考虑海管各覆盖层蓄热的停输温降与输送方案

万宇飞，刘春雨，李立婉，黄 岩，郝 铭，王文光

（1.中海石油（中国）有限公司 天津分公司，天津300459；2.中油工程项目管理公司 天津设计院，天津300450）

管道停输后沿线温度不断降低，输送不同流体的管道将产生不同的问题，对于输送含有原油的管道，可能会引起低温胶凝或黏稠超压[1⁃3]；对于输送含有天然气的管道，可能会形成水合物堵塞管道。所以，油气管线停输温降的计算至关重要，直接决定着海底管道置换与掺水输送的时机[4]，以及停输后能否顺利再启动等[5⁃6]。目前不管是陆上管道还是海底管道在设计阶段均采用总传热系数的经验值用于热力计算[7]，但这种做法在一定程度上过于保守，特别是停输后的热力计算，主要表现在两个方面：一方面，总传热系数的经验值往往来源于实际管道生产数据反推并考虑一定余量得到，而停输后管内流体与管壁间的对流传热变为热传导[8]，也就是说停输后的传热系数将小于运行工况下的传热系数[9]；另一方面，在停输温降的计算过程中未将各覆盖层（包括钢管、土壤等）的蓄热参与计算。目前的学术文献中有少量学者利用Fluent[10⁃11]、CFX[12]等计算流体动力学（CFD）方法[13]或利用VC、VB等汇编语言自行编程对停输过程进行深入研究[14⁃15]，但主要集中在考虑停输后传热方式的改变对温降的影响。到目前为止，未曾见到有关考虑管道各覆盖层的蓄热对停输后温降影响的报道。文中以海底管道为例，通过理论推导、模拟计算、实例分析，研究管道停输后海管各覆盖层的蓄热对停输温降的延缓作用，为实际管道的设计和流动保障方案的制定提供依据。

1 海管各覆盖层蓄热能力分析

利用管道散热率与系统中的总热量建立停输后的温降关系式，根据关系式分析各覆盖层蓄热能力相对大小。

1.1 建立海管各覆盖层蓄热的停输温降公式

1.1.1 不考虑管道各覆盖层的停输温降 当不考虑管道各覆盖层的蓄热时，系统中的热量仅为流体热能。

取△L长度管段（见图1），内部流体质量和热容量分别为：

图1 简化土壤的管道系统结构Fig.1 Pipeline system with simplified soil layer

对于第n段△L管 段，在t1和t2时刻，热 容 量分别为：

△L管段内的散热速率为：

那么，t1～t2时间内的热量变化可以表达为：

将式（3）、（4）代入式（6），可以得到：

即：

1.1.2 考虑管道周围介质的散热 当考虑管道及周围介质的蓄热散热时，系统中的热量包括流体、钢管、防腐涂层、保温层和土壤层，即：

将土壤看作与管道同心的圆柱[16]，厚度为埋深（一般为1.5 m）。利用上述相同方法，可得到考虑管道各覆盖层蓄热的停输温降公式：

式中，W为质量流量，D为直径，L为管长，ρ为密度，Q为热容量，c为比热容，T为温度，q为散热速率，U为总传热系数，t为时间，下角标f、p、in、gr和co分别表示流体、钢管、保温层、土壤和防腐层。

从式（10）可以看出，钢管、防腐层、保温层蓄积的热量同流体热量一同体现在公式中，也就是说若将钢管及各覆盖层的蓄热量参与停输后温降的计算，增大式（10）右侧项，则计算的温度Tft2较大，温降较小，即有助于延缓管道沿线温降。

1.2 各覆盖层蓄热能力及比较

以一条φ219×12.78，保温层40 mm，防腐层3 mm，土壤埋深1.5 m的双层保温海管为例，定量分析各层蓄热相对大小和相对流体的热量值。由式（10）可知，各层的蓄热主要体现在△L管段内各层的质量W与比热容c的乘积，根据式（1）可以计算出各层Wc。其中，钢管的密度取值7 850 kg/m3，比热容470 J/(kg⋅℃)；土 壤 密 度1 225 kg/m3，比 热 容1 455 J/(kg⋅℃)；保温层密度60 kg/m3，比热容700 J/(kg⋅℃)；防 腐 层 密 度1 300 kg/m3，比 热容1 410 J/(kg⋅℃)；原油密度(750～950)kg/m3，比热容2 100 J/(kg⋅℃)；天然气（伴生气）密度6.5～56 kg/m3，比热容2 000 J/(kg⋅℃)。计算得到Wpcp=115.85 kJ/℃，Wcocco=1.12 kJ/℃，Wincin=4.36 kJ/℃，Wgrcgr=1 314.24 kJ/℃。由结果可以看出，保温层和防腐层的热量太小，对式（10）的影响可以忽略不计。因此，将重点关注土壤和钢管的蓄热对管道停输温降的影响。

当分别输送原油、天然气、水和三相混输时，根据流体的密度和系统的压力，计算钢管的蓄热相对于流体热量的比值，结果如表1所示。由表1可以看出，对于输油管道，管道热容量约为原油的一半，也就是说考虑钢管的蓄热散热，相当于管道中油量增加了一半而具备的热量。对于输气管道，根据系统压力（海上油气田，常见的外输压力为0.8～6.4 MPa）的不同，管道的热容量是气体的4.2～16.6倍。以上仅是钢管的热容量，如果考虑土壤，比值会更大。

表1 钢管蓄热量与所输流体蓄热量比值Table 1 The heat storage capacity ratio of steel pipeline to fluid

2 钢管和土壤蓄热对停输温降的影响

以上计算分析不能直接得到考虑钢管和土壤蓄热对管线温降的具体延缓程度。对于海上油气田，常用的输送管道包括双层保温管、单层保温管和不保温管[17]。根据渤海油田应用情况，单层保温管在生产阶段出现一些问题，在新开发的油气田中较少采用单层保温管。为了系统研究在考虑钢管和土壤蓄热对各类型管道输送不同流体时的温降延缓作用，利用OLGA 2015.1软件[18]建立不同类型管道的模型，并根据建立的模型研究在输送不同流体时的温降情况。

2.1 模型建立

将土壤简化为与管道同轴的厚度为埋深1.5 m的圆柱体（对于单层不保温管道，取2.0 m）[19⁃20]看作管道系统的一部分，计算模型如图2所示。

图2 不同类型管道计算模型Fig.2 The different types of pipeline models

设置土壤与“外界”的传热系数为500 W/(m⋅℃)（一般200 W/(m⋅℃)即可满足要求）。

2.2 钢管蓄热对停输温降的影响

利用建立的模型，分别对双层保温管和不保温管在考虑钢管蓄热散热后对停输温降的影响情况。

2.2.1 双层保温海管 在海上油气田，双层保温管常用于输送含有原油的流体，如输油管道、油水混输管道和油气水混输管道，也有用于天然气或伴生气的输送以降低水合物生成的风险。因此，分别对输油管道、输气管道和混输管道进行研究分析。本文考虑的钢管蓄热散热仅指输送流体的内钢管。

图3 为输油、输气双层保温管在停输9、1 h后钢管蓄热对停输温降的影响。

图3 钢管蓄热对输油、输气双层保温管停输9、1 h后沿线温降的影响Fig.3 Influence of heat storage capacity of steel pipe on temperature drop along double⁃layer insulated crude and gas pipeline after 9 h and 1 h shutdown

由图3（a）可以看出，考虑钢管蓄热对沿线温降有明显的延缓作用。将两条温降曲线作差值计算，即得到温差曲线，从该曲线能看出，当考虑钢管蓄热散热后沿线温度有5～14℃的温升。另外，在靠近管线入口处温升效果要好于靠近管线出口处，这是因为靠近管线出口处流体和钢管温度较低，钢管蓄积的热能较小，在停输阶段释放出来的热能也就相对较小，对温降的延缓作用在没有靠近管线入口处明显。由图3（b）可以看出，两条温降曲线间差距较大，考虑钢管蓄热散热时的沿线温度高于不考虑钢管蓄热散热时的13.7～28.8℃，这比输油管线明显得多，主要是因为天然气比热容相对于原油来说要小得多，在一定的钢管蓄热量下，对气体的保温效果更加明显。

对于海上油气田，混输海管占有较大比例，其中不乏气油比（GOR）超过100的混输管道。高气油比管道停输后温降较快，在很多情况下，即使提高入口温度，都难以保证一定的安全停输时间[21]（渤海油田海底管道至少保证2 h的安全停输时间用于出现意外启动置换操作前的准备工作），给管道的安全生产带来风险。一般做法是掺水输送，降低气油比，提高管道流体热量，但早期掺水会增大生产运营费用。因此，需要准确计算停输温降以减少掺水时间。为了简化处理，本文以油气两相混输海管为例，分析不同气油比时，钢管蓄热散热对停输温降的影响情况，结果如图4所示。图4结果表明，随着气油比增大，温差曲线不断上移，即钢管蓄热散热对管道停输后的影响不断增大，且当气油比大于10时，温降的延缓效果更加明显。这说明在常规不考虑钢管蓄热散热的停输温降计算过于保守，特别是高气油比场合。若考虑钢管蓄热，在一定程度上可以推迟或取消掺水输送。

图4 不同气油比下混输双层保温管的钢管蓄热对停输温降的影响Fig.4 Influence of heat storage capacity of steel pipe on temperature drop along double⁃layer insulated pipeline when pipelining different GOR multiphase mixtures

2.2.2 不保温海管 不保温管道在海上油气田中多用于天然气和水的输送。这里以输气不保温管道为例，分析钢管蓄热散热对停输温降的影响，结果如图5所示。图5表明，钢管蓄热对停输温降的延缓作用较小，相对于双层保温管道，效果不明显。这主要是由于较大的钢管蓄热量在没有保温层的保温下，很快向外界散失，贡献给气体的热量较小所致。也就是说对于不保温管道来说，可以不考虑钢管蓄热对停输温降的影响。

图5 钢管蓄热对输气不保温管停输1 h后沿线温降的影响Fig.5 Influence of heat storage capacity of steel pipe on temperature drop along the naked gas pipeline after 1 h shutdown

2.3 土壤蓄热对停输温降的影响

根据上文分析，土壤蓄热量较钢管蓄热量大，为了研究较大蓄热量的土壤对管道停输温降的延缓作用，同样从双层保温管和不保温管两个角度展开研究。

2.3.1 双层保温海管 输油、输气双层保温管在考虑土壤蓄热对停输温降的影响情况如图6所示。

图6 土壤蓄热对输油、输气双层保温管沿线温降的影响Fig.6 Effect of soil thermal storage on temperature drop along double⁃layer insulation pipe for oil and gas transportation

由图6（a）可知，当土壤的蓄热参与计算，会使停输后的温度有所提高，但提高的幅度较小，仅0.10～0.43℃，相对于钢管蓄热带来的温升小得多。这主要是由于在保温层的隔断下，较大的土壤蓄热难以直接传递给流体，不能直接延缓流体的停输后温降。由图6（b）可知，土壤蓄热的影响较钢管来说，可以忽略不计。因此，对于双层保温管道来说，土壤的蓄热对停输温降的影响有限，在实际工程设计中可以不予考虑。

2.3.2 不保温海管 对于不保温管道来说，土壤的蓄热能直接对管内流体起到保温作用，使沿线温度降低较为缓慢，特别是在管线入口处，结果如图7所示，在管线出口处的影响很小，主要是因为管线在正常运行过程中由于气相比热较小，温度很快降低，管线出口处的土壤温度场较低，对停输后流体的温降延缓作用不明显。

由以上分析可以得出，土壤蓄热和管道钢管蓄热对流体停输温降均有一定的延缓作用。对于保温管道来说，虽然土壤蓄热能力较大程度上大于钢管蓄热能力，但是其对停输后流体的温降延缓影响较钢管小得多。另外，由于天然气热容较原油等液体小，所以在钢管积蓄的热量作用下，其温降延缓作用较原油等液体明显得多。对于不保温管道，土壤的蓄热可以直接对流体的温降起到抑制作用，且钢管的蓄热由于没有保温层的作用，使其热量很快散失，这也说明土壤的蓄能明显大于钢管的蓄能，因此对于不保温管道来说，钢管的蓄热可以不考虑，这与保温管道相反。

图7 土壤蓄热对输气不保温管停输1 h后沿线温降的影响Fig.7 Influence of heat storage capacity of soil layer on temperature drop along the naked gas pipeline after 1 h shutdown

3 实例分析与优化

海上油气田开发研究阶段，一般采用给定总传热系数方法用于海底管道热力计算，可以过早的采取掺水提高管内流体热量方案。为了得到定量认识，对渤海油田输油海底管道中应用最为广泛的φ165、φ219、φ273管道在不同输送温度和输送距离下考虑钢管蓄热对管道出口温降的影响进行分析，结果如表2所示。当管线输送温度65℃，停输2 h后，考虑钢管蓄热散热会使管线出口温度提高3.6～10.6℃；当管线输送温度85℃，停输2 h后，考虑钢管蓄热散热会使管线出口温度提高4.5～13.6℃。对于渤海的大多数输油海底管道，若考虑钢管的蓄热，较大程度上提高管线出口温度，有利于采用海管置换方案、停输再启动计算和掺水时机的确定。

表2 输送温度65、85℃下考虑钢管蓄热散热时出口温度Table 2 The outlet temperature increases when taken heat storage capacity of steel pipe into account with inlet temperature of 65℃and 85℃

以渤海某两个油田开发项目为例，通过考虑钢管或土壤蓄热对输送方案的优化，节省海管运营费用，提高项目效益：

（1）油田A为边际油田，生产的物流通过新建一条φ165、5 km的双层保温混输海管输送至附近另一油田的中心平台，所产物流气油比为77，属于典型的高气油比油田。若钢管蓄热不参与停输后的热力计算，需要在油田开发的前两年掺水输送。当考虑钢管的蓄热散热，该油田的全生命周期内均无需掺水输送。

（2）油田B生产原油高含蜡，原油凝点较高，产出的油气水井流物在本油田的中心平台进行油气水分离，处理成合格原油后，通过一条新建φ273，22 km的双层保温输油海底管道，输送至FPSO储存与销售。若考虑钢管的蓄热散热，可将掺水输送年份延缓两年。

4 结论

目前在海底管道的设计过程中一般通过给定总传热系数的方式进行热力计算，使计算结果过于保守，特别是停输后的温降计算，主要是由于停输后传热方式的改变和未考虑周围各覆盖层的蓄热对停输温降的延缓作用。文中基于理论计算确定各覆盖层热容量相对大小，通过模拟计算钢管和土壤蓄热对不同类型管道停输后温降的影响情况，并以渤海两条实际管道为例优化输送方案。结果表明：

（1）钢管和土壤蓄热量较大，在实际工程方案设计中应予以考虑。

（2）钢管蓄热总量是所输原油蓄热总量的一半，所输水的1/4，所输天然气的4～16倍。

（3）土壤蓄热和钢管蓄热对流体停输温降均有一定的延缓作用，对于保温管道，钢管的蓄热散热起到主导作用，对于不保温管道，土壤的蓄热散热影响很大。

（4）对渤海油田常见的输油海管来说，钢管的蓄热散热能提高管线出口温度3.5～13.5℃。

（5）对于混输保温管道，当气油比大于10时，钢管蓄热对停输温降的延缓作用尤为明显，有利于安全顺利输送。

（6）考虑土壤或钢管的蓄热对停输温降的影响可以延缓或取消掺水输送，优化输送方案。