陳晶華， 付 璇

（1.中海石油（中國）有限公司北京研究中心，北京100027；

2.中國石油大學(xué)（北京）城市油氣輸配北京市重點實驗室，北京102249）

近年來，海上油田不斷發(fā)展，對海底輸油管道停輸過程傳熱問題的研究也迫在眉睫。研究海底輸油管道停輸過程的傳熱問題，不僅可降低輸油成本、減少能耗、保護環(huán)境，而且可以為實際生產(chǎn)管理提供科學(xué)的依據(jù)。對于指導(dǎo)海上油田的輸油生產(chǎn)、管道安全運行和節(jié)能降耗也具有重要意義。

管道運行過程中，不可避免地會遇到計劃性或事故性停輸問題。而管內(nèi)原油溫度不斷下降，使油品黏度增大、形成結(jié)構(gòu)并膠凝［1］，管道再啟動所需壓力顯著增加。如果停輸時間過長，管道再啟動所需壓力超過泵的揚程或管道強度，則無法進行正常的再啟動過程。所以為了防止易凝高黏原油管道出現(xiàn)凝管現(xiàn)象，需要確定管道內(nèi)的溫度分布情況。

針對管道的停輸溫降，國內(nèi)外許多學(xué)者已經(jīng)做了大量研究工作，克利文推導(dǎo)出埋地管道周圍土壤溫度場的計算公式［1］，J.A.Wheeler［2］應(yīng)用有限元、有限差分理論研究了埋地管道溫度分布。我國羅塘湖［3］、李長俊［4］、邢曉凱等［5］也從數(shù)值模擬的角度對原油管道的溫降進行了模擬計算。目前，對原油管道停輸降溫過程的研究主要采用數(shù)值計算的方法，通過控制網(wǎng)格的劃分，計算得到較高精度的解［6］。本文利用Fluent對原油管道停輸溫降過程進行了模擬，分析研究原油管道在停輸后徑向溫度分布隨時間的變化規(guī)律。

1 管道概況

由海上平臺到陸上輸油站的原油管線全長58.78km，包括平臺到海岸的海底管段和陸上埋地管段兩部分。其中海底管段長44.2km，保溫層厚50mm，總傳熱系數(shù)為0.85，管道管徑為Φ406.4 mm×14.3mm；陸上管段長14.58km，保溫層厚60mm，總傳熱系數(shù)為0.9，管道管徑為Φ406.4 mm×11.1mm。管道輸量在一定范圍內(nèi)變化，海底管段冬季平均環(huán)境溫度為3.7℃，夏季平均環(huán)境溫度21.7℃，陸管段環(huán)境溫度按極端氣溫考慮，最高為34.6℃，最低為－17.2℃。管道所在位置的冬夏溫差比較大，為保證管道安全運行，需要確定管內(nèi)原油停輸一定時間后的管道內(nèi)的溫度分布，這對大口徑海底管道再啟動壓力計算有很大影響。

2 原油及管材基本物性

原油20℃下的密度895.95kg／m3，凝點30℃，比熱容2 000J／（kg·K），初始油溫80℃，臨界溫度為35℃，原油含蠟質(zhì)量分數(shù)為23.2%。原油的黏溫數(shù)據(jù)如表1所示，管材性質(zhì)如表2所示。

表1 原油黏溫數(shù)據(jù)Table1 The viscosity of the crude oil

表2 管材性質(zhì)Table2 The nature of the pipeline

3 管道停輸后管內(nèi)的傳熱過程及特點

熱油管道停輸后，由于管壁溫度始終低于管內(nèi)液態(tài)原油的溫度，因此形成由管中心指向管壁的徑向溫度梯度［7］。由于管內(nèi)的自然對流，管道截面上的原油溫度以一個較快的速度比較均勻地下降。當(dāng)油溫低于析蠟點時，原油中的蠟將逐漸析出，并和油相互作用形成凝油層。由于管壁處溫度最低，因而該處原油最先發(fā)生膠凝。隨著停輸時間的不斷延長，管內(nèi)油溫不斷下降，凝油層也會不斷增厚，液相區(qū)面積不斷減小［8］。自然對流逐漸減弱，凝油區(qū)的熱傳導(dǎo)將占主要地位［9］。由于石蠟結(jié)晶釋放潛熱以及凝油層的保溫作用，會使得管道的停輸溫降變慢。根據(jù)停輸管道的徑向溫度分布和所輸原油滯流點可以確定自然對流區(qū)和導(dǎo)熱區(qū)的邊界，這是停輸管道溫降計算的關(guān)鍵。

此外，根據(jù)管道內(nèi)徑向溫度分布還可以判斷出凝油層界面位置和析蠟量等重要參數(shù)，對停輸管道水力分析具有重要意義［10］。凝油層界面的位置不能通過實驗來測得，故采用數(shù)值模擬的方法進行分析，能夠為實際生產(chǎn)和理論研究提供依據(jù)。

4 停輸管道徑向溫度分布計算

在研究過程中，由于水下原油管道的傳熱方式、熱效應(yīng)范圍與埋地管道不同［11］，海水的熱容量較大，且與管道最外層之間的放熱系數(shù)很大，所以海底原油管道在溫降模擬過程中可假設(shè)環(huán)境溫度保持不變。由于原油密度變化和重力作用，管內(nèi)原油與管壁、保溫層與管外海水進行熱交換的方式屬于自然對流換熱。由于停輸后原油密度的變化不大，可選擇采用Boussinesq模型解決自然對流問題。原油與管壁之間、管壁與保溫層之間均采用耦合邊界。

在管道上取一部分管段作為研究對象，建立三維立體模型并對整個圓柱區(qū)域進行網(wǎng)格劃分，用Fluent流體分析軟件模擬管道停輸過程，并計算出所取管段的流場分布及溫度分布云圖。在計算時，假設(shè)管道內(nèi)部完全充滿原油，即任何截面的介質(zhì)都是均勻分布的。環(huán)境溫度冬季取3.7℃，初始油溫為80、40℃時，停輸時間分別取12、20h。夏季環(huán)境溫度取21.7℃，初始油溫分別為80、40℃時，停輸時間分別取12、20h。停輸開始時，可認為管內(nèi)油溫分布均勻，再以此作為初始條件，開始非穩(wěn)態(tài)計算。計算結(jié)果如圖1所示。

由圖1可以看出，隨著停輸時間的延長，初溫80℃時冬季管內(nèi)溫降比夏季快很多，且在相同的停輸時間下，冬季管中心處與管壁處的溫差比夏季大。根據(jù)不同時間段的斷面溫度分布，結(jié)合管輸原油的凝點、溶解度曲線（DSC）可以進一步確定停輸管道的凝油層界面位置及原油析蠟量等參數(shù)。同時，通過初溫80℃與40℃的溫降對比可以看出，提高初始油溫可延長油品的停輸時間，但需考慮管材物性和熱能動力消耗等因素。

圖1 不同季節(jié)和初溫停輸12h和20h徑向溫度分布Fig.1 The radial temperature distribution of different seasons and the initial temperature with the pipeline 12 h and 20 h shutdown

為了更直觀的看出初始油溫對停輸后管內(nèi)溫降的影響，用Fluent軟件計算得到的不同初始油溫距管中心100mm處的油溫隨停輸時間變化的曲線，如圖2所示。

圖2 不同初始油溫距管中心100mm處溫度隨停輸時間變化曲線Fig.2 The pipeline temperature curve of different initial temperature at the position where is 100 mm from the center over the shutdown time

由圖2可知，在其他條件不變的情況下，較高的初始油溫可延長油品的停輸時間。但完全依靠過度提高初始油溫的方法并不可取，不僅增加燃料費用也對管材性質(zhì)要求比較高。在0～20h溫降速度很快，主要是因為該階段管內(nèi)原油的自然對流較強烈。停輸20h后的一段時間內(nèi)溫降緩慢，降溫在5℃以內(nèi)，這是因為管內(nèi)原油接近臨界溫度，原油黏度增大及蠟晶析出，使得自然對流強度減弱。

海底原油管道停輸時，海水溫度對管道影響很大，所以計劃停輸盡量選在夏季海水溫度較高時。為了清楚的了解夏季和冬季海水溫度對管內(nèi)溫降的影響，所以給出所選管道冬夏兩季距管中心100 mm處的溫度隨停輸時間變化的曲線，如圖3所示。

圖3 不同季節(jié)距管中心100mm處溫度隨停輸時間變化曲線Fig.3 The pipeline temperature curve of different seasons at the position where is 100 mm from the center over the shutdown time

由圖3可以看出，在停輸32h時，距管中心100 mm處夏季溫降為22℃，冬季由于海水溫度低，距管中心100mm處溫降比夏季大7℃左右。

5 結(jié)論

通過Fluent模擬，結(jié)合管道運行工況，預(yù)測了輸油管線不同停輸時間管道溫降的情況，得到主要結(jié)論：

（1）隨著管道停輸時間的延長，中心液相區(qū)的流動半徑在不斷減小。

（2）提高初始油溫可延長管道的安全停輸時間，但需考慮管材物性和熱能動力消耗等因素。

（3）管道停輸0～20h溫降速度很快，主要是因為該階段管內(nèi)原油的自然對流較強烈。停輸20 h后的一段時間內(nèi)溫降緩慢，降溫在5℃以內(nèi)，這是因為管內(nèi)原油接近臨界溫度，原油黏度增大及蠟晶析出，使得自然對流強度減弱。

（4）通過與現(xiàn)場采集的數(shù)據(jù)進行對比，可知利用Fluent軟件對海底原油管道的溫度場進行數(shù)值計算有較高的準(zhǔn)確性。

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