埋地热油管道原油全凝时间影响因素分析

徐颖 聂鑫 成庆林 刘晓燕

摘      要：针对寒区埋地热油管道，采用焓—多孔介质法建立多场耦合作用下停输原油热力模型，以稳定运行时的土壤温度场为土壤热历史，利用Fluent 软件进行停输传热数值模拟与分析。以管道中心点温度降至凝点为管道内原油全凝的判断依据，获得不同工况下的管道中心温降曲线，开展土壤埋深、大气温度、原油初始温度、保温材料等因素对管道内原油全凝时间的影响分析。

关  键  词：埋地管道;含蜡原油;土壤温度场;传热模型;影响因素

中图分类号：TQ021.3      文献标识码： A       文章编号： 1671-0460（2019）08-1751-04

Abstract： For the buried hot oil pipeline in cold area， the enthalpy-porous medium method was used to establish the thermal model of crude oil in shutdown under multi-field coupling. The soil temperature field in stable operation was taken as the soil thermal history， and Fluent software was used to carry out the numerical simulation and analysis of the heat transfer. The crude oil in the pipeline can be judged to be total freezing by the temperature falling to the freezing point， and the central temperature drop curves of the pipeline under different conditions were obtained. The influence factors such as soil depth， atmospheric temperature， initial temperature of crude oil and thermal insulation materials on the total freezing time of crude oil in the pipeline were analyzed.Key words： Buried pipeline; Waxy crude oil; Soil temperature field; Heat transfer model; Influencing factors

寒区热油管道停输过程中，由于管道内外存在温差，原油温度不断下降，随着停输时间的增加，管道内出现凝油。通过埋地管道停输温度场的研究可以合理确定允许停输时间、再启动压力，为停输及再启动方案的制定提理论依据，因此国内外学者在原油停输传热方面开展了大量的研究工作[1-12]。

在埋地热油管道方面，卢涛等人[13]建立了饱和含水土壤埋地原油管道在低于冰点环境温度下的停输流动和传热模型，结果表明土壤水分结冰界面和管道中原油凝固界面随停输时间向埋深方向推进，管道顶部土壤中的结冰界面较远离管道中的结冰界面缓慢，管内原油凝固界面也向埋深方向偏移。刘晓燕等人[14]对深埋为0.8 m的裸露和保温集油管线进行的模拟计算结果表明，按要求进行保温后，集油管线对土壤温度场影响很小。Bo Yu等人[15]提出了一个物理模型来研究正常操作下埋地熱油管道的传热和油流。该方法可以在一年中不同月份的运行条件下，在不同的生产量和不同的出口温度下进行准确的模拟。Enbin Liu等人[16]结合边界条件，连接条件和初始条件，将热油管道，管壁和土壤中的油的传热方程组合起来，构成热油管道停机后降温分析的微分方程。获得了热油管道停机后的温度变化，为合理确定安全停机时间和所需的再启动压力提供了计算依据。Archer[17]通过比较半空间和有效圆柱几何问题的解决方案，对于深埋管道，有效圆柱半径趋向于管道埋地深度的两倍。Ovuworie[18]介绍了完全埋藏和部分埋藏管道的稳态传热的近似解析解，结果表明，完全掩埋的形状因子与数值结果符合2.5%。James W[19]采用有限差分模型计算了埋管与周围、半无限地面间流体间歇流动的热传递情况。

本文在前人研究的基础上，采用焓—多孔介质方法建立埋地热油管道停输相变传热模型，利用Fluent软件进行数值模拟。重点分析土壤埋深、大气环境温度、原油初始温度、保温材料因素对管道内原油全部凝固时间的影响。

1  物理及数学模型

忽略埋地停输热油管道轴向传热，其埋地管道二维物理模型如图1所示。管道外壁分别为保温层和沥青层，沥青层外为土壤，下边界为土壤恒温层，上边界为大气，左右两侧为绝热边界。管道内原油初始停输时刻，温度均匀分布，各层之间紧密接触，大气温度取平均温度，为定值。

将管道内固相原油视作骨架，液态原油是存在于骨架缝隙中的流体。凝固区的原油质量和动量方程分别凝固区的液相原油的体积分数X可定义用焓法表达凝固区的能量方程，其形式凝固区的液体原油和固态原油的焓凝固区的密度和导热系数通过采用加权平均获纯液相系（液态原油）和纯固相系（包括完全凝固的原油、管道和土壤）的焓为[7]边界条件分别凝固区（0< X<1）分别与固相原油区（X=0）和液相原油区（X=1）之间的界面为内部移动边界，由式（8）确定。数学模型中，管道及外部的保温层、沥青层，根据柱状多层导热理论，其当量导热系数λpipeline为

2  影響因素分析

以Φ274 mm×4 mm钢管为例，埋深1.5 m，钢管、保温层、沥青等材质相关如表1所示。大气环境温度-5 ℃，原油析蜡点47 ℃，凝点32 ℃，原油初始温度60 ℃，原油其他物性参数见文献[20]。土壤表面与大气之间的综合换热系数25 W/（m2·K）。以下对比分析中，除特别说明外，其他参数均不变。利用fluent 软件计算，获得停输前管道土壤温度场如图2所示（埋深1.5 m），以此作为停输初始时刻土壤热历史，开展停输传热研究。管道中心温度点最高，因此以该处温度降为凝点温度时为管道内原油全凝的判断依据，开展不同因素对全凝时间影响的分析。

2.1  埋地深度对全部凝固时间的影响

管道与土壤相互耦合作用，分别以2、1 m埋深管道为例，分析管道内原油中心温度变化，其温降曲线如图3所示。管道中心温度降为305 K时，可视为管道内原油全部凝固，以此讨论管道内原油全凝时间的变化。

由图3可知，埋深越深，管道中心位置处原油温降速率越大。对于埋深1 m的管道内的原油，全凝时刻约为停输后162 h，而埋深2 m的原油全凝时刻约为244 h，凝固时间延迟了82 h。这是由于土壤蓄热能力大，管道外土壤层相当于增加了管道外部的热阻，减小了管道与大气的换热。埋深越深，径向热阻越大，散热越慢。但对于管道内的原油，埋深改变了温降的速率，但整体温降变化趋势不变。

2.2  大气温度对全部凝固时间的影响

土壤外界大气温度不仅决定土壤恒温层的深度，还影响管道外土壤温度场，由此影响管道内热油的温降过程。分别以大气环境温度为263、268和273 K为例，获得管内中心油温随时间的变化关系如图4所示。

由图4可知，三种温度下，原油全凝时间分别约为167、208及245 h。大气温度越低，土壤温度越低，管道内原油与外界的温差越大，则散热越快。大气温度依次提高5 K，管道内原油全凝时间分别增加了41和38 h。显然，随着大气环境温度的升高，相同的外界温度升幅下，凝油时间的变化幅度有减小的趋势。这是由于随着停输过程中原油温度逐渐降低，原油与环境间的温差逐渐降低，其对换热速度的影响程度逐渐削弱。

2.3  原油初温对全部凝固时间的影响

管内原油的初始油温越高，原油温度到达凝固点的时间就越长，管内初始油温分别为333和318 K时，管道中心处原油温度随时间的变化曲线见图5。

由图5可知，初始油温分别为318和333 K时，管道内原油全部凝固所需的时间分别约为245 h及125 h。温度提高15 K，管道内凝油时间明显延长，但两条曲线变化趋势不同。这是由于原油的析蜡点为318 K，由于潜热的释放，333 K温度的原油温降速率在析蜡点处开始减缓，当析蜡潜热释放基本完毕后，温降速率再次增大，因此可以将管道内原油的温降速率分为三个阶段。而对于初始温度为318K的原油，停输初始阶段便有潜热开始释放，其温度变化速率非常缓慢。

2.4  保温材料对全部凝固时间的影响

不同的管道保温材料导热系数不同，因此管道内原油温降速率不同。分别以玻璃棉及聚氨酯为保温材料，其导热系数分别为0.05 W/（m2·℃）及0.02 W/（m2·℃），获得管道中心点温降曲线如图6所示。

保温材料的导热系数越大，原油与大气之间的热阻越小，保温效果越差。两种保温材料导热系数相差0.03 W/（m2·℃），由图6中可知，管道内原油全凝时间相差约35 h。因此，工程应用中，保温材料的选取是影响管道内原油的温度变化的主要因素。

3  结 论

（1）利用焓—多孔介质法，建立了大气—土壤—管道原油多场耦合作用下埋地停输热油管道停输热力模型，利用Fluent软件开展模拟计算与分析;

（2）以管道中心点温度降至凝点为管道内原油全部凝固的判断依据，分析了管道埋深、大气温度、原油初始温度、保温材料等因素对凝固时间的影响;

（3）针对不同原油初始温度对温降曲线变化趋势的影响，重点分析了原油停输初始温度为析蜡点时的曲线变化特点。

参考文献：

[1] Nagano Y， Sun Y， Hishida M. Inward solidification of a high prandtl number fluid in a cooled horizontal pipe[J]. Acta Petrolei Sinica， 1985， 51（467）：2184-2192.

[2] Athanasios， Sassos， Asterios， et al. Convection in the Rayleigh-Bénard Flow with all Fluid Properties Variable[J].. Journal of Thermal Science， 2011， 20（5）：454-459.

[3] Lee H S， Singh P， Thomason W H， et al. Waxy Oil Gel Breaking Mechanisms： Adhesive versus Cohesive Failure[J].. Energy & Fuels， 2008， 22（1）：480-487.

[4] Sahand Majidia ， Ali Ahmadpour. Thermally assisted restart of gelled pipelines： A weakly compressible numerical study[J]. International Journal of Heat and Mass Transfer2018， 118： 27–39.