海底熱油管道停輸溫降的數(shù)值模擬及影響因素

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(1.天津市寶坻區(qū)安全生產監(jiān)督管理局,天津 301800； 2.中海石油(中國)有限公司天津分公司，天津 300459 ；3.中國石油大學(北京)重質油國家重點實驗室，北京 102249)

0 引 言

隨著油田開發(fā)程度的不斷提高，待開發(fā)的常規(guī)油田逐漸減少，油田產量接替的形勢日益嚴峻，為此，非常規(guī)油田逐漸進入開發(fā)日程。對于渤海油田而言，稠油儲量占總探明石油地質儲量的約50%，因此稠油資源的高效開發(fā)對渤海油田的未來發(fā)展有著十分重要的意義[1]。但是，稠油的高黏特性給油田開發(fā)帶來極大的困難，海底稠油管道通常需要加熱輸送，不僅需要消耗大量燃料加熱原油，而且事故停輸后有凝管的危險，因此有必要對海底熱油管道的傳熱計算進行深入研究，優(yōu)化海底熱油管道的運行條件。

XU等[2]和YU等[3]對埋地輸油管道在正常工況下的土壤溫度場和停輸工況下的原油溫度場進行研究；邢曉凱[4]建立添加運行參數(shù)和氣溫影響的埋地熱油管道停輸降溫數(shù)值模型；陳晶華等[5]研究不同季節(jié)對海底熱油管道停輸溫降過程的影響；盛磊祥等[6]研究保溫層對停輸溫降過程的影響；王洪志等[7]分析不同土質在不同情況下的溫度場情況；王敏睿等[8]研究滲流對海底熱油管道停輸溫降規(guī)律的影響。

目前國內外針對海底熱油管道停輸溫降的研究較少，且往往忽略海泥蓄熱的影響。本文利用Fluent軟件計算在正常工況下海底熱油管道周圍的海泥溫度場，并以此為基礎進行海底熱油管道停輸溫降影響因素的分析。

1 研究模型

1.1 管道概況

特稠油田井口平臺至中心平臺輸油管道長度為3.9 km。由于該油田原油屬于特稠油，純油黏度較大，輸送壓力高，所以采用加熱摻水相結合的方式外輸，外輸入口溫度為80 ℃。管道的結構為“鋼管-保溫層-鋼管”，其中：內層鋼管為Φ323.85×12.7 mm，保溫層為50 mm，外層鋼管為Φ457.2×14.27 mm，鋼管的熱導率為45 W/(m·℃)，比熱容為470 J/(kg·℃)，保溫層的熱導率為0.084 W/(m·℃)，比熱容為700 J/(kg·℃)。原油在20℃時的密度為1 008 kg/m3，黏度擬合公式為μ=0.340 3T4-91.19T3+9 028.3T2-393 263T+6 000 000，式中T為溫度。

1.2 海底熱油管道傳熱模型

海底熱油管道傳熱模型主要包括：海底熱油管道、保溫層、海泥等物理實體。海底熱油管道傳熱模型簡化基于以下假設：(1)假設原油為不可壓縮流體；(2)忽略原油以及海泥軸向方向的傳熱，且為各向同性的均一介質；(3)忽略原油的縱向流動，僅研究管道徑向溫度變化；(4)忽略原油與管道之間的摩擦熱。

海底熱油管道傳熱計算的二維簡化模型如圖1所示。為了使研究結果更加貼近實際，模型保持了海底熱油管道“鋼管-保溫層-鋼管”3層結構。將管道兩側相距10 m處以及海底泥面以下10 m處設置為恒溫邊界；由于海水導熱較快和海流的影響，模型中將海底泥面也設置為恒溫邊界[9-10]。

圖1 海底熱油管道二維簡化傳熱模型

2 數(shù)值計算

2.1 計算方法

由于模型具備軸對稱的特征，為簡化模型、縮短計算時間，僅在GAMBIT軟件中建立海底熱油管道橫截面右半部分的模型，如圖2所示。采用結構化網(wǎng)格，并將管道內部、保溫層區(qū)域以及管道周邊等重點研究區(qū)域的網(wǎng)格加密，有助于在保證計算精度的同時提高計算效率。由于停輸之后在徑向上的溫降并不完全一致，因此模型中分別計算內層鋼管、保溫層以及外層鋼管的溫度。

圖2 海底管道截面模型網(wǎng)格劃分

2.2 計算結果分析

2.2.1 在正常運行時海泥溫度場

由于海底熱油管道在正常運行時會不斷向外散發(fā)熱量，因此必然會引起管道周圍海泥溫度的上升。然而，國內外研究文獻中對于海底熱油管道停輸溫降的計算往往會忽略海泥的蓄熱，導致計算結果存在一定的誤差。為了減小該誤差，首先在模型中計算出正常運行時海底泥溫的分布情況，并以此作為后續(xù)海管停輸溫降計算的初始條件。在正常運行時海底熱油管道周圍海泥溫度場如圖3所示。

圖3 正常運行時海底輸油管道周圍海泥溫度場

由圖3可以看出：由于受到海底熱油管道的傳熱作用，在正常運行時管道周圍0.5 m范圍內有一定的溫升，但是溫升幅度不大，絕大部分熱量被保溫層阻隔。距離管道越近的區(qū)域越容易受到管道的影響，且溫度較高；距離管道較遠的區(qū)域受到管道的影響較小，更加接近環(huán)境溫度。

2.2.2 停輸后管內原油溫度場

在得到正常輸送狀態(tài)下的海泥溫度場后，即可開始運行停輸溫降模型。圖5是停輸1 h，6 h，10 h以及20 h后管內原油的溫度場。

圖4 不同停輸時間的管內原油溫度場

由圖4可以看出：在停輸初始階段，管內原油的溫降較為均勻，但是由于介質的熱膨脹作用，在停輸6 h以后管內高溫區(qū)逐漸上移。隨著停輸時間的延長，管道中心處的油溫與管壁處的油溫差距逐漸變大，最大可相差10 ℃。根據(jù)原油的黏溫性質，溫度相差10 ℃就意味著黏度增加1倍，在管道壓降計算中這個因素顯然是不容忽略的。

豎直方向和水平方向的徑向溫降規(guī)律如圖5所示，與云圖對比，該數(shù)據(jù)能夠更加清晰地解釋溫降規(guī)律。由圖5可以看出：在豎直方向上，距管中心110 mm處停輸后2～6 h時溫降很小，而且在停輸過程中該區(qū)域溫度始終高于其他區(qū)域，但是停輸6 h之后，兩區(qū)域的溫度差值逐漸縮小。在水平方向上，距管中心110 mm處停輸后6 ～10 h時溫度高于管中心，其他時間均不高于管中心溫度。這是因為：停輸小于6 h時管內原油的自然對流較強烈，高溫區(qū)原油密度較小，高溫區(qū)域向上移動；隨著溫度的降低，原油黏度增大使得自然對流強度減弱時，所以停輸6 h之后管內的傳熱方式由自然對流換熱變?yōu)樽匀粚α髋c熱傳導共存的狀態(tài)。

圖5 管內徑向停輸溫降規(guī)律

圖6 填埋質量對停輸溫降的影響

3 影響因素

圖7 初始油溫對停輸溫降的影響

3.1 填埋質量的影響

在一般情況下，渤海油田海底熱油管道設計埋深為泥面以下1.5 m。然而，在海底熱油管道鋪設過程中，由于自然條件、施工方式等影響，往往會導致部分管道完全裸露在海水中，通過對比分析，研究完全裸露海底熱油管道和完全掩埋海底熱油管道在停輸溫降上的差異。填埋質量對停輸溫降的影響如圖6所示。將海水看作定溫邊界，即保持恒溫。

由圖6可以看出：與完全掩埋相比，裸露的海底熱油管道傳熱速率更快。停輸時間越長，溫度差距越大，在停輸40 h后，兩者溫度相差6 ℃。因此，在管道鋪設過程中應保證填埋質量，而且在生產運行中須監(jiān)控管道的狀態(tài)。

3.2 初始油溫的影響

目前一般通過提高溫度輸送高黏、高凝原油。通過提高輸送溫度達到降低黏度、減小壓力損失的效果，即提高加熱器功率減小外輸泵功率。為最優(yōu)化加熱器功率和外輸泵功率以達到整體最優(yōu)的結果，需要通過數(shù)值計算尋找最適宜的輸送溫度，實現(xiàn)降本增效。初始油溫對停輸溫降的影響如圖7所示。

由圖7可以看出：油溫越低、溫降速度越慢，隨著停輸時間不斷增加，溫差逐漸縮小。這意味著雖然提高輸送溫度能夠適當?shù)匮娱L海底熱油管道的安全停輸時間，但是效果不太明顯，所以僅僅通過提高輸送溫度的方式無法滿足需要，因為這不僅加大了加熱器功率，也提高了對管道材料的要求。

圖8 環(huán)境溫度對停輸溫降的影響

圖9 含水率對停輸溫降的影響

3.3 環(huán)境溫度的影響

海底熱油管道停輸時，海泥溫度對管道影響很大，為清楚地了解夏季和冬季海泥溫度對管內溫降的影響，分別研究夏季和冬季的停輸溫降規(guī)律，如圖8所示。

由圖8可以看出：在停輸40 h后，夏季的平均溫度比冬季高7.2 ℃。在不改變其他條件的情況下，海底泥溫升高，海底熱油管道熱力影響范圍內的海泥溫度也隨之升高，海底熱油管道與周邊環(huán)境的溫度減小，導致海底熱油管道與周圍環(huán)境的傳熱量變小，從而延長安全停輸時間。因此，在正常生產過程中，夏季的輸送溫度可以適當降低，但冬季的輸送溫度應提高。

3.4 含水率的影響

摻水和加熱是稠油輸送的最重要手段，而且往往同時使用。摻水不僅會大幅改變原油的黏溫特性，而且水的比熱容比純油比熱容高約2倍，所以摻水對管道的停輸溫降必然有較大影響。對比分析純油以及含水60%乳狀液的停輸溫降規(guī)律，如圖9所示。

由圖9可以看出：當其他條件不變時，含水率上升會顯著提高油水乳狀液的比熱容，導致其在正常運行時的蓄熱量增大，從而在停輸時能夠延長安全停輸時間。停輸40 h時，純油的溫度比含水60%乳狀液的溫度低將近13 ℃。因此，摻水無論是在水力計算還是在熱力計算上均有助于稠油管道的流動安全保障。

4 結 論

(1) 建立海底熱油管道傳熱計算的二維簡化物理模型，細化“鋼管-保溫層-鋼管”的3層結構，使計算結果更貼近實際情況，利用Fluent軟件計算在正常工況下海底熱油管道周圍的海泥溫度場，為停輸溫降的計算提供理論基礎。

(2) 管道的停輸溫降分為3個階段：停輸初期，傳熱方式以自然對流為主，高溫區(qū)原油因為密度較小，高溫區(qū)域向上移動；隨著溫度的降低，原油黏度增大使得自然對流強度減弱，傳熱方式由自然對流換熱變?yōu)樽匀粚α髋c熱傳導共存的狀態(tài)；最后，當原油失去流動性后，傳熱方式轉變成熱傳導。

(3) 填埋質量對海底熱油管道傳熱影響較大，而且停輸時間越長影響越大，因此在管道鋪設過程應保證填埋質量，而且在生產運行中須監(jiān)控管道的狀態(tài)。雖然提高輸送溫度能夠適當?shù)匮娱L海底熱油管道的安全停輸時間，但僅通過提高輸送溫度的方式無法滿足需要，因為這不僅加大了加熱器功率，也提高了對海底熱油管道材料的要求。夏季海底熱油管道與周邊環(huán)境的溫度減小，導致海底熱油管道與周圍環(huán)境的傳熱量變小，從而延長安全停輸時間。含水率上升能夠延長安全停輸時間，摻水無論是在水力計算還是在熱力計算上均有助于保障稠油管道的流動安全。

[1] 郭太現(xiàn),蘇彥春.渤海油田稠油油藏開發(fā)現(xiàn)狀和技術發(fā)展方向[J].中國海上油氣,2013,25(04):26-30.

[2] XU C,YU B,ZHANG Z,et al.Numerical Simulation of a Buried Hot Crude Oil Pipeline During Shutdown[J].Petroleum Science,2010,07(01):73-82.

[3] YU B,LI C,ZHANG Z,et al.Numerical Simulation of a Buried Hot Crude Oil Pipeline Under Normal Operation[J].Applied Thermal Engineering,2010,30(17-18):2670-2679.

[4] 邢曉凱.環(huán)境條件變化對熱油管道停輸降溫過程的影響分析[J].管道技術與設備,2001(01):8-10.

[5] 陳晶華,付璇.海底原油管道停輸溫降的Fluent模擬[J].石油化工高等學校學報,2014(02):93-96.

[6] 盛磊祥,許亮斌,蔣世全,等.基于Fluent的海管內停輸管內原油溫度變化過程分析[J].中國造船,2009(A11):333-337.

[7] 王洪志,王雙平,金哲,等.基于Fluent的不同地貌埋地管道溫度場數(shù)值模擬[J].管道技術與設備,2013(04):18-20.

[8] 王敏睿,馬貴陽,李丹,等.滲流對海底熱油管道停輸溫降規(guī)律影響的數(shù)值模擬[J].遼寧石油化工大學學報,2014,34(04):32-34.