冻土区埋地热油管道停输温降数值模拟

杜明俊,马贵阳,陈笑寒

(辽宁石油化工大学石油天然气工程学院,辽宁抚顺113001)

冻土区埋地热油管道停输温降数值模拟

杜明俊,马贵阳,陈笑寒

(辽宁石油化工大学石油天然气工程学院,辽宁抚顺113001)

针对多年冻土区埋地热油管道运行环境特点,建立管道停输时非稳态传热模型,利用FLUENT软件数值模拟了不同季节管道停输过程中大地温度场及管内油温随时间的变化规律,结合“焓-多孔度”技术,考虑了凝固潜热和自然对流换热对温降的影响,对管内原油凝固演化过程进行仿真。确定了合理停输时间,为管道安全启动提供理论指导。

冻土;热油管道;停输; FLUENT;数值模拟

0 引言

在管道运行过程中,停输是不可避免的。研究热油管道的停输温降过程,对确定安全停输时间,提出再启动方案,以及制定停输检修和间歇输送计划具有指导作用。在停输过程中,当原油温度低于一定限值时,管道的再启动过程会遇到极大困难,需要在设备允许条件下采用高压震动或分段顶挤等应急措施,如果启动失败,则会造成凝管事故,因此需要对热油管道的安全停输时间进行科学合理性的研究。

基于停输过程是一个非稳态传热过程,目前国内外学者对其进行了大量的理论研究工作,虽取得一些有价值的成果[1～5 ],但尚存在一些的不足。管道停输温降受初始温度场,原油物性,环境条件和管道结构等因素的影响,特别要解决停输温降过程中原油自然对流和凝油层动边界传热问题[6 ]。本文针对多年冻土区埋地热油管道运行环境的特点。建立了管道停输时的非稳态传热模型,考虑了原油凝固潜热和自然对流换热对温降的影响,利用有限容积法对方程进行离散,采用SIMPLE算法进行求解。得到了冻土区埋地热油管道不同季节停输过程中大地温度场和管内原油温降随时间的变化规律,为合理制定停输时间确保管道安全启动提供一定的依据。

1 问题的描述

以大兴安岭地区某埋地热油管道为例,土壤年平均地温- 2℃,冬季最冷月份地表平均气温- 30℃,地表风速2 m /s,夏季最热月份地表平均气温17℃,地表风速4 m /s,管道中心埋深2 m,管径700 mm,管壁厚8 mm。导热系数48 W /m·k结蜡层厚5 mm导热系数2.5 W /m·k,管外采用40 mm的聚氨酯保温材料,导热系数0.04 W /m·k停输时管内平均油温52℃,原油凝点36℃。

2 模型的建立

2.1 物理模型

根据实测数据,距地面一定深度处,大地自然温度年终变化小于1℃。可以认为是恒温层,距输油管道截面水平方向一定距离处对管道热量的耗散影响非常小,可认为是绝热的,忽略管道轴向的传热,由于模拟区域为对称区域,故简化的二维物理模型见图1。

图1 管道截面图

2.2 数学模型

2.2.1 控制方程

“焓-多孔度”技术采用的计算策略是将流体在网格单元内占有的体积百分比定义为多孔度,并将流体和固体并存的过渡区域看成动态的多孔介质进行处理,在流体凝固过程中多孔度从1变为0。由于原油是一种多组分混合物,其凝点不是一个定值,即凝固发生在一定的温度范围内,根据这一特征,将纯固区和混合区均视为凝固区,根据多孔介质的传热理论,固化过程的质量方程,动量方程,能量方程分别为[7～8 ]:

式中:ε为混合区液相原油的体积分数,可表示为:

式中: H为凝固区固态原油和液态原油的焓,可表示为:

式中: Ci为固相原油的比热; Cj为液相原油的比热; L为凝固潜热;γ为原油凝固温度变化范围。

2.2.2 边界条件

2.2.3 初始条件

初始时刻土壤温度为年平均地温:

3 数值模拟及结果分析

热油管道经过长期运行形成了稳定的温度场,该温度场是管道停输时的初始条件,对管道停输温降具有重要影响[9 ],根据大兴安岭多年冻土区的气候特点,结合冻土区年平均地温,地表温度采用周期性边界条件,得到了管道停输时的稳定温度场。图2中的a, b分别为管道冬季(12月末)和夏季(8月末)停输时的初始温度场。

埋地热油管道停输后,管道周围土壤蓄积的热量要比管中存油的热量大得多,故热油管道停输后原油温降主要取决于周围土壤的冷却情况,刚停输时,由于管内原油与周围土壤温差较大,致使管内近壁处油温下降很快,此时管内原油的传热方式主要以自然对流换热为主,而且速度极大。根据模拟的数据显示冬季管道停输后20 h,管内自然对流换热速度最大可达0.000 286 m /s。图3中的曲线D和曲线E分别为冬季(12月末)和夏季(8月末)热油管道停输后管内壁周向270°的温降曲线图,不难看出,在开始停输的5h内,温度变化率接近2℃/h,温降极快,随着停输时间的延长,温降速率降低,这是由于内外温度梯度减小造成的。

图2 土壤停输时的初始温度场

图3 管内监测点原油温降曲线

图3中B和C分别为夏季(8月末)和冬季(12月末)管道停输后管内高温区中心温降曲线图,开始停输时,冬季和夏季管内高温区温降速度接近,随着时间的延长,冬季高温区中心温度降低较快,这是由于周围土壤温度低,冷却快,增加了高温区中心与管壁处油温的梯度。

图4为冬季管道停输25 h和50 h管内原油凝固演化过程云图,由于多年冻土区冬季地表温度极低,在一定范围内,随着土层厚度的增加温度有所升高,停输25 h管内上壁面温度低于下壁面温度接近2℃,导致管道上表面先出现凝油层,而夏季正好相反,由于地表温度高,随着土层厚度增加在一定范围内温度降低,管道下表面先出现凝油层,图5伴随停输时间的延长,凝油层厚度增加很快,并不断向中心移动,但凝油厚度不均匀,见图4～5。此时管内原油的能量传递主要以液油区自然对流换热和凝固区导热为主,且自然对流强度随着凝油厚度的增加减弱很快,这是由于原油粘度不断增大以及液油区内温度梯度越来越小造成的。

图4 管道(12月末)停输过程管内原油固化云图

图5 管道(8月末)停输过程管内原油固化云图

图6～7为12月末和8月末埋地热油管道停输20 h和50 h大地温度场等值线图,结合图2,分析可知,无论是冬季还是夏季,以地表为起点沿管道截面中心线垂直向下,随着土层厚度的增加,均出现两个温度带,冬季表现为低温—高温—低温规律的温度分布,而夏季则出现高温—低温—高温规律的温度分布,原因在于冬季热油管道不断向埋深处附近土壤传热,原油释放的热量与土体蓄积的热量耦合形成一个包围管道的环形高温区,改变了冬季从地表向下温度递增的规律。而夏季由于地表温度高,加之管道不断地向土壤传热,形成一个漏斗状的融化层,融化最深处位于管道中心正下方1.2 m处,由于多年冻土区夏季高温作用时间短,而且吸收的热量主要用于地表浅层土体的融化过程,地下2～5 m的土体虽然吸收了地表大气和管道传递的热量,但由于作用时间短,加之土壤热阻较大,导致温度升高缓慢,而对于5 m以下的多年冻土层几乎没有影响。

冬季(12月末)管道停输后270 K等温线随着停输时间的延长,向管中心移动,范围逐渐减小,这是由于停输后,管内原油散热量减少,不能维持原来稳定的温度场,管外壁面温度降低较快,致使管壁附近土体温度梯度减小。而夏季(8月末)停输后,管壁附近的285 K等温线向管道中心移动,范围逐渐减小,移动的原因与冬季270 K等温线移动原因相同,都是由于管道外壁面温降较快,高温区热量供应不足引起的。

图6 管道(12月末)停输过程土壤温度场

图7 管道(8月末)停输过程土壤温度场

若以本算例模拟的管道截面温降规律确定安全停输时间,原油凝点309 K,原油终止停输时的油温为312 K,通过监测管道截面平均油温,可以确定安全停输时间。该管道12月末安全停输时间为22 h, 8月末安全停输时间为38 h。

4 结论

通过对多年冻土区埋地热油管道停输温降过程的数值模拟,得到了不同时刻管内原油温降及土壤温度场的变化规律,表明:管道停输后,管外土壤温度的变化主要集中在管道周围一定空间范围内,且该范围的大小受地表温度,管内油温及停输时间等因素的影响。

[1] 吴 明,崔 华,杨 顺.安全停输时间的数值计算[J ].石油化工高等学校学报, 1999, 12(4) : 72-76.

[2] 蒋新国,刘爱虢,丁启敏.热油管道停输再启动过程[J ].天然气与石油, 2005, 23 (2) : 21-25.

[3] 刘晓燕,庞丽萍.庆哈埋地管道允许停输时间的计算[J ].油气储运, 2003, 22 (5) : 18-21.

[4] 南发学,亢 春,张 海.热油管道停输温降数值模拟[J ].天然气与石油, 2009, 27(1) : 7-9.

[5] 李长俊,李丙文.热油管道停输数值模拟[J ].油气储运, 2001, 20(7) : 28-31.

[6] 李 伟,张劲军.埋地含蜡原油管道停输温降规律[J ].油气储运.2004, 23 (1) : 4-8.

[7] 卢 涛,姜培学.埋地原油管道停输期间温降及原油凝固传热模型及数值模拟[J ].热科学与技术, 2005, 4 (4) : 298-301.

[8] 刘 扬,袁 亮,魏立新.庆哈原油管道停输时间的模拟[J ].油气储运, 2009, 28(4) : 16-18.

[9] SY/T 5537 - 1992,原油输送管道运行技术管理规范[S].

1006-5539 (2010) 04-0054-04

A

2010-03-26

杜明俊(1983-) ,男(蒙古族) ,黑龙江双城市人,辽宁石油化工大学油气储运工程专业在读硕士。主要研究冻土区埋地管道周围土壤水热力耦合数值计算。