多起伏大高差油氣混輸管道停輸和再啟動(dòng)瞬態(tài)流動(dòng)規(guī)律研究

李嘉寧，杜勝男，范開(kāi)峰，晁 凱，黃雪松，李 偉，王衛(wèi)強(qiáng)

（1.遼寧石油化工大學(xué)石油天然氣工程學(xué)院，遼寧 撫順 113001；2.中國(guó)石化中原油田分公司石油工程技術(shù)研究院，河南濮陽(yáng) 457000；3.中國(guó)石化中原油田分公司 內(nèi)蒙采油廠，內(nèi)蒙古 巴彥淖爾 015000）

近年來(lái)，世界各地的油氣勘探和開(kāi)發(fā)逐漸向海洋和沙漠等邊緣地帶延伸，而這些地處偏遠(yuǎn)地區(qū)、條件惡劣的油氣田在勘探、開(kāi)采和運(yùn)輸方面都面臨較大的困難[1-2]。采用多相混輸技術(shù)可以充分利用已有的油氣處理設(shè)施，對(duì)提升經(jīng)濟(jì)效益和保護(hù)環(huán)境效果十分顯著[3]。采用油氣混輸技術(shù)可以將油氣田采出的油氣混合物直接輸送至聯(lián)合站進(jìn)行集中處理，將雙線運(yùn)輸改為單線運(yùn)輸，避免在井場(chǎng)設(shè)置油氣分離裝置[4]。

混輸管道在生產(chǎn)運(yùn)行過(guò)程中如果遇到意外事故或定期檢修操作，則會(huì)導(dǎo)致管道停輸，停輸期間油溫隨著停輸時(shí)間的延長(zhǎng)而降低，導(dǎo)致黏度增大，凝管風(fēng)險(xiǎn)增加。油氣混輸管道的流動(dòng)壓力損失包括摩阻損失、氣液兩相間滑脫損失和管道高程差三個(gè)部分。在管道起伏較小的海底混輸管道中，穩(wěn)態(tài)運(yùn)行時(shí)管內(nèi)流動(dòng)相對(duì)穩(wěn)定，其流型多為分層流動(dòng)；當(dāng)管道停輸時(shí)，管內(nèi)原油迅速停止流動(dòng)，通過(guò)終點(diǎn)的流量為0；再啟動(dòng)瞬間通過(guò)終點(diǎn)的液量出現(xiàn)波動(dòng)，但很快恢復(fù)至穩(wěn)態(tài)[5]。在一些起伏較大的混輸管道中，管內(nèi)原油在上坡管段和低點(diǎn)積聚，氣體流通面積減小，若流速增大，則會(huì)造成較大的磨阻損失和滑脫損失，并影響流型[6]；當(dāng)管道停輸時(shí)，液相原油受重力作用流向低洼管段，當(dāng)傾斜管傾角較大時(shí)，會(huì)在管道低點(diǎn)形成積液；管道重啟后低點(diǎn)處積液可能會(huì)形成段塞流，導(dǎo)致再啟動(dòng)壓力過(guò)大，甚至超過(guò)管道承壓能力。周曉紅等[7]研究了混輸壓降的影響因素，分析了不同模型、輸送溫度、氣油體積比對(duì)油氣混輸壓降計(jì)算結(jié)果的影響。當(dāng)長(zhǎng)時(shí)間停輸后重新啟動(dòng)管道時(shí)，可能需要比最大操作壓力大的管道入口壓力來(lái)驅(qū)動(dòng)管道中流動(dòng)性很低的油流[8]。在溫降方面，關(guān)義等[9]運(yùn)用熱-力耦合系統(tǒng)對(duì)管道的熱應(yīng)力變化趨勢(shì)及分布規(guī)律進(jìn)行了研究。管道停輸后由于管內(nèi)外溫差較大，管內(nèi)油溫下降，管道周?chē)臒崃ζ胶鉅顟B(tài)被破壞，溫度場(chǎng)將重新分布，油溫下降，原油的黏度增大；當(dāng)油溫降到一定值后，會(huì)給管道的再啟動(dòng)帶來(lái)極大的困難，甚至造成凝管，這對(duì)管道運(yùn)行是極其致命的問(wèn)題，嚴(yán)重威脅管道運(yùn)行安全[10]。目前，主流瞬態(tài)模擬軟件有OLGA和TRAFLOW，利用OLGA軟件進(jìn)行多相流混輸管道壓降預(yù)測(cè)，其計(jì)算結(jié)果與現(xiàn)場(chǎng)實(shí)測(cè)結(jié)果吻合較好[11]。

確定油氣混輸管道中的流動(dòng)規(guī)律和環(huán)境溫度對(duì)溫降的影響，分析起點(diǎn)再啟動(dòng)壓力范圍，是確定安全停輸時(shí)間并順利完成再啟動(dòng)過(guò)程中重要的前提條件。明確油氣混輸管道停輸再啟動(dòng)過(guò)程中的運(yùn)行參數(shù)變化規(guī)律，可有效地保障管道安全，對(duì)管道停輸和再啟動(dòng)操作具有重要的指導(dǎo)意義。

1 模型的建立

某油氣混輸管道全長(zhǎng)為73.0 km，管徑為232.0 mm，管道壁厚為8.0 mm；實(shí)際輸量為253 m3/d，初始?xì)庥腕w積比為332；管道的啟輸溫度為75.0℃，末站進(jìn)站壓力為0.15 MPa；管道中心埋深為1.5 m。該管道采用聚氨酯硬泡沫塑料保溫，導(dǎo)熱系數(shù)為0.035 W/(m·℃)，密度為50 kg/m3，比熱 容 為1 380 J/（kg·℃）；鋼 的 導(dǎo) 熱 系 數(shù) 為50 W/(m·℃)，密 度 為7 850 kg/m3，比 熱 容 為500 J/（kg·℃）。管道縱斷面走向如圖1所示。由圖1可以看出，管道起伏較大，高程整體呈下降趨勢(shì)。

圖1 管道縱斷面走向

原油凝點(diǎn)為30.0℃，原油的黏溫曲線如圖2所示。由圖2可以看出，當(dāng)原油溫度小于其凝點(diǎn)時(shí)，原油黏度隨著溫度的下降迅速增加，會(huì)對(duì)泵站的泵機(jī)組造成較大的負(fù)荷，產(chǎn)生不必要的能量損失。因此，應(yīng)盡量將油溫控制在原油凝點(diǎn)以上。

圖2 原油的黏溫曲線

管內(nèi)油氣混合物的組成及密度見(jiàn)表1。

表1 管內(nèi)油氣混合物的組成及密度

利用OLGA全動(dòng)態(tài)多相流模擬軟件，對(duì)混輸管線停輸和再啟動(dòng)過(guò)程中瞬態(tài)流動(dòng)過(guò)程進(jìn)行分析。根據(jù)《輸油管道工藝安全操作規(guī)程》規(guī)定，管道允許的最低輸油溫度控制在高于凝點(diǎn)3.0℃以上，取33.0℃。管道埋地深度1.5 m處溫度：冬季平均溫度為0℃，春季和秋季平均溫度為10.0℃，夏季平均溫度為20.0℃。管線中間設(shè)4個(gè)加熱站，第3個(gè)加熱站在春季和秋季溫度增加至83.0℃，第4個(gè)加熱站只在冬季運(yùn)行。設(shè)定首站、加熱站和末站同步操作，分別模擬3個(gè)溫度下各停輸2.00、3.00、4.00、5.00、6.00 h時(shí)管道的參數(shù)變化情況。以停輸2.00 h為例，時(shí)間節(jié)點(diǎn)為0、2.99、3.00、4.99、5.00 h，首末站閥門(mén)對(duì)應(yīng)開(kāi)度為1、1、0、0、1（1代表閥門(mén)全開(kāi)，0代表完全關(guān)閉），對(duì)應(yīng)加熱站溫度為75.0、75.0、0、0、75.0℃，模擬時(shí)長(zhǎng)10.00 h。

2 結(jié)果分析

2.1 穩(wěn)態(tài)運(yùn)行時(shí)管道沿線參數(shù)

管道穩(wěn)態(tài)運(yùn)行時(shí)沿線溫度、壓力和持液率分布如圖3所示。由圖3（a）可以看出，從首站開(kāi)始運(yùn)行至加熱站之前、從加熱站運(yùn)行至下一個(gè)加熱站、從最后一個(gè)加熱站運(yùn)行至末站時(shí)，管內(nèi)沿線溫度不斷下降，由于管道運(yùn)行時(shí)管內(nèi)流體溫度高于環(huán)境溫度，管內(nèi)流體向外散熱，造成熱損耗，在加熱站加熱后順利到達(dá)終點(diǎn)；冬季降溫速率最大，春秋兩季次之，夏季降溫速率最小。這是由于季節(jié)不同時(shí)管道外土壤溫度不同，蓄熱量也不同，冬季土壤溫度低，蓄熱量小，管內(nèi)流體與管外環(huán)境溫差較大，傳熱較快，故降溫速率較大；夏季土壤溫度高，蓄熱量大，管內(nèi)流體與管外環(huán)境溫差小，故降溫速率較小。

由圖3（b）可以看出，管道穩(wěn)態(tài)運(yùn)行時(shí)，管道沿線壓力分布整體呈下降趨勢(shì)，在部分管段由于地形起伏較大，在低點(diǎn)出現(xiàn)壓力極值點(diǎn)。混輸管路壓力損失主要是由管內(nèi)流體與管壁的摩擦組成，但還應(yīng)考慮地形因素和氣液兩相間的滑脫損失。通過(guò)分析管道溫度最低點(diǎn)處的溫度變化范圍，確定溫度是否降到混合原油凝點(diǎn)；通過(guò)分析管道壓力最高點(diǎn)處的壓力變化范圍，確定壓力是否超出管道承壓能力，從而采取相應(yīng)的防范措施。

由圖3（c）可以看出，持液率的最大值為0.40，最小值為0.05，管道的極低點(diǎn)持液率隨環(huán)境溫度升高而減小，而高點(diǎn)處持液率反之；在同一啟輸溫度下，環(huán)境溫度越高，管內(nèi)混合原油溫度越高，黏度越小，摩阻損失越?。画h(huán)境溫度越低，管內(nèi)油溫越低，黏度越大，摩阻損失越大，通過(guò)上傾管段越困難[12]。

由圖3（a）和圖3（b）還可以看出，該混輸管道在穩(wěn)態(tài)運(yùn)行時(shí)，冬季溫度最低點(diǎn)位于17 157 m處，春夏秋三季溫度最低點(diǎn)位于73 071 m處，管道起點(diǎn)處壓力最大。

圖3 管道穩(wěn)態(tài)運(yùn)行時(shí)管道沿線參數(shù)分布

2.2 管道溫度最低點(diǎn)處溫度變化

環(huán)境溫度不同時(shí)停輸時(shí)間對(duì)管道溫度最低點(diǎn)處溫度的影響如圖4所示。由圖4可以看出，停輸時(shí)間對(duì)管道溫度最低點(diǎn)處溫度有影響，停輸時(shí)間越長(zhǎng)，管道溫度最低點(diǎn)處溫度越低，但對(duì)管道溫度最低點(diǎn)處溫度變化規(guī)律影響很小。以停輸2.00 h為例，在不考慮氣液相間熱傳遞的條件下分析溫降規(guī)律。停輸后，管內(nèi)原油的傳熱根據(jù)傳熱方式可分為3個(gè)階段：自然對(duì)流傳熱階段、自然對(duì)流與熱傳導(dǎo)共同控制階段和純導(dǎo)熱階段[13]。由于停輸時(shí)間較短，管內(nèi)以第一階段即自然對(duì)流傳熱階段為主。

由圖4（a）可以看出，冬季管道與周?chē)h(huán)境傳熱過(guò)程較快，在停輸3.00 h時(shí)管內(nèi)混合原油溫度降至凝點(diǎn)以下的時(shí)間較短，5.00 h時(shí)溫度最低點(diǎn)處溫度降至29.8℃；管道重新啟動(dòng)時(shí)，由于地形起伏和流動(dòng)狀態(tài)瞬變，該點(diǎn)溫度上下波動(dòng)，8.00 h后相對(duì)穩(wěn)定。由圖4（b）和圖4（c）可以看出，夏季5組停輸時(shí)間下溫度最低點(diǎn)處溫度皆高于凝點(diǎn)；停輸2.00 h再啟動(dòng)時(shí)，春秋兩季溫度最低點(diǎn)處在5.00 h時(shí)最低溫度為30.0℃；停輸3.00 h再啟動(dòng)時(shí)，春秋兩季該點(diǎn)在6.00 h時(shí)最低溫度為28.1℃，低于混合原油的凝點(diǎn)。

圖4 環(huán)境溫度不同時(shí)停輸時(shí)間對(duì)管道溫度最低點(diǎn)處溫度的影響

春夏秋三季在管道運(yùn)行3.00 h后停輸時(shí)，管道溫度最低點(diǎn)處溫度先上升后下降，是因?yàn)榇颂幬挥诠艿滥┒耍］敃r(shí)管道終點(diǎn)閥門(mén)關(guān)閉，液相密度大于氣相密度，管內(nèi)液相原油受重力作用流向低點(diǎn)，氣相聚集在高點(diǎn)，持液率升高，而油的比熱容大于氣相的比熱容[14]，在傳熱條件相同的情況下，液相原油的溫度變化相對(duì)較慢，即管內(nèi)同一位置同一時(shí)刻，持液率越高，管內(nèi)溫度越高。在管道運(yùn)行5.00 h后重新啟動(dòng)時(shí)管道終點(diǎn)閥門(mén)開(kāi)啟，此處積液迅速流過(guò)閥門(mén)，持液率下降，因此再啟動(dòng)操作期間溫度先下降后上升。

停輸2.00 h時(shí)不同環(huán)境溫度下管道溫度最低點(diǎn)處溫度變化如圖5所示。由圖5可以看出，將模擬時(shí)間延長(zhǎng)至40.00 h時(shí)，冬季管道溫度最低點(diǎn)處溫度約在35.00 h后恢復(fù)至停輸前溫度，而春夏秋三季管道溫度最低點(diǎn)溫度約在31.00 h后恢復(fù)至停輸前溫度。

圖5 停輸2.00 h時(shí)不同環(huán)境溫度下管道溫度最低點(diǎn)處溫度變化

2.3 管道起點(diǎn)壓力變化

環(huán)境溫度不同時(shí)停輸時(shí)間對(duì)管道起點(diǎn)壓力的影響如圖6所示。由圖6可以看出，停輸時(shí)間和環(huán)境溫度對(duì)起點(diǎn)壓力有影響；起點(diǎn)壓力隨著停輸時(shí)間的增加而下降，起點(diǎn)壓力下降速率隨著停輸時(shí)間的增加而減??；停輸時(shí)間相同時(shí)，環(huán)境溫度越高，起點(diǎn)壓力下降速率越大；停輸期間因?yàn)楣軆?nèi)溫度下降，氣相和液相體積收縮，因此管內(nèi)壓力下降，這一結(jié)果與文獻(xiàn)[15]的結(jié)果相符。

圖6 環(huán)境溫度不同時(shí)停輸時(shí)間對(duì)管道起點(diǎn)壓力的影響

停輸2.00 h、不同環(huán)境溫度、模擬時(shí)間延長(zhǎng)至40.00 h時(shí)起點(diǎn)壓力的變化曲線如圖7所示。

圖7 停輸2.00 h、不同環(huán)境溫度、模擬時(shí)間延長(zhǎng)至40.00 h時(shí)起點(diǎn)壓力的變化曲線

由圖7可以看出，在管道運(yùn)行3.00 h后停輸，入口閥門(mén)關(guān)閉，管內(nèi)混合原油受到慣性力繼續(xù)向前流動(dòng)，壓力迅速減?。还艿肋\(yùn)行5.00 h后重啟，入口閥門(mén)開(kāi)啟，流量瞬變，管內(nèi)流動(dòng)狀態(tài)波動(dòng)很大，導(dǎo)致壓力波動(dòng)也較大，但未超過(guò)穩(wěn)態(tài)運(yùn)行壓力。由圖7還可以看出，冬季管道穩(wěn)態(tài)運(yùn)行時(shí)起點(diǎn)壓力為1.96 MPa，比其他三個(gè)季節(jié)的起點(diǎn)壓力高約0.02 MPa；冬季再啟動(dòng)瞬間壓力為1.94 MPa，比其他三個(gè)季節(jié)的再啟動(dòng)瞬間壓力高約0.05 MPa；壓力波動(dòng)在7.00 h后減小，約在12.00 h后恢復(fù)至穩(wěn)態(tài)運(yùn)行壓力。

2.4 管道沿線持液率變化

不同環(huán)境溫度下停輸時(shí)間不同時(shí)管道持液率分布如圖8所示。

圖8 不同環(huán)境溫度下停輸時(shí)間不同時(shí)管道持液率分布

由圖8（a）—（c）可知，冬季停輸1.00 h時(shí)，多數(shù)管段內(nèi)流體基本不流動(dòng)，在管道極低點(diǎn)處形成積液，持液率為1.00，管道極高點(diǎn)處持液率為0，少數(shù)傾斜管段內(nèi)流體受重力影響仍在繼續(xù)流動(dòng)，其持液率為＞0～＜1.00；停輸3.00 h時(shí)，管道所有極低點(diǎn)處持液率為1.00，所有極高點(diǎn)處持液率為0，傾斜管段持液率降為0；停輸5.00 h時(shí)，管道極低點(diǎn)和極高點(diǎn)處持液率與停輸3.00 h時(shí)相同，傾斜管段處持液率與停輸3.00 h時(shí)也幾乎相同。因此，可以認(rèn)為冬季管道在停輸3.00 h時(shí)管內(nèi)流體幾乎不再流動(dòng)。

由圖8（d）—（f）可知，春秋季管道停輸1.00 h時(shí)，部分管段內(nèi)流體基本不流動(dòng)，管道極低點(diǎn)處持液率為1.00，管道極高點(diǎn)處持液率為0；部分傾斜管段流體受重力影響仍在繼續(xù)流動(dòng)，并未在其附近的極低點(diǎn)處形成積液，持液率為＞0～＜1.00；停輸3.00 h時(shí)，絕大多數(shù)管段內(nèi)流體基本不流動(dòng)，在管道極低點(diǎn)處形成積液，持液率為1.00，管道極高點(diǎn)處持液率為0，極少數(shù)傾斜管段流體受重力作用仍在流動(dòng)，其持液率為＞0～＜1.00；停輸5.00 h時(shí)，管道所有極低點(diǎn)處持液率為1.00，極高點(diǎn)處持液率為0，傾斜管段流體基本不流動(dòng)，持液率降為0。因此，可認(rèn)為春季和秋季管道在停輸5.00 h時(shí)管內(nèi)流體幾乎不再流動(dòng)。

由圖8（g）—（i）可知，夏季停輸1.00 h時(shí)，僅有少數(shù)管段內(nèi)流體不流動(dòng)，管道極低點(diǎn)處持液率為1.00，管道極高點(diǎn)處持液率為0，多數(shù)傾斜管段內(nèi)流體仍具有一定的動(dòng)能，繼續(xù)在管道內(nèi)流動(dòng)，并未在其附近的極低點(diǎn)處形成積液，持液率為＞0～＜1.00；停輸3.00 h時(shí)，多數(shù)管段內(nèi)流體基本不流動(dòng)，在管道極低點(diǎn)處形成積液，持液率為1.00，管道極高點(diǎn)處持液率為0，少數(shù)傾斜管段流體受重力作用仍在流動(dòng)，其持液率為＞0～＜1.00；停輸5.00 h時(shí)，管道的所有極低點(diǎn)處持液率為1.00，所有極高點(diǎn)處持液率為0，傾斜管段內(nèi)流體基本不流動(dòng)，持液率降為0。因此，可以認(rèn)為夏季管道在停輸5.00 h時(shí)管內(nèi)流體幾乎不在流動(dòng)。

總體而言，春秋兩季管道沿線持液率在停輸時(shí)間不同時(shí)的分布情況介于冬夏兩季之間。

不同環(huán)境溫度下持液率分布情況不同，是因?yàn)橥］敽蠊軆?nèi)混合原油受重力和慣性力的影響會(huì)繼續(xù)流動(dòng)，冬季環(huán)境溫度低，溫度下降速率較快，管內(nèi)混合原油溫度較低，黏度較大，混合原油流動(dòng)性變差，而夏季環(huán)境溫度高，溫度下降速率較慢，管內(nèi)混合原油溫度較高，黏度較小，其流動(dòng)性大于冬季混合原油的流動(dòng)性[16]。

3 結(jié) 論

（1）停輸期間，管道同一位置在同一時(shí)刻的持液率越高，管內(nèi)溫度就越高。管道在冬季運(yùn)行時(shí)，停輸時(shí)間為2.00 h時(shí)管道溫度最低點(diǎn)處溫度降到凝點(diǎn)以下，而其他三個(gè)季節(jié)在停輸時(shí)間為3.00 h時(shí)再啟動(dòng)瞬間溫度才會(huì)降至凝點(diǎn)以下，而且會(huì)立刻回升。由此可知，冬季管道安全停輸時(shí)間小于2.00 h，春夏秋三個(gè)季節(jié)管道安全停輸時(shí)間為3.00 h。因此，在實(shí)際運(yùn)行時(shí)，應(yīng)盡量避免在冬季對(duì)管道進(jìn)行停輸操作。

（2）停輸再啟動(dòng)過(guò)程中的壓力變化與環(huán)境溫度的關(guān)系不明顯，但管道在冬季運(yùn)行時(shí)壓力比其他季節(jié)高約0.02 MPa，再啟動(dòng)壓力比其他季節(jié)高約0.04 MPa。

（3）低洼處管段的持液率隨環(huán)境溫度的升高而降低，管道在冬季停輸3.00 h時(shí)流體幾乎不再流動(dòng)，沿線持液率不隨停輸時(shí)間發(fā)生明顯變化，而春夏秋三季停輸5.00 h后達(dá)到此狀態(tài)。