近井区域集输管道内油-气-水多相瞬变流动与原油壁面黏附行为协同模拟

赵健; 李帆; 屈成亮; 史天琦; 董航; 王志华

doi:10.12404/j.issn.1671-1815.2506978

科学技术与工程 ›› 2026, Vol. 26 ›› Issue (23) :9885-9911 DOI: 10.12404/j.issn.1671-1815.2506978

石油、天然气工业

近井区域集输管道内油-气-水多相瞬变流动与原油壁面黏附行为协同模拟

赵健 ¹^,² ,
李帆 ¹^,² ,
屈成亮 ³ ,
史天琦 ⁴ ,
董航 ¹^,²^,^* ,
王志华 ¹^,²

作者信息 +

Coupled Simulation of Oil-gas-water Transient Flow and Crude Oil Wall Adhesion Behavior in Near-wellhead Gathering and Transportation Pipelines

ZHAO Jian ¹^,² ,
LI Fan ¹^,² ,
QU Cheng-liang ³ ,
SHI Tian-qi ⁴ ,
DONG Hang ¹^,²^,^* ,
WANG Zhi-hua ¹^,²

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摘要

随着油田进入高含水开发阶段,不加热集输工艺已得到广泛应用,但集输管道内油气水三相流动情况复杂,原油在管壁的黏附问题突出且机理尚不明确。以近井区域集输管道为对象,研制油田现场实验装置,实现对机械采油过程中油气水多相流动规律与原油黏附行为的可视化观测与分析。通过建立牛顿流体-幂律流体-赫巴流体复合本构方程来表征原油溶胶-凝胶转变过程的特性,基于VOF(volume of fluid)方法构建集输管道内油气水多相流动的数学模型,系统解析抽油机变冲程工况下集输管道内的相分布、速度场、原油形态演变及黏附行为。研究发现:抽油机冲程的周期性变化主导着集输管道的流动特性,会诱发同频但存在相位滞后的周期性流动。受抽油机变冲程阶段式激励作用,管道内多相流动呈现非稳态演化特征,流动结构与相分布发生动态调整,表现为气油比渐进式增长和含水率随时间上升,油相经历了从连续油层到分段油层、细长油团、离散油团再到微小油团的形态演变过程,同时在管壁表面形成条带状、块状、斑点状和弥散膜状等黏附模式。原油黏附与管流剪切之间存在竞争关系。当含油率较高(20%~34%)且流速稳定(0.72~1.61 m/s)时,黏附效应占主导,管壁最大黏附量可达6.08%;反之,在低含油率(4%~15%)且流态紊乱的条件下,剪切作用显著增强,可剥离高达1.1%的管壁凝油。流动突变区域(如阀门、流向转折处)会因局部流速降低而加剧原油黏附;而在竖直管段,重力驱动的加速流动增强了多相掺混效应,从而有效剥离壁面凝油。

Abstract

With oilfields entering the high water-cut development stage, unheated gathering and transportation technology has been widely applied. However, the oil-gas-water three-phase flow in gathering pipelines is complex, and the problem of crude oil wall adhesion is prominent with unclear mechanisms. Taking the gathering pipeline in the near-wellhead area as the research object, a field experimental device was developed to achieve visual observation and analysis of multiphase flow patterns and crude oil adhesion behaviors during mechanical oil recovery. A composite constitutive equation incorporating Newtonian fluid, power-law fluid, and Herschel-Bulkley fluid models was established to characterize the sol-gel transition process of crude oil. A mathematical model for multiphase flow in gathering pipelines was constructed using the VOF(volume of fluid) method, systematically analyzing phase distribution, velocity fields, crude oil morphological evolution, and adhesion behaviors under variable pumping unit stroke conditions.It was revealed that periodic stroke variations of pumping units dominated flow characteristics in gathering pipelines, inducing synchronous but phase-lagged periodic flows. Subjected to staged excitation from variable pumping unit strokes, the multiphase flow exhibited unsteady evolutionary features with dynamic adjustments in flow structures and phase distributions, manifested through gradual gas-oil ratio increases and time-varying water content elevation. The oil phase undergoes morphological transitions from continuous layers→segmented layers→elongated clusters→discrete clusters→micro clusters, while forming strip-shaped, lumpy, spotted, and dispersed filmy adhesion patterns on pipe walls. A competitive relationship existed between oil adhesion and flow shear forces. At high oil content (20%~34%) with stable flow velocity (0.72~1.61 m/s), adhesion dominates, reaching maximum wall gelled oil accumulation of 6.08%. Conversely, under low oil content (4%~15%) with turbulent flow conditions, shear effects intensify significantly, removing 1.1% of wall-adhered gelled oil. Flow direction alterations exacerbate oil adhesion through localized velocity reduction. In vertical pipe sections, gravity-driven acceleration enhances multiphase mixing effects, effectively stripping wall-adhered gelled oil.

Graphical abstract

关键词

多相流 / 流动 / 计算流体力学 / 集输管道 / 原油壁面黏附

Key words

multiphase flow / flow / computational fluid dynamics / gathering pipeline / crude oil wall adhesion

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赵健, 李帆, 屈成亮, 史天琦, 董航, 王志华. 近井区域集输管道内油-气-水多相瞬变流动与原油壁面黏附行为协同模拟[J]. 科学技术与工程, 2026, 26(23): 9885-9911 DOI:10.12404/j.issn.1671-1815.2506978

ZHAO Jian, LI Fan, QU Cheng-liang, SHI Tian-qi, DONG Hang, WANG Zhi-hua. Coupled Simulation of Oil-gas-water Transient Flow and Crude Oil Wall Adhesion Behavior in Near-wellhead Gathering and Transportation Pipelines[J]. Science Technology and Engineering, 2026, 26(23): 9885-9911 DOI:10.12404/j.issn.1671-1815.2506978

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随着油田进入高含水开发阶段,部分油井采出液含水率已超过95%。原油占比的显著下降大幅提高了井口采出液的流动性。为降低能耗,部分油田开始采用不加热集输工艺^[1-2]。然而,由于井口伴生气的存在,会形成油-气-水三相体系。在管道输送过程中,特别是在气体含量较高时,管内流型呈现高度复杂性,相应的原油管壁黏附行为也发生显著变化^[3]。这使得高含水油气水混输管道的流动安全保障面临巨大挑战^[4]。油-气-水三相流动及原油管壁黏附机理尚不明确,亟需揭示油-气-水三相在管道内的流动规律以及原油在管壁的黏附机制。

为了探究集输管道中的多相流动与传质规律及其机理,国内外学者综合运用实验研究与理论分析的方法,展开了系统研究。饶永超等^[5]通过高速摄像技术对不同类型管道中,多相流流动规律做了归纳分析。陈家琅等^[6]设计了一个机械模型,能够实现对层状、间歇、环装、分散气泡流型的预测并且测量过程中的持液率以及压降。Wang等^[7]通过高压实验发现界面波对气液两相分层流界面摩擦因子有显著影响。Wu等^[8]基于rLCS(reinforcement learning with curriculum sampling)方法首次揭示了多相流中相分离过程的空间非对应性及周期性演化规律。Chi等^[9]通过多相流回路实验获取了两相油分层流的蜡沉积数据。Chen等^[10]改进了页岩油-水分层流、分散流等流型的压降预测模型。Liu等^[11]揭示了海上立管系统气液段塞流的流型转变机制及高压环境对断流现象的影响。

近年来,数值模拟技术凭借高效、灵活及全尺度分析优势,已成为研究复杂流动机理的重要手段。基于此技术优势,学者针对管道多相流动过程展开了系统性数值模拟研究。吕杨^[12-13]通过实验与模拟结合,揭示了高含水原油低温集输过程中析蜡点、析蜡高峰与黏壁温度的内在关联性,以分子动力学模拟为主要方法,从微观角度揭示高含水稠油低温输送黏附机理,阐明了输送温度及析蜡特性对黏壁现象的调控机制。Qu等^[14]基于VOF(volume of fluid)-多孔介质耦合模型,构建了油-气-水三相体系下溶胶-凝胶转变表征方法,首次定量解析了掺水对多相流动及凝油黏附的动态影响规律。Tian等^[15]采用改进型VOF模型再现了高黏原油-天然气混输流态演化过程,精准捕捉气泡流-活塞流-段塞流-环状流转变特征,发现段塞流态下液膜堵塞引发流动失稳的核心机理,为流动安全保障提供理论依据。Boucetta等^[16]通过数值模拟揭示了层流管道内蜡沉积的轴向集中特性及最大沉积位置稳定性。

通过多维度实验体系的构建与验证,科研人员已逐步建立起对原油集输过程中流动特征与黏附机理的系统性理论框架。杨东海等^[17]等搭建了可视化试验管道,开展低温集输试验,发现低温集输特性受油品物性、产液量、含水率及环境温度等因素的综合影响。成庆林等^[18]以掺水集油工艺综合能耗最低为目标函数,建立掺水集油工艺参数优化模型。王燕等^[19]对采出液各组分及其对调驱增产的机理进行分析,明确了聚合物微球在储层中的作用,为油田调驱增产提供了理论依据。田东恩^[20]针对油田高含水期常温集输过程原油黏壁的情况,进行了石蜡杯实验和室内环道实验,得到了黏壁厚度、黏壁速率与温度之间的变化规律。程成^[21]利用特高含水油水两相体系实验,阐明了原油形态及黏壁初始过程在特高含水集输条件下的特征。Zhou等^[22]结合冷指实验与现场数据,确定了高含水期不加热集输的温度极限。李鸿英等^[23]改进冷指装置,量化分析了油温、温差、含水率、剪切强度对高含蜡原油凝油黏壁的影响。李小龙等^[24]通过环道实验验证了含水率、剪切力及含蜡量对黏壁的作用,提出油滴黏附能与内聚能的关键影响。李昂等^[25]研究了表面润湿性对含蜡原油黏壁的影响,系统揭示了运行温度、测试时间以及搅拌速率对原油黏壁特征的影响。Chen等^[26]通过两种方式分析了原油组分对黏壁发生温度的影响,探究了不同含蜡量、水pH以及盐度对原油黏壁的影响规律。金晔等^[27]通过管道降温实验分析了井口回压、进站温度以及实验时间的关系,并且对影响黏壁温度的因素进行了回归分析。Lü^[28]提出高含水采出液不加热集输的最低安全温度经验公式。Xu等^[29]将原油集输堵塞过程分为三阶段,建立了单井极限温度与流速、含水率的函数方程。Yang等^[30]综合采用回路实验与微观观察的方式研究了不加热采出液流动特性,提出了一种预测高含水稠油集输最低温度的评价方法。

目前的研究手段主要依赖于室内实验。虽然实验研究能够获取大量数据并得出可视化的实验结论,但与现场实际工艺和生产条件存在较大差异。特别是在高含水期,采用机械采油作业的油井受不同冲程工作特性差异的影响,集输管道内的流动和相分布呈现出显著的周期性变化特征,而室内实验难以完全复现这种复杂的实际生产过程。针对高含水集输管道内流动特性和原油黏壁规律的数值模拟研究相对较少。已有的研究大多围绕单一相态或两相体系开展,将流动特性与黏壁行为看作独立过程进行解耦分析,或者将气相影响与液固作用分开进行研究。实际情况下,由于气相组分的存在会显著改变流型分布与剪切应力场,使蜡晶沉积、原油黏附等行为更加复杂。由于胶凝原油具有复杂的多相体系特性以及非线性的流变行为,这使得对其进行精确的物理和数学建模面临较大挑战,进而导致其在低温条件下黏附行为的描述方程难以准确构建。这一局限性制约了对原油黏壁过程细节行为及其内在机理的深入认识。

对比已有的研究成果,基于工程实际需求,综合运用现场观测、室内实验与数值模拟方法系统揭示油-气-水三相耦合作用下的流型演变规律与黏附协同机制,具体通过以下几个方面展开深入研究。

(1)构建了牛顿流体-幂律流体-赫巴流体复合本构方程,用于表征含蜡原油溶胶-凝胶转变特性,再结合VOF(volume of fluid)模型,实现了对油气水三相界面动态捕捉与原油黏附行为的耦合模拟。

(2)结合现场观测与模拟结果,探究高含水期机械采油井集输管道内多相采出液的流动动力学特征,明确多相采出液的流动行为、流型转换、原油形态及黏附特性随抽油机冲程变化的周期性响应规律。

(3)基于模拟结果形成了对高含水、高气油比集输管道内原油形态和黏壁规律的新认识:凝油黏壁表现可划分为条带状、块状、斑点状、弥散膜状四种模式,系统阐明了各黏壁模式与管段结构、流态变化及相态分布的对应关系,并量化了管内凝油黏附量的动态变化规律。

1 物理模型

1.1 计算域

在油田集输过程中,近井端集输管道内的采出液流动形态受到油井生产状况、采油树机械结构、管道高差以及外界环境等因素影响。为此,建立了一个涵盖油井采油树和集输管道的物理模型,旨在全面、系统地研究近井端集输管道内采出液的多相流动规律和原油黏附行为。如图1(a)所示为油田常见的井口采油树装置,由于实际采油树和阀组结构较为复杂,在构建计算域时仅保留了主体结构[图1(b)]。裸露在大气环境的管壁和保温层厚度为0.03 m,集输管道埋地,埋深1.2 m。

为了提高模拟计算效率,针对掺水集输系统进行简化和修改,删去井口[图2(b)]和掺水管[图2(c)]部分。通过现场试验,对近井端集输管道内部采出液流动状态进行观测,构建了新的采出液入口[图2(h)],以实现模拟与实际一致的采出液流动情况。同时,保留了连通阀[图2(i)],以保证管路的掺水集输条件。对于掺混管段的止回阀[图2(j)],简化后保留了其内部流通通道。受地形影响,油田现场敷设的集输管道存在0°~3°的倾斜角度,因此设计了先上倾后下斜的集输管道[图2(f)],倾斜角度均为3°。最终,得到了如图2(a)所示的计算域模型。

1.2 采出液物性

油井采出液成分复杂,主要由原油、水、气体、泥沙及微生物等杂质组成。本研究聚焦于管道内多相流动规律及原油黏附行为,因此选取原油、水和气体作为模拟介质,以简化模拟体系并突出关键因素的影响。针对油田现场近井端集输管道开展取样工作,并对原油、水和气体三种介质的物性参数进行系统检测,为后续模拟及实验提供基础数据支持。

在油田集输过程中,采出液的温度低于原油凝点,容易导致较为严重的凝油黏壁问题。这是因为原油内部蜡组分的溶解度对温度变化非常敏感,从微观角度来看,在较高温度时,原油呈现单相体系[图3(a)],此时原油为牛顿流体,原油黏度仅受温度的影响。当温度降低至析蜡点时,原油中原本溶解的石蜡开始析出[图3(b)],原油表现为溶胶-凝胶过度状态,并伴随着蜡晶潜热的释放。温度持续降低至反常点时,原油由牛顿流体转变为非牛顿流体。进一步降温至接近失流点时,原油中的蜡主要以晶体形式存在,蜡晶之间聚集絮凝,形成三维网状结构,原油被嵌固于蜡晶间,构成多孔介质体系[图3(c)]。这种体系在剪切流动时会产生额外的阻力,显著影响流动性能,使含蜡原油表现为凝胶状态。因此,在低温条件下,采出液中往往包含大量流动性差的原油,这些原油容易附着在管壁上,从而引发安全隐患。

在模拟集输管道内原油的流动与传热及黏壁过程时,正确表征原油的物性参数极为重要。在油田取得油样,采用剪切法对动态冷却下的原油黏度进行测量时,基于原油不同温度下的流体特性,应用牛顿流体模型、幂律流体模型、赫巴流体模型表征原油的黏温关系。鉴于实际现场的黏壁发展过程较为缓慢,在较短的模拟时间内可能无法观察到原油黏壁的自然发展过程。为了加速原油在壁面附近的积累过程,以便在较短的模拟时间内观察到黏壁现象,采取增大原油黏度的方法。具体而言,在低温条件下(10~30 ℃),对20~9 000 s^-1的剪切速率区间内的原油黏度进行调整,即在原油原有黏度的基础上增加补充黏度μ^*,最终得到原油黏温公式为

(1)$ \left\{\begin{array}{l}\mu=\left\{\begin{array}{l}\mathrm{e}^{3.82112-0.02165 T}, \\50{ }^{\circ} \mathrm{C} \leqslant T \leqslant 70{ }^{\circ} \mathrm{C} \\\mathrm{e}^{6.96626-0.08153 T}, \\40{ }^{\circ} \mathrm{C} \leqslant T<50{ }^{\circ} \mathrm{C} \\\mathrm{e}^{20.15303-0.3932 T} \dot{\gamma}^{-1.7988+0.04301 T}, \\32{ }^{\circ} \mathrm{C} \leqslant T<40{ }^{\circ} \mathrm{C} \\\frac{\mathrm{e}^{13.5258-0.1694 T}}{\dot{\gamma}}+\mathrm{e}^{10.1299817-0.10873 T} \dot{\gamma}^{-0.52354+0.00902 \times T}+\mu^{*}, \\10{ }^{\circ} \mathrm{C} \leqslant T<32{ }^{\circ} \mathrm{C}\end{array}\right. \\\mu^{*}=\mathrm{e}^{13.10673-0.02923 T} \dot{\gamma}^{-0.05089-0.00448 T}, \\10^{\circ} \mathrm{C} \leqslant T<30^{\circ} \mathrm{C}\end{array}\right.$

式(1)中:μ为原油黏度;μ^*为补充黏度,mPa·s;T为原油温度,℃;$\stackrel{·}{\gamma }$为剪切速率,s^-1。

同时,考虑到蜡晶释放潜热的影响,通过实验测得原油在不同温度下的比热容,并拟合得到公式为

(2)$ C_{p}=\left\{\begin{array}{l}-0.049 T^{3}+1.176 T^{2}+31.28 T, \\8{ }^{\circ} \mathrm{C}<T \leqslant 25{ }^{\circ} \mathrm{C} \\0.000805 T^{5}-0.1599 T^{4}+12.533 T^{3}- \\482.73 T^{2}+9076 T-63555, \\25^{\circ} \mathrm{C}<T \leqslant 50^{\circ} \mathrm{C}\end{array}\right.$

式(2)中:C_p为原油比热容,J/(kg·℃);T为原油温度,℃。最终得到原油、水和气体的详细物性参数如表1所示。

2 数学模型、数值方法及实验验证

2.1 数学模型

2.1.1 控制方程

1)体积分数方程

VOF方法采用体积分数表征计算域内各相流体所占比例,并通过求解体积分数输运方程实现相界面的捕捉与跟踪。对于本文油-气-水三相流体系,定义水相、油相及气相体积分数分别为α_w、α_o、α_g,其满足

(3)$ \alpha_{\mathrm{w}}+\alpha_{\mathrm{o}}+\alpha_{\mathrm{g}}=1$

三相混合流体的平均密度与平均动力黏度采用体积分数加权平均计算,表达式^[31]为

(4)$ \rho=\sum \alpha_{q} \rho_{q}$

(5)$ \mu=\sum \alpha_{q} \mu_{q}$

式中:ρ为三相混合流体平均密度,kg/m³;μ为三相混合流体平均动力黏度,Pa·s;α_q为第q相体积分数;ρ_q为第q相密度,kg/m³;μ_q为第q相纯介质动力黏度,Pa·s;q为相标识,分别代表水相(w)、油相(o)和气相(g)。

2)连续性方程

在本文油-气-水三相流计算过程中,水相、油相及气相的连续性守恒方程表达式分别为

(6)$ \frac{\partial\left(\alpha_{w} \rho_{w}\right)}{\partial t}+\frac{\partial\left(\alpha_{w} \rho_{w} u\right)}{\partial x}+\frac{\partial\left(\alpha_{w} \rho_{w} v\right)}{\partial y}+\frac{\partial\left(\alpha_{w} \rho_{w} w\right)}{\partial z}=0$

(7)$ \frac{\partial\left(\alpha_{\mathrm{o}} \rho_{\mathrm{o}}\right)}{\partial t}+\frac{\partial\left(\alpha_{\mathrm{o}} \rho_{\mathrm{o}} u\right)}{\partial x}+\frac{\partial\left(\alpha_{\mathrm{o}} \rho_{\mathrm{o}} v\right)}{\partial y}+\frac{\partial\left(\alpha_{\mathrm{o}} \rho_{\mathrm{o}} w\right)}{\partial z}=0$

(8)$ \frac{\partial\left(\alpha_{g} \rho_{g}\right)}{\partial t}+\frac{\partial\left(\alpha_{g} \rho_{g} u\right)}{\partial x}+\frac{\partial\left(\alpha_{g} \rho_{g} v\right)}{\partial y}+\frac{\partial\left(\alpha_{g} \rho_{g} w\right)}{\partial z}=0$

式中:t为时间,s;α_w、α_o、α_g分别为水相、油相及气相体积分数;ρ_w、ρ_o、ρ_g分别为水相、油相及气相密度,kg/m³;u、v、w分别为速度矢量在x、y、z方向上的速度分量,m/s。

3)动量方程

通过求解整个计算域共享的单一动量方程,实现三相流场的速度求解,其表达式为

(9)$ \begin{aligned}\frac{\partial(\rho \boldsymbol{u})}{\partial t} & +\nabla \cdot(\rho \boldsymbol{u} \boldsymbol{u})=-\nabla p+ \\\nabla \cdot & {\left[\mu_{\mathrm{eff}}\left(\nabla \boldsymbol{u}+\nabla \boldsymbol{u}^{\mathrm{T}}\right)-\frac{2}{3} \mu_{\mathrm{eff}}(\nabla \cdot \boldsymbol{u}) \boldsymbol{I}\right]+} \\\rho \boldsymbol{g} & +\boldsymbol{S}_{\mathrm{CSF}}\end{aligned}$

式(9)中:u为速度矢量,m/s;p为流体压力,Pa;μ_eff为有效动力黏度,即分子黏度与湍流黏度之和,Pa·s;I为单位张量;g为重力加速度矢量,m/s²;S_CSF为连续表面张力模型对应的体积力源项。

在油-气-水三相体系中,原油属于典型非牛顿流体,其动力黏度受剪切速率影响。当油温低于反常点温度时,原油动力黏度与剪切速率相关,其剪切速率定义为

(10)$\dot{\boldsymbol \gamma}=\sqrt{2 \boldsymbol {D: D}} $

其中应变张量D表示为

(11)$\boldsymbol{D}=\frac{1}{2}\left[\nabla \boldsymbol{u}+(\nabla \boldsymbol{u})^{\mathrm{T}}\right] $

4)连续表面张力模型

考虑油-气-水三相之间的界面张力作用,引入连续表面张力模型(continuum surface force,CSF),其表面张力源项表示为

(12)$S_{\mathrm{CSF}}=\sum_{i<j} \sigma_{i j} \frac{\alpha_{i} \rho_{i} \kappa_{j} \nabla \alpha_{j}+\alpha_{j} \rho_{j} \kappa_{i} \nabla \alpha_{i}}{0.5\left(\rho_{i}+\rho_{j}\right)} $

界面单位法向量定义为

(13)$\boldsymbol N_{i}=\nabla \alpha_{i} $

单位法向量由界面法向量归一化得到,其表达式为

(14)$\boldsymbol{n}_{i}=\frac{\boldsymbol{N}_{i}}{\left|\boldsymbol{N}_{i}\right|}=\frac{\nabla \alpha_{i}}{\left|\nabla \alpha_{i}\right|} $

界面曲率定义为

(15)$\boldsymbol{\kappa}_{i}=\nabla \cdot \boldsymbol{n}_{i} $

式中:σ_ij为第i相与第j相之间的表面张力系数,N/m;α_i和α_j分别为第i相与第j相体积分数;ρ_i和ρ_j分别为第i相与第j相密度,kg/m³;κ_i和κ_j分别为第i相与第j相界面曲率,m^-1;N_i为第i相界面法向量,m^-1;n_i为第i相界面单位法向量。

5)能量方程

(16)$\frac{\partial\left(\rho c_{p} T\right)}{\partial t}+\nabla \cdot\left(\rho c_{p} \boldsymbol{u} T\right)=\nabla \cdot\left(\lambda_{\mathrm{eff}} \nabla T\right) $

式(16)中:T为温度,℃;c_p为比定压热容,J/(kg·℃);λ_eff为有效导热系数,W/(m·℃)。

(6)在流动过程中,由于凝油在管壁黏附沉积导致有效流通面积减小、流速增大,管内流动需考虑湍流效应。采用k-ε湍流模型(k为湍流动能,ε为湍流耗散率),并与上述控制方程耦合求解多相流动与传热过程。表达式为

(17)$\begin{array}{l}\frac{\partial(\rho k)}{\partial t}+\nabla \cdot(\rho k \boldsymbol{u})=\nabla \cdot\left[\left(\mu+\frac{\mu_{\mathrm{t}}}{\sigma_{k}}\right) \nabla k\right]+ \\\quad G_{k}-\rho \varepsilon\end{array} $

(18)$\begin{array}{l}\frac{\partial(\rho \varepsilon)}{\partial t}+\nabla \cdot(\rho \varepsilon \boldsymbol{u})=\nabla \cdot\left[\left(\mu+\frac{\mu_{\mathrm{t}}}{\sigma_{\varepsilon}}\right) \nabla \varepsilon\right]+ \\\quad C_{1 \varepsilon} \frac{\varepsilon}{k} G_{k}-C_{2 \varepsilon} \rho \frac{\varepsilon^{2}}{k}\end{array} $

湍流黏度定义为

(19)$\mu_{\mathrm{t}}=\rho C_{\mu} \frac{k^{2}}{\varepsilon} $

式中:k为湍动能,m²/s²;ε为湍流耗散率,m²/s³;μ_t为湍流黏度,Pa·s;G_k为由平均速度梯度引起的湍流动能产生项;C_μ、C_1ε、C_2ε为经验常数;σ_k、σ_ε分别为k与ε的湍流普朗特数。

2.1.2 边界条件

1)管壁

实际井口装置外侧为大气环境,管壁设定为第三类边界条件,外界环境温度分别取夏季22 ℃与冬季-10 ℃典型值,对流换热系数为24 W/(m²·℃)。同时,将管壁及保温层的热阻等效计入管壁材料的热物性参数中,即

(20)$\left\{\begin{array}{l}r=R_{\text {tube }},-\lambda_{\text {tube }} \frac{\partial T_{\text {tube }}}{\partial n}=h_{\text {tube }}\left(T_{\text {air }}^{\text {sumr }}-T_{\text {tube }}\right) \\r=R_{\text {tube }},-\lambda_{\text {tube }} \frac{\partial T_{\text {tube }}}{\partial n}=h_{\text {tube }}\left(T_{\text {air }}^{\text {wint }}-T_{\text {tube }}\right)\end{array}\right. $

式中:R_tube为管道外壁半径,m;λ_tube为管壁及保温层等效导热系数,W/(m·℃);T_tube为管壁温度,℃;n为壁面法向坐标;h_tube为管壁外侧与大气环境的对流换热系数,W/(m²·℃);${T}_{\mathrm{a}\mathrm{i}\mathrm{r}}^{\mathrm{s}\mathrm{u}\mathrm{m}\mathrm{r}}$及${T}_{\mathrm{a}\mathrm{i}\mathrm{r}}^{\mathrm{w}\mathrm{i}\mathrm{n}\mathrm{t}}$为夏冬两季环境温度,℃。

2)埋地集输管道

由于集输管道多为埋地铺设,外部包覆保温层,且埋深土壤温度在不同季节变化较小,可近似认为恒定。因此,埋地管道边界设定为第一类边界条件。同时,将保温层热阻等效计入管壁材料的热物性参数中,即

(21)$r=R_{\text {tube }}, T=T_{\text {soil }} $

式(21)中:T_soil为土壤温度,℃。

3)计算域出口边界

出口边界条件定义为

(22)$\frac{\partial u}{\partial n}=\frac{\partial T}{\partial n}=\frac{\partial k}{\partial n}=\frac{\partial \varepsilon}{\partial n}=0 $

式(22)中:n为出口截面外法向坐标。

4)计算域入口边界

在机械采油过程中,由于井筒内抽油泵的工作特性以及油田开发后期油井产液量降低、气油比增大的生产条件变化,井口采出液的流动形态、流速和相分布会随抽油机冲程发生周期性变化,表现出与常规生产井不同的动态特征。通过摄像观测井口近端集输管道取样口的采出液流动状态(图4),可以发现其流动特征呈现显著的周期性演化规律。在取样初始阶段[图4(a)],采出液维持着连续液相稳定出流的流动特征,液相成分中原油含量较高,主要表现为均质原油流动。随后,液相成分中原油含量骤减,此时仅有少量的小油滴随采出液一起流出[图4(b)]。进一步观察发现,受抽油机往复冲程引发的压力变化影响,采出液流速减小,气体组分含量增大,原本成股流动的液相原油破碎形成毫米尺度离散油滴[图4(c)]。最终采出液气体含量达到最大[图4(d)],气油比达到峰值,液相中残余原油含量降至最低,取样口成股流动的液流直径收缩至最小,肉眼观察到液相呈现近透明状态,表明此时采出液液相成分几乎不含原油。

如图5所示,冲程周期可划分为三个阶段:在上冲程第Ⅰ阶段(第0~4秒),原油入口保持连续注油状态;当进入上冲程第Ⅱ阶段至下冲程第Ⅱ阶段(第4~20秒)时,原油入口转为油-水两相间歇注入模式;至下冲程第Ⅲ阶段(第20~24秒),注入介质调整为油-气交替注入状态。基于表2给出的各入口速度时序参数,计算得到采出液持液率与气油比的动态演变规律(图6)。最终实现井口日产液量30.01 t/d,采出液含油率11.09%,气油比65.8 m³/t的生产参数,各指标与现场实测数据吻合良好。

2.1.3 初始条件

在工程实践中,管壁内原油黏附现象总是由集输管道长时间运行导致的。为了符合工程实际,并减少长时间模拟集输管道运行带来的工作量,模拟的初始条件设定为采用水气两相介质按照冲程变化在集输管道长时间运行后,整个计算域形成稳定的气相和液相流动通道的物理场。根据模拟结果,初始状态下计算域内相态分布如图7所示。从中可以看出,计算域Z形管段和集输管道内部水气两相均匀分布,形成稳定的相界面,而中间竖直管段内水相与气相在重力加速作用下互相掺混,尤其经过止回阀后,两相分布更为混乱。随后,初始化内部各相速度为零,温度均匀分布,将该物理场作为模拟的初始条件,即

(23)$T=T_{0}, V=0 $

2.2 数值方法

2.2.1 计算域离散

简化后的计算域几何结构整体较为简单,主要由直管和弯头连接而成,但局部区域如连通阀、止回阀及变径管等部件的几何尺寸差异较大。为了在保证计算精度的同时提高计算效率,采用多面体与六面体结合的网格划分策略:在计算域表面生成高质量的六边形面网格,以精确贴合模型边界,在内部区域则划分规则性较强的六面体网格,以提升网格的整体质量并减少单元数量。此外,通过自动化网格生成技术和优化算法,实现了结构化和非结构化网格之间的共节点连接,确保了网格的连续性和计算稳定性。如图8所示为计算域的整体和局部网格系统,为了提高流动与传热复杂区域的计算精度,改善收敛性和稳定性,对计算域局部网格进行加密。具体来说,调整入口和掺水口处的网格尺寸为0.5 mm,集输管道出口处网格尺寸为0.8 mm,都以1.1倍的生长速率向内部扩展。壁面的最小面网格尺寸为1.2 mm,并以1.2倍的生长速度由边界在管道表面拓展延伸,最终获得最大面网格尺寸3.6 mm。整个网格系统最终生成的网格数为1 315 409,评估网格质量,得到最小正交质量为0.5,最大纵横比36。

2.2.2 控制方程离散

为了建立油-气-水三相采出液流动的精确数值模型,基于有限体积法的空间离散策略,结合一阶全隐式时间步进格式,建立具有空间二阶精度的离散求解体系。采用Least Squares Cell Based方法进行梯度计算,通过构建网格单元中心与相邻单元的线性方程组,以最小二乘原理求解空间导数^[32],显著提升弯管、变径等等几何突变区域的物理量重构精度。压力插值采用交错网格思想,通过考虑相邻单元的压力梯度信息,应用PRESTO!离散格式减少非正交网格或强压力梯度区域(如阀门、弯管结构)的插值误差,有效抑制计算中的奇偶失联现象。在处理三相采出液的复杂流动时,为了兼顾计算精度与稳定需求,针对控制方程中的对流项,采用二阶迎风格式进行空间离散;而扩散项则采用二阶中心差分格式,较好地捕捉流动的细节。针对压力-速度耦合问题,通过SIMPLE算法求解,提高多次迭代修正步骤,逐步逼近真实解,提高耦合计算的收敛效率与稳定性。特别地,针对油-气-水密度比悬殊的多相流界面捕捉难题,在求解体积分数输运方程时采用Compressive格式,通过抑制界面附近的数值耗散,在极端密度差异工况下仍能维持清晰的相界面形态,最终形成了兼具数值稳定性与物理保真度的复杂管道多相流动数值求解方案。

2.2.3 网格独立性验证

由于入口速度的周期性变化导致管道内平均动压呈现相应波动特征,为了准确捕捉这一动态压力变化规律并确保数值计算结果的可靠性,需要进行网格独立性检验以消除网格设计方案对计算结果的影响。基于图3所示的网格划分策略,通过调整全域网格尺寸构建了五组不同密度的网格系统。各网格系统均基于既定的数值方法,在相同掺水工况下进行瞬态模拟,采用统一时间步长(0.25 s)完成240 s的完整模拟计算。表3详细列出了各组网格的设计参数及其对应的计算耗时。通过对比分析不同网格尺寸下计算域内采出液的平均动压计算结果,在保证计算精度的前提下,最终选取计算效率最优的网格系统用于后续研究。

如图9所示为采用不同尺寸网格系统模拟得到的采出液平均动压随时间变化趋势。模拟结果显示,受入口速度周期性变化的影响,平均动压呈现出规律性的波动特征。在t=48 s时,各网格系统均达到平均动压峰值,其值分别为:网格1(226.7 Pa)、网格2(252.1 Pa)、网格3(281.9 Pa)、网格4(305.7 Pa)和网格5(315.8 Pa)。通过对比最细网格(网格5)和最粗网格(网格1)的模拟结果可以发现,网格密度对计算结果具有显著影响:当采用网格5时,平均动压峰值较网格1升高了89.1 Pa,相对变化率达到39.3%。这一差异表明,在粗网格条件下进行数值模拟可能会引入较大的计算误差。进一步分析发现,网格5(315.8 Pa)与网格4(305.7 Pa)的最大平均动压计算结果仅相差10.1 Pa,相对变化率为3.3%,而且网格4所需的计算时间较网格5缩短了5 h,节省了42.7%的计算时间。基于计算精度与效率的综合考量,网格4在保证结果可靠性的前提下展现出更优的计算经济性,因此选择网格4作为后续数值模拟的优化网格方案。

2.3 室内实验验证

为了验证物理模型的适用性、物性参数的合理性及数值方法的有效性,基于油田现场采油树装置及近井端集输管道,设计开发了可视化室内集输管道实验装置。如图10所示,该装置主要由集输管道[图10(a)]和掺水管道[图10(c)]组成,管道总长28m。系统通过升降装置[图10(i)]调节集输管道起伏角度,并利用螺杆泵、掺水变频泵、控制阀及温度传感器[图10(g)]精确控制掺水集输条件。部分集输管道采用可拆卸且透明化的设计[图10(b)],以实时观测采出液流动状态与相态分布,并便于拆卸后检查管壁原油黏附情况。

选取油田现场两种不同含油率的采出液样品,在相同环境温度条件下,进行室内实验,具体实验条件如表4所示。在实验过程中,分别控制含油率、气油比和透明集输管道起伏角度等关键参数,使其与油田记录生产数据保持一致。通过实验观测透明集输管内采出液的流动规律,并实时监测管道运行时的压力和温度变化,最后拆卸管道观察管壁处的原油黏附情况。同时,基于前文所述的物性参数、网格系统及数值算法进行与实验相对应的数值模拟,将实验与模拟进行对比,分析和验证数值模拟的准确性。

如图11所示为不同含油率与气油比采出液的室内实验与数值模拟结果,重点对比了流动状态及管壁原油黏附特性。图11(a)显示,当采出液含油率较低时,原油主要富集于气液界面区域,少量离散油滴在界面下方呈缓慢运移状态。此时实验与模拟的液位高度均维持在管径的1/2处,且两者流动形态呈现良好一致性。与之对应,图11(b)表明高含油率工况下,实验与数值模拟均观测到油团在气液界面下方缓慢流动,并伴随油团聚并、翻滚等复杂相间作用。如图11(c)、图11(d)所示,拆卸集输管后,从内窥视角观察发现,当实验与模拟的流动状态达到相似条件时,两者呈现一致的凝油分布规律—原油主要富集于管道截面水平轴线两侧区域,导致过流面积缩减约8%~12%。验证结果表明,上述数值方法能够有效模拟集输管道内采出液的流动及原油黏附情况。

2.4 现场实验验证

选取东北地区某油田两口产液量与气油比存在显著差异的生产井作为试验对象,以覆盖油田实际生产中的典型流动工况。该区域气候具有明显的季节性特征,夏季平均气温约23 ℃,冬季平均气温低至-15 ℃。该区域年降水量约为450 mm,温和的降水条件可避免环境湿度对试验装置稳定性及测量精度产生干扰。在试验井原有集输管道上各串接一段架空试验管段,其首末端均采用高透光亚克力透明管材,可捕捉油-气-水多相介质的流型演变过程及原油在管壁表面的黏附、沉积与剥离动态行为。试验管段的具体结构参数如表5所示。此外,在透明管段的两端安装了温度和压力传感器,用于监测生产参数的变化。现场试验装置的结构示意如图12(a)所示,试验管段的照片如图12(b)所示。

在现场观测中发现,由于环境温度较高、采出液含水率较高,导致管道内的黏壁情况并不严重,但随着集输管道长时间的运行,管壁上仍产生稳定的凝油黏壁现象。此外,受抽油机冲程影响,集输管道内流动状态不稳定。具体表现为:上冲程时,采出液量大、含油率高,气油比较低;而下冲程时,管道内液量明显降低、含油率低、气油比显著升高,此时原油黏壁行为也随之改变。在抽油机周期性往复运动过程中,受不同冲程导致的流动形态的综合影响,集输管道内的原油黏壁情况持续发展,呈现出复杂的黏壁表现(图13),且两条透明管内壁的凝油分布具有一定的相似性。

参照油田现场观测得到的生产数据和流动状态,设计对应的模拟工况,控制含水率、气油比等参数一致,再依照不同冲程变化模拟得到管道内壁凝油的分布特征和形成机理。总结对比现场观测与数值模拟的结果,按照图13中透明管黏壁凝油特征,可以将高含水、高气油比采出液集输管道内的凝油黏壁行为分为四种情况,进一步验证数值模拟的准确性。

如图14所示,上冲程时,采出液量大、油水液面高、油气界面稳定,此时含油量高,油相形成连续的油层,其稳定地在水相和气相的中间流动,由于其与管道壁面持续接触,从而在管道侧壁上形成一条具有一定厚度的“条带状”黏壁的凝油,并且随集输过程的进行,黏壁层会持续增厚,这种黏壁的凝油是造成管道压降增大的重要原因。此外,由于试验管段具有一定的倾斜角度,导致在重力作用下,接近管道末端,油水流速降低,油气界面存在一定的倾斜角度,导致管壁的凝油条带也并不完全水平,而是在管道末端有一定的倾斜角度,可见管道的倾斜程度和地形起伏也会对管道壁面上的凝油黏壁行为产生影响。

如图15所示,虽然透明管顶部空间被气体占据不与油相直接接触,不会产生直接的凝油黏壁现象。但从井底的开采过程中,气体本身即携带着一些油团,气液两相共同流动,当气体与管道上部壁面接触和碰撞时,其所携带的油团就会与管壁接触而黏附,形成块状凝油。此外,当气体流速较高时,其高速流动冲击油层,导致油团飞溅在壁面也会形成块状凝油。

如图16所示,部分油团尺寸偏小,其悬浮在水相内部跟随水相一同流动。由于湍流和气相流动的干扰,水相中的小油团除主要跟随水相流动外,同时也会做无规则的运动,当其下沉与透明管底部和侧面发生碰撞后随即粘附在壁面上,形成透明管侧底部斑点状凝油。由于油团运动无规则,尺寸也较小,导致这部分黏壁凝油的分布较为稀疏,具有随机性的表现。

如图17所示,透明管的入口与钢管经由法兰相连。当采出液从钢管流入透明管时,必须通过法兰,这一过程致使流向发生改变,流场也随之变得紊乱。这使得采出液中的小油团的运动行为更加复杂,运动方向愈发不规则,进而更易与管壁发生碰撞并黏附其上,最终导致在透明管入口处形成了大面积的黏壁现象。从外观上看,该部分凝油沿管壁呈现出均匀且密集的分布状态,形成了透明管入口处的弥散膜状凝油。而在实际工程应用中,诸如变径管、弯管以及流经阀门等构件后的管段,凝油的黏壁行为往往更为显著。究其原因,这主要与流场的紊流状态以及油团与管壁碰撞接触概率的增大密切相关。

3 结果与讨论

3.1 模拟工况

根据现场实际生产数据以及观测结果,设置上下冲程周期为24 s,在确保井口产液量(30.01 t/d)、采出液含油率(11.09%)、气油比(65.8 m³/t)等参数不变的条件下,以抽油机在不同冲程运行时的采出液温度和是否掺水作为变量,共设计了2组工况,详细的模拟工况参数如表6所示。在工况1(夏季)条件下,采出液温度为36 ℃,由于温度较高,原油流动性较好,黏度相对较低,管壁黏附现象不显著,集输管道内的典型多相流动规律较为突出。相比之下,在工况2(冬季)条件下,采出液温度降至26 ℃,原油黏度显著增大,集输管道内原油黏附现象较为严重。基于工况1和工况2的模拟结果,可深入分析近井端集输管道内的典型多相流动规律及原油黏附行为。

3.2 近井端集输管道内的典型多相流动规律和原油黏附行为

3.2.1 整体流动和相分布特征

通过计算域整体内部流动和相分布结果[图18(a)~图18(c)],可以总结出近井端集输管道内流动和相分布的演进过程:采出液从井口流出后,先经过井口水平段实现流动的充分发展,此时流动稳定、各相呈规则分层分布;随后流经短距离垂直管段,流动和相分布虽保持稳定,但相间滑移现象增强;接着进入短距离的水平管段,并在撞击管壁时引发流场紊乱,但随后流动迅速恢复;此后,采出液进入结构最复杂、水平和垂直走向交替变化且存在多个弯管的管段,流动逐渐复杂化,相分布趋于混沌;最终,采出液进入集输管道,除上倾管段首端采出液与管壁碰撞导致的短暂紊乱外,整体流动趋势越来越稳定、相分布越来越规则,逐渐由相间掺混的混沌分布转变为各相逐渐在密度差的引导下呈现分层的规则分布。

受计算域内各结构部位的几何形态差异影响,采出液的相分布和流动特征在空间上存在显著差异。首先,水平管段内部流动稳定性较高,各相介质呈典型分层分布;相较之下,垂直管段因重力沿流动方向的加速作用显著提升流体动能,引发湍流效应,致使各相介质因惯性差异及速度梯度加剧而发生强掺混;而弯管或变径部位则因流动方向突变或流通面积骤变,诱发局部涡流与回流,进一步加剧相间无序掺混。值得注意的是,空间位置差异进一步调控采出液的流动演化。计算域整体结构本质上是由多段水平或垂直的管段相连,入口水平管段因受边界条件约束,呈现出最为稳定的流动状态和规则的相分布特征。与之相比,末端集输管道虽具有水平几何形态,但由于采出液流经前序管段时经历冲击、碰撞等扰动作用,叠加重力作用引发的加速效应,其内部流动紊乱程度显著增强,油水两相掺混现象更为突出。然而随着流动过程持续至集输管道后半段,采出液的速度场及相分布逐渐趋于相对稳定状态。类似的,入口附近的垂直管段得益于前续水平管段稳定的流动状态,其内部流动呈现出良好的稳定性特征,促使相界面保持清晰可辨的结构特征。而在掺水阀后垂直管段中,受弯管几何形变、流通截面突变以及止回阀强制转向的影响,流动紊乱程度显著增加,两相掺混更复杂。在这一过程中,由于各相介质的密度不同、黏度不同、惯性不同,其受到重力影响的加速效果和流动阻力不同等综合因素作用,且面对流动转向而产生的延滞性表现不同,导致随流动的发展,采出液的流动行为越来越紊乱、相间掺混越来越混沌。

为了便于对管内多相流动进行精细化分析,根据计算域几何构型与流动特性差异,将计算域划分为三个典型结构区域[图18(d)]:首端Z形管段(结构①)、中部竖直管段(结构②)及末端起伏集输管段(结构③)。对比发现,在相同冲程时间节点下,不同结构区域呈现差异化的流动特征演化进程,且后续管段的流动特征响应存在显著时序滞后现象。以图18(a)为例,当模拟时间为60 s时,此时流动进程处于上/下冲程交替节点。受入口边界条件直接约束,首端Z形管段(结构①)内气量较大,采出液几乎不含原油,符合现场观测总结得到的阶段特征。而中部竖直管段(结构②)和末端起伏集输管段(结构③)仍保持较高的液相含量,呈现上冲程阶段前期的流动特征。

究其原因,流动沿程的时间尺度和空间尺度制约了各结构区域的流动演化进程,在压力波传播的有限速度、流体惯性的阻碍作用及相间滑移的耦合作用下,各冲程周期性扰动在传递过程中出现时序延迟;且管段结构越复杂、流体相态越多样,滞后效应越显著。一方面,在采出液的复杂多相体系中,压力波传播速度远低于单相流体,尤其在气油比最高可达2 500 m³/t的高含水工况下,气相的低密度和高压物理属性会大幅降低压力波传播速度,使得Z形管段的流态转变信号传递至竖直管段需克服气相的阻滞作用,再加之Z形管段自身的弯管结构使压力波传播方向多次改变,至集输管段时阻滞效应叠加,加剧流动的滞后效应。

另一方面,采出液的复杂多相体系放大了各相流体惯性差异对流动状态的调整作用。当冲程转变时,流体需打破原有稳定状态,克服黏性阻力和惯性力重新分布,这一过程存在时间损耗。高密度的液相采出液惯性最大,在冲程切换时,液相难以快速改变液位高度和流动速度,导致液流整体响应滞后于压力信号。而气相惯性虽小,但易受液相对冲作用限制,无法即时跟随压力变化调整流速,形成局部流动滞后。

值得注意的是,油-气-水三相间的滑移效应导致相分布调整滞后于冲程扰动,进而放大整体流动的滞后效应。由于气、油、水三相在密度、黏度和界面张力方面存在显著差异,各相在流动过程中表现出不同的惯性响应能力。气体由于密度低、惯性小,对流速变化的响应最为迅速;而油相因黏度大、界面张力强,其流动状态的改变存在明显延迟;水相则介于二者之间。因此,当入口流速随抽油机冲程周期性变化时,气相率先响应,油相则因惯性滞后而延迟调整,导致不同结构区域(如Z形管段、竖直管段、集输管段)在同一时刻呈现出不同冲程阶段的流动特征,形成同频但相位滞后的周期性流动。这种由相间滑移引起的滞后现象,进一步影响了原油在管壁的黏附行为与分布模式。

详细比对后发现,竖直管段(结构②)和集输管段(结构③)的流动特征响应分别滞后5 s和21 s。基于此,下文按照各结构区域的流动特征演化进程进行详细分析。

3.2.2 各冲程阶段的相分布特征

鉴于竖直管段与集输管道和 Z 形管段相比,在同一冲程的流动特征转变上存在滞后现象。因此结合现场观测总结的采出液在不同冲程的流动规律,依据流动特征的演变进程,选取工况1在不同结构部位的模拟结果,对管内油-气-水三相介质的相分布规律展开分析。

1)Z形管段

图19、图20揭示了Z形管段在上冲程阶段,管内油-气-水三相采出液的相分布演化过程。在上冲程第Ⅰ阶段,从图19(a)可以看出,水平管段液位达到2/3管径,原油凭借其密度优势漂浮于气体与液体交界面上,形成明显的分界面。水相流经弯管后,受重力作用顺势依附管壁向下流动,与上方气相逐渐形成稳定的分层状态。随着流体持续运动,管段末端的气相占比逐渐增大,最终主要区域被气体盘踞,仅残留少量液相在管壁附近。从图20(a)中油相形态来看,此时原油呈连续油层分布,形态稳定且厚度最大。随着采出液流入垂直管段,流动方向发生改变,导致原本稳定的相界面和相分布状态发生改变,掺混程度增强,液相连续性被破坏。当采出液流至垂直管段底部时,与管底壁面发生非弹性碰撞,产生瞬时冲击作用,进一步促进多相掺混。在此过程中,液相因较高的动量传递效率和界面张力效应,在管壁处形成连续液膜,同时加剧了三相介质间的湍流掺混。这一作用还会破坏油相的连续性,使其破碎为离散的油团。

随着上冲程发展至第Ⅱ阶段,与上一阶段相比[图19(a)、图19(b)],采出液液位维持在2/3管径高度,原油依旧分布于气液界面,但管内积蓄的液量有所增加。如图20(b)所示,液相中油相含量减少,油相不再以连续油层的形式进入集输管道,而是被分隔为两段的油层,悬浮于气液界面间流动,此时气液界面仍保持相对稳定状态。随着气体的持续流入,其在垂直管段内对液相的冲击和掺混作用增强,改变了液体在垂直管段内的分布位置,使液体偏离原本的轨迹,沿垂直管段的另一侧壁面向下流动,同时改变了原油在管壁的黏附情况。当液体流至垂直管段底部后,仍会与壁面碰撞而产生瞬时的冲击作用,导致液体沿管壁覆盖范围进一步扩展。

在上冲程第Ⅲ阶段,入口附近的水平管段液位高度下降至管径1/2高度[图19(c)],但Z形管段末端液量不减反增,气液界面仍能保持稳定。油相含量进一步减少,从入口流入的连续油相转变为离散的油团,油团随着采出液一同流动时,被拉伸成具有一定长度的细长条状大油团,分布于气液界面上。其余原油在与后续管壁碰撞后迅速铺展,逐渐流出Z形管段[图20(c)]。

当模拟进入下冲程后,Z形管内的物理场会依次经历三个阶段。如图19(d)~图19(f)所示,下冲程开始时,Z形管道内的液量大幅减少,原油含量也随之显著降低。原油以完全离散的油团形式间歇性流入计算域[图20(d)],导致液位降至管径的1/4高度。随着下冲程的进行,液量持续减少,此时夹杂少量分散的微小油团[图20(f)]。最终,仅剩气相进入计算域,残留的液相采出液聚集在弯管和Z形管段下游,连续的液流被断开后形成气塞。

2)竖直管段

采出液流出Z形管段(结构①)后进入竖直管段(结构②)。由于计算域不同结构的上下冲程变化具有滞后性,因此以Z形管上冲程形成的高液位液流流入竖直管段为起点,选取57~77 s的模拟数据(覆盖一个完整冲程周期),分析竖直管段内采出液的相分布规律。

模拟57 s时,竖直管段内部采出液表现出上冲程第 Ⅰ 阶段的相分布特征。采出液开始从掺水连通阀进入竖直管道。如图21(a)所示,此时竖直管内充满气体,仅止回阀和竖直管末端有少量液体驻留。掺水连通阀内的采出液流经弯管和变径管等复杂结构时,流动方向突变,液体在惯性作用下被气体冲击到管壁并沿壁面流动。管道中心区域主要为气体通道,尤其是止回阀至竖直管末端,气体流通面积远大于液体,导致液体成股沿壁面流动。此时,连通阀至止回阀部分管壁大部分面积被液体覆盖,油相在管壁铺展开,随水相一同掺混沿壁面流动。采出液流经止回阀时,部分液体滞留于阀中心。

随着相分布特征演化至61 s(对应上冲程第Ⅱ阶段)时,原本残留在竖直管底部的液体流出,如图21(b)所示,竖直管段后半段液体含量小于前半段,液体仍聚集在管壁周围,止回阀处滞留的液体量增多。相比上一阶段,此时采出液已流出止回阀,油相分别聚集在止回阀内部及止回阀前后竖直管内。管内采出液持液率及含油率明显大于上一阶段,液体量的增多形成稳定的液体流动通道路,液体在重力的加速作用下导致竖直管内速度明显增大。

如图21(c)所示,模拟时间达到65 s时,竖直管段内部大部分空间被液体占据,液流沿管壁从连通阀流进止回阀,随后在竖直管后半段内与气体发生剧烈掺混,油气水三相分布变得混沌。此时,原油主要集中在止回阀内部和竖直管后半段,少量的油团与液流一同掺混并分布于掺水连通阀附近。大部分原油以连续的液流形式和气体掺混,从止回阀流出。除滞留在止回阀内部的原油外,剩余部分原油在液流的剪切作用下,被拉伸成细长条状后沿管壁流动。

竖直管段内采出液在下冲程阶段的流动与相分布特征呈现较高相似性。如图21(d)~图21(f)所示,在69 s时,流入竖直管段的采出液主要由气体组成,原本被大部分液体占据的管段逐渐被气体取代。在竖直管段的后半段,油气水三相互相掺混较为剧烈,液流与中掺杂着气体逐渐流出竖直管段。当止回阀内滞留的少量液体逐渐流出后,竖直管段前半段完全被气体填满形成气塞,等待下一轮冲程周期的采出液进入。从油水两相的分布形态演变来看,原本流通的液流通道在上一阶段断开,原油在剪切作用下以长条状的大油团形式随水相流动。随着液流逐渐流出竖直管段,竖直管前半段管内液流聚成小股流动,最终在模拟77 s时完全流出。而竖直管后半段管内的各相间掺混程度逐渐增强,管内仅有少量小油团被气体裹挟流动。

3)集输管道

根据流动的时序性特点,Z形管段(结构①)采出液在上冲程阶段流量增大,液位升高。在经过21 s后,这部分流量有所增加的采出液才进入集输管道(结构③)。为了与前文分析的流动顺序保持一致,选取73~93 s的模拟结果,详细分析集输管道内采出液的多相流动规律。值得注意的是,流动的时序性同样作用于集输管道内部流动,下倾管段的流动变化滞后于上倾管段,二者反映出不同冲程阶段的流动特征。

如图22(a)所示,模拟时间73 s时,集输管道的相分布特征对应上冲程第Ⅰ阶段。上层空间完全被气体占据,气液两相之间形成了清晰的相界面。此时,上倾管段内的液体含量显著高于下倾管段,采出液液位最高可达管径的4/5高度。相比之下,下倾管内的液位维持在管径的1/2高度。油相分布观测表明,下倾管段液相中基本不存在原油,原油主要聚集在上倾管段区域。结合图23(a)可见,原油在上倾管段以连续的油层和离散的油团形式富集。由于上倾管段采出液流量较高,少量油团以离散形式被夹带至气体空间。同时可以观察到,气体空间的湍流运动导致气液界面产生明显波动,使得上倾管段的界面稳定程度明显弱于下倾管段。

随后,模拟时间77 s(对应上冲程第Ⅱ阶段)时,上倾管内的采出液流入下倾管,使下倾管内采出液液位升高。与此同时,采出液持续流入集输管道,使管道整体液位维持在管径1/2~2/3高度。在此过程中,少量原油以离散油团形式进入上倾管,而原本连续的油层则向下倾管迁移,并在剪切作用下形成更薄的连续油层[图22(b)]。如图23(b)所示,下倾管内气液界面较为平整,一层较薄的连续油相与少量离散油团悬浮于界面并稳定流动。相比之下,上倾管内气液界面波动显著,原油在界面处翻滚、聚合或下沉,原本连续的油相在管道连接处断裂。此外,上倾管首端还聚集着少量离散的大油团,随液流沿管壁两侧移动。

如图22(c)所示,模拟时间81 s时,管道液位高度基本保持稳定,下倾管段内连续油层的厚度进一步减薄,仅少量离散的小油团悬浮于上倾管段的气液界面下方。进一步分析油水两相介质的结构形态[图23(c)]发现,下倾管段的界面稳定性整体优于上倾管段。随着采出液逐渐流出,原本断开的连续油层在下倾管段被拉伸后宽度进一步减小,其余油相则以大小不一的离散油团形式,被水和气体掺混并裹挟流动。

对比图22(d)~图22(f)可发现,流入集输管道的采出液呈现气相主导特征。在81 s(对应下冲程第Ⅰ阶段)时,上倾管段内气体含量明显增大。随着气体主导的采出液不断进入集输管道,上倾管首端在89 s(对应下冲程第Ⅱ阶段)时形成了气塞现象,这一过程进一步加剧了气相体积占比的上升。到了93 s(对应下冲程第Ⅲ阶段)时,气体占据了整个集输管道大约2/3的上层空间。油水两相在下冲程阶段的形态演变如图23(d)~图23(f)所示。随着管内气体空间的扩张,油相逐渐呈现离散化特征,管壁两侧出现零散小油团的运移现象,同时气液界面逐渐趋于稳定。值得注意的是,在入口周期边界条件约束下,少量原油会在93 s时以离散油团形态伴随气体进入计算域。从图22(f)和图23(f)的模拟结果来看,这些油团在管道内的流动过程中发生聚并,最终形成尺寸较短的油层嵌于气液界面下方。

3.2.3 各冲程阶段的流动和原油黏附

基于工况1油-气-水三相采出液流动规律分析,通过调整温度参数建立低温工况(工况2),模拟得到低温条件下管内原油的黏附情况。将工况2的模拟结果作为补充,单独选取流速极低(≤0.01 m/s)的油相视为凝油,进而得到管壁凝油结构形态演变过程,通过分析流动和原油黏附间的耦合作用,进一步探讨油相在管内的黏附发展情况,揭示原油流动时在管壁的黏附机制。

1)Z形管段

模拟时间51 s(上冲程第Ⅰ阶段)时,Z形管段纵截面的速度云图如图24(a)所示。通过对比三相介质流速分布发现,在入口附近的水平管段,气相流速明显高于液相,这主要由于气体在水平流动中受到的摩擦阻力较小。值得注意的是,气体自入口流经弯管时,流动方向突变导致动能损耗,使得此处成为整个Z形管段中速度最低的区域。相比之下,当油水两相自弯管进入垂直管段后,重力加速度对液相产生显著作用,导致液相速度反超气相。特别是当液体与管底部壁面碰撞后,击起的液体波动则导致了第二个水平管入口上部区域的速度增大,形成典型的垂直管段加速现象。

如图25(a)所示,在上冲程第Ⅰ阶段,Z形管水平段的中上部(1/2~2/3管径高度)形成斑驳的条带状凝油,且下游水平段的条带状凝油宽度更小,凝油量更少。而垂直管段仅有少量原油黏附,且凝油集中在管壁一侧,沿液流轨迹分布。与现场观测情况相比,模拟的流动时间尺度较小,无法形成长时间积累下的具有一定厚度的条带状凝油。结合管内采出液的流动特点,发现采出液的流动对原油在管壁的黏附具有双重作用:一方面,采出液持续流动增加了原油与管壁的接触机会。由于油相主要分布于气液界面,界面处形成凝油的概率显著提升;当采出液冲击管道底部,会进一步扩大原油与管壁的接触面积,从而增强黏附行为。这是水平段出现条带状凝油的主因。另一方面,采出液高速流动产生的壁面剪切作用会降低原油黏度,并剥离已形成的凝油,减少壁面黏附量。这是水平段凝油量较少的主要原因。

在上冲程第Ⅱ阶段,高速区域仍集中在垂直管段侧面和底部区域[图24(b)],但由于气相的掺混作用,既降低了液体对管壁的剪切冲击作用,还弱化了液流对管道底部的直接冲击,最终导致原油在管壁的黏附量增加。对比图25(a)和图25(b)发现,在上冲程采出液持续流动过程中,Z形管段内凝油量增多,凝油覆盖面积明显增大,尤其入口附近区域凝油层累积出一定厚度。不仅如此,在气体掺混作用影响下,垂直管段内沿液流轨迹两侧的管壁也形成了一定厚度的凝油。进一步观察发现,由于液相与管壁的冲击作用,少量原油被气体裹挟并黏附在弯管顶部,形成斑点状凝油。

上冲程第Ⅲ阶段,在垂直管段内,在气体的持续掺混和重力加速的双重作用下,位于弯管附近的低速区域消失,液流被分割后沿管壁两侧流动,流速显著增加[图24(c)],最终导致末端水平管顶部低速区域也消失。由于此时液流速度较大,原本第Ⅱ阶段累积形成的凝油层在液流的剪切作用下被剥离。如图25(c)所示,入口附近区域凝油层变薄,条带状凝油高度下降为液位一致高度,在管壁两侧呈对称分布。而垂直管段和末端水平管段在气体的持续掺混作用下,管壁上部气体空间形成了更多斑点状凝油,凝油黏附更混乱。

进入下冲程阶段,同步的速度结果[图24(d)~图24(f)]表明,下冲程的高速区域仍集中在垂直管段内液体流经的区域,这是由重力加速作用导致的;此外,由于气体含量增加,水平管段入口附近也出现了高速气流。气体量的增大会剥离管壁黏附的凝油,导致原油黏附面积减小[图25(d)~图25(f)]。离散的小油团易被高速气体裹挟流动,但由于原油总量减少,黏附量少于剥离量,因此在下冲程第Ⅲ阶段,仅Z形管垂直段底部存在少量因气体冲击形成的凝油。

如图26所示完整冲程周期内Z形管段中水-气-油三相的体积分数变化及油水两相组成的液相采出液平均流速。如图26(a)所示,气体在整个冲程周期内始终占据主导地位,其体积分数远超原油和水,最大可达的96.566%(下冲程阶段Ⅲ)。受入口周期性边界条件及管段结构的共同限制,液相采出液(油水两相)的流速在上冲程阶段逐渐增大,管内积蓄的原油和水的总体积分数从上冲程的22.761%增至26.602%。持续的流动促使原油与管壁接触并黏附,导致凝油体积分数从2.05%升至3.54%。然而,流动在增加黏附的同时还会对凝油施加剪切作用,剥离已形成的凝油。下冲程阶段,液相采出液流速逐渐降低,油相体积分数不足2%,以水为主导的液相采出液持续流动,此时剪切作用对凝油的剥离效果强于黏附增厚作用,致使凝油含量从3.34%降至2.57%。综上,Z形管段内凝油动态是黏附与剪切作用竞争的结果。

2)竖直管段

模拟57 s时,竖直管段内部采出液表现出上冲程第I阶段的流动特征。连通阀至止回阀部分管壁大部分面积被液体覆盖,油相在管壁铺展开,随水相一同掺混沿壁面流动。采出液流经止回阀时,部分液体滞留于阀中心。在竖直管后半段,部分液体继续沿壁面流动,其余三相介质因速度增大而剧烈掺混[图27(a)]。由于弯管和变径管处的动能损耗和流向改变,采出液速度减小,掺混程度较低。尽管重力作用使采出液速度有所增加,但因竖直管段较短且止回阀改变了流动方向,加速效果有限。相比之下,采出液流出止回阀后,在重力作用下速度显著增大,并在竖直管段末端弯管处冲击形成低速区,进一步加剧各相介质掺混。最终,采出液沿竖直管段的速度分布导致如图27(a)所示的原油黏附情况,止回阀滞留了少部分液体,最终在管壁形成了大片聚集的凝油。以止回阀为中心,竖直管段前半截管段内部凝油分布较为规律,沿管壁两侧延伸,而竖直管段后半截管段内部凝油分布更为混乱。竖直管前半段内,凝油沿管壁两侧呈规律性分布。而在后半段,由于流动扰动增强,凝油分布趋于紊乱。

对比图27(a)与图27(b),采出液速度明显增大,尤其止回阀内部液体冲击管壁后流动方向改变,各相互相掺混形成高速区域。结合各相分布情况发现,气体区域受重力加速作用不及液体,速度较小,但采出液在弯管底部冲击区域速度骤减,仍为低速区域。速度场和各相分布的演变导致管内凝油增多,但总体上,原油始终沿管壁两侧聚集黏附,尤其在止回阀及后半段竖直管内,各相间的掺混作用更明显,凝油分布更为紊乱。

如图27(c)所示,由于液流在竖直管内的形成连续的流动通道,因此采出液受重力的加速效果更加明显,采出液流速进一步增大,竖直管内大部分区域流速达到1 m/s。少量的采出液滞留在止回阀内部,液流的流通面积较大。在经过多次变向后,采出液流出止回阀,流通面积减小导致压力变化,进而使得采出液流速增大,最大可达2.5 m/s。改变工况温度条件获得此时竖直管内的凝油黏附情况如图27(c)所示,液体流量和原油含量的增大导致原油随液流轨迹在管壁两侧形成更多凝油,气体与原油的掺混使得管壁上的凝油分布更加无序,原油在气体的冲击下形成斑点状凝油。受液流高速区域影响,采出液在止回阀内的底部管壁具有较强的剪切作用,原油无法在液流流动通道底部形成凝油。

在下冲程阶段,同步的速度场[图27(d)~图27(f)]可以看出,随着管内液体的逐渐减少,重力对采出液的加速作用也逐渐减弱,因此采出液流速也逐渐降低,速度场演化与上冲程第I阶段相似的特征。对比图27(d)~图27(f)发现,竖直管内黏附的原因逐渐被气体剥离,而且下冲程阶段进入竖直管的原油含量逐渐减少,因此管内大部分区域凝油覆盖面积减小。值得注意的是,由于一部分滞留在止回阀内的液体逐渐流出,且采出液速度逐渐减小,液流的剪切作用较弱,这一部分液体中的原油黏附在止回阀管壁上,造成止回阀局部区域的凝油覆盖面积增大。

图28为竖直管段在不掺水运行条件下,管内采出液流动参数随不同冲程阶段的变化情况。从图28(a)来看,竖直管道延续的前序管段(Z形管)的相分布特征,气相在不同冲程阶段仍占据主导地位。且油水两相体积分数保持相似的变化趋势,管段整体持液率在上冲程期间从18.339%增大至41.148%,最后在下冲程阶段降低至22.263%。由于竖直管段和Z形管段都具有相似的垂直管道结构,采出液沿流动方向在重力作用下速度增大,液相采出液速度都呈现先增大后减小的趋势,且竖直管段的加速效果更明显,液相采出液速度可达1.61 m/s。当采出液油相含量不断增大时,流动对管内凝油主要起增强作用,凝油体积分数从3.08%增大至4.1%。与之相对的,下冲程期间油相体积分数不断减少,由水为主导的液流不断对已经形成的凝油施加剪切作用,导致管内凝油体积从3.84%降低至3.3.%。

3)集输管道

根据前文分析结果,结合图29、图30中采出液速度场与凝油形态演变可知,集输管道中的原油黏附现象主要由采出液的流态及油相分布特征所决定,同时采出液流速通过其产生的剪切作用会直接影响管道内的凝油量。上冲程第I阶段,上倾管液位上升使气体流通截面积减小,引发上层气体流速增至2.5 m/s。下倾管因流动滞后仍处下冲程第Ⅲ阶段,液位高度维持1/2管径,气体流速低于1 m/s。至第II阶段两管液位趋同后,采出液流速趋于稳定,仅气体空间呈现局部速度变化。在集输管道弯折部位,流动方向发生改变产生的离心力作用使液相介质在此处形成局部堆积。气体流通面积骤减致使局部气体流速攀升,在集输管道形成高速区域。最终在第Ⅲ阶段,除集输管道出入口外,整个上层空间气体流速都有所增长。随着上冲程阶段速度场演变,管壁凝油受流速变化引起的剪切作用,经历了剥离与黏附动态交替过程。

对比图30(a)~图30(c)发现,原本黏附于管壁两侧的具有一定厚度的条带状凝油被剥离,形成均匀的薄油层。同时,气体流速增大会裹挟离散的小油团在管壁上部形成少量新生凝油,致使管段整体凝油呈现斑点状分散分布特征。同时,随着气体流速增大,高速气流会裹挟离散的小油团在管壁上部形成少量新生凝油,导致管段内凝油整体呈斑点状分散分布。值得注意的是,尽管大部分条带状凝油被剥离变薄,但管道弯折处仍残留短而薄的条带状凝油。这是由于液相采出液在弯折处流向突变、速度骤降,形成低速区[图29(b)],导致流动对凝油的剪切作用也被削弱。图30(d)~图30(f)呈现了下冲程各阶段集输管道内凝油分布情况,管壁两侧先前被剥离的凝油在此阶段得到恢复,覆盖范围更大。结合对应速度场分析[图29(d)~图29(f)],这种恢复现象主要源于液相采出液流速的降低。具体而言,管道内部气体空间的持续扩张虽使大部分区域流速增加,但液体流动空间被压缩反而导致液相流速下降,其中管道中心区域液体流速甚至降至0.5 m/s。在此低速条件下,离散油团沿液流两侧流动并黏附在管壁上,而低速的液流施加的剪切作用有限,使得凝油黏附量超过剥离量。最终,在下冲程第Ⅲ阶段,管道内形成了以条带状凝油层为主、上层管壁伴有少量斑点状凝油的典型分布格局。

如图31所示为集输管道内油气水三相的体积分数和凝油占比及油水两相组成的液相采出液流速。不同于前序管段的结构特征,集输管道整体不包含垂直管道结构,管道高差较小,导致集输管道内流动主要受入口周期性边界条件影响,且管段水平距离较长,上倾管段和下倾管段在同一时刻下会演化出不同冲程阶段的流动特征。从图30(a)来看,不同于前序管段,气体在采出液的主导地位在上冲程期间被水取代,管内水相含量最大可达51.268%。在下冲程阶段,管内液量逐渐下降,气体在下冲程第Ⅲ阶段重新取得主导地位,气相体积分数可达52.868%。由于管段集输管道水平长度较长,上冲程第Ⅰ阶段流入的原油在第Ⅱ阶段积蓄在集输管道下倾管段,油相含量从13.435%增大至16.287%。随后,管内连续的油相逐渐变为离散的油团,油相含量也随冲程变化不断缩减,最终在下冲程第Ⅲ阶段降低至9.255%。管内的原油含量和液流流动共同决定了凝油的体积,虽然上冲程阶段油相含量较大,但较高的液流速度限制了壁面凝油的发展,上冲程第Ⅰ阶段形成的凝油从4.09%被限制在3%左右。随着管内气体空间的扩大,液流速度也逐渐减小,最终在下冲程第Ⅲ阶段,低速的液相采出液无法限制凝油的黏附,管内凝油含量从3.08%增大至6.08%。总体来看,管内液相采出液流速不断减少,较大的油相含量和较低的流速分别在上下冲程阶段对凝油黏附起到增强作用,这与在现场试验观察到的现象较为一致。

3.3 工程预测效益与产出价值

基于前文对近井区域集输管道内采出液的流动规律和原油黏附行为的分析,结合抽油机变冲程、油-气-水三相耦合、复杂管段结构等实际工况,在工程应用方面具有实践指导意义,同时有望产生一定的工程效益和价值。

首先,采用复合本构方程与VOF模型的耦合方法,建立了油-气-水三相采出液流动特性及含蜡原油壁面黏附-剥离行为的数值模拟算法。针对抽油机变冲程的复杂工况,系统探究了含油浓度、流动速度、管段结构、环境温度及气油比等关键参数对多相流演化及原油黏壁行为的影响规律,揭示了调控原油黏壁效应的主导因素,阐明了原油在管壁的黏附行为与流动剪切间的动态竞争机制。相关研究结果为集输工艺方案优化提供了理论支撑,在抑制因凝油黏壁引发的井口高回压问题方面具有应用潜力。

其次,依托可视化实验装置与数值模拟技术的联合应用,揭示了凝油从初始黏附、逐步累积到稳定发展的全过程细节特征,明确了近井区域集输管道内四种典型凝油黏壁模式,为工程领域治理管道黏壁、缓解原油淤堵问题提供技术支持与优化方向。此外,模拟结果的可视化分析可定位近井区域集输管道系统中黏壁风险的关键区域,明确不同结构位置的黏壁严重程度与分布规律,为原油黏壁最严重区域的定位提供理论支撑,为工程实践中局部加热清淤方案的制定、管道热洗或清管周期规划提供科学依据。

4 结论

(1)针对近井区域集输管道,研制可视化实验装置实现油气水多相流动与原油黏附行为的观测与分析。通过建立牛顿流体-幂律流体-赫巴流体复合本构方程表征原油溶胶-凝胶转变过程特性,基于VOF方法构建集输管道内油气水多相流动的数学模型,系统解析抽油机变冲程工况下集输管道内相分布、速度场、原油形态演变及黏附行为,阐明掺水对多相介质流动和黏壁行为的影响机制。

(2)根据油田现场观测结果,抽油机往复冲程(24 s)的周期性变化主导近井区域集输管道内油-气-水三相流动规律。上冲程时,采出液液量大、含油率高,气油比较低;而下冲程时,管道内液量明显降低、含油率低、气油比显著升高。

(3)对比现场与模拟结果,高含水、高气油比采出液管道内凝油黏壁分为四种模式:油相与管道壁面持续接触形成条带状凝油;气体携带油团碰撞形成块状凝油;小油团下沉黏附形成斑点状凝油;流向改变形成弥散膜状凝油。

(4)受流动时间尺度和空间尺度制约,集输系统不同结构区域(Z形管段(结构①)、竖直管段(结构②)及集输管段(结构③))在相同时间节点下呈现同频但存在相位滞后的周期性流动,其中竖直管段滞后5 s,集输管道滞后21 s。

(5)不同结构区域采出液流动特征演化进程较为相似。初始气液界面稳定,采出液维持在高液位流动。随后气液界面降低、气油比增大。原油经历了从连续油层→分段油层→细长油团→离散油团→微小油团的形态演变过程,局部区域会形成气塞。

(6)油气水三相流动中,原油在管壁的黏附与流动剪切作用呈现动态竞争关系。当含油率较高(20%~34%)且流速稳定(0.72~1.61 m/s)时,黏附效应占主导,管壁最大黏附量可达6.08%。反之,在低含油率(4%~15%)且流态紊乱条件下,剪切作用显著增强,可剥离高达1.1%的管壁凝油。

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基金资助

国家自然科学基金(52474078)

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Received	Published	Revised
2025-09-29	2026-08-18	2025-12-18
Online Date
2026-09-04

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