海底热油管道停输温降的数值模拟及影响因素

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(1.天津市宝坻区安全生产监督管理局,天津 301800； 2.中海石油(中国)有限公司天津分公司，天津 300459 ；3.中国石油大学(北京)重质油国家重点实验室，北京 102249)

0 引 言

随着油田开发程度的不断提高，待开发的常规油田逐渐减少，油田产量接替的形势日益严峻，为此，非常规油田逐渐进入开发日程。对于渤海油田而言，稠油储量占总探明石油地质储量的约50%，因此稠油资源的高效开发对渤海油田的未来发展有着十分重要的意义[1]。但是，稠油的高黏特性给油田开发带来极大的困难，海底稠油管道通常需要加热输送，不仅需要消耗大量燃料加热原油，而且事故停输后有凝管的危险，因此有必要对海底热油管道的传热计算进行深入研究，优化海底热油管道的运行条件。

XU等[2]和YU等[3]对埋地输油管道在正常工况下的土壤温度场和停输工况下的原油温度场进行研究；邢晓凯[4]建立添加运行参数和气温影响的埋地热油管道停输降温数值模型；陈晶华等[5]研究不同季节对海底热油管道停输温降过程的影响；盛磊祥等[6]研究保温层对停输温降过程的影响；王洪志等[7]分析不同土质在不同情况下的温度场情况；王敏睿等[8]研究渗流对海底热油管道停输温降规律的影响。

目前国内外针对海底热油管道停输温降的研究较少，且往往忽略海泥蓄热的影响。本文利用Fluent软件计算在正常工况下海底热油管道周围的海泥温度场，并以此为基础进行海底热油管道停输温降影响因素的分析。

1 研究模型

1.1 管道概况

特稠油田井口平台至中心平台输油管道长度为3.9 km。由于该油田原油属于特稠油，纯油黏度较大，输送压力高，所以采用加热掺水相结合的方式外输，外输入口温度为80 ℃。管道的结构为“钢管-保温层-钢管”，其中：内层钢管为Φ323.85×12.7 mm，保温层为50 mm，外层钢管为Φ457.2×14.27 mm，钢管的热导率为45 W/(m·℃)，比热容为470 J/(kg·℃)，保温层的热导率为0.084 W/(m·℃)，比热容为700 J/(kg·℃)。原油在20℃时的密度为1 008 kg/m3，黏度拟合公式为μ=0.340 3T4-91.19T3+9 028.3T2-393 263T+6 000 000，式中T为温度。

1.2 海底热油管道传热模型

海底热油管道传热模型主要包括：海底热油管道、保温层、海泥等物理实体。海底热油管道传热模型简化基于以下假设：(1)假设原油为不可压缩流体；(2)忽略原油以及海泥轴向方向的传热，且为各向同性的均一介质；(3)忽略原油的纵向流动，仅研究管道径向温度变化；(4)忽略原油与管道之间的摩擦热。

海底热油管道传热计算的二维简化模型如图1所示。为了使研究结果更加贴近实际，模型保持了海底热油管道“钢管-保温层-钢管”3层结构。将管道两侧相距10 m处以及海底泥面以下10 m处设置为恒温边界；由于海水导热较快和海流的影响，模型中将海底泥面也设置为恒温边界[9-10]。

图1 海底热油管道二维简化传热模型

2 数值计算

2.1 计算方法

由于模型具备轴对称的特征，为简化模型、缩短计算时间，仅在GAMBIT软件中建立海底热油管道横截面右半部分的模型，如图2所示。采用结构化网格，并将管道内部、保温层区域以及管道周边等重点研究区域的网格加密，有助于在保证计算精度的同时提高计算效率。由于停输之后在径向上的温降并不完全一致，因此模型中分别计算内层钢管、保温层以及外层钢管的温度。

图2 海底管道截面模型网格划分

2.2 计算结果分析

2.2.1 在正常运行时海泥温度场

由于海底热油管道在正常运行时会不断向外散发热量，因此必然会引起管道周围海泥温度的上升。然而，国内外研究文献中对于海底热油管道停输温降的计算往往会忽略海泥的蓄热，导致计算结果存在一定的误差。为了减小该误差，首先在模型中计算出正常运行时海底泥温的分布情况，并以此作为后续海管停输温降计算的初始条件。在正常运行时海底热油管道周围海泥温度场如图3所示。

图3 正常运行时海底输油管道周围海泥温度场

由图3可以看出：由于受到海底热油管道的传热作用，在正常运行时管道周围0.5 m范围内有一定的温升，但是温升幅度不大，绝大部分热量被保温层阻隔。距离管道越近的区域越容易受到管道的影响，且温度较高；距离管道较远的区域受到管道的影响较小，更加接近环境温度。

2.2.2 停输后管内原油温度场

在得到正常输送状态下的海泥温度场后，即可开始运行停输温降模型。图5是停输1 h，6 h，10 h以及20 h后管内原油的温度场。

图4 不同停输时间的管内原油温度场

由图4可以看出：在停输初始阶段，管内原油的温降较为均匀，但是由于介质的热膨胀作用，在停输6 h以后管内高温区逐渐上移。随着停输时间的延长，管道中心处的油温与管壁处的油温差距逐渐变大，最大可相差10 ℃。根据原油的黏温性质，温度相差10 ℃就意味着黏度增加1倍，在管道压降计算中这个因素显然是不容忽略的。

竖直方向和水平方向的径向温降规律如图5所示，与云图对比，该数据能够更加清晰地解释温降规律。由图5可以看出：在竖直方向上，距管中心110 mm处停输后2～6 h时温降很小，而且在停输过程中该区域温度始终高于其他区域，但是停输6 h之后，两区域的温度差值逐渐缩小。在水平方向上，距管中心110 mm处停输后6 ～10 h时温度高于管中心，其他时间均不高于管中心温度。这是因为：停输小于6 h时管内原油的自然对流较强烈，高温区原油密度较小，高温区域向上移动；随着温度的降低，原油黏度增大使得自然对流强度减弱时，所以停输6 h之后管内的传热方式由自然对流换热变为自然对流与热传导共存的状态。

图5 管内径向停输温降规律

图6 填埋质量对停输温降的影响

3 影响因素

图7 初始油温对停输温降的影响

3.1 填埋质量的影响

在一般情况下，渤海油田海底热油管道设计埋深为泥面以下1.5 m。然而，在海底热油管道铺设过程中，由于自然条件、施工方式等影响，往往会导致部分管道完全裸露在海水中，通过对比分析，研究完全裸露海底热油管道和完全掩埋海底热油管道在停输温降上的差异。填埋质量对停输温降的影响如图6所示。将海水看作定温边界，即保持恒温。

由图6可以看出：与完全掩埋相比，裸露的海底热油管道传热速率更快。停输时间越长，温度差距越大，在停输40 h后，两者温度相差6 ℃。因此，在管道铺设过程中应保证填埋质量，而且在生产运行中须监控管道的状态。

3.2 初始油温的影响

目前一般通过提高温度输送高黏、高凝原油。通过提高输送温度达到降低黏度、减小压力损失的效果，即提高加热器功率减小外输泵功率。为最优化加热器功率和外输泵功率以达到整体最优的结果，需要通过数值计算寻找最适宜的输送温度，实现降本增效。初始油温对停输温降的影响如图7所示。

由图7可以看出：油温越低、温降速度越慢，随着停输时间不断增加，温差逐渐缩小。这意味着虽然提高输送温度能够适当地延长海底热油管道的安全停输时间，但是效果不太明显，所以仅仅通过提高输送温度的方式无法满足需要，因为这不仅加大了加热器功率，也提高了对管道材料的要求。

图8 环境温度对停输温降的影响

图9 含水率对停输温降的影响

3.3 环境温度的影响

海底热油管道停输时，海泥温度对管道影响很大，为清楚地了解夏季和冬季海泥温度对管内温降的影响，分别研究夏季和冬季的停输温降规律，如图8所示。

由图8可以看出：在停输40 h后，夏季的平均温度比冬季高7.2 ℃。在不改变其他条件的情况下，海底泥温升高，海底热油管道热力影响范围内的海泥温度也随之升高，海底热油管道与周边环境的温度减小，导致海底热油管道与周围环境的传热量变小，从而延长安全停输时间。因此，在正常生产过程中，夏季的输送温度可以适当降低，但冬季的输送温度应提高。

3.4 含水率的影响

掺水和加热是稠油输送的最重要手段，而且往往同时使用。掺水不仅会大幅改变原油的黏温特性，而且水的比热容比纯油比热容高约2倍，所以掺水对管道的停输温降必然有较大影响。对比分析纯油以及含水60%乳状液的停输温降规律，如图9所示。

由图9可以看出：当其他条件不变时，含水率上升会显著提高油水乳状液的比热容，导致其在正常运行时的蓄热量增大，从而在停输时能够延长安全停输时间。停输40 h时，纯油的温度比含水60%乳状液的温度低将近13 ℃。因此，掺水无论是在水力计算还是在热力计算上均有助于稠油管道的流动安全保障。

4 结 论

(1) 建立海底热油管道传热计算的二维简化物理模型，细化“钢管-保温层-钢管”的3层结构，使计算结果更贴近实际情况，利用Fluent软件计算在正常工况下海底热油管道周围的海泥温度场，为停输温降的计算提供理论基础。

(2) 管道的停输温降分为3个阶段：停输初期，传热方式以自然对流为主，高温区原油因为密度较小，高温区域向上移动；随着温度的降低，原油黏度增大使得自然对流强度减弱，传热方式由自然对流换热变为自然对流与热传导共存的状态；最后，当原油失去流动性后，传热方式转变成热传导。

(3) 填埋质量对海底热油管道传热影响较大，而且停输时间越长影响越大，因此在管道铺设过程应保证填埋质量，而且在生产运行中须监控管道的状态。虽然提高输送温度能够适当地延长海底热油管道的安全停输时间，但仅通过提高输送温度的方式无法满足需要，因为这不仅加大了加热器功率，也提高了对海底热油管道材料的要求。夏季海底热油管道与周边环境的温度减小，导致海底热油管道与周围环境的传热量变小，从而延长安全停输时间。含水率上升能够延长安全停输时间，掺水无论是在水力计算还是在热力计算上均有助于保障稠油管道的流动安全。

[1] 郭太现,苏彦春.渤海油田稠油油藏开发现状和技术发展方向[J].中国海上油气,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] 邢晓凯.环境条件变化对热油管道停输降温过程的影响分析[J].管道技术与设备,2001(01):8-10.

[5] 陈晶华,付璇.海底原油管道停输温降的Fluent模拟[J].石油化工高等学校学报,2014(02):93-96.

[6] 盛磊祥,许亮斌,蒋世全,等.基于Fluent的海管内停输管内原油温度变化过程分析[J].中国造船,2009(A11):333-337.

[7] 王洪志,王双平,金哲,等.基于Fluent的不同地貌埋地管道温度场数值模拟[J].管道技术与设备,2013(04):18-20.

[8] 王敏睿,马贵阳,李丹,等.渗流对海底热油管道停输温降规律影响的数值模拟[J].辽宁石油化工大学学报,2014,34(04):32-34.