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(1.天津市寶坻區(qū)安全生產(chǎn)監(jiān)督管理局,天津 301800； 2.中海石油(中國(guó))有限公司天津分公司，天津 300459 ；3.中國(guó)石油大學(xué)(北京)重質(zhì)油國(guó)家重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)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(chǎn)量接替的形勢(shì)日益嚴(yán)峻，為此，非常規(guī)油田逐漸進(jìn)入開發(fā)日程。對(duì)于渤海油田而言，稠油儲(chǔ)量占總探明石油地質(zhì)儲(chǔ)量的約50%，因此稠油資源的高效開發(fā)對(duì)渤海油田的未來(lái)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(lái)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(xiǎn)，因此有必要對(duì)海底熱油管道的傳熱計(jì)算進(jìn)行深入研究，優(yōu)化海底熱油管道的運(yùn)行條件。

XU等[2]和YU等[3]對(duì)埋地輸油管道在正常工況下的土壤溫度場(chǎng)和停輸工況下的原油溫度場(chǎng)進(jìn)行研究；邢曉凱[4]建立添加運(yùn)行參數(shù)和氣溫影響的埋地?zé)嵊凸艿劳］斀禍財(cái)?shù)值模型；陳晶華等[5]研究不同季節(jié)對(duì)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(duì)停輸溫降過程的影響；王洪志等[7]分析不同土質(zhì)在不同情況下的溫度場(chǎng)情況；王敏睿等[8]研究滲流對(duì)海底熱油管道停輸溫降規(guī)律的影響。

目前國(guó)內(nèi)外針對(duì)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(jì)算在正常工況下海底熱油管道周圍的海泥溫度場(chǎng)，并以此為基礎(chǔ)進(jìn)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(tái)至中心平臺(tái)輸油管道長(zhǎng)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(jié)合的方式外輸，外輸入口溫度為80 ℃。管道的結(jié)構(gòu)為“鋼管-保溫層-鋼管”，其中：內(nèi)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(dǎo)率為45 W/(m·℃)，比熱容為470 J/(kg·℃)，保溫層的熱導(dǎo)率為0.084 W/(m·℃)，比熱容為700 J/(kg·℃)。原油在20℃時(shí)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(shí)體。海底熱油管道傳熱模型簡(jiǎn)化基于以下假設(shè)：(1)假設(shè)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(zhì)；(3)忽略原油的縱向流動(dòng)，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(jì)算的二維簡(jiǎn)化模型如圖1所示。為了使研究結(jié)果更加貼近實(shí)際，模型保持了海底熱油管道“鋼管-保溫層-鋼管”3層結(jié)構(gòu)。將管道兩側(cè)相距10 m處以及海底泥面以下10 m處設(shè)置為恒溫邊界；由于海水導(dǎo)熱較快和海流的影響，模型中將海底泥面也設(shè)置為恒溫邊界[9-10]。

圖1 海底熱油管道二維簡(jiǎn)化傳熱模型

2 數(shù)值計(jì)算

2.1 計(jì)算方法

由于模型具備軸對(duì)稱的特征，為簡(jiǎn)化模型、縮短計(jì)算時(shí)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(jié)構(gòu)化網(wǎng)格，并將管道內(nèi)部、保溫層區(qū)域以及管道周邊等重點(diǎn)研究區(qū)域的網(wǎng)格加密，有助于在保證計(jì)算精度的同時(shí)提高計(jì)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(jì)算內(nèi)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(jì)算結(jié)果分析

2.2.1 在正常運(yùn)行時(shí)海泥溫度場(chǎng)

由于海底熱油管道在正常運(yùn)行時(shí)會(huì)不斷向外散發(fā)熱量，因此必然會(huì)引起管道周圍海泥溫度的上升。然而，國(guó)內(nèi)外研究文獻(xiàn)中對(duì)于海底熱油管道停輸溫降的計(jì)算往往會(huì)忽略海泥的蓄熱，導(dǎo)致計(jì)算結(jié)果存在一定的誤差。為了減小該誤差，首先在模型中計(jì)算出正常運(yùn)行時(shí)海底泥溫的分布情況，并以此作為后續(xù)海管停輸溫降計(jì)算的初始條件。在正常運(yùn)行時(shí)海底熱油管道周圍海泥溫度場(chǎng)如圖3所示。

圖3 正常運(yùn)行時(shí)海底輸油管道周圍海泥溫度場(chǎng)

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(yùn)行時(shí)管道周圍0.5 m范圍內(nèi)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(yuǎn)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(nèi)原油溫度場(chǎng)

在得到正常輸送狀態(tài)下的海泥溫度場(chǎng)后，即可開始運(yùn)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(nèi)原油的溫度場(chǎng)。

圖4 不同停輸時(shí)間的管內(nèi)原油溫度場(chǎng)

由圖4可以看出：在停輸初始階段，管內(nèi)原油的溫降較為均勻，但是由于介質(zhì)的熱膨脹作用，在停輸6 h以后管內(nèi)高溫區(qū)逐漸上移。隨著停輸時(shí)間的延長(zhǎng)，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(zhì)，溫度相差10 ℃就意味著黏度增加1倍，在管道壓降計(jì)算中這個(gè)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(duì)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(shí)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(shí)溫度高于管中心，其他時(shí)間均不高于管中心溫度。這是因?yàn)椋和］斝∮? h時(shí)管內(nèi)原油的自然對(duì)流較強(qiáng)烈，高溫區(qū)原油密度較小，高溫區(qū)域向上移動(dòng)；隨著溫度的降低，原油黏度增大使得自然對(duì)流強(qiáng)度減弱時(shí)，所以停輸6 h之后管內(nèi)的傳熱方式由自然對(duì)流換熱變?yōu)樽匀粚?duì)流與熱傳導(dǎo)共存的狀態(tài)。

圖5 管內(nèi)徑向停輸溫降規(guī)律

圖6 填埋質(zhì)量對(duì)停輸溫降的影響

3 影響因素

圖7 初始油溫對(duì)停輸溫降的影響

3.1 填埋質(zhì)量的影響

在一般情況下，渤海油田海底熱油管道設(shè)計(jì)埋深為泥面以下1.5 m。然而，在海底熱油管道鋪設(shè)過程中，由于自然條件、施工方式等影響，往往會(huì)導(dǎo)致部分管道完全裸露在海水中，通過對(duì)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(zhì)量對(duì)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(shí)間越長(zhǎng)，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(shè)過程中應(yīng)保證填埋質(zhì)量，而且在生產(chǎn)運(yùn)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(dá)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(dá)到整體最優(yōu)的結(jié)果，需要通過數(shù)值計(jì)算尋找最適宜的輸送溫度，實(shí)現(xiàn)降本增效。初始油溫對(duì)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(shí)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(dāng)?shù)匮娱L(zhǎng)海底熱油管道的安全停輸時(shí)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(wú)法滿足需要，因?yàn)檫@不僅加大了加熱器功率，也提高了對(duì)管道材料的要求。

圖8 環(huán)境溫度對(duì)停輸溫降的影響

圖9 含水率對(duì)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(shí)，海泥溫度對(duì)管道影響很大，為清楚地了解夏季和冬季海泥溫度對(duì)管內(nèi)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(nèi)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(dǎo)致海底熱油管道與周圍環(huán)境的傳熱量變小，從而延長(zhǎng)安全停輸時(shí)間。因此，在正常生產(chǎn)過程中，夏季的輸送溫度可以適當(dāng)降低，但冬季的輸送溫度應(yīng)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(shí)使用。摻水不僅會(huì)大幅改變?cè)偷酿靥匦?，而且水的比熱容比純油比熱容高約2倍，所以摻水對(duì)管道的停輸溫降必然有較大影響。對(duì)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(dāng)其他條件不變時(shí)，含水率上升會(huì)顯著提高油水乳狀液的比熱容，導(dǎo)致其在正常運(yùn)行時(shí)的蓄熱量增大，從而在停輸時(shí)能夠延長(zhǎng)安全停輸時(shí)間。停輸40 h時(shí)，純油的溫度比含水60%乳狀液的溫度低將近13 ℃。因此，摻水無(wú)論是在水力計(jì)算還是在熱力計(jì)算上均有助于稠油管道的流動(dòng)安全保障。

4 結(jié) 論

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

(2) 管道的停輸溫降分為3個(gè)階段：停輸初期，傳熱方式以自然對(duì)流為主，高溫區(qū)原油因?yàn)槊芏容^小，高溫區(qū)域向上移動(dòng)；隨著溫度的降低，原油黏度增大使得自然對(duì)流強(qiáng)度減弱，傳熱方式由自然對(duì)流換熱變?yōu)樽匀粚?duì)流與熱傳導(dǎo)共存的狀態(tài)；最后，當(dāng)原油失去流動(dòng)性后，傳熱方式轉(zhuǎn)變成熱傳導(dǎo)。

(3) 填埋質(zhì)量對(duì)海底熱油管道傳熱影響較大，而且停輸時(shí)間越長(zhǎng)影響越大，因此在管道鋪設(shè)過程應(yīng)保證填埋質(zhì)量，而且在生產(chǎn)運(yùn)行中須監(jiān)控管道的狀態(tài)。雖然提高輸送溫度能夠適當(dāng)?shù)匮娱L(zhǎng)海底熱油管道的安全停輸時(shí)間，但僅通過提高輸送溫度的方式無(wú)法滿足需要，因?yàn)檫@不僅加大了加熱器功率，也提高了對(duì)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(dǎo)致海底熱油管道與周圍環(huán)境的傳熱量變小，從而延長(zhǎng)安全停輸時(shí)間。含水率上升能夠延長(zhǎng)安全停輸時(shí)間，摻水無(wú)論是在水力計(jì)算還是在熱力計(jì)算上均有助于保障稠油管道的流動(dòng)安全。

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