海底原油管道停输温降的Fluent模拟

陈晶华， 付 璇

（1.中海石油（中国）有限公司北京研究中心，北京100027；

2.中国石油大学（北京）城市油气输配北京市重点实验室，北京102249）

近年来，海上油田不断发展，对海底输油管道停输过程传热问题的研究也迫在眉睫。研究海底输油管道停输过程的传热问题，不仅可降低输油成本、减少能耗、保护环境，而且可以为实际生产管理提供科学的依据。对于指导海上油田的输油生产、管道安全运行和节能降耗也具有重要意义。

管道运行过程中，不可避免地会遇到计划性或事故性停输问题。而管内原油温度不断下降，使油品黏度增大、形成结构并胶凝［1］，管道再启动所需压力显著增加。如果停输时间过长，管道再启动所需压力超过泵的扬程或管道强度，则无法进行正常的再启动过程。所以为了防止易凝高黏原油管道出现凝管现象，需要确定管道内的温度分布情况。

针对管道的停输温降，国内外许多学者已经做了大量研究工作，克利文推导出埋地管道周围土壤温度场的计算公式［1］，J.A.Wheeler［2］应用有限元、有限差分理论研究了埋地管道温度分布。我国罗塘湖［3］、李长俊［4］、邢晓凯等［5］也从数值模拟的角度对原油管道的温降进行了模拟计算。目前，对原油管道停输降温过程的研究主要采用数值计算的方法，通过控制网格的划分，计算得到较高精度的解［6］。本文利用Fluent对原油管道停输温降过程进行了模拟，分析研究原油管道在停输后径向温度分布随时间的变化规律。

1 管道概况

由海上平台到陆上输油站的原油管线全长58.78km，包括平台到海岸的海底管段和陆上埋地管段两部分。其中海底管段长44.2km，保温层厚50mm，总传热系数为0.85，管道管径为Φ406.4 mm×14.3mm；陆上管段长14.58km，保温层厚60mm，总传热系数为0.9，管道管径为Φ406.4 mm×11.1mm。管道输量在一定范围内变化，海底管段冬季平均环境温度为3.7℃，夏季平均环境温度21.7℃，陆管段环境温度按极端气温考虑，最高为34.6℃，最低为－17.2℃。管道所在位置的冬夏温差比较大，为保证管道安全运行，需要确定管内原油停输一定时间后的管道内的温度分布，这对大口径海底管道再启动压力计算有很大影响。

2 原油及管材基本物性

原油20℃下的密度895.95kg／m3，凝点30℃，比热容2 000J／（kg·K），初始油温80℃，临界温度为35℃，原油含蜡质量分数为23.2%。原油的黏温数据如表1所示，管材性质如表2所示。

表1 原油黏温数据Table1 The viscosity of the crude oil

表2 管材性质Table2 The nature of the pipeline

3 管道停输后管内的传热过程及特点

热油管道停输后，由于管壁温度始终低于管内液态原油的温度，因此形成由管中心指向管壁的径向温度梯度［7］。由于管内的自然对流，管道截面上的原油温度以一个较快的速度比较均匀地下降。当油温低于析蜡点时，原油中的蜡将逐渐析出，并和油相互作用形成凝油层。由于管壁处温度最低，因而该处原油最先发生胶凝。随着停输时间的不断延长，管内油温不断下降，凝油层也会不断增厚，液相区面积不断减小［8］。自然对流逐渐减弱，凝油区的热传导将占主要地位［9］。由于石蜡结晶释放潜热以及凝油层的保温作用，会使得管道的停输温降变慢。根据停输管道的径向温度分布和所输原油滞流点可以确定自然对流区和导热区的边界，这是停输管道温降计算的关键。

此外，根据管道内径向温度分布还可以判断出凝油层界面位置和析蜡量等重要参数，对停输管道水力分析具有重要意义［10］。凝油层界面的位置不能通过实验来测得，故采用数值模拟的方法进行分析，能够为实际生产和理论研究提供依据。

4 停输管道径向温度分布计算

在研究过程中，由于水下原油管道的传热方式、热效应范围与埋地管道不同［11］，海水的热容量较大，且与管道最外层之间的放热系数很大，所以海底原油管道在温降模拟过程中可假设环境温度保持不变。由于原油密度变化和重力作用，管内原油与管壁、保温层与管外海水进行热交换的方式属于自然对流换热。由于停输后原油密度的变化不大，可选择采用Boussinesq模型解决自然对流问题。原油与管壁之间、管壁与保温层之间均采用耦合边界。

在管道上取一部分管段作为研究对象，建立三维立体模型并对整个圆柱区域进行网格划分，用Fluent流体分析软件模拟管道停输过程，并计算出所取管段的流场分布及温度分布云图。在计算时，假设管道内部完全充满原油，即任何截面的介质都是均匀分布的。环境温度冬季取3.7℃，初始油温为80、40℃时，停输时间分别取12、20h。夏季环境温度取21.7℃，初始油温分别为80、40℃时，停输时间分别取12、20h。停输开始时，可认为管内油温分布均匀，再以此作为初始条件，开始非稳态计算。计算结果如图1所示。

由图1可以看出，随着停输时间的延长，初温80℃时冬季管内温降比夏季快很多，且在相同的停输时间下，冬季管中心处与管壁处的温差比夏季大。根据不同时间段的断面温度分布，结合管输原油的凝点、溶解度曲线（DSC）可以进一步确定停输管道的凝油层界面位置及原油析蜡量等参数。同时，通过初温80℃与40℃的温降对比可以看出，提高初始油温可延长油品的停输时间，但需考虑管材物性和热能动力消耗等因素。

图1 不同季节和初温停输12h和20h径向温度分布Fig.1 The radial temperature distribution of different seasons and the initial temperature with the pipeline 12 h and 20 h shutdown

为了更直观的看出初始油温对停输后管内温降的影响，用Fluent软件计算得到的不同初始油温距管中心100mm处的油温随停输时间变化的曲线，如图2所示。

图2 不同初始油温距管中心100mm处温度随停输时间变化曲线Fig.2 The pipeline temperature curve of different initial temperature at the position where is 100 mm from the center over the shutdown time

由图2可知，在其他条件不变的情况下，较高的初始油温可延长油品的停输时间。但完全依靠过度提高初始油温的方法并不可取，不仅增加燃料费用也对管材性质要求比较高。在0～20h温降速度很快，主要是因为该阶段管内原油的自然对流较强烈。停输20h后的一段时间内温降缓慢，降温在5℃以内，这是因为管内原油接近临界温度，原油黏度增大及蜡晶析出，使得自然对流强度减弱。

海底原油管道停输时，海水温度对管道影响很大，所以计划停输尽量选在夏季海水温度较高时。为了清楚的了解夏季和冬季海水温度对管内温降的影响，所以给出所选管道冬夏两季距管中心100 mm处的温度随停输时间变化的曲线，如图3所示。

图3 不同季节距管中心100mm处温度随停输时间变化曲线Fig.3 The pipeline temperature curve of different seasons at the position where is 100 mm from the center over the shutdown time

由图3可以看出，在停输32h时，距管中心100 mm处夏季温降为22℃，冬季由于海水温度低，距管中心100mm处温降比夏季大7℃左右。

5 结论

通过Fluent模拟，结合管道运行工况，预测了输油管线不同停输时间管道温降的情况，得到主要结论：

（1）随着管道停输时间的延长，中心液相区的流动半径在不断减小。

（2）提高初始油温可延长管道的安全停输时间，但需考虑管材物性和热能动力消耗等因素。

（3）管道停输0～20h温降速度很快，主要是因为该阶段管内原油的自然对流较强烈。停输20 h后的一段时间内温降缓慢，降温在5℃以内，这是因为管内原油接近临界温度，原油黏度增大及蜡晶析出，使得自然对流强度减弱。

（4）通过与现场采集的数据进行对比，可知利用Fluent软件对海底原油管道的温度场进行数值计算有较高的准确性。

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