管材特性對(duì)黏稠油水環(huán)輸送穩(wěn)定性的影響分析

李 鵬，尹曉云，楊思遠(yuǎn)，胡 可，鄧小嬌，劉少鈞，MASTOBAEV Boris N

（1.中國(guó)石化西北油田分公司 石油工程技術(shù)研究院，烏魯木齊 830011；2.西南石油大學(xué) 石油與天然氣工程學(xué)院，成都 610500；3.新疆油田分公司 吉慶油田作業(yè)區(qū)，新疆昌吉 831700；4.中國(guó)石油勘探開(kāi)發(fā)研究院，北京 100083；5.中國(guó)石化川氣東送天然氣銷(xiāo)售中心，武漢 430205；6.Department of Transport and Storage of Oil and Gas，Ufa State Petroleum Technological University，Russia Ufa 450062）

0 引言

隨著輕質(zhì)原油的不斷開(kāi)采，油田已進(jìn)入重質(zhì)原油開(kāi)采階段［1］。針對(duì)稠油黏度高、流動(dòng)性差而不能直接管輸?shù)膯?wèn)題，目前多采用加熱、稀釋、乳化等降黏減阻方法，但這些傳統(tǒng)的處理方法都不同程度地存在一些問(wèn)題，如處理量大、能耗高、建設(shè)成本及運(yùn)行費(fèi)用高、油品品質(zhì)變化大等。為此，學(xué)者們基于多相流型中中心環(huán)狀流摩阻最低的觀點(diǎn)［2］，提出利用外層低黏水環(huán)包裹核心高黏稠油的水環(huán)輸送技術(shù)。該技術(shù)自誕生以來(lái)就備受關(guān)注，并因其獨(dú)特的低能耗優(yōu)勢(shì)成為近年來(lái)黏稠油輸送領(lǐng)域的新熱點(diǎn)。

目前，國(guó)內(nèi)外學(xué)者對(duì)水環(huán)輸送稠油技術(shù)進(jìn)行了較為廣泛和深入的研究，主要采用理論分析、實(shí)驗(yàn)研究與數(shù)值模擬等手段，主要涉及水環(huán)發(fā)生器的研制與優(yōu)化，油-水環(huán)狀流的流型特征與壓降特性，水環(huán)輸送管道的停輸再啟動(dòng)問(wèn)題等方面［3-7］，少有針對(duì)水環(huán)輸送稠油過(guò)程中其結(jié)構(gòu)穩(wěn)定性的探討［8］。但要實(shí)現(xiàn)水環(huán)輸送技術(shù)的工業(yè)化推廣應(yīng)用，首先必須解決水環(huán)邊界層的穩(wěn)定性問(wèn)題，這樣才能確保油-水環(huán)狀流在長(zhǎng)時(shí)間、長(zhǎng)距離的現(xiàn)場(chǎng)管輸中仍能保持相對(duì)穩(wěn)定的流動(dòng)狀態(tài)。

本文采用數(shù)值模擬方法探究水平管中管材特性對(duì)油-水環(huán)狀流結(jié)構(gòu)穩(wěn)定性的影響，通過(guò)對(duì)比分析不同工況下的油水兩相體積分?jǐn)?shù)分布特征、軸向速度分布特點(diǎn)、管道沿線壓力變化特性等綜合評(píng)價(jià)水環(huán)穩(wěn)定性的強(qiáng)弱，為通過(guò)管材表面改性處理方法增強(qiáng)油-水環(huán)狀流的穩(wěn)定性提供理論參考。

1 模型建立與驗(yàn)證

1.1 控制方程

由于所涉及的流體介質(zhì)稠油和水是2種互不相容的液體，所關(guān)注的環(huán)狀流在管道中形成穩(wěn)定流動(dòng)形態(tài)后存在明顯的交界面，因此選用VOF模型開(kāi)展稠油-水環(huán)三維管流的數(shù)值模擬研究，其基本方程如下［9］：

式中 ρ，ρo，ρw——流體、油相、水相密度，kg/m3；

μ，μo，μw——流體、油相、水相黏度，Pa·s；

U ——流體速度，m/s；

t ——時(shí)間，s；

P ——流場(chǎng)中的壓力，Pa；

g ——重力加速度，m/s2；

F ——外部體積力，N；

αo，αw——油相和水相體積分?jǐn)?shù)。

采用BRACKBILL等［10］提出的連續(xù)表面張力（CSF）模型來(lái)描述油水兩相間的界面張力，其計(jì)算公式如下：

式中 Fσ——油水界面張力，N/m；

σow——油水界面張力系數(shù)，N/m；

κ ——界面曲率；

n ——表面法向。

考慮油、水兩相黏度及兩相在圓管內(nèi)流動(dòng)時(shí)的操作條件，可發(fā)現(xiàn)整個(gè)模擬范圍內(nèi)稠油始終作層流流動(dòng)，水環(huán)始終作湍流流動(dòng)。為此，選用適用于管道中復(fù)雜流場(chǎng)計(jì)算的標(biāo)準(zhǔn)k-ε模型來(lái)描述水環(huán)的湍流流動(dòng)過(guò)程，其輸運(yùn)方程如下［11-12］：

式中 k ——湍動(dòng)能，m2/s2；

ε ——湍流耗散率，m2/s3；

σk，σε—— 湍動(dòng)能和耗散率對(duì)應(yīng)的普朗特?cái)?shù)，σk=1.0、σε=1.3；

μt——湍動(dòng)黏度，Pa·s；

C1ε，C2ε、Cμ—— 經(jīng)驗(yàn)常數(shù)，其值分別為1.44，1.92，0.09；

Eij——主流時(shí)均應(yīng)變率；

Ui，Uj——速度在i和j方向的分量，m/s；

Xi，Xj——位移在i和j方向的分量，m。

1.2 幾何模型與網(wǎng)格劃分

建立如圖1所示的圓直管三維模型，其直徑D為25 mm，長(zhǎng)度L為1 000 mm，稠油入口直徑d為21 mm，環(huán)空間隙e為2 mm。在入口截面處稠油和水分別被注入管道中心與油壁間的環(huán)隙，形成水層包裹核心稠油的同心環(huán)狀流結(jié)構(gòu)。在計(jì)算域內(nèi)沿管流方向（+Y）選取等間距的5個(gè)圓截面（截面Ⅰ～Ⅴ，其位置分別為Y=0～1 000 mm，間距250 mm），用于分析管道不同位置處環(huán)狀流流動(dòng)特性與油水兩相分布特征。

圖1 幾何模型Fig.1 Geometric model

采用ANSYS MESH模塊對(duì)管道模型進(jìn)行多域掃描網(wǎng)格劃分。由于模型屬于規(guī)則的圓柱體，為減少單元數(shù)量，提高求解速度，計(jì)算區(qū)域內(nèi)的網(wǎng)格全部采用六面體類(lèi)型。同時(shí)對(duì)邊界層網(wǎng)格進(jìn)行精細(xì)化加密處理，以利于充分捕捉貼近壁面處的流動(dòng)情況，管道模型的全局及局部網(wǎng)格劃分結(jié)果如圖2所示。

圖2 網(wǎng)格模型Fig.2 Mesh model

對(duì)不同網(wǎng)格數(shù)量下的4套網(wǎng)格進(jìn)行網(wǎng)格無(wú)關(guān)性檢驗(yàn)，結(jié)果如圖3所示。網(wǎng)格數(shù)量Ne從335 265增加至623 922時(shí)不同入口含水率β下截面含油率αo（取截面Ⅰ～Ⅴ的油相體積分?jǐn)?shù)的加權(quán)平均值）變化不大，并且模擬值與ARNEY等［12］提出的經(jīng)驗(yàn)公式計(jì)算值具有較好的一致性，可認(rèn)為所劃分的網(wǎng)格已達(dá)到網(wǎng)格無(wú)關(guān)。為在模擬過(guò)程中得到較為清晰的油水界面，最終選擇體積單元數(shù)量為542 921的網(wǎng)格進(jìn)行后續(xù)計(jì)算。

圖3 網(wǎng)格獨(dú)立性驗(yàn)證Fig.3 Grid independence verification

1.3 邊界條件與初始條件

邊界條件：入口為速度入口邊界，Uo=Uw=0.5 m/s；出口為壓力出口邊界，Poutlet=0.1 MPa；其余均為無(wú)滑移壁面邊界。初始條件：模擬管內(nèi)充滿水。流體物性參數(shù)見(jiàn)表1。

表1 流體物性參數(shù)Tab.1 Physical properties of working fluids

1.4 離散方法及收斂準(zhǔn)則

模擬類(lèi)型：基于壓力求解器的瞬態(tài)模擬，時(shí)間步長(zhǎng)設(shè)為10-3s。求解方法：壓力-速度耦合采用PISO算法。離散格式：連續(xù)性方程采用PRESTO模式離散，動(dòng)量方程和湍流方程均采用二階迎風(fēng)差分模式離散。收斂準(zhǔn)則：輸運(yùn)方程中不同變量的殘差低于10-4且管道進(jìn)出口質(zhì)量流量相等。

1.5 試驗(yàn)驗(yàn)證

采用自主研制并加工搭建的水環(huán)輸送稠油減阻模擬裝置［6］以驗(yàn)證數(shù)值模擬結(jié)果的準(zhǔn)確性，不同油水表觀流速下環(huán)狀流壓降特性的試驗(yàn)與模擬結(jié)果如圖4所示?？梢钥闯?，數(shù)值模擬的單位壓降都比試驗(yàn)結(jié)果要稍高一些，但二者相差小于10.2%且變化趨勢(shì)一致。這表明本文采用的數(shù)學(xué)模型及計(jì)算方法具有較高的可靠性，可用于油水環(huán)狀流在管道中的流動(dòng)模擬。

圖4 模擬結(jié)果與試驗(yàn)數(shù)據(jù)對(duì)比Fig.4 Comparison of simulation results and experimental data

2 環(huán)狀流的發(fā)展變化過(guò)程

圖5示出油水環(huán)狀流隨時(shí)間推移的發(fā)展變化過(guò)程。起初（t=0 s），管道內(nèi)全部充滿水；隨后（t＞0 s），油被注入管道；接著（t=1 s、t=2 s），油水兩相沿管流方向逐漸形成水層包裹核心油流的環(huán)狀流；最終（t≥3 s），環(huán)狀流在整個(gè)管道內(nèi)形成并達(dá)到相對(duì)穩(wěn)定的流動(dòng)狀態(tài)。

圖5 環(huán)狀流隨時(shí)間推移的發(fā)展變化過(guò)程Fig.5 The development process of annular flow over time

在管道入口處（截面Ⅰ），環(huán)狀流呈同心結(jié)構(gòu)，此時(shí)油流位于管道中心，水環(huán)均勻分布在油流周?chē)浑S著流動(dòng)距離的增長(zhǎng)（截面Ⅱ～Ⅳ），油水兩相在密度差的作用下分別上浮與下沉，促使同心流動(dòng)結(jié)構(gòu)轉(zhuǎn)變?yōu)槠牧鲃?dòng)結(jié)構(gòu)，此時(shí)油流靠近管道上部，水環(huán)以上薄下厚的形態(tài)分布于油流周?chē)?；隨著流動(dòng)距離的進(jìn)一步增長(zhǎng)（截面Ⅴ），油流與管壁接觸并黏附于管壁上，致使水環(huán)失穩(wěn)破壞，此時(shí)油水交界面上摻混嚴(yán)重，邊界輪廓模糊不清；最終，水環(huán)被油流完全撕裂，油水兩相趨向于分層流動(dòng)，此時(shí)密度較小的油流占據(jù)管道上部，而密度較大的水流占據(jù)管道下部。

3 結(jié)果與討論

3.1 管壁粗糙度的影響

為探討管壁粗糙度ε對(duì)水環(huán)穩(wěn)定性的影響，在保證其他參數(shù)一定的情況下，選取6組管壁粗糙度（ε=0～0.05 mm，間隔0.01 mm）進(jìn)行模擬分析。

3.1.1 油水兩相體積分?jǐn)?shù)分布

不同ε下管道縱截面與橫截面Ⅰ～Ⅴ的油水兩相體積分?jǐn)?shù)分布如圖6所示。由此可見(jiàn)，在各模擬條件下均可形成環(huán)狀流，且油水兩相在管道內(nèi)的分布特征具有相似性。但環(huán)狀流不能在整個(gè)模擬管段內(nèi)保持穩(wěn)定狀態(tài)，當(dāng)ε為0～0.05 mm時(shí)，其在維持了763，766，768，773，780，785 mm后相繼失穩(wěn)，這說(shuō)明增大管壁粗糙度能使水環(huán)穩(wěn)定運(yùn)行距離增長(zhǎng)。究其原因，是因?yàn)殡S管壁粗糙度的增大，管壁表面積增加，低黏水相更易吸附在管壁表面的凹坑及溝槽中，有助于增強(qiáng)水膜的水合作用與穩(wěn)定性［14］，從而使水環(huán)維持穩(wěn)定流動(dòng)的距離增長(zhǎng)。

圖6 不同ε下管道內(nèi)油水兩相體積分?jǐn)?shù)分布Fig.6 Volume fraction distribution of oil-water two-phase flow in pipe sections under different ε

3.1.2 軸向速度分布

圖7示出了不同ε下截面Ⅳ的軸向速度分布曲線。由圖7可知，軸向速度幾乎不隨ε的變化而變化。在無(wú)量綱位置為0.95～1區(qū)域，環(huán)狀流流速由0 m/s急增至0.48 m/s；在無(wú)量綱位置為-0.77～0.95區(qū)域，環(huán)狀流流速基本持平，保持在0.48～0.54 m/s；在無(wú)量綱位置為-0.77～-1區(qū)域，環(huán)狀流流速?gòu)?.54 m/s驟降到0 m/s。這表明核心油流區(qū)流速基本恒定不變，環(huán)形水層區(qū)速度梯度很大，剪切主要發(fā)生在水層區(qū)；且水層區(qū)中無(wú)量綱位置為0.95～1區(qū)域速度梯度較無(wú)量綱位置為-0.77～-1區(qū)域更大，剪切最強(qiáng)烈，剪切區(qū)厚度較小。這是因?yàn)橛?、水密度不同造成核心油流上浮，上浮的核心油流?huì)擠壓管道上部的水膜，導(dǎo)致此處的水膜厚度減小，而從管道上部向下運(yùn)移的水相又會(huì)使管道下部的水膜厚度增加。

圖7 不同 ε下截面Ⅳ的軸向速度分布Fig.7 Axial velocity distribution of section Ⅳ under different ε

3.1.3 總壓力分布

不同ε下管道沿線壓力變化曲線如圖8所示。由此可知，在各模擬工況下管道沿線的壓力變化規(guī)律基本一致。當(dāng)環(huán)狀流在管道中的流動(dòng)距離從0 mm增加至700 mm時(shí)，單位管長(zhǎng)壓降基本恒定不變，約為400 Pa/m；當(dāng)環(huán)狀流在管道中的流動(dòng)距離從700 mm增加至1 000 mm時(shí)，單位管長(zhǎng)壓降每100 mm變化一次，且越靠近管道出口處，單位管長(zhǎng)壓降值越大，如ε為0.03 mm時(shí)，沿管道出口方向y=700～800，800～900，900～1 000 mm單位管長(zhǎng)壓降分別為1 082，4 394，8 477 Pa/m。此外，管壁粗糙度越小，單位管長(zhǎng)壓降值也越大，如ε為0.05 mm時(shí)，沿管道出口方向y=700～800，800～900，900～1 000 mm單位 管 長(zhǎng)壓 降 分別 為961，4 224，8 199 Pa/m，而ε為0 mm時(shí)，沿管道出口方向y=700～800，800～900，900～1 000 mm單位管長(zhǎng)壓降分別為1 238，4 786，8 909 Pa/m，相應(yīng)于ε為0.05 mm時(shí)分別增大277，562，710 Pa/m。這說(shuō)明當(dāng)環(huán)狀流穩(wěn)定流動(dòng)時(shí)，壓力曲線呈平穩(wěn)趨勢(shì)，單位管長(zhǎng)壓降基本恒定不變；當(dāng)環(huán)狀流遭到破壞失穩(wěn)時(shí)，壓力曲線隨流動(dòng)距離的增長(zhǎng)與管壁粗糙度的減小越發(fā)陡峭，單位管長(zhǎng)壓降不斷增大，最后趨于穩(wěn)定。

圖8 不同ε下管道沿線壓力變化曲線Fig.8 Variation curve of total pressure along pipeline under different ε

一般而言，管壁粗糙度的增大會(huì)使水環(huán)與管壁間的摩擦阻力增大，從而使管道壓降升高，而圖9中的總壓降曲線表現(xiàn)出了與預(yù)期完全相反的變化趨勢(shì)，即管道壓降隨管壁粗糙度的增大而降低。這是由于管壁粗糙度的增大也會(huì)使水環(huán)的穩(wěn)定性增強(qiáng)，繼而使管道壓降降低。因此，管道壓降隨管壁粗糙度的變化規(guī)律取決于是摩擦阻力還是穩(wěn)定性占主導(dǎo)地位。在所選工況范圍內(nèi)，水環(huán)穩(wěn)定性占絕對(duì)優(yōu)勢(shì)，故管道壓降隨管壁粗糙度的增大而減小。

圖9 不同ε下管道壓降曲線Fig.9 Pressure drop curve of pipeline under different ε

3.1.4 偏心率與持油率

對(duì)圖6中截面Ⅰ～Ⅴ的油相體積分?jǐn)?shù)與截面Ⅳ的油核偏心率［15］進(jìn)行定量分析，得到了不同ε下截面平均持油率與油核偏心率的變化曲線如圖10所示。從圖10可以看出，管壁粗糙度對(duì)油核偏心率與截面持油率的影響很小，不同ε下油核偏心率均約為0.73，截面持油率均約為0.74。

圖10 油核偏心率與截面持油率隨ε的變化曲線Fig.10 Variation curves of oil core eccentricity and oil holdup with ε

3.2 管壁潤(rùn)濕性的影響

為研究管壁潤(rùn)濕性對(duì)水環(huán)穩(wěn)定性的影響，引入管材表面與水的靜態(tài)接觸角θ來(lái)衡量［16］，當(dāng)θ＜90°時(shí)，管材表面呈親水疏油性；當(dāng)θ＞90°時(shí)，管材表面呈親油疏水性。在保證其它條件不變的情況下，選取5組靜態(tài)接觸角（θ=30°～150°，間隔30°）進(jìn)行模擬分析。

3.2.1 油水兩相體積分?jǐn)?shù)分布

不同θ下管道縱截面與橫截面Ⅰ～Ⅴ的油水兩相體積分?jǐn)?shù)分布如圖11所示。由圖11可知，在各模擬條件下截面Ⅰ～Ⅲ的油水兩相分布規(guī)律相似，而截面Ⅳ～Ⅴ的油水兩相分布規(guī)律不同，隨靜態(tài)接觸角的增大，油水交界面處的摻混擾動(dòng)增強(qiáng)，兩相邊界的清晰程度減弱。由管道縱截面的油水兩相體積分?jǐn)?shù)分布特征可知，環(huán)狀流在管道中運(yùn)行一段距離后逐漸失去水環(huán)包裹核心油流向管道出口方向流動(dòng)的狀態(tài)，當(dāng)θ為30°～150°時(shí)，其維持穩(wěn)定流動(dòng)的長(zhǎng)度分別為864，825，763，710，663 mm，這表明增大靜態(tài)接觸角會(huì)使水環(huán)穩(wěn)定運(yùn)行距離縮短。這是因?yàn)殡S靜態(tài)接觸角的增大，管材表面的親油性增強(qiáng)，親水性減弱，即管材表面由易被水附著轉(zhuǎn)變?yōu)橐妆挥透街以诹鲃?dòng)過(guò)程中被水層剪切剝離的油滴易黏附在管壁上，難易被水流帶走，造成水環(huán)的穩(wěn)定性下降，從而使水環(huán)維持穩(wěn)定流動(dòng)的距離減短。

圖11 不同θ下管道內(nèi)油水兩相體積分?jǐn)?shù)分布Fig.11 Volume fraction distribution of oil-water two-phase flow in pipe sections under different θ

3.2.2 軸向速度分布

圖12示出了不同θ下截面Ⅳ的軸向速度分布曲線。從圖12可以看出，軸向速度隨靜態(tài)接觸角的變化而變化。當(dāng) θ 較小時(shí)（30°～90°），截面Ⅳ的軸向速度關(guān)于中心線基本呈對(duì)稱(chēng)分布，具體描述參見(jiàn)第3.1.2節(jié)。當(dāng) θ 較大時(shí)（120°和150°），截面Ⅳ的軸向速度呈舌頭狀分布。相比于靜態(tài)接觸角較小時(shí)的情況，管道上部環(huán)形水層區(qū)速度梯度與核心油流區(qū)速度都有所減小，而管道下部環(huán)形水層區(qū)速度梯度與核心油流區(qū)速度都有所增大。這是由于水環(huán)失穩(wěn)破壞后，高黏油相黏附在管壁上，尤其是管頂和兩側(cè)壁面，使得環(huán)形水層區(qū)速度梯度與核心油流區(qū)速度重新分布。

圖12 不同 θ 下截面Ⅳ的軸向速度分布Fig.12 Axial velocity distribution of section Ⅳunder different θ

3.2.3 總壓力分布

不同θ下管道沿線壓力變化曲線如圖13所示。由此可知，單位管長(zhǎng)壓降保持恒定的流動(dòng)距離隨靜態(tài)接觸角的增大而減短，其由 θ 為30°和60°時(shí)的800 mm先減短到 θ 為90°和120°時(shí)的700 mm，再減短到 θ 為150°時(shí)的600 mm。超過(guò)前述流動(dòng)距離后，單位管長(zhǎng)壓降每100 mm變化一次，且越靠近管道出口處，單位管長(zhǎng)壓降值越大，如 θ 為90°時(shí)，沿管道出口方向y=700～800，800～900，900～1 000 mm單位管長(zhǎng)壓降分別為1 082，4 394，8 477 Pa/m。此外，靜態(tài)接觸角越大，單位管長(zhǎng)壓降值也越大，如θ為30°時(shí)，沿管道出口方向y=800～900，900～1 000 mm單位管長(zhǎng)壓降分別為1 144，4 013 Pa/m，而θ為60°時(shí)，沿管道出口方向y=800～900，900～1 000 mm單位管長(zhǎng)壓降分別為2 233，6 476 Pa/m，相應(yīng)于θ為30°時(shí)分別增大1 089，2 463 Pa/m。通過(guò)分析不同靜態(tài)接觸角下的管道進(jìn)出口壓力可知，管道總壓降（見(jiàn)圖14）隨靜態(tài)接觸角的增加而增大。這說(shuō)明當(dāng)管材表面呈親水疏油性時(shí)，管道總壓降最低，單位管長(zhǎng)壓降保持恒定時(shí)的流動(dòng)距離最長(zhǎng)，單位管長(zhǎng)壓降變化時(shí)的降幅最小。也就是說(shuō)，當(dāng)管材表面呈親水疏油性時(shí)，水環(huán)的穩(wěn)定性最好。

圖13 不同θ下管道沿線壓力變化曲線Fig.13 Variation curve of total pressure along pipeline under different θ

圖14 不同θ下管道壓降曲線Fig.14 Pressure drop curve of pipeline under different θ

3.2.4 持油率與偏心率

對(duì)圖11中截面Ⅳ的油核偏心率與截面Ⅰ～Ⅴ的油相體積分?jǐn)?shù)進(jìn)行定量分析，得到了不同θ下油核偏心率與截面平均持油率的變化曲線如圖15所示。從圖15可以發(fā)現(xiàn)，靜態(tài)接觸角對(duì)油核偏心率的影響較大，當(dāng)θ為30°～90°時(shí)，核心油流上浮偏心程度較小，油流完全被限制在水環(huán)內(nèi)部，不會(huì)與管壁接觸，此時(shí)油核偏心率均約為0.73；當(dāng)θ增加至120°和150°時(shí)，核心油流上浮偏心程度增大，水層不再包裹油流，油流接觸管壁，此時(shí)油核偏心率均為1.0。相反，靜態(tài)接觸角對(duì)截面持油率的影響很小，不同θ下截面持油率均約為0.74。

圖15 油核偏心率與截面含油率隨θ的變化曲線Fig.15 Variation curves of oil core eccentricity and oil holdup with θ

4 結(jié)論

（1）油水環(huán)狀流在流動(dòng)過(guò)程中并不能一直保持穩(wěn)定的流動(dòng)狀態(tài)，隨著流動(dòng)時(shí)間和運(yùn)行距離的增長(zhǎng)，其先由同心環(huán)狀流動(dòng)（油流被厚度均勻的水環(huán)包裹位于管道中心）轉(zhuǎn)變?yōu)槠沫h(huán)狀流動(dòng)（油流被上薄下厚的水環(huán)包裹位于管道中上部），再轉(zhuǎn)變?yōu)椴煌耆h(huán)狀流動(dòng)（油流不能被失穩(wěn)破壞的水環(huán)完全包裹，其與管壁接觸），最終趨向于分層流動(dòng)（上層為高黏油，下層為低黏水）。

（2）隨著管壁粗糙度的增大，水平管中水環(huán)結(jié)構(gòu)的穩(wěn)定性增強(qiáng)，但管壁粗糙度的增大通常會(huì)使管道總壓降升高。因此在實(shí)際輸送過(guò)程中，應(yīng)綜合考慮管壁粗糙度對(duì)水環(huán)穩(wěn)定性和管道總壓降的影響，選取適當(dāng)?shù)墓鼙诖植诙纫员ＷC水環(huán)穩(wěn)定性處于較高水平的同時(shí)，管道總壓降處于較低水平。

（3）當(dāng)管材表面與水的靜態(tài)接觸角較小時(shí)，即管材表面呈親水疏油性時(shí)，水平管內(nèi)水環(huán)結(jié)構(gòu)的穩(wěn)定性較強(qiáng)。故可采用物理或化學(xué)方法改變現(xiàn)場(chǎng)使用管材的親疏水性能，使其內(nèi)表面呈親水疏油性，以提高水環(huán)的穩(wěn)定性，同時(shí)抑制高黏油在管壁的黏附。