0. 前言
随着陆上天然气资源可采储量逐渐减少，近年来加大对海洋油气资源的勘探与开发。在海上天然气开采过程中，经常出现气液同产，气液混输技术应用而生，成为当前油气运输最常见的方式。气液混输仍存在很多问题，如垂直立管底部易形成积液，管道能量损耗多等。尤其在立管中容易形成段塞流，导致管道振动和管道腐蚀严重，因此，国内外学者将立管底部积液而形成的流型，定义为严重段塞流。
最早由Kordyban等[1]人对段塞流的流动规律进行研究，提出段塞的运动速度和气体速度相同。在实际工业生产中，进行长距离、高压、高温条件下的多相集输实验是不可行的[2]，由于条件限制，本文选择使用油气混输管流瞬态模拟软件（OLGA），主要针对海底大口径集输管道的严重段塞流运动规律进行研究，并对段塞流的消除措施进行评价。
1. 段塞流形成机理
段塞流主要有四种，分别是水力段塞流、地形起伏诱发段塞流、严重段塞流、操作引起段塞流。通常，在海洋油气集输系统中，将液塞长度能够达到一个或者几个立管高度的段塞流称为严重段塞流，水力段塞流的液塞长度一般不超过20D左右。根据水力段塞流的形成机理，可以通过控制流量和管道高程，减少或者消除段塞流。根据Schmidt 等人的研究，严重段塞流和水力段塞流两者的形成机理不同，前者是不能通过改变入口流量进行消除的，因此，对严重段塞流的消除是多相混输技术研究的重点
2. 模拟研究
以海底集输管道为例，某油气混输管道长5100m，管线直径320mm，管壁粗糙度0.03mm，环境温度6°C，外壁与环境的传热系数6.4W/(m2·K)。本次计算设定模拟时间为10h，时间迭代步长取0.01s，最大时间步长和最小时间步长分别取0.01s和1s，打开段塞流跟踪模型。
2.3 结果分析
2.3.1 段塞流持液率
持液率是形成严重段塞流的重要前提。持液率的变化会导致管道中压力的变化，当持液率较大时，会减小气相的流通截面，增加系统的摩擦力，一旦形成段塞流，压力将急剧升高，影响管道安全运行。管道是否会形成段塞流，取决于持液率的大小。较大的持液率使得管道具备了形成段塞流的基本条件，因此，对持液率的影响因素进行分析。形成段塞流后，管道出口的持液率变化是相当明显。影响持液率变化的主要因素有气液比、压力、管径等。
2.3.2 段塞流压力
管道中截面持液率与压力变化的对应关系，发现两者之间存在一定的对应关系，但是两者在时间序列上是不同步的。模拟研究了出口的压力和体积持液率之间的变化规律，根据图 1研究发现，出口压力和体积持液率具有同频的波动关系，发现持液率和压力同频不同步，压力变化稍延迟于体积持液率，由于持液率增加导致系统摩阻增加，管道中能量消耗和能量供给不平衡使得系统压力波动较大。因此，持液率是影响管道压力变化的主要因素。
图 1 管道体积持液率和压力变化关系曲线
2.3.3 严重段塞流消除方法
目前，较为常用的严重段塞流消除方法主要有节流法、立管底部注气法、控制流量法、扰动法、立管底部注入气液混合物举升法等[3]。确定采取不同措施后，记录管道出口的段塞流数量和压力 等参数的变化。
a) 顶部节流法效果
根据模拟结果发现，在顶部节流阀开度不同的条件下，出口质量流量变化较明显，如图 2。在不安装顶部节流阀条件下，出口体积分数变化幅值420kg/s左右，当节流阀的开度减小到5%时，出口的质量流量变化幅值降低到50kg/s左右，出口的液相流量逐渐稳定，当阀门开度达到2%时，出口质量基本不变。 
图 2 节流阀不同开度出口质量流量变化曲线
由图2可知，当顶部节流阀的开度减小到5%时，出口的液相体积分数基本不发生变化，管道中液塞的数量开始明显减少，当节流阀的开度降低到2%时，管道中段塞流完全消除，出口液相体积分数不发生变化。
根据模拟研究发现，节流阀的开度越小，越有利于消除段塞流，但是，随着阀门的开度越来越小，管道运行压力越来越大。当开度减小到2%时，立管底部压力上升到6.6MPa，导致集输管线无法生产。在使用立管顶部节流法消除段塞流时，应该关注管道的运行压力，较大的背压将会导致油气井产量下降。
综上所述，输量为1.3ⅹ105kg/h时，应该控制顶部节流阀的开度在5%，此时管道系统的立管底部压力约6.3MPa，管道中段塞总数约62个，出口的液相质量流量的波动幅值显著减少，有效提高了管道运行的稳定性，同时也保证集输管道的运行压力在安全值。
3. 结论
本文使用OLGA软件对海底集输管道流动工况进行模拟，验证了不同措施对严重段塞流的消除效果，通过模拟发现以下结论：
1. 集输量为1.3ⅹ105kg/h时，顶部节流阀的开度在5%，能够有效地减少段塞，增加出口流量的稳定性。
2. 当立管底部注气量为30kg/s时，能够有效减小立管底部压力波动，使得出口流量波动幅值大大降低。
3. 在立管底部安装文丘里，能够增加流体的速度，具有明显的段塞消除效果，但是喉部的直径减小同时也将增加节流压差，造成一定的能量损失，经济性有待进一步评估。
参考文献
[1] Kordyban E I．Ranov T l．Mechanism of slug formation in horizontal two-phase flow[J]．ASME Journal of Basic Engineering,1970,98(4)．
[2] Kesana,N.R.,M. Parsi,R.E. Vieira,B.J. Azzopardi,E. Schleicher,B.S. McLaury,S.A. Shirazi,and U. Hampel. Visualization of Gas-Liquid Multiphase Pseudo-Slug Flow using Wire-Mesh Sensor[J]. Nat. Gas. Sci. Eng. 46: 477–490.2017.
[3] 马亮. 海洋集输管道严重段塞流控制管理[J]. 2021(2016-5):105-.