验水相的质量守恒。出水量不为零的最小油相流量称为上倾管段某位置处的临界油相流量，相应的油相表观速度称为临界表观油速。
除注水过程略有区别，图2.4所示环道的测试流程与上述实验流[5]程基本一致。Song等通过并联管路实现不停泵完成注水：油相流量调节至所需值后，切换油流进入旁通管路而主管路中油品静置，经主管路注水单元注入一定量水同时放出与水等量的油，注水完成后将油流切换回主管路，水相将在油流剪切作用下进入测试管段。2.2 大管径实验系统及实验流程[6]
为更深入地研究积水在倾斜管道中的运动状态，许道振等利用美国俄亥俄大学管径为100mm的大型环道进行了油流携水实验研究，图2.5为大管径环道的流程图。图2.5 大管径油流携水实验环道流程图2.2.1 实验系统
实验系统主要由管路和支架系统、动力系统、储罐与分离系统、数据采集系统四部分组成。油水两相经油泵和水泵加压，通过T形管段混合后，进入测试管段，然后油水两相进入油水分离器实现油水分离后分别回流到油罐和水罐，从而实现整个环道系统的循环连续运行。这一系统即为研究传统油水两相流时常用的实验环道系统，如[7-8][9]P.Angeli、Y.Taitel等采用的系统。（1）管路和支架系统。实验管道总长为50m，管道内径为100mm。实验测试段被固定在支架上，通过调节支架底部的液压支柱，可调节管道的倾斜角度，实现管道从水平到垂直任意角度的倾斜。实验测试段长度为30m、单程15m，当管道倾斜时可以分别研究上倾管和下倾管中的多相流问题。在上倾管段的底部与顶部分别安装有两段透明管，可实现流型的直接观察。为了更好地模拟现场实际工况下的运行情况，同时消除由于管材不同而对流动造成的影响，除了两段用于观察流动的透明管段以外，上倾管中的其余管段由碳钢和不锈钢组成。在碳钢管段安装电阻探针，用来检测壁面的润湿情况。（2）动力系统。油水两相分别由两台油泵和一台水泵提供动－1力，最高流速可达3m·s。油泵、水泵采用变频电动机驱动，可通过调节电动机频率实现对油速水速的精确控制。3（3）储罐与分离系统。油水两相储罐均为1.2m。为实现实验连续进行，在管道出口与储罐之间安装三相分离器。（4）数据采集系统。采用常速摄像与高速摄像相结合的方法对上倾管两端透明管段中积水的运动特征进行采集。若需要测量管壁面润湿性，则需要电阻探针。2.2.2 实验流程
与小管径实验环道流程不同，大管径实验环道中水只能通过水泵泵送入管道。因角度条件需要调节液压支柱，因此采用图2.5所示环道时只能单独测量水平管或上倾管内油流剪切积水的运行形态，且在测量水平管段、上倾管段时实验流程不同。
若测量水平管油流携水过程，实验开始前，首先根据双流体模型，对不同表观油速和表观水速工况下的水相截面含率进行标定，为设定初始积液高度做前期准备工作。根据初始积水高度，分别确定定水泵和油泵的转速。开启水泵和油泵，调节泵转速到所需值，待流场充分发展后，同时停止水泵和油泵。静置5min后，管道中充满油相和水相，并且管道的水相高度符合初始的设定值。打开摄像机，准备开始采集透明管段中油水两相运动形态。准备就绪后，开启油泵并设定油泵的转速，达到预设的表观油速，待积水全部被带走或者运动稳定后结束实验。
若测量上倾管油流携水过程，首先开启油泵，使油相充满整个管道，待运行稳定后，关闭油泵。静置5min后，开启安置在透明管段的摄像机，并记录开始摄像的时间，然后通过调节液压支柱使得管道达到预设的倾角。关闭油泵出口处的阀门，开启水泵往管道中注水，为保证每次实验有相同的初始积水量以及管道运行时有足够的积水进入倾斜管段，当油水界面达到底部透明管段的中间位置时，停止水泵并关闭水泵出口处的阀门。开启油泵出口阀门，调节油泵转速使油相达到预设的表观流速。通过顶部和底部的两段有机透明玻璃管对流动进行观察，并通过摄像机进行记录。2.3 测量装置
钢制小管径实验环道中需要测量的物理量有压差、温度、油相流量以及上倾测试管段某位置处的出水量，前三者分别采用差压传感器、温度传感器、流量变送器采集，出水量采用精度为±2.0%的量筒测量。大管径实验环道可采用电阻探针测量内壁润湿性。透明测试管段主要通过常速摄像机或（与）高速摄像机采集积水的运动形态。2.3.1 差压传感器
差压传感器应根据管段两取压点处的预测压差进行选取。徐广丽[1-2]等选用日本YOKOGAWA 公司EJA1110A型差压变送器来测量测试管段两端的压差，其测量范围为0～40kPa，精度等级0.1%，输出信号为标准二线制4～20mA电流，电流信号经250Ω标准电阻转换为1～5V的电压信号。在采集电路连接完成后，必须使用标准压力表进行标定，得到准确的换算关系。2.3.2 温度传感器
温度传感器常采用精度较高的Pt100来测量油罐中油品的温度变化。实验前，应使用标准水银温度计进行标定，得到准确的换算关系。2.3.3 流量变送器[1-2]
流量变送器应根据实验方案的流量范围进行选取。徐广丽等选用LWGY-15A型涡轮流量变送器来测量油相流量，其测量范围为3-10.6～3.0m·h，精度等级1%，输出信号为标准二线制4～20mA电流，电流信号经标准电阻转换为1～5V的电压信号。在采集电路连接完成后，必须使用标准压力表进行标定，得到准确的换算关系。
根据涡轮流量变送器的安装要求，在变送器上游和下游分别设置ff了长600mm（≥40D）和150mm（≥10D）的直管段（变送器上下游f连接短管的内径D为15mm）用于整流，以消除管道内流速分布畸变和旋转流，保证测量结果的准确性。2.3.4 电阻探针
电阻探针设计原理是油相和水相的导电率不同。探针一般由导线与圆柱管壁组成，导线与圆柱管壁之间的环形空间采用环氧树脂进行填充，使导线与管壁之间绝缘。电阻探针安装时，需要在安装位置打孔，将制作好的探针插入孔内并使其末端与管道内壁齐平。图2.6为其工作原理图，图中工作电压为5V，保护电压为－5V，对比电压为2.5V，其中工作电压加在探针的导线与管壁之间。为防止长时间在管壁处加载额外电压引起管壁腐蚀，每隔5ms使电压在保护电压和工作电压之间转化一次。若电压为工作电压，探针处于工作状态；若电压为保护电压，探针处于待机状态。当探针处于工作状态时，若水相将导线和壁面连通，则形成电流通路，A处的电压则为0，小于对比电压2.5V，输出为0；若导线和壁面之间被油相连通，则不能形成电流通路，A处的电压等于工作电压，为5V，大于对比电压2.5V，则输出为1。因此，根据输出信号可判断探针处管壁为水相还是油相：若输出信号为1，管壁为油相润湿；输出信号为0，管壁为水相润湿。图2.6 电阻探针工作原理2.4 实验参数及实验介质的物性参数2.4.1 小管径环道实验参数#
·实验介质：0柴油、自来水。
·温度：室温条件。
·上倾管段倾角：钢管——12°；有机玻璃管——10°、15°、20°。3
·油相流量。对于钢管测试系统：管径27mm，流量0.16～0.49m－13－1·h；管径41mm，流量0.58～0.91m·h。最大油相流量对应的表观雷诺数小于2000，即钢管测试系统中油相保持层流流动。对于有机3－1玻璃测试系统：管径50mm，流量0.70～1.90m·h，油相可处于层流、紊流两种流态。
·注水量：假设水相平铺在地势最低的水平管段，则水相截面含率为式中，L为水平管段长度，m。对于管径27mm、41mm系统，L=0.5m；对于管径50mm系统，L=1.1m。
需要指出，局部两相流研究采用的水相截面含率与传统意义上油水两相流的体积含水率及水相截面含率不同，它是针对地形起伏管段中低洼处积水而引入的用于描述含水率的参数，其表达式如式（2.1）所示，具体释义见附录A。为保证不同管径管路系统的水相截面含率相同，两钢管测试系统以及有机玻璃测试系统的注水量见表2.2。表2.2 镀锌钢管测试管段与有机玻璃测试段的注水量注：“—”表示实验未进行。h为管截面中心的水相厚度，如图2.7所示。图2.7 油水两相分布示意图2.4.2 大管径环道实验参数
·实验介质：LVT200型模拟油、质量分数1%的NaCl水溶液。
·温度：室温条件。
·管段倾角：0°、5°、10°、20°、30°。3－1
·油相流量：流量5.6～16.9m·h。
·初始积水高度：管径的20%、32%。2.4.3 实验介质的物性参数2.4.3.1 密度
实验介质柴油的密度在不同学者的研究中略有变化。介质柴油的密度可根据GB/T 1884—2000《原油和液体石油产品密度实验室测定法（密度计法）》，采用SY－Ⅱ型九支组石油密度计（测量范围850－3－3～890kg·m，分度值0.5kg·m）、二级标准水银温度计（分度值0.1℃）、玻璃量筒以及恒温水浴，测量不同温度下油品的密度，通过数据拟合可得到柴油密度随温度的变化关系式。
由于实验过程中油相温度变化不大，且水相密度随温度变化较小，故将水的密度看作常数。一般取25℃、0.1MPa时的密度作为水的密度。2.4.3.2 黏度
实验介质柴油的黏度在不同学者的研究中也略有变化。介质柴油的黏度可采用旋转黏度计测量不同温度下柴油的动力黏度，进而拟合得到柴油黏度随温度的变化关系。忽略温度对水的运动黏度的影响，将水的运动黏度看作常数。一般取水在25℃、0.1MPa时的动力黏度作为水的黏度。2.4.3.3 油水界面张力
油水界面张力可采用铂金环法进行测量，但需注意使用界面张力仪进行测量时常需要根据用户手册对测量值进行一定修正。2.4.3.4 油水接触角
对于油—水—固系统（图2.8）接触角的测量，SY/T 5153—2017《油藏岩石润湿性测定方法》给出了测量原理、方法、仪器以及步骤，其实验原理为，在油—水—岩石三相交界处，其表面能的平衡关系符合杨氏方程：图2.8 油-水-固系统接触角示意图式中 θ——油—水—固三相接触点处所测固体表面和油、水界面之间的平衡角，即接触角，（°）；osws－1σ，σ——油、水和固体表面间的界面张力，N·m；ow－1σ——油水两相间的界面张力，N·m。2.5 实验结果2.5.1 镀锌钢管2.5.1.1 出水量
管道油流携水的研究最初使用钢质测试管段，测量初始状态为静止在水平管段的水在油流剪切作用下，进入上倾管段不同位置处的出水量。提出的第一个临界条件为距弯头最近（0.5m）处出水量不为零时的最小油相流量，即临界油相流量，相应的表观速度称为临界表观油速。为检验实验的可重复性，多次测量相同条件下的出水量，取多次测量结果的均方根误差（root mean square error，RMSE）为测试误差，RMSE的计算如下：outi式中 V——上倾管段某位置处出水量的第i次测量值，mL；outmV——多次等精度测量出水量的平均值，mL；n——测量次数。outm
若取最小相对测试误差为20%，即若RMSE/V＞20%，取测试outm误差为RMSE；否则取测试误差为20%·V。利用管径27mm、41mm两套实验系统对上倾管段不同出水阀位置处5min内的出水量进行测量，出水量随油相表观速度的变化分别如图2.9和图2.10所示，图2.9（a）～（d）分别为管径27mm测试系统1、2、3、4号出口测w得的注水量V为15mL、25mL、40mL时的出水量随油相表观速度的变化；图2.10（a）～（c）分别为管径41mm测试系统2、3、4号出口测得的注水量为15mL、25mL、40mL时的出水量随油相表观速度的变化。图2.9 实测倾角12°、管径27mm管路系统不同出水阀处的出水量随油相表观速度的变化
图2.10 实测倾角12°、管径41mm管路系统不同出水阀处的出水量随油相表观速度的变化
由图2.9和图2.10可看出，对于上倾管段上的不同位置，均存在一个最小油相流量（即临界油相流量），当且仅当油相流量大于此值时，出水量不为零；且此临界值随出水位置的距离（爬坡长度）增大os而变大。若油相表观速度U超过临界值后，出水量迅速变大。另外发现，上倾管段上同一位置处的临界表观油速随管径增大而增大，在实验范围内，注水量对其影响相对较小。根据实测结果，可以预测水w相进入上倾管段后的平均流速（记为U）。2.5.1.2 水相平均流速
根据上述分析可知，上倾管段出水位置l（=0.5m、1.5m、2.5m、3.5m）处的临界表观油速是在5min（t=300 s）内的测量结果。需要指出，某出水位置处的临界表观油速为5min内该出水位置出水量大于零时的最小油相表观速度，也就是说积水在此油相表观速度的剪切作用下恰好能在5min内到达该出水位置，即水相平均流速wU的计算式为l/t，则两系统中水相平均流速与油相表观速度之间的关系如图2.11所示。可看出，水相平均流速随油相表观速度的增大而线性增大，即满足漂移模型，且此递增斜率取决于油水两相的速度分布，即取决于实验条件。图2.11 钢管内水相平均流速与油相表观速度的关系（实线、虚线分别表示管径27mm、41mm管路系统）
对于油水两相流系统，若油相为连续相，且混合流速较低时，会形成较大的水滴，两相间速度滑移明显，此时可采用漂移模型进行分析。漂移模型，也称漂移流模型，是由朱伯（Zuber）和芬德莱（Findlay）针对均相流模型、分相流模型与实际两相流动存在偏差而[10]提出的特殊模型，适用于两相间存在速度滑移的流动系统。均相流模型将两流体看成一种均匀混合的流体；分相流模型虽考虑了不同相介质和两相界面处的相互作用力，但每相的流动特性仍然是孤立的。漂移模型由某一相的质量守恒方程、两相混合的质量守恒方程、动量方程以及能量方程组成，考虑了两相间的界面传递以及在流动方向上体积相含率的不均匀性，避免了复杂的计算，具有一定优越性。
漂移模型认为两相流体以某一混合速度流动，若轻相相对于此混合速度存在漂移，则为保持两相流动的连续性，重相有反向的漂移速[11]度。考虑了相间滑差的两相速度与两相混合速度呈线性关系，其比例系数为经验常数，表征两相流动形态的特性，常依赖于实验条件。若相含率与速度在断面上均匀分布时，此比例常数为1；截距即为两相的漂移速度。
管径41mm管路系统仅有3个出水阀，因此先对管径27mm管路系统进行线性拟合，然后采用相同的斜率对管径41mm管路系统进行拟2合，拟合得到的决定因子（R）分别为0.97和0.86。若对管径41mm管路系统的三点进行拟合，得到的水相平均流速与相同斜率拟合结果－1的误差处于±0.004m·s范围内。图2.11表明，水相平均流速与油相表观速度满足线性关系，油水两相存在速度滑移，且水相平均流速相对于油相表观速度很小。2.5.2 有机玻璃透明管2.5.2.1 积水分布形态
无论小管径环道还是大管径环道，均设有透明观察管段。学者们通过观察积水在油流剪切、冲刷作用下的分布特征，将油流携带作用下积水的分布形态分为两大类：分层流（界面平滑分层流、界面波动分层流）以及分散流。采用单对数坐标系，横、纵坐标轴分别为油相表观速度、水相截面含率，将观察到的积水分布形态绘制成图，如图2.12（a）～（c）分别为倾角10°、15°、20°时的积水分布形态图（有些学者称为流型图），图中虚线为油相层流—紊流分界线。研究发现，倾角不变时，水相截面含率越大，界面产生波动以及有水脱离积水主体时对应的油相表观速度均有减小趋势；水相截面含率不变时，倾角越大，临界表观油速略有减小，且其减小量随水相截面含率增大而有增大趋势。图2.12 管径50mm，倾角10°、15°、20°管段内积水分布形态图
分析油流携水系统积水的分布形态发现，积水在油流剪切作用下的分布形态共有7种，如图2.13所示。图2.13 在油流剪切作用下，管中积水分布形态示意图
图2.13表明，积水在油流剪切作用下呈分层流型分布，即偏心大水滴形式存在，油相流量较小时，积水受到的剪切力无法克服其与壁面间的摩擦，积水近似平铺在地势最低的水平管段，如图2.13（a）所示。随着油相流量增大，积水界面处受到的剪切作用增强，越靠近管壁积水受到的剪切作用越小，则上层积水的运动速度大于下层积水的运动速度，导致积水厚度在油相流动方向上呈下游大而上游小的梯度分布。同时，水平管段中积水向前移动，聚集至管道拐弯处，如图2.13（b）所示。油相流量继续增大，积水厚度最大值增大、甚至接近管顶，积水受到剪切作用继续增强，大水滴下游界面产生波动，上游界面较平滑，如图2.13（c）所示。若油流速度继续增大，积水继续向拐弯处聚集，进入上倾管段的积水不断增多。若剪切力足以克服壁面摩擦力、界面张力及重力，积水绝大部分进入上倾管段，积水厚度上游小而下游大，上游界面波动同时有小水团、小水滴脱离积水主体并进入油流中，并以大于积水主体的速度向前运动，下游依然聚集在拐弯处，界面相对平滑，如图2.13（d）所示。若油速继续增大，积水可全部进入上倾管段，由于界面持续失稳，积水界面处小水滴增多，如图2.13（e）所示，此时，有学者观察到积水上游尾部存在水[6]滴聚结、沉降。若油速继续增大，积水继续向前运动，水相仍然存在界面波动，但界面处为具有一定厚度的油水两相混合层，如图2.13（f）所示，类似传统两相流中的三层流模型——上部为较轻的油相，中部为水滴均匀或不均匀分散在油相中的混合相，下部为较重的水相。若油速继续增加，底部水相也被打散，呈较均匀的分散流型，如图2.13（g）所示。可见，积水分布形态在流动方向呈现多变性：上游为界面光滑分层形态，而下游界面产生波动，由于界面失稳可产生大量水团、水滴，下游最前端甚至出现水滴分散在连续油相内的分散流。
水相厚度越大，则油流的有效直径减小，油流流速增大。在水相厚度最大位置处，由伯努利效应可知，油流流速增大将使该处压力降低，在最大水相厚度周围压力作用下，水相厚度有进一步增大趋势。水相厚度增大导致积水所受剪切力也增大，积水被拉伸变长，而水相表面张力抵抗油流的剪切以维持表面能最小，同时积水所受的重力使水相厚度有减小趋势，即上述不同积水分布形态均为在重力、壁面剪切应力、界面处剪切应力以及表面张力的共同作用下形成的。
上述分布形态不仅随油速变化而依次出现，上倾倾角的改变也会使流动状态发生改变。图2.14、图2.15分别为管径100mm环道在油相os－1－1表观速度U=0.2m·s和0.3m·s、不同上倾倾角（自上到下依次为[12]5°、10°、20°、30°）时的同一位置处的积水分布图。由图2.14可看出，当管道倾角为5°时，界面波动明显，油水两相主要为带混合层的分层流。与倾角为10°时所呈现的分布特征表现出非常大的不同，此时虽然在油水界面处有液滴形成，但油水两相分别能够形成清晰的自由水层，仍然属于分层流。但是从积水运动过程分析，两种角度下又表现出一定的相似性：一个波峰在界面形成过后，主要做滚动状运动，波幅不断的减小、消逝，直至下一个波峰的形成。而底部的水层始终保持着与油流相反的运动方向，形成回流现象。与管道倾角为10°时相似，当管道倾角增大到20°、30°后，管道中没有自由水层和自由油层的存在，水相以液滴的形式分布在整个管道中。通过肉眼观察，水滴在管道截面上的分布也更加均匀，且底部也存在回流层。管道持续os－1运行1h，管道中的积水运动保持稳定，也就是说，U=0.2m·s时，四种倾角工况下积水均不能够被油流携带走，主要聚集在管道的底部。os－1图2.14 U=0.2m·s，上倾倾角为5°、10°、20°、30°时的积水分布图os－1图2.15 U=0.3m·s，上倾倾角为5°、10°、20°、30°时的积水分布图
由图2.15可看出，当管道倾角为5°时，起初管道中的积水分布与表观油速为0.2m/s时相同，为带有混合层的分层流；随着油流剪切时间的延长，管中积水逐渐减少，水层厚度逐渐减薄，油水界面处仍存在波幅较大的波浪，且以类似滚动的形式向前运动。由于表观油速的增大，油相携水能力增强，管道中积水的大部分被带走。与管道倾角为10°时相似，当管道倾角增大到20°、30°后，管道中没有自由水层和自由油层的存在，水相以液滴的形式分布在整个管道中。管道中大部分积水可以被清除，在底部透明管道中仍能观察到少量水相的存在。2.5.2.2 油流携水临界条件
根据图2.13可判断油流携水的临界条件。临界条件的定义主要有两种：一是有水脱离积水主体而进入上倾管路时的表观油速，如徐广[13]oscr1丽等，称为第一临界表观油速，记为U；二是积水全部进入上[14]倾管段时的临界表观油速，如张鑫等，称为第二临界表观油速，记oscr2为U。第2.5.1小节中提出研究钢质管路时定义了油流携水的临界条件为积水到距离爬坡点0.5 m处出水量不为零时的表观油速，实际上仍为有水脱离积水主体而进入上倾管段时的表观油速。下面分别对两个临界表观油速进行分析。oscr1（1）第一临界表观油速U。
根据图2.9（a）可知，管径27mm时，初始水量15～40mL范围内，－1距爬坡点0.5m处出水量不为零时的表观油速均为0.082m·s，则积水－1进入上倾管路时的第一临界表观油速约为0.08m·s。由图2.10（a）可知，管径41mm、初始水量40mL时，距爬坡点1.5m处出水量不为－1零时的表观油速均为0.152m·s，则积水进入上倾管路时的第一临界－1表观油速约为0.15m·s。管径50mm、初始截面水含率5%、不同倾角时的第一临界表观油速见表2.3。可以看出，第一临界表观油速在上倾倾角10°～20°范围内变化不大。表2.3 管径50mm、水含率5%时，不同上倾倾角下的第一临界表观油速oscr2（2）第二临界表观油速U。
管径为50mm时，不同倾角、水相截面含率时的第二临界表观油速见表2.4。可以看出，随管道倾角的增加，第二临界表观油速呈现增加趋势；在倾角相同条件下，第二临界表观油速随初始水相截面含率变化较小。因此，在水相体积较大的情况下，第二临界表观油速与[5]管路中初始水相截面含率无关，Song等的模拟研究中也得到相同结论（水含率约20%）。－1表2.4 管径50mm时的第二临界表观油速 单位：m·s
积水只有全部进入上倾管段，才可能全部被排出管路，但能否被[12，14]排出管路还取决于进入上倾管段后水相的流速。有学者在实验中均发现，在稍大于第二临界表观油速时，水相会在靠近弯管的位置达到平衡状态，其整体的速度近似为零，不会沿管道继续向上运动。但在流场的作用下，在水相最前端会有液滴形成进入油相。2.5.2.3 有机玻璃管内水相平均流速
通过观察发现，随油流剪切时间的延长，积水沿上倾管段不断向前爬行。为测量在油流作用下水相的平均流速，在上倾管段上做4处标记，其距水平管段右端点的距离分别为0.5m、1.5m、2.5m、3.5 m。在某一临界表观油速条件下，测量积水下游头部到达该位置时所需要的时间，四个速度取平均即得到了水相的平均流速。利用图2.3所示装置测得的水相平均流速随油相表观速度的变化如图2.16所示，可看出同一表观油速下，不同水相截面含率时的水相平均流速差别不大－1（＜0.003m·s），且两者均近似满足线性关系，这与钢管内水相平均流速与油相表观速度的变化规律一致，即：水相与油相之间存在速度滑移，两相速度存在滑移，满足漂移流模型。将三个水相截面含率wos时的测量结果进行平均，得到其线性关系为U=0.26U－0.04（图－12.16中实线），实测数据均处于±0.003m·s范围内，如图2.16中虚线所示。图2.16 有机玻璃管内水相平均流速与油相表观速度的关系2.6 本章小结
本章主要介绍了起伏管路油流携水系统实验系统、实验流程、实验介质、实验参数及实验结果。主要的实验环道有两种：一是管径50mm以内的实验环道，称为小管径实验系统；二是管径50mm以上#的实验环道，称为大管径实验系统。实验介质通常取0柴油和自来水，也可使用模拟油和水。利用实验环道对起伏管段中低洼处积水在油流剪切作业下的运动特征进行了实验研究，发现：（1）在油流剪切作用下，积水分布形态可以分为两大类，即分层流、分散流，具体有：界面光滑分层流、界面波动分层流、带有水滴的分层流、三层流、分散流。积水分布特征与油速、水量、上倾倾角有关。（2）积水沿流动方向呈现出不同的流动特征：上游尾部一般为界面光滑分层流；中部常为界面波动分层流；下游头部常产生波动，波动剧烈到一定程度，形成界面处水滴层，甚至分散流。（3）油速较小时，积水滞留在水平管段内，积水厚度沿流动方向递增，呈下游厚、上游薄的特点。随油速增大，越来越多的水进入上倾管段，增大至一定程度，积水可全部被排出实验管路（已有数据：最长15m）。（4）定义了第一临界表观油速和第二临界表观油速。第一临界表观油速为积水可被携带进入上倾管段的最小油速；第二临界表观油速为全部积水进入上倾管段时的最小油速。数值上，第一临界表观油速小于第二临界表观油速。（5）第一临界表观油速随管径增大而增大，在上倾倾角10°～20°范围内变化不大；第二临界表观油速随上倾倾角增大而增大，在水相体积较大的情况下，与管路中初始水相截面含率无关。（6）积水平均运动速度随表观油速增加而线性递增，即积水与油相之间存在速度滑移，两者满足漂移流模型。参考文献［1］徐广丽，张国忠，赵仕浩．管道低洼处积水排除实验［J］．油
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