正反輸送管道停輸再啟動(dòng)數(shù)值模擬分析

陳從磊，黃啟玉，王乾坤

(1.中國石油化工股份有限公司石油勘探開發(fā)研究院，北京 100083；2.中國石油大學(xué)(北京)油氣儲(chǔ)運(yùn)工程系，北京 102249；3.中國石油管道公司，河北廊坊 065000)

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正反輸送管道停輸再啟動(dòng)數(shù)值模擬分析

陳從磊1，黃啟玉2，王乾坤3

(1.中國石油化工股份有限公司石油勘探開發(fā)研究院，北京 100083；2.中國石油大學(xué)(北京)油氣儲(chǔ)運(yùn)工程系，北京 102249；3.中國石油管道公司，河北廊坊 065000)

通過建立管道正常運(yùn)行、停輸溫降過程和再啟動(dòng)過程的數(shù)值模型，描述了正反輸送管道的停輸再啟動(dòng)過程。利用該數(shù)值模擬計(jì)算得出的進(jìn)站油溫與管道正常運(yùn)行的實(shí)際值相對(duì)誤差在2%以內(nèi)，能夠較準(zhǔn)確的模擬管道實(shí)際運(yùn)行中的熱力變化。在此基礎(chǔ)上，以某正反輸送管道為例，計(jì)算了管道冬季、春秋季和夏季的最大安全停輸時(shí)間、停輸后的沿程溫降和冬季再啟動(dòng)過程中管道沿程流量恢復(fù)情況，為熱油管道的生產(chǎn)管理和安全高效運(yùn)行提供參考依據(jù)。

正反輸送； 停輸再啟動(dòng)； 數(shù)值模擬； 溫降； 模型

隨著油田老化和原油產(chǎn)量逐漸降低，原油管道正在面臨低輸量運(yùn)行的困擾，國內(nèi)原油管道尤其是東部地區(qū)的原油管道，大多處于低輸量或超低輸量狀態(tài)[1]。為此，部分熱油管道采用了正反輸送的方式來保證低輸量下的安全運(yùn)行[2]。由于管道檢修、油量不足、事故工況、計(jì)劃停輸、自然災(zāi)害等原因[3]，熱油管道的停輸是無法避免的。管道停輸后，管內(nèi)原油溫度逐漸降低，黏度增大，管壁上沉積的蠟層厚度不斷增加，當(dāng)原油溫度降低到一定值時(shí)，管道再啟動(dòng)將十分困難，嚴(yán)重時(shí)甚至?xí)l(fā)生凝管事故[4]。為確保熱油管道安全高效運(yùn)行，必須了解管道在各種條件下停輸后的溫降情況，再啟動(dòng)過程所需的壓力、溫度，以便確定管道最大安全停輸時(shí)間和停輸時(shí)需要采取的措施[5]。

一個(gè)完整停輸再啟動(dòng)過程包括停輸前的正常輸送、停輸和再啟動(dòng)3個(gè)過程。本文通過數(shù)值模擬的方法，分別建立了管道正常運(yùn)行、停輸溫降過程和再啟動(dòng)過程的數(shù)值模型，描述了正反輸送熱油管道的停輸再啟動(dòng)過程，并以某正反輸送管道為例，進(jìn)行了停輸再啟動(dòng)計(jì)算，為熱油管道的生產(chǎn)管理和安全高效運(yùn)行提供了參考依據(jù)。

1 數(shù)值模型及其求解方法

1.1 管道正常運(yùn)行數(shù)值模型

由于埋地管道真實(shí)的熱力變化情況比較復(fù)雜，在建立管道正常運(yùn)行數(shù)值計(jì)算模型時(shí)，假設(shè)管道周圍土壤為各向同性的均勻介質(zhì)[6]，且管道在土壤內(nèi)的熱力影響區(qū)域取為10 m[5]；管內(nèi)原油溫度只與管道軸向和時(shí)間有關(guān)，在管道橫截面上均分分布；同時(shí)忽略軸向溫降，將其簡(jiǎn)化為二維導(dǎo)熱問題[7]。

圖1 埋地?zé)嵊凸艿朗疽鈭D

Fig.1 Schematic diagram of buried hot-oil pipeline

(1) 管道正常運(yùn)行數(shù)值模型

根據(jù)連續(xù)性方程、動(dòng)量方程和能量方程，推導(dǎo)出管道正常運(yùn)行數(shù)值模型[8]：

(1)

式中，ρ為原油密度，kg/m3；cp為原油的定壓比熱容，J/(kg·℃)；T為原油溫度，℃；β為原油膨脹系數(shù)，℃-1；τ為時(shí)間，s；p為油流截面平均壓力，Pa；f為達(dá)西摩阻系數(shù)；V為油流平均速度，m/s；q為單位時(shí)間內(nèi)單位管壁面積上的散熱量，W/m2；D為管道內(nèi)直徑，m。

(2) 結(jié)蠟層、管壁和防腐層的傳熱方程:

(2)

式中，k=1,2,3，分別表示結(jié)蠟層、管壁和防腐層；ρk為第k層的密度，kg/m3；ck為第k層的比熱容，J/(kg·℃)；Tk為第k層的溫度，℃；λk為第k層的導(dǎo)熱系數(shù)，W/(m·℃)；r為徑向位置，m；θ為環(huán)向弧度。

(3) 土壤導(dǎo)熱方程

(3)

式中，ρs為土壤的密度，kg/m3；cs為土壤的比熱容，J/(kg·℃)；Ts為土壤的溫度，℃；λs為土壤的導(dǎo)熱系數(shù)，W/(m·℃)；x為橫向距離，m；y為深度，m。

(4) 邊界條件

當(dāng)|y|=H時(shí)，Ts=Tn。

式中，αa為地表的放熱系數(shù)，W/(m2·℃)；Ta為大氣的溫度，℃;Tn為恒溫層的溫度，℃。

1.2 停輸溫降過程的數(shù)值模型

停輸后的溫降是一個(gè)伴隨相變、自然對(duì)流和移動(dòng)邊界的三維不穩(wěn)定傳熱問題[6]。管道停輸后的溫降分為兩個(gè)階段：第一階段，管道內(nèi)原油溫度快速冷卻到略高于管道外壁土壤溫度，且越靠近管壁，溫度下降越快；第二階段，管內(nèi)原油和管外土壤作為一個(gè)整體緩慢降溫[9]。

由于含蠟原油停輸后溫降過程非常復(fù)雜，因此，在建立停輸溫降過程數(shù)值模型時(shí)，引入當(dāng)量導(dǎo)熱系數(shù)將液態(tài)原油的自然對(duì)流問題當(dāng)成導(dǎo)熱問題來處理；同時(shí)，假設(shè)蠟晶析出形成凝油層的增長(zhǎng)和管道同心，將停輸溫降問題簡(jiǎn)化為一個(gè)純導(dǎo)熱問題。停輸溫降過程管內(nèi)原油的導(dǎo)熱方程為：

(4)

停輸溫降過程中結(jié)蠟層、管壁和防腐層的導(dǎo)熱方程和土壤導(dǎo)熱方程同式(2)和式(3)。

1.3 再啟動(dòng)過程的數(shù)值模型

當(dāng)原油沒表現(xiàn)出觸變性時(shí)，再啟動(dòng)過程的數(shù)值模型與正常輸送相同。當(dāng)原油表現(xiàn)出觸變性時(shí)，再啟動(dòng)過程的數(shù)值模型為[6]：

(5)

式中，τw用Houska觸變模型來計(jì)算[10]。

1.4 計(jì)算區(qū)域離散化及數(shù)值計(jì)算方法

(1) 計(jì)算區(qū)域離散化

為保證計(jì)算精度和準(zhǔn)確性，在管道熱力影響區(qū)內(nèi)對(duì)土壤、結(jié)蠟層、鋼管壁、防腐層和管道分別采取DELAUNAY三角化方法[11]、極坐標(biāo)網(wǎng)格和有限差分法進(jìn)行了離散，結(jié)果見圖2和圖3。

圖2 結(jié)蠟層、管壁和防腐層及其周圍的土壤網(wǎng)格劃分

Fig.2 Mesh generation of waxy layer，pipe-wall,coating and the Soil

圖3 管道的離散圖

Fig.3 Discrete graphs of pipeline

2 數(shù)值計(jì)算結(jié)果及分析

某熱油管道長(zhǎng)109 km，直徑529 mm，壁厚7 mm，最大操作壓力3.5 MPa，全線共4座泵站。由于輸量較低，采用正反輸送方式運(yùn)行。

2.1 模擬工況選取

根據(jù)影響停輸安全性的關(guān)鍵因素地溫，將運(yùn)行工況分為3類：春秋季(4～6月和10～12月)、冬季(1～3月)和夏季(7～9月)。

通過對(duì)該管道近3年生產(chǎn)報(bào)表的整理分析可知：春秋季和夏季采用7正2反(正輸7 d，反輸2 d，下同)，冬季采用4正2反的運(yùn)行工況。其不同季節(jié)各站在正反輸送過程中的平均出站溫度和輸量見表1。

2.2 模擬結(jié)果驗(yàn)證

為驗(yàn)證數(shù)值模擬計(jì)算的準(zhǔn)確性以及各站間參數(shù)的選取的合理性，利用該數(shù)值模型對(duì)管道穩(wěn)定運(yùn)行工況下的生產(chǎn)數(shù)據(jù)進(jìn)行了模擬計(jì)算。模擬計(jì)算結(jié)果與實(shí)際結(jié)果對(duì)比見表2。

表1 不同季節(jié)管道運(yùn)行工況

表2 正常輸送模擬結(jié)果與實(shí)際值對(duì)比

續(xù)表2

模擬計(jì)算結(jié)果表明，進(jìn)站油溫模擬值與管道運(yùn)行實(shí)際值最大偏差絕對(duì)值不超過1 ℃，相對(duì)誤差在2%以內(nèi)。因此，該數(shù)值模型能夠較準(zhǔn)確的模擬計(jì)算該管道實(shí)際運(yùn)行中的熱力變化情況。

2.3 停輸再啟動(dòng)計(jì)算

2.3.1 最大安全停輸時(shí)間計(jì)算 管道最大安全停輸時(shí)間：當(dāng)管道停輸一定時(shí)間后，順利再啟動(dòng)管道所需的壓力達(dá)到管道最大操作壓力時(shí)，即認(rèn)為管道停輸已達(dá)到極限情況，此時(shí)停輸時(shí)間為管道最大安全停輸時(shí)間。

在驗(yàn)證了模擬程序準(zhǔn)確性的基礎(chǔ)上，對(duì)正反輸送過程中不同停輸時(shí)刻管道最大安全停輸時(shí)間進(jìn)行了數(shù)值模擬計(jì)算(假設(shè)正輸終止時(shí)刻和反輸初始時(shí)刻是指同一時(shí)間點(diǎn)，正輸初始時(shí)刻和上一批次反輸終止時(shí)刻是指同一時(shí)間點(diǎn))。不同季節(jié)不同停輸時(shí)刻管道最大安全停輸時(shí)間計(jì)算結(jié)果見圖4。

圖4 不同季節(jié)最大安全停輸時(shí)間

Fig.4 Maximum safe time after shutdown atdifferent seasons

最大安全停輸時(shí)間計(jì)算結(jié)果表明：

(1) 不同季節(jié)不同停輸時(shí)刻停輸，管道最大安全停輸時(shí)間略有不同，差別在1 h內(nèi)(冬季0.7 h，春秋季和夏季均0.8 h)。

(2) 同一批次中，從正輸開始到正輸結(jié)束，隨著正輸?shù)倪M(jìn)行最大安全停輸時(shí)間逐漸減小，當(dāng)減小到一定程度時(shí)，最大安全停輸時(shí)間將基本穩(wěn)定在的某一固定值。

(3) 正輸?shù)?天的最大安全停輸時(shí)間比上一批次反輸最后1天有所增加；反輸?shù)?天最大安全停輸時(shí)間比正輸最后1天略有增加。

考慮到在工程實(shí)際中，停輸時(shí)刻未必剛好發(fā)生在模擬計(jì)算得到的時(shí)間點(diǎn)。因此，為安全起見，冬季最大安全停輸時(shí)間取10.0 h，春秋季最大安全停輸時(shí)間取16.5 h，夏季最大安全停輸時(shí)間取28.0 h。

在最大安全停輸時(shí)間內(nèi)，分別計(jì)算了各個(gè)季節(jié)管道停輸后的沿程溫降。停輸過程中，由于受地溫的影響，冬季沿線溫降速率最大，春秋季次之，夏季溫降速率最小，且隨著停輸時(shí)間的增加，溫降速率不斷減小。停輸后不同時(shí)刻管道沿程溫降情況見圖5。

圖5 管道停輸后沿程溫降曲線

Fig.5 Temperature drop along the pipeline after shutdown

2.3.2 再啟動(dòng)過程模擬 為確定管道停輸后再啟動(dòng)的安全性，以冬季為例進(jìn)行了再啟動(dòng)過程的模擬。

選取冬季管線停輸達(dá)到最大安全停輸時(shí)間(10 h)時(shí)，采用最大允許操作壓力3.5 MPa，出站溫度為60 ℃，首站(A站)啟動(dòng)管道，在啟動(dòng)10 h以內(nèi)時(shí)，末站(D站)進(jìn)站流量恢復(fù)情況見圖6。

圖6 冬季再啟動(dòng)流量恢復(fù)

Fig.6 Flow recovery after restart in winter

再啟動(dòng)過程的模擬表明，當(dāng)管道達(dá)到停輸極限后，首站(A站)3.5 MPa壓力啟動(dòng)管道，能夠在10 h內(nèi)使末站(D站)進(jìn)站口處的流量恢復(fù)正常，管道可以安全順利再啟動(dòng)。

3 結(jié)論

通過建立管道正常輸送熱力-水力模型、停輸溫降模型和再啟動(dòng)模型，對(duì)熱油管道停輸再啟動(dòng)過程進(jìn)行了數(shù)值模擬分析，利用編制的軟件，對(duì)某熱油管道停輸安全性進(jìn)行了計(jì)算，得出以下結(jié)論：

(1) 數(shù)值模擬計(jì)算得出的進(jìn)站油溫與管道運(yùn)行實(shí)際值最大偏差絕對(duì)值低于1 ℃，相對(duì)誤差在2%以內(nèi)，能夠較準(zhǔn)確的模擬該管道實(shí)際運(yùn)行中的熱力變化情況。

(2) 冬季最大安全停輸時(shí)間為10 h，春秋季最大安全停輸時(shí)間為16.5 h，夏季最大安全停輸時(shí)間為28.0 h。

(3) 管道停輸后，冬季沿線溫降速率最大，春秋季次之，夏季溫降速率最小，且隨著停輸時(shí)間的增加，溫降速率逐漸減小。

(4) 在達(dá)到最大安全停輸時(shí)間后，首站采用3.5 MPa壓力，出站油溫60 ℃啟動(dòng)管道，10 h內(nèi)末站進(jìn)站流量恢復(fù)正常，管道再啟動(dòng)成功。

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(編輯 王亞新)

Numerical Simulation Analysis of Shutdown and Restart Procedure in Normal and Opposite Direction Transportation Pipeline

Chen Conglei1, Huang Qiyu2, Wang Qiankun3

(1.Petroleum Exploration and Production Research Institute, SINOPEC, Beijing 100083, China；2.DepartmentofOilandGasStorageandTransportation,ChinaUniversityofPetroleum,Beijing102249,China；3.ChinaNationalPetroleumCorporationPipelineCompany，LangfangHebei065000，China)

By setting up numerical models of pipeline normal operation, temperature drop along the pipeline after shutdown and restart procedure, the normal and opposite direction transportation pipeline shutdown and restart procedure were described. The relative errors of the results calculated using the numerical models were less than 2%, so thermal variation along the pipeline can be simulated accurately. Based on the numerical models, maximum safe time after shutdown in different seasons, temperature drop along the pipeline after shutdown and flow recovery after restart in winter were calculated, respectively. The results can provide evidence for production management, safe and highly efficient operation of hot-oil pipeline.

Normal and opposite direction transportation； Shutdown and restart； Numerical simulation； Temperature drop； Model

1006-396X(2015)02-0077-06

2014-12-08

2015-03-17

陳從磊(1985-)，男，碩士，工程師，從事油氣集輸工藝、油氣田地面工程、長(zhǎng)輸管道規(guī)劃方面研究；E-mail：chencl.syky@sinopec.com。

TE832

A

10.3969/j.issn.1006-396X.2015.02.016