劉 剛，張國忠，張園園

（1.中國石油大學儲運與建筑工程學院，山東 青島 266555;2.中石化石油勘探開發(fā)研究院，北京 100083）

熱含蠟原油管內(nèi)停輸溫降計算

劉 剛1，張國忠1，張園園2

（1.中國石油大學儲運與建筑工程學院，山東 青島 266555;2.中石化石油勘探開發(fā)研究院，北京 100083）

利用Fluent計算流體動力學軟件模擬熱油管道內(nèi)停輸溫降過程。計算過程不須跟蹤固液相界面，同時將析蠟潛熱轉(zhuǎn)化為附加原油比熱容，反映出降溫過程中自然對流的變化和固液相界面的移動，并進行試驗驗證，試驗數(shù)據(jù)與模擬計算結(jié)果非常吻合，而且求解更加簡潔;在此基礎上，研究初始油溫、管徑等因素對水下管道內(nèi)停輸降溫過程的影響。結(jié)果表明:在其他條件相同時，增大管徑和提高初始油溫均可延長降溫時間，且增大管徑比提高初始油溫更有效。

熱油管道;含蠟原油;停輸;溫降;數(shù)值模擬;計算

研究熱油管道內(nèi)的停輸降溫過程，對實現(xiàn)熱油管道安全經(jīng)濟輸送具有重要的指導作用。管道停輸后，根據(jù)管內(nèi)原油傳熱方式的變化可將整個降溫過程分為3個階段［1］:自然對流傳熱為主的階段;自然對流和導熱共同控制階段;純導熱階段。在分析停輸降溫過程時，考慮自然對流的處理方法更接近溫降過程的本質(zhì)。若忽略管內(nèi)原油的自然對流換熱，會導致計算溫度明顯高于實際溫度［2］。張國忠等［3-4］在直角坐標系中建立了二維傳熱的數(shù)學模型，將自然對流做了當量化處理。李才俊等［5］分區(qū)建立了管內(nèi)原油傳熱的數(shù)學模型，然而沒有考慮原油的自然對流，并認為析蠟潛熱只在固液界面處釋放。許康等［6］采用焓法方程對含蠟原油在降溫過程中的傳熱進行描述，但在求解時需要建立原油的焓與溫度間的定量關系，這對于物性復雜的原油有一定的困難［7-9］。盧濤等［10-11］在計算熱油管道停輸溫降時，既對管內(nèi)原油進行了分區(qū)考慮，也采用了焓法方程，在計算時認為油溫高出凝固點溫度1.5℃以上的區(qū)域即為純液油區(qū)，而比凝固點溫度低1.5℃以上的區(qū)域為純固油區(qū)，這顯然與實際情況有所偏離，文中也未給出合理的解釋。多數(shù)學者以無限薄的相變界面把區(qū)域分為液相區(qū)和固相區(qū)兩部分，分別在固相區(qū)和液相區(qū)建立能量守恒方程對傳熱進行描述，其局限性在于它不適用于含蠟原油這類相變發(fā)生在一個大的溫度范圍之內(nèi)的物質(zhì)。目前對熱油管道停輸降溫過程的研究主要采用數(shù)值計算方法，但對于管內(nèi)原油自然對流及相界面移動的問題，或者沒有給予必要的考慮，或者沒有妥當?shù)靥幚恚⑶胰鄙傧嚓P的試驗數(shù)據(jù)驗證。筆者采用計算流體動力學軟件Fluent對含蠟熱油管道停輸降溫過程進行數(shù)值模擬，并進行試驗驗證。

1 模擬計算

1.1 物理過程

管道停輸條件下，管內(nèi)含蠟原油的冷卻過程是一個具有移動相界面的非穩(wěn)態(tài)相變傳熱問題，且原油的物性對于溫度有很強的依賴性。熱油管道停輸后，管內(nèi)油溫不斷降低，蠟晶逐漸析出。原油相變潛熱的釋放是在一個很寬的溫度范圍內(nèi)發(fā)生的:當原油溫度降低到一定值時，高分子質(zhì)量的蠟就開始從液相中結(jié)晶析出并放出潛熱，此后不同分子質(zhì)量的蠟由高到低逐漸結(jié)晶析出。與常見物質(zhì)（如水）結(jié)晶傳熱問題的區(qū)別在于，當油溫低于析蠟溫度時，原油中的石蠟在整個管道截面上而非只是膠凝原油界面上析出;其次，原油在膠凝過程中，膠凝界面很可能不與管道中心成同心環(huán)狀［5］。

1.2 邊界條件、網(wǎng)格劃分及相關參數(shù)

1.2.1 模型及邊界條件

以水下管道為例進行計算。作如下假設:①停輸初始時刻，管壁上沒有結(jié)蠟層，且管內(nèi)油溫均勻一致;②對于水下管道，在整個溫降過程中，環(huán)境水溫保持不變。由于管道軸向溫降比徑向溫降要小得多，因而在數(shù)值計算時，常將其簡化為二維（徑向、周向）不穩(wěn)定傳熱問題，F(xiàn)luent中用戶可指定計算是穩(wěn)態(tài)還是非穩(wěn)態(tài)的，計算模型在空間是普通的二維或三維問題，還是軸對稱問題等。建立如圖1所示的坐標系，其中R0為鋼管內(nèi)半徑，R1，R2和R3依次為鋼管、保溫層和防水層的外半徑。

模擬計算的控制方程包括質(zhì)量守恒方程、動量守恒方程和能量守恒方程［12］。設定好管內(nèi)初始油溫后，先進行穩(wěn)態(tài)模擬計算，得到管外保溫層的溫度分布，以此作為計算的初始條件。計算的邊界條件如下:

圖1 水下管道橫截面示意圖Fig.1 Lateral section schematic drawing of underwater pipeline

（1）鋼管內(nèi)壁處有

當靠近管壁處原油為液體時，有

當靠近管壁處原油為固體時，有

（2）鋼管外壁及管道各層有

（3）管道最外層有

式中，下標o表示原油;下標1，2，3分別表示鋼管、保溫層和防水層;ρ為密度，kg/m3;λ為導熱系數(shù)，W/（m·℃）;cp為比熱容，J/（K·kg）;To0為管道停輸時原油的溫度，℃;Tw為管道外水的溫度，℃;αo和αw分別為液態(tài)原油與管內(nèi)壁間的對流換熱系數(shù)和管道與水的對流換熱系數(shù)，W/（m2·℃）。

1.2.2 網(wǎng)格劃分及相關參數(shù)

考慮到求解區(qū)域關于管道豎直軸對稱，為節(jié)省計算時間，只建立管道橫截面右半部分的幾何模型并進行網(wǎng)格劃分。管道內(nèi)部及各層的網(wǎng)格單元均采用Quad（四邊形網(wǎng)格單元）。內(nèi)部區(qū)域的網(wǎng)格類型為Tri Primitive（將一個三角形面劃分成3個四邊形的子區(qū)域，在每個子區(qū)域上創(chuàng)建結(jié)構(gòu)網(wǎng)格），而管道各層（管壁和保溫層等）的網(wǎng)格類型則為Map（使用指定的網(wǎng)格單元，創(chuàng)建規(guī)則有序的結(jié)構(gòu)網(wǎng)格）。采用Interval Count方式來指定網(wǎng)格間距，即指定在邊界上分點時使用的間隔數(shù)。為便于試驗驗證，以試驗裝置的實際尺寸為依據(jù)進行網(wǎng)格剖分。管體為Φ219 mm×7 mm×700 mm的無縫鋼管，最外層是鍍鋅鐵皮焊制的防水層。在防水層與管壁之間澆注高閉孔率的泡沫塑料保溫層，其厚度為40 mm?？梢?，幾何模型中，管道橫截面只需包括管壁和保溫層。網(wǎng)格徑向節(jié)點間隔數(shù)分別為:管道內(nèi)部20，鋼管壁2，保溫層6;網(wǎng)格周向（僅半圓）節(jié)點間隔數(shù)為40。同一邊界上網(wǎng)格節(jié)點均勻分布，如圖2所示。

圖2 水下管道網(wǎng)格模型Fig.2 Grid model of underwater pipeline

數(shù)值計算中涉及到的計算區(qū)域有原油區(qū)、鋼管和保溫層，這些區(qū)域?qū)牟牧戏謩e為原油、鋼和聚氨酯泡沫。實測了試驗用原油的密度、黏度、比熱容等物性參數(shù)與溫度的函數(shù)關系，形式如下:

式中，λ為原油導熱系數(shù)，W/（m·℃）。原油動力黏度（測定溫度為80～19℃）為牛頓流體時有

式中，μ為原油動力黏度，Pa·s。

上述參數(shù)由用戶自定義函數(shù)給定。管壁鋼材料的物性參數(shù)為:密度7 850 kg/m3，比熱容500 J/（K·kg），導熱系數(shù)48 W/（m·℃）。保溫層聚氨酯泡沫材料的物性參數(shù)為:密度60 kg/m3，比熱容700 J/（K·kg），導熱系數(shù)0.04 W/（m·℃）。

2 模擬結(jié)果及其驗證

圖3 管道截面測溫點分布Fig.3 Temperature test point distribution on pipeline lateral section

試驗管段放置在恒溫水槽內(nèi)，管段中央設置了熱電偶。試驗時，熱電偶測定降溫過程中各點的溫度隨時間的變化過程，熱電偶分布如圖3所示。一次停輸溫降試驗測得的試驗數(shù)據(jù)見圖4。由圖4可以看出，管道停輸后，由于自然對流的作用，管內(nèi)溫度場上浮，高溫區(qū)位于管道上部。隨著停輸時間的延長，自然對流強度逐漸減弱，高溫區(qū)逐漸下移至管道中心，整個溫度場分布關于管中心對稱。為便于說明和比較，本文中的計算和試驗數(shù)據(jù)以水平方向管道中心、1/2半徑處及管壁的溫降曲線為例。

圖4 豎直軸線溫度分布Fig.4 Temperature distribution on vertical centerline

試驗獲得了多組數(shù)據(jù)，以其中兩組為例，對模擬結(jié)果進行驗證。試驗1中恒溫水槽內(nèi)的溫度為20.1℃，初始油溫為77.7℃。由于管道最外層與水之間的換熱系數(shù)很大，使得兩者的溫度基本相等，模擬計算時管道最外層壁面溫度定義為恒定值293.25 K;將整個求解區(qū)域的溫度初始化為350.85 K。試驗2中恒溫水槽內(nèi)的溫度和管內(nèi)初始油溫分別為21.4℃和60.3℃，因而在數(shù)值計算時，將管道最外層壁面溫度定義為恒定值294.55 K，且將整個求解區(qū)域的溫度初始化為333.45 K。計算結(jié)果與試驗數(shù)據(jù)對照見圖5。由圖5可以看出，根據(jù)中心溫降曲線可將整個降溫過程分為3個階段。第一階段溫降速度很快，由于該階段原油自然對流比較強烈，各點間溫差不大，整個管道截面同步降溫。第二階段，管內(nèi)溫降速度極慢，而管壁溫降則有所加快。由于原油黏度的增大及蠟晶的析出，使得自然對流強度減弱，第一階段中上浮至管道上部的高溫區(qū)逐漸下移至管中心，導致該階段中心油溫幾乎不變。管壁處出現(xiàn)凝油層，增大了管壁與管內(nèi)原油之間的熱阻，故而各點間的溫差逐漸增大。第三階段，管內(nèi)溫降速度加快，而壁溫降低速度逐漸減慢。此時，管內(nèi)原油傳熱方式只剩導熱，高溫區(qū)已停止下移，加之油壁溫差較大，故而管內(nèi)溫降速度明顯加快，且各點間溫差有減小的趨勢，但管壁與外界環(huán)境間的溫差已減小，故溫降速度有所減慢。

計算所得3條溫降曲線與文獻［3］中闡述的規(guī)律一致，而且模擬計算的數(shù)據(jù)與試驗測試數(shù)據(jù)吻合良好。由于Fluent在設定邊界條件時，可以將管壁這樣的雙邊壁面設置為耦合壁面，而無須再定義其他熱邊界條件，故而管內(nèi)壁無論是對流邊界（靠近管壁原油為液態(tài)）還是導熱邊界（靠近管壁原油為固態(tài)），都無須單獨設定邊界條件。利用Fluent軟件進行數(shù)值計算，不需要跟蹤固液相界面，同時將析蠟潛熱轉(zhuǎn)化為附加原油比熱容，并在計算時對參數(shù)設置進行恰當?shù)目刂?，即可得到正確的結(jié)果，反映出降溫過程中自然對流的變化和固液相界面的移動，這些使得熱油管道停輸降溫問題的求解更加簡單。

圖5 模擬結(jié)果與試驗1，2測試結(jié)果對比Fig.5 Comparison of simulated results and test 1，2 results

3 算例

已經(jīng)驗證了數(shù)值計算的可靠性，基于此，對水下熱油管道的停輸降溫過程進行數(shù)值計算，探討初始油溫、管徑等因素對管內(nèi)溫降過程的影響。

停輸初始油溫取40，50，60℃。鋼管取Φ273 mm×6 mm，Φ426 mm×7 mm和Φ720 mm×7 mm 3種管徑，鋼管外的保溫層厚度為40 mm。由于3種管徑對應的保溫層和防水層厚度相同，且鋼管壁厚也相差很小，故可將不同管徑管道中這些區(qū)域的網(wǎng)格徑向節(jié)點間隔數(shù)指定為相同的數(shù)值:鋼管壁2，保溫層6，防水層2。管道內(nèi)部徑向和管道各層周向的網(wǎng)格節(jié)點間隔數(shù)則需針對不同的管徑分別指定不同的數(shù)值。

3.1 初始油溫

圖6所示為Φ426 mm×7 mm水下管道在不同初始油溫停輸時的中心溫降曲線。從圖6中可以看出，提高初始油溫后，只是第一階段的溫降時間得以明顯延長，而對第二和第三階段則影響不大。當中心油溫降至32℃時，40℃，50℃和60℃初始油溫對應的停輸時間分別為36.5，50，61 h?？梢?，同樣是提高10℃，從40℃起和從50℃起相比，前者可使溫降時間延長13.5 h，而后者為11 h，即前者使溫降時間延長的效果更加明顯。由此得出結(jié)論，在其他條件不變的情況下，提高初始油溫對停輸時間的延長具有一定的作用，但提高初始溫度意味著生產(chǎn)中能耗的大幅提升，實際中須謹慎處理。

圖6 水下管道在不同初溫下停輸?shù)闹行臏亟登€Fig.6 Centerline temperature drop of underwater pipeline during shutdown for different initial temperature

3.2 管徑

圖7 不同管徑的水下管道在50℃初溫時停輸?shù)闹行臏亟登€Fig.7 Centerline temperature drop of underwater pipeline corresponding to different diameters during shutdown for initial temperature of 50℃

管徑越大，管內(nèi)油品熱容量越高，同樣條件下停輸后，溫降速度越慢，且溫降幅度越小。圖7所示為Φ273 mm×6 mm，Φ426 mm×7 mm和Φ720 mm×7 mm 3種管徑的水下管道在初始油溫為50℃時停輸?shù)闹行臏亟登€。明顯可以看出，降溫過程第一階段和第三階段的曲線斜率均隨管徑的增大而減小，同時，中心油溫幾乎不變的第二階段其持續(xù)時間隨管徑的增大而延長?？梢姡ㄟ^增大管徑，降溫過程3個階段的持續(xù)時間都有所延長。當中心油溫降至32℃時，Φ273 mm×6 mm和Φ720 mm×7 mm兩種管徑對應的停輸時間分別為26 h和91 h，即管徑增大1.6倍時，停輸時間可延長2.5倍。顯然，與提高初始油溫的方法相比，增大管徑可以更加有效地延長降溫時間。

4 結(jié)束語

利用Fluent軟件模擬計算熱油管道內(nèi)停輸溫降過程，計算結(jié)果與試驗數(shù)據(jù)吻合良好。計算過程不需要跟蹤固液相界面，同時將析蠟潛熱轉(zhuǎn)化為附加原油比熱容，反映出降溫過程中自然對流的變化和固液相界面的移動，這些使得熱油管道停輸降溫問題的求解更加簡單。對于水下管道，在其他條件相同時，增大管徑和提高初始油溫均可延長降溫時間，且增大管徑比提高初始油溫更有效。

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Temperature drop calculation in hot waxy crude pipeline during shutdown

LIU Gang1，ZHANG Guo-zhong1，ZHANG Yuan-yuan2

（1.College of Storage＆Transportation and Architectural Engineering in China University of Petroleum，Qingdao266555，China;2.Exploration and Production Research Institute，SINOPEC，Beijing100083，China）

The temperature drop in hot oil pipelilne during shutdown was simulated using CFD software of Fluent.The simulation need not follow the moving of solid-liquid phase interface during the wax precipitation process and can invert the latent heat to additional heat absorption capacity.The comparison between the experimental and the simulated results shows that the influences of natural convection and the moving of phase interface during the temperature drop process can be displayed，which makes the solving of this kind of problem more easy.Based on this method，the influence of the initial oil temperature and the pipeline diameter on the temperature drop process of the underwater pipeline was studied.The results show that，both increasing the pipe diameter and raising initial oil temperature can prolong shutdown duration.Moreover，increasing the pipe diameter is more effective to prolong shutdown duration while other conditions are the same.

hot oil pipeline;waxy crude;shutdown;temperature drop;numerical simulation;calculation

TE 866

A

10.3969/j.issn.1673-5005.2010.05.025

1673-5005（2010）05-0136-05

2010－01－08

國家自然科學基金項目（50904077）;中央高校基本科研業(yè)務費專項資金項目（09CX04015A）;中國石油科技創(chuàng)新基金項目（2010D－5006－0606）;中國石油科技創(chuàng)新基金項目（2010D－5006－0606）

劉剛（1975－），男（漢族），山東聊城人，副教授，博士，主要從事油氣儲運工程的科研及教學工作。

（編輯 沈玉英）