曲晶瑀 閆 肅 張可心

1.東北石油大學石油工程學院,黑龍江 大慶 163318;2.中國石油集團海洋工程有限公司,北京 100176;3.中國石油大慶油田有限責任公司儲運銷售分公司,黑龍江 大慶 163453

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溫度對冷熱原油交替輸送影響的數(shù)值模擬

曲晶瑀1閆 肅2張可心3

1.東北石油大學石油工程學院,黑龍江 大慶 163318;2.中國石油集團海洋工程有限公司,北京 100176;3.中國石油大慶油田有限責任公司儲運銷售分公司,黑龍江 大慶 163453

為了解不同原油溫度對冷熱原油交替輸送過程中混油量的影響,建立冷熱原油交替輸送計算模型,運用計算流體動力學FLUENT軟件采用有限體積法對原油溫度進行數(shù)值模擬,得到不同溫度條件下冷熱原油交替輸送過程中的混油分布規(guī)律并對模擬結(jié)果進行分析。結(jié)果表明，熱油前行會比冷油前行產(chǎn)生更多的混油;在熱油前行的情況下,適當提高冷油出站溫度會減少混油量;在冬季埋地管線地溫較低時,應多進行冷油前行、熱油后行的輸送方式來減少混油量。

順序輸送;混油;FLUENT;數(shù)值模擬

0 前言

原油管道輸送方式,具有運輸量大,能耗少,運費低的優(yōu)點。我國原油一般為高黏高凝原油,此種原油的特點是在低溫狀態(tài)下流動性較差,這也是我國長輸管線大多采用加熱輸送的原因[1]。而進口原油與國產(chǎn)原油不同,大多數(shù)為低黏低凝原油,在低溫狀態(tài)下依然能保持較好的流動性。

1 計算模型

1.1 幾何建模與網(wǎng)格劃分

模擬管道長度20 m,直徑1 m,在建立三維幾何模型后通過ICEM軟件進行O型網(wǎng)格劃分,所得六面體網(wǎng)格數(shù)41 152個,節(jié)點數(shù)5 133個。管道三維網(wǎng)格見圖1。

圖1 管道三維網(wǎng)格模型

1.2 計算方程

任何流動問題都必須滿足質(zhì)量守恒定律,冷熱原油交替輸送過程中的流體也必須滿足質(zhì)量守恒定律,即稱作連續(xù)性方程:

(1)

式中:ρ為原油密度,kg/m3;u、v、w為速度在x、y、z方向分量,m/s;t為時間,s。

任何流動系統(tǒng)必須滿足動量守恒定律,即牛頓第二定律:

(2)

式中:μ為原油黏度,mPa·s;p為油流壓力,Pa。

能量方程:

(3)

式中:cP為比熱容,J/(kg·℃);T為原油溫度,℃;k為原油的傳熱系數(shù)，W/(m2·℃);ST為黏性耗散項。

管道中的原油視為不可壓縮流體,其運動符合湍流運動,因此采用標準k-ε模型來模擬冷熱原油的管內(nèi)流動。在湍流的工程計算中,標準k-ε模型應用最廣泛,k和ε是兩個未知量,其方程分別是[9-13]:

Gb-ρε-YM+SK

(4)

(5)

式中:Gk為由平均速度梯度引起的湍動能K的產(chǎn)生項;Gb為由浮力引起的湍動能K的產(chǎn)生項;YM為指可壓湍流中脈動擴張的貢獻;C1ε、C2ε和C3ε為經(jīng)驗常數(shù);Sk和Sε分別為用戶定義的源項。

標準k-ε模型中的經(jīng)驗常數(shù)分別為:C1ε=1.44,C2ε=1.92,C3ε=0.09,σk=1.0,σε=1.3。

在標準k-ε模型中,ε表示湍動耗散率,其定義為:

(6)

式中:ui′為時均速度脈動值,m/s。其中湍動黏度μt表示成k和ε的函數(shù),即:

(7)

式中:Cμ為經(jīng)驗常數(shù),取Cμ=0.09。

1.3 邊界條件及物性參數(shù)

本模擬管道的進出口分別定義為速度入口和壓力出口,入口速度取3 m/s,出口壓力取1個標準大氣壓。壁面條件選擇加強壁面函數(shù)條件,采取一階迎風差分格式和SIMPLE算法求解。

模擬順序輸送的油品為大慶原油(以下簡稱慶油)和俄羅斯原油(以下簡稱俄油),模擬輸送時間為5 s。慶油與俄油的油品物性參數(shù)差異很大,溫度和黏度都隨溫度的變化而變化,在冷熱原油的交界面會產(chǎn)生熱量傳遞。根據(jù)文獻[14-18]查得2種油品的密度和黏度隨溫度的變化曲線,以此為基礎(chǔ),計算得到慶油和俄油的密度和黏度隨溫度變化的函數(shù)關(guān)系式,并利用UDF編寫程序?qū)隖LUENT軟件進行計算。

ρQ=1 063.911 6-0.693 2T

(8)

ρR=1 050.749 1-0.721 3T

(9)

μQ=exp(12 613.116 8/T-43.018 6)

(10)

μR=exp(2 506.464 1/T-13.385 3)

(11)

式中:μ為原油的動力黏度,Pa·s;T為熱力學溫度,K。

2 計算結(jié)果與分析

2.1 不同輸送次序?qū)煊偷挠绊?/p>

根據(jù)慶鐵線(大慶—鐵嶺)生產(chǎn)運行數(shù)據(jù),以不同工況下的數(shù)據(jù)進行模擬[19-21]:

1)冬季慶油出站溫度45 ℃,俄油出站溫度15 ℃輸送;

2)夏季慶油出站溫度40 ℃,俄油出站溫度15 ℃輸送。

以此分別模擬混油的形成過程。圖2為冬季和夏季條件下慶油先行和俄油先行產(chǎn)生混油的濃度分布圖。

圖2 冬季和夏季不同輸送次序混油濃度分布圖

a)冬季不同輸送次序混油濃度分布曲線

b)夏季不同輸送次序混油濃度分布曲線圖3 冬季和夏季不同輸送次序混油濃度分布曲線

圖3為冬季和夏季不同輸送次序混油濃度分布曲線，從圖3可以看出,無論哪種溫度工況下,慶油前行產(chǎn)生的混油量會比俄油前行的情況下多。這主要是因為慶油的黏度即使在較高溫度下仍比低溫下的俄油要高很多,在慶油前行的過程中,與管壁產(chǎn)生黏性薄層,在后續(xù)俄油的不斷沖刷過程中產(chǎn)生混油。

2.2 不同冷油出站溫度對混油的影響

對不同俄油出站溫度下(15、25、35 ℃)和慶油前行產(chǎn)生的混油量進行模擬,得到混油濃度分布圖和分布曲線，見圖4。從圖4可以看出,由于模擬時間較短,三種情況的變化不是特別明顯；在熱油前行的情況下,后行的俄油溫度越高,對管壁附近慶油的沖刷效果越好,混油量會有一定的減小。

從不同冷油出站溫度分布曲線可以看出,隨著冷油出站溫度的提高,沿管道軸線方向管壁附近混油濃度降低。這是因為提高冷油出站溫度,后行冷油與前行熱油進行熱交換,使冷熱原油交界面處溫度提高,降低管壁附近的黏性薄層的黏度,提高了冷油沖刷效率,起到了降低混油的作用。

a)不同冷油出站溫度混油濃度分布圖

b)不同冷油出站溫度混油濃度分布曲線圖4 不同冷油出站溫度混油濃度分布圖和分布曲線

2.3 不同埋地管線地溫對混油的影響

圖5為埋地管線不同地溫下(冬季2 ℃,夏季10 ℃)混油濃度分布情況,可以看出地溫對混油量的影響；以此得到不同情況下的混油分布曲線見圖6。由圖5～6可知，在冬季埋地管線地溫較低時,俄油前行會較慶油前行產(chǎn)生更少的混油量;在夏季輸送次序?qū)煊土康挠绊懖皇翘貏e明顯。

所以冬季埋地管線地溫較低時,可以考慮多進行俄油前行,慶油后行的輸送方式進行輸送;在夏季埋地管線地溫較高時,兩種輸送方式產(chǎn)生的混油量相差很小。

圖5 埋地管線不同地溫下混油濃度分布圖

a)2 ℃地溫下混油濃度分布曲線

b)10 ℃地溫下混油濃度分布曲線圖6 埋地管線不同地溫下混油濃度分布曲線

3 結(jié)論

通過FLUENT軟件模擬,預測不同溫度下冷熱原油交替輸送產(chǎn)生的混油量,得到:

1)在出站溫度不變的情況下,由于熱油的黏度比冷油大,熱油前行冷油后行會比冷油前行熱油后行產(chǎn)生更多的混油。

2)在熱油前行的情況下提高冷油的出站溫度可以起到減少混油量的作用。但應考慮到加熱所需的熱力費用與減少混油量之間的最優(yōu)化選擇。

3)在冬季埋地管線地溫較低時,進行冷油前行的輸送方式會比熱油前行產(chǎn)生更少的混油量；在夏季地溫較高時,兩種傳輸方式相差不大。所以在冬季埋地管線地溫低時,為了減少混油量可以考慮采用冷油前行,熱油后行的輸送方式。

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2016-02-20

曲晶瑀(1993-)，男，黑龍江大慶人，碩士研究生，從事油氣長距離管輸研究。

10.3969/j.issn.1006-5539.2016.04.003