考慮海管各覆蓋層蓄熱的停輸溫降與輸送方案

萬宇飛，劉春雨，李立婉，黃 巖，郝 銘，王文光

（1.中海石油（中國）有限公司 天津分公司，天津300459；2.中油工程項目管理公司 天津設計院，天津300450）

管道停輸后沿線溫度不斷降低，輸送不同流體的管道將產生不同的問題，對于輸送含有原油的管道，可能會引起低溫膠凝或黏稠超壓[1?3]；對于輸送含有天然氣的管道，可能會形成水合物堵塞管道。所以，油氣管線停輸溫降的計算至關重要，直接決定著海底管道置換與摻水輸送的時機[4]，以及停輸后能否順利再啟動等[5?6]。目前不管是陸上管道還是海底管道在設計階段均采用總傳熱系數(shù)的經驗值用于熱力計算[7]，但這種做法在一定程度上過于保守，特別是停輸后的熱力計算，主要表現(xiàn)在兩個方面：一方面，總傳熱系數(shù)的經驗值往往來源于實際管道生產數(shù)據(jù)反推并考慮一定余量得到，而停輸后管內流體與管壁間的對流傳熱變?yōu)闊醾鲗8]，也就是說停輸后的傳熱系數(shù)將小于運行工況下的傳熱系數(shù)[9]；另一方面，在停輸溫降的計算過程中未將各覆蓋層（包括鋼管、土壤等）的蓄熱參與計算。目前的學術文獻中有少量學者利用Fluent[10?11]、CFX[12]等計算流體動力學（CFD）方法[13]或利用VC、VB等匯編語言自行編程對停輸過程進行深入研究[14?15]，但主要集中在考慮停輸后傳熱方式的改變對溫降的影響。到目前為止，未曾見到有關考慮管道各覆蓋層的蓄熱對停輸后溫降影響的報道。文中以海底管道為例，通過理論推導、模擬計算、實例分析，研究管道停輸后海管各覆蓋層的蓄熱對停輸溫降的延緩作用，為實際管道的設計和流動保障方案的制定提供依據(jù)。

1 海管各覆蓋層蓄熱能力分析

利用管道散熱率與系統(tǒng)中的總熱量建立停輸后的溫降關系式，根據(jù)關系式分析各覆蓋層蓄熱能力相對大小。

1.1 建立海管各覆蓋層蓄熱的停輸溫降公式

1.1.1 不考慮管道各覆蓋層的停輸溫降 當不考慮管道各覆蓋層的蓄熱時，系統(tǒng)中的熱量僅為流體熱能。

取△L長度管段（見圖1），內部流體質量和熱容量分別為：

圖1 簡化土壤的管道系統(tǒng)結構Fig.1 Pipeline system with simplified soil layer

對于第n段△L管 段，在t1和t2時刻，熱 容 量分別為：

△L管段內的散熱速率為：

那么，t1～t2時間內的熱量變化可以表達為：

將式（3）、（4）代入式（6），可以得到：

即：

1.1.2 考慮管道周圍介質的散熱 當考慮管道及周圍介質的蓄熱散熱時，系統(tǒng)中的熱量包括流體、鋼管、防腐涂層、保溫層和土壤層，即：

將土壤看作與管道同心的圓柱[16]，厚度為埋深（一般為1.5 m）。利用上述相同方法，可得到考慮管道各覆蓋層蓄熱的停輸溫降公式：

式中，W為質量流量，D為直徑，L為管長，ρ為密度，Q為熱容量，c為比熱容，T為溫度，q為散熱速率，U為總傳熱系數(shù)，t為時間，下角標f、p、in、gr和co分別表示流體、鋼管、保溫層、土壤和防腐層。

從式（10）可以看出，鋼管、防腐層、保溫層蓄積的熱量同流體熱量一同體現(xiàn)在公式中，也就是說若將鋼管及各覆蓋層的蓄熱量參與停輸后溫降的計算，增大式（10）右側項，則計算的溫度Tft2較大，溫降較小，即有助于延緩管道沿線溫降。

1.2 各覆蓋層蓄熱能力及比較

以一條φ219×12.78，保溫層40 mm，防腐層3 mm，土壤埋深1.5 m的雙層保溫海管為例，定量分析各層蓄熱相對大小和相對流體的熱量值。由式（10）可知，各層的蓄熱主要體現(xiàn)在△L管段內各層的質量W與比熱容c的乘積，根據(jù)式（1）可以計算出各層Wc。其中，鋼管的密度取值7 850 kg/m3，比熱容470 J/(kg?℃)；土 壤 密 度1 225 kg/m3，比 熱 容1 455 J/(kg?℃)；保溫層密度60 kg/m3，比熱容700 J/(kg?℃)；防 腐 層 密 度1 300 kg/m3，比 熱容1 410 J/(kg?℃)；原油密度(750～950)kg/m3，比熱容2 100 J/(kg?℃)；天然氣（伴生氣）密度6.5～56 kg/m3，比熱容2 000 J/(kg?℃)。計算得到Wpcp=115.85 kJ/℃，Wcocco=1.12 kJ/℃，Wincin=4.36 kJ/℃，Wgrcgr=1 314.24 kJ/℃。由結果可以看出，保溫層和防腐層的熱量太小，對式（10）的影響可以忽略不計。因此，將重點關注土壤和鋼管的蓄熱對管道停輸溫降的影響。

當分別輸送原油、天然氣、水和三相混輸時，根據(jù)流體的密度和系統(tǒng)的壓力，計算鋼管的蓄熱相對于流體熱量的比值，結果如表1所示。由表1可以看出，對于輸油管道，管道熱容量約為原油的一半，也就是說考慮鋼管的蓄熱散熱，相當于管道中油量增加了一半而具備的熱量。對于輸氣管道，根據(jù)系統(tǒng)壓力（海上油氣田，常見的外輸壓力為0.8～6.4 MPa）的不同，管道的熱容量是氣體的4.2～16.6倍。以上僅是鋼管的熱容量，如果考慮土壤，比值會更大。

表1 鋼管蓄熱量與所輸流體蓄熱量比值Table 1 The heat storage capacity ratio of steel pipeline to fluid

2 鋼管和土壤蓄熱對停輸溫降的影響

以上計算分析不能直接得到考慮鋼管和土壤蓄熱對管線溫降的具體延緩程度。對于海上油氣田，常用的輸送管道包括雙層保溫管、單層保溫管和不保溫管[17]。根據(jù)渤海油田應用情況，單層保溫管在生產階段出現(xiàn)一些問題，在新開發(fā)的油氣田中較少采用單層保溫管。為了系統(tǒng)研究在考慮鋼管和土壤蓄熱對各類型管道輸送不同流體時的溫降延緩作用，利用OLGA 2015.1軟件[18]建立不同類型管道的模型，并根據(jù)建立的模型研究在輸送不同流體時的溫降情況。

2.1 模型建立

將土壤簡化為與管道同軸的厚度為埋深1.5 m的圓柱體（對于單層不保溫管道，取2.0 m）[19?20]看作管道系統(tǒng)的一部分，計算模型如圖2所示。

圖2 不同類型管道計算模型Fig.2 The different types of pipeline models

設置土壤與“外界”的傳熱系數(shù)為500 W/(m?℃)（一般200 W/(m?℃)即可滿足要求）。

2.2 鋼管蓄熱對停輸溫降的影響

利用建立的模型，分別對雙層保溫管和不保溫管在考慮鋼管蓄熱散熱后對停輸溫降的影響情況。

2.2.1 雙層保溫海管 在海上油氣田，雙層保溫管常用于輸送含有原油的流體，如輸油管道、油水混輸管道和油氣水混輸管道，也有用于天然氣或伴生氣的輸送以降低水合物生成的風險。因此，分別對輸油管道、輸氣管道和混輸管道進行研究分析。本文考慮的鋼管蓄熱散熱僅指輸送流體的內鋼管。

圖3 為輸油、輸氣雙層保溫管在停輸9、1 h后鋼管蓄熱對停輸溫降的影響。

圖3 鋼管蓄熱對輸油、輸氣雙層保溫管停輸9、1 h后沿線溫降的影響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

由圖3（a）可以看出，考慮鋼管蓄熱對沿線溫降有明顯的延緩作用。將兩條溫降曲線作差值計算，即得到溫差曲線，從該曲線能看出，當考慮鋼管蓄熱散熱后沿線溫度有5～14℃的溫升。另外，在靠近管線入口處溫升效果要好于靠近管線出口處，這是因為靠近管線出口處流體和鋼管溫度較低，鋼管蓄積的熱能較小，在停輸階段釋放出來的熱能也就相對較小，對溫降的延緩作用在沒有靠近管線入口處明顯。由圖3（b）可以看出，兩條溫降曲線間差距較大，考慮鋼管蓄熱散熱時的沿線溫度高于不考慮鋼管蓄熱散熱時的13.7～28.8℃，這比輸油管線明顯得多，主要是因為天然氣比熱容相對于原油來說要小得多，在一定的鋼管蓄熱量下，對氣體的保溫效果更加明顯。

對于海上油氣田，混輸海管占有較大比例，其中不乏氣油比（GOR）超過100的混輸管道。高氣油比管道停輸后溫降較快，在很多情況下，即使提高入口溫度，都難以保證一定的安全停輸時間[21]（渤海油田海底管道至少保證2 h的安全停輸時間用于出現(xiàn)意外啟動置換操作前的準備工作），給管道的安全生產帶來風險。一般做法是摻水輸送，降低氣油比，提高管道流體熱量，但早期摻水會增大生產運營費用。因此，需要準確計算停輸溫降以減少摻水時間。為了簡化處理，本文以油氣兩相混輸海管為例，分析不同氣油比時，鋼管蓄熱散熱對停輸溫降的影響情況，結果如圖4所示。圖4結果表明，隨著氣油比增大，溫差曲線不斷上移，即鋼管蓄熱散熱對管道停輸后的影響不斷增大，且當氣油比大于10時，溫降的延緩效果更加明顯。這說明在常規(guī)不考慮鋼管蓄熱散熱的停輸溫降計算過于保守，特別是高氣油比場合。若考慮鋼管蓄熱，在一定程度上可以推遲或取消摻水輸送。

圖4 不同氣油比下混輸雙層保溫管的鋼管蓄熱對停輸溫降的影響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 不保溫海管 不保溫管道在海上油氣田中多用于天然氣和水的輸送。這里以輸氣不保溫管道為例，分析鋼管蓄熱散熱對停輸溫降的影響，結果如圖5所示。圖5表明，鋼管蓄熱對停輸溫降的延緩作用較小，相對于雙層保溫管道，效果不明顯。這主要是由于較大的鋼管蓄熱量在沒有保溫層的保溫下，很快向外界散失，貢獻給氣體的熱量較小所致。也就是說對于不保溫管道來說，可以不考慮鋼管蓄熱對停輸溫降的影響。

圖5 鋼管蓄熱對輸氣不保溫管停輸1 h后沿線溫降的影響Fig.5 Influence of heat storage capacity of steel pipe on temperature drop along the naked gas pipeline after 1 h shutdown

2.3 土壤蓄熱對停輸溫降的影響

根據(jù)上文分析，土壤蓄熱量較鋼管蓄熱量大，為了研究較大蓄熱量的土壤對管道停輸溫降的延緩作用，同樣從雙層保溫管和不保溫管兩個角度展開研究。

2.3.1 雙層保溫海管 輸油、輸氣雙層保溫管在考慮土壤蓄熱對停輸溫降的影響情況如圖6所示。

圖6 土壤蓄熱對輸油、輸氣雙層保溫管沿線溫降的影響Fig.6 Effect of soil thermal storage on temperature drop along double?layer insulation pipe for oil and gas transportation

由圖6（a）可知，當土壤的蓄熱參與計算，會使停輸后的溫度有所提高，但提高的幅度較小，僅0.10～0.43℃，相對于鋼管蓄熱帶來的溫升小得多。這主要是由于在保溫層的隔斷下，較大的土壤蓄熱難以直接傳遞給流體，不能直接延緩流體的停輸后溫降。由圖6（b）可知，土壤蓄熱的影響較鋼管來說，可以忽略不計。因此，對于雙層保溫管道來說，土壤的蓄熱對停輸溫降的影響有限，在實際工程設計中可以不予考慮。

2.3.2 不保溫海管 對于不保溫管道來說，土壤的蓄熱能直接對管內流體起到保溫作用，使沿線溫度降低較為緩慢，特別是在管線入口處，結果如圖7所示，在管線出口處的影響很小，主要是因為管線在正常運行過程中由于氣相比熱較小，溫度很快降低，管線出口處的土壤溫度場較低，對停輸后流體的溫降延緩作用不明顯。

由以上分析可以得出，土壤蓄熱和管道鋼管蓄熱對流體停輸溫降均有一定的延緩作用。對于保溫管道來說，雖然土壤蓄熱能力較大程度上大于鋼管蓄熱能力，但是其對停輸后流體的溫降延緩影響較鋼管小得多。另外，由于天然氣熱容較原油等液體小，所以在鋼管積蓄的熱量作用下，其溫降延緩作用較原油等液體明顯得多。對于不保溫管道，土壤的蓄熱可以直接對流體的溫降起到抑制作用，且鋼管的蓄熱由于沒有保溫層的作用，使其熱量很快散失，這也說明土壤的蓄能明顯大于鋼管的蓄能，因此對于不保溫管道來說，鋼管的蓄熱可以不考慮，這與保溫管道相反。

圖7 土壤蓄熱對輸氣不保溫管停輸1 h后沿線溫降的影響Fig.7 Influence of heat storage capacity of soil layer on temperature drop along the naked gas pipeline after 1 h shutdown

3 實例分析與優(yōu)化

海上油氣田開發(fā)研究階段，一般采用給定總傳熱系數(shù)方法用于海底管道熱力計算，可以過早的采取摻水提高管內流體熱量方案。為了得到定量認識，對渤海油田輸油海底管道中應用最為廣泛的φ165、φ219、φ273管道在不同輸送溫度和輸送距離下考慮鋼管蓄熱對管道出口溫降的影響進行分析，結果如表2所示。當管線輸送溫度65℃，停輸2 h后，考慮鋼管蓄熱散熱會使管線出口溫度提高3.6～10.6℃；當管線輸送溫度85℃，停輸2 h后，考慮鋼管蓄熱散熱會使管線出口溫度提高4.5～13.6℃。對于渤海的大多數(shù)輸油海底管道，若考慮鋼管的蓄熱，較大程度上提高管線出口溫度，有利于采用海管置換方案、停輸再啟動計算和摻水時機的確定。

表2 輸送溫度65、85℃下考慮鋼管蓄熱散熱時出口溫度Table 2 The outlet temperature increases when taken heat storage capacity of steel pipe into account with inlet temperature of 65℃and 85℃

以渤海某兩個油田開發(fā)項目為例，通過考慮鋼管或土壤蓄熱對輸送方案的優(yōu)化，節(jié)省海管運營費用，提高項目效益：

（1）油田A為邊際油田，生產的物流通過新建一條φ165、5 km的雙層保溫混輸海管輸送至附近另一油田的中心平臺，所產物流氣油比為77，屬于典型的高氣油比油田。若鋼管蓄熱不參與停輸后的熱力計算，需要在油田開發(fā)的前兩年摻水輸送。當考慮鋼管的蓄熱散熱，該油田的全生命周期內均無需摻水輸送。

（2）油田B生產原油高含蠟，原油凝點較高，產出的油氣水井流物在本油田的中心平臺進行油氣水分離，處理成合格原油后，通過一條新建φ273，22 km的雙層保溫輸油海底管道，輸送至FPSO儲存與銷售。若考慮鋼管的蓄熱散熱，可將摻水輸送年份延緩兩年。

4 結論

目前在海底管道的設計過程中一般通過給定總傳熱系數(shù)的方式進行熱力計算，使計算結果過于保守，特別是停輸后的溫降計算，主要是由于停輸后傳熱方式的改變和未考慮周圍各覆蓋層的蓄熱對停輸溫降的延緩作用。文中基于理論計算確定各覆蓋層熱容量相對大小，通過模擬計算鋼管和土壤蓄熱對不同類型管道停輸后溫降的影響情況，并以渤海兩條實際管道為例優(yōu)化輸送方案。結果表明：

（1）鋼管和土壤蓄熱量較大，在實際工程方案設計中應予以考慮。

（2）鋼管蓄熱總量是所輸原油蓄熱總量的一半，所輸水的1/4，所輸天然氣的4～16倍。

（3）土壤蓄熱和鋼管蓄熱對流體停輸溫降均有一定的延緩作用，對于保溫管道，鋼管的蓄熱散熱起到主導作用，對于不保溫管道，土壤的蓄熱散熱影響很大。

（4）對渤海油田常見的輸油海管來說，鋼管的蓄熱散熱能提高管線出口溫度3.5～13.5℃。

（5）對于混輸保溫管道，當氣油比大于10時，鋼管蓄熱對停輸溫降的延緩作用尤為明顯，有利于安全順利輸送。

（6）考慮土壤或鋼管的蓄熱對停輸溫降的影響可以延緩或取消摻水輸送，優(yōu)化輸送方案。