地面管線蒸汽干度計(jì)算模型及影響因素分析

李 鵬1，葛蘇鞍1，楊光權(quán)1，唐滿紅1，王柏超，王澤美

(1.中國(guó)石油新疆油田分公司實(shí)驗(yàn)檢測(cè)研究院，新疆 克拉瑪依 834000;2.東北石油大學(xué) 土木建筑工程學(xué)院，黑龍江 大慶 163318)

我國(guó)稠油資源儲(chǔ)量豐富，約達(dá)19億t，相比于常規(guī)原油資源潛力巨大[1]。由于粘度高，油層滲流阻力大，儲(chǔ)集層稠油很難透過(guò)地層裂縫滲流進(jìn)入井筒，且降壓脫氣和散熱降溫使稠油粘度進(jìn)一步增加，嚴(yán)重影響稠油的有效開(kāi)采[2]。

稠油注蒸汽熱采是目前我國(guó)稠油開(kāi)發(fā)的主要采油方法[3-4]，是將高壓高溫飽和濕蒸汽，經(jīng)由地面管線、井口和井筒傳輸注入油層，達(dá)到降低稠油黏度的目的[5]。為降低稠油注蒸汽熱采過(guò)程中的熱量損失，郎成山[6]等人提出了一種稠油熱采蒸汽干度計(jì)算方法，并通過(guò)試驗(yàn)加以驗(yàn)證，理論計(jì)算與現(xiàn)場(chǎng)測(cè)量參數(shù)吻合良好，同時(shí)分析了埋藏深度、油層厚度、滲透率等油藏參數(shù)對(duì)確定合理蒸汽干度的影響。史明濤[7]等人運(yùn)用數(shù)值模擬結(jié)合現(xiàn)場(chǎng)實(shí)際方法對(duì)勝利油田Z區(qū)塊注汽干度進(jìn)行優(yōu)選，結(jié)果表明當(dāng)出口注汽干度達(dá)到95%以上時(shí)，平均產(chǎn)油量可增加4～8 t/d。楊文波[8]建立了蒸汽壓力梯度、干度梯度、溫度梯度和熱量的傳遞模型，并對(duì)勝利油田稠油注汽井注入蒸汽的物性參數(shù)進(jìn)行計(jì)算。楊驍[9]通過(guò)數(shù)值分析方法研究了稠油熱采井注汽干度對(duì)累計(jì)采油量和管壁溫度等參數(shù)的影響，發(fā)現(xiàn)累計(jì)采油量隨注汽干度增大而增大。上述研究表明，使用數(shù)值分析方法研究蒸汽熱物性參數(shù)對(duì)地面管線輸送過(guò)程中產(chǎn)生的熱損失和壓降的影響具有可行性。地面管線蒸汽輸送的沿程干度分布對(duì)調(diào)節(jié)注蒸汽熱采效率的重要因素[10]，而上述研究大多側(cè)重于稠油管道地下井筒及注汽井蒸汽干度分析。

本文建立了濕蒸汽在稠油熱采水平地面管線內(nèi)流動(dòng)的熱損失和壓降耦合模型，通過(guò)微元法進(jìn)行各節(jié)點(diǎn)管線蒸汽干度求解，進(jìn)行線性擬合得到蒸汽干度沿程預(yù)測(cè)模型，分析了不同鍋爐出口溫度和壓力、蒸汽流量等因素下管線沿程干度變化規(guī)律，并提出優(yōu)化方案。

1 地面管線蒸汽熱物性計(jì)算模型

地面管線內(nèi)濕蒸汽流動(dòng)一般為氣液兩相流，輸送過(guò)程受諸多因素的影響，為簡(jiǎn)化工程問(wèn)題，做出以下假設(shè)：(1)管道的橫截面積不變；(2)氣液兩相流在水平管道中是一維穩(wěn)態(tài)流動(dòng)；(3)蒸汽和水均勻混合，流速相同，汽水混合物看作均勻流體。

建立濕蒸汽在地面管線內(nèi)流動(dòng)的熱損失和壓降耦合模型，以管線微元長(zhǎng)度作為計(jì)算循環(huán)步長(zhǎng)，如圖1所示，上一微元的出口熱物性作為下一微元的入口熱物性，通過(guò)擬合節(jié)點(diǎn)干度得到預(yù)測(cè)模型。為降低計(jì)算量并保證計(jì)算精度，取管線微元長(zhǎng)度為10 m。

圖1 地面管線物理模型

1.1 管道外表面復(fù)合換熱系數(shù)α

α=α1+α2

(1)

(2)

(3)

式中α1——管道外表面對(duì)流換熱系數(shù)/W·(m2·℃)-1；

α2——管道外表面輻射換熱系數(shù)/W·(m2·℃)-1；

vair——風(fēng)速/m·s-1；

ε——保溫管道表面黑度，取0.85；

twall——保溫管道外表面溫度/℃；

tair——空氣溫度/℃。

1.2 保溫管道的傳熱系數(shù)K

(4)

式中d0——保溫管道外徑/m；

di——管道內(nèi)徑/m；

λ1——管道材料導(dǎo)熱系數(shù)/W·(m2·℃)-1；

λ2——保溫材料導(dǎo)熱系數(shù)/W·(m2·℃)-1；

δ——保溫層厚度/m。

1.3 管段散熱量Φ

Φ=Kπd0L0(tpinjun-tair)

(5)

式中L0——管線微元長(zhǎng)度/m；

tpinjun——管段流體進(jìn)出口溫度的平均值/℃。

1.4 管段焓值

(6)

103ΔP+hi

(7)

式中hi——管線微元入口焓值/kJ·kg-1；

hout——管線微元出口焓值/kJ·kg-1；

xi——入口條件下濕蒸汽的干度；

G——流量/t·h-1；

ΔP——管段壓力損失/MPa；

xpinjun——管段平均干度。

1.5 管段壓力損失ΔP

ΔP=ΔPm+ΔPjb

(8)

式中 ΔPm——管段沿程壓力損失/MPa；

ΔPjb——管段局部壓力損失/MPa。

(9)

(10)

(11)

(12)

式中φ——沿程阻力損失修正系數(shù)；

λ——管道摩擦阻力系數(shù)；

ω0——管段中流體的平均流速/m·s-1；

k——管道內(nèi)壁絕對(duì)粗糙度/m。

(13)

式中ζ——局部阻力系數(shù)。

1.6 管段出口干度xout

(14)

1.7 濕飽和蒸汽熱物性

濕蒸汽即為蒸汽濕飽和狀態(tài)，因此濕蒸汽也常被稱(chēng)作濕飽和蒸汽。如圖2(a)所示，飽和態(tài)時(shí)，飽和壓力隨著飽和溫度的增加逐漸增大，其定量關(guān)系如式(15)

(15)

如圖2(b)所示，不同飽和態(tài)時(shí)，濕蒸汽的焓值隨著干度增大而線性增加；干度為0時(shí)，對(duì)應(yīng)飽和水的焓值，干度為100%時(shí)，對(duì)應(yīng)飽和蒸汽的焓值；飽和溫度與飽和壓力越高，濕蒸汽焓值增大速度隨干度增加越快。

圖2 濕飽和蒸汽熱物性(a)飽和壓力與飽和溫度關(guān)系；(b)干度與焓值關(guān)系

2 計(jì)算結(jié)果與分析

2.1 模型驗(yàn)證

以某一爐一注地面水平直管為例，已知該水平管線的基礎(chǔ)數(shù)據(jù)如下：空氣溫度10 ℃，風(fēng)速3 m/s；注汽溫度313 ℃，注汽壓力10.275 MPa，注汽干度75%，注汽流量9.35 t/h。保溫管道外徑0.32 m，管道內(nèi)徑0.1 m，保溫層厚度0.1 m；保溫材料導(dǎo)熱系數(shù)0.2 W/(m·℃)，管道材料導(dǎo)熱系數(shù)57 W/(m·℃)；保溫管道表面黑度0.85；管道內(nèi)壁絕對(duì)粗糙度0.000 2 m；局部阻力系數(shù)0.2。計(jì)算該管線各節(jié)點(diǎn)壓力、溫度及蒸汽比焓沿程變化情況，并與NIST數(shù)據(jù)庫(kù)相同溫度和壓力下蒸汽比焓進(jìn)行了對(duì)比，如表1所示，分析可知，采用本文模型計(jì)算所得各節(jié)點(diǎn)的蒸汽焓值與NIST數(shù)據(jù)最大絕對(duì)誤差在0.016 7 kJ/kg，說(shuō)明本文模型地面管線蒸汽熱物性計(jì)算模型具有可靠性。

2.2 不同因素對(duì)沿程干度的影響

通過(guò)計(jì)算三種鍋爐出口蒸汽工況條件下的10個(gè)地面管線微元段的濕蒸汽干度沿程分布，并對(duì)其進(jìn)行數(shù)據(jù)擬合，得到表2結(jié)果。分析可知，濕蒸汽的干度具有良好的線性關(guān)系，三種工況下的濕蒸汽計(jì)算值與擬合值相對(duì)誤差均在10-6～10-5數(shù)量級(jí)，說(shuō)明地面水平直管的濕蒸汽干度可進(jìn)行線性預(yù)測(cè)，通過(guò)擬合不同工況下的濕蒸汽干度計(jì)算值可獲得管線任意截面處的干度值。

濕蒸汽在地面管線流動(dòng)時(shí)，因鍋爐出口蒸汽工況、干度、注汽流量及局部阻力系數(shù)不同，引起輸汽管路內(nèi)各處的蒸汽干度不同，進(jìn)而使熱采井口處蒸汽干度發(fā)生變化。如圖3可以看出，在同一地面管線位置：鍋爐出口蒸汽工況不同，管路沿程干度變化各異，隨著注汽溫度與注汽壓力的提高，管線沿程干度下降越快；在不同的注汽流量時(shí)，初始注汽流量越小，管段沿程干度下降愈快；局部阻力系數(shù)對(duì)管段沿程干度的變化影響較小，改變管段局部阻力系數(shù)分別為0.2、0.4、0.6，管段沿程干度變化微??；隨著鍋爐出口蒸汽干度的增大，管段初始蒸汽干度增加，不同初始蒸汽干度沿管線長(zhǎng)度的增加，其下降速率基本一致，相比而言，鍋爐出口蒸汽干度越小，管線沿程蒸汽干度下降越慢。

表1地面管線各節(jié)點(diǎn)蒸汽熱物性參數(shù)

節(jié)點(diǎn)溫度/℃壓力/MPa蒸汽焓值/kJ·kg-1計(jì)算值NIST絕對(duì)誤差0313.0010.2750002720.402720.39550.00451312.9410.2668882720.572720.54890.02112312.8810.2587772720.732720.70330.02673312.8210.2506672720.862720.86470.00474312.7610.2425572721.022721.01890.00115312.7010.2344472721.192721.17330.01676312.6510.2263382721.312721.30100.00907312.5910.2182312721.442721.45580.01588312.5310.2101242721.612721.61090.00099312.4710.2020182721.762721.76620.0062

圖3 不同因素對(duì)沿程干度的影響(a)鍋爐出口蒸汽工況；(b)注汽流量；(c)局部阻力系數(shù)；(d)鍋爐出口蒸汽干度

3 結(jié)論

(1)建立了濕蒸汽在地面管線內(nèi)流動(dòng)的熱損失和壓降耦合模型，采用微元法計(jì)算得到管線初始階段各節(jié)點(diǎn)的蒸汽干度，通過(guò)線性擬合可預(yù)測(cè)地面管線任意位置蒸汽干度值。

(2)為提高注汽井口蒸汽干度，在保證注汽鍋爐正常運(yùn)行和管線正常輸送情況下，應(yīng)降低初始注汽溫度和壓力，增加注汽流量，雖然初始蒸汽干度越高，管線沿程干度下降較快，但由于其初始干度基數(shù)大，在地面管線輸送蒸汽至注汽井口位置的干度相對(duì)更高。

表2濕蒸汽沿程干度計(jì)算值與擬合值對(duì)比

313℃,10.275MPa328℃,12.53MPa343℃,15.159MPa管道長(zhǎng)度/m濕蒸汽干度/[%]濕蒸汽干度/[%]濕蒸汽干度/[%]計(jì)算值/[%]擬合值/[%]誤差/[%]計(jì)算值/[%]擬合值/[%]誤差/[%]計(jì)算值/[%]擬合值/[%]誤差/[%]07575075750757501074.89674.8978-0.0274.87374.8733-0.0174.84174.8414-0.012074.79374.7956-0.0374.74674.7466-0.00874.68274.6828-0.013074.69274.6934-0.0274.61974.6199-0.0174.52374.5242-0.024074.58974.5912-0.0374.49274.4932-0.0274.36474.3656-0.025074.48674.489-0.0474.36574.3665-0.0274.20674.207-0.016074.38674.3868-0.0174.23774.2398-0.0474.04774.0484-0.027074.28574.28460.0174.11174.1131-0.0373.88873.8898-0.028074.18274.1824-0.0173.98673.9864-0.0173.73173.7312-0.019074.0874.0802-0.0173.86273.85970.0373.57473.57260.0210073.98173.9780.0473.73773.7330.0573.41773.4140.04