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    地面管線蒸汽干度計(jì)算模型及影響因素分析

    2020-07-16 08:12:26鵬1葛蘇鞍1楊光權(quán)1唐滿紅1王柏超王澤美
    節(jié)能技術(shù) 2020年2期
    關(guān)鍵詞:干度沿程稠油

    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

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