海底輸油管道清管過程中出口溫度變化研究

楊亞吉 劉春雨 唐寧依 王文光 李國豪 楊 純 孫 媛

(1.中海石油(中國)有限公司天津分公司 2.常州大學(xué)石油與天然氣工程學(xué)院)

0 引 言

海底管道作為連接海上油田的動脈，承擔(dān)著油氣輸送的重要任務(wù)。因此，海底管道的安全平穩(wěn)運行對于保障油田正常生產(chǎn)、維護(hù)國家能源安全具有重要意義。清管在油田正常生產(chǎn)過程中發(fā)揮了重要作用，定期清管不僅能夠提高輸送效率，還能解決流動安全保障問題[1-3]。許多學(xué)者對清管進(jìn)行了研究，呂平等[4-5]分析了清管器在運動過程中的受力。A.O.NIECKELE等[6-8]研究了清管器的運動規(guī)律，建立了清管器的運動模型。相關(guān)學(xué)者研究了清管器的運動狀態(tài)，對不同條件下清管器的速度分布進(jìn)行了總結(jié)[9-13]。曹楊等[14-16]通過不同方式計算了清管時間，研究了不同因素與清管時間的相關(guān)性。張宗超等[2]提出采取漸進(jìn)式的清管方法，有效避免了清管作業(yè)中的卡堵。曹學(xué)文等[17-19]研究了清管器在現(xiàn)場施工中的應(yīng)用。

相關(guān)學(xué)者們基本都關(guān)注清管器的受力與運動特性，鮮有關(guān)注清管過程中流體的溫度變化。由現(xiàn)場反饋可知，清管過程中海底管道出口溫度下降異常，輸油管道溫度下降易引發(fā)結(jié)蠟、凝管、壓力升高等流動安全保障問題，增加海管運行風(fēng)險，還會給海管結(jié)構(gòu)安全帶來挑戰(zhàn)。因此，關(guān)注清管過程中的溫度變化對保障海管安全運行、保證油田正常生產(chǎn)具有重要意義。

本文基于多相流瞬態(tài)軟件OLGA，結(jié)合渤海油田某輸油海管實際運行工況，對海管清管過程展開研究。通過研究得到清管過程中出口溫度變化一般規(guī)律，分析含水體積分?jǐn)?shù)、輸液量、凝析氣輸氣量等因素對出口溫度等的影響。最后通過現(xiàn)場數(shù)據(jù)對模擬結(jié)果進(jìn)行驗證，分析清管過程中現(xiàn)場海管溫度異常的原因，有效地解決生產(chǎn)問題，保證海管的生產(chǎn)安全，為現(xiàn)場操作與管理提供一定的參考。

1 理論模型

采用多相流瞬態(tài)軟件OLGA模擬海底原油管道清管過程，由此研究清管過程中出口溫度變化規(guī)律。該軟件在管道多相流動、清管及積液計算等方面應(yīng)用廣泛[20-21]，尤其在瞬態(tài)模擬方面表現(xiàn)出色，由于其計算結(jié)果與現(xiàn)場符合度高，得到了世界各大石油公司的廣泛認(rèn)可。

1.1 清管運動分析

海底原油管道清管過程中，清管器主要受力為重力、流體上下游壓力、管壁摩擦力以及黏性摩擦力[22-23]，如圖1所示。對清管器受力分析可得各力之間的關(guān)系式為：

圖1 清管器受力分析Fig.1 Force analysis of the pipeline pig

(1)

式中：m為清管器質(zhì)量，kg；Up為清管器運行速度，m/s；A為管道截面積，m2；t為清管時間，s；Δp為清管器前后的壓差，Pa；Δp=p1-p2；p1、p2為清管器前、后的壓力，Pa；Fw為運動過程中清管器與管壁接觸產(chǎn)生的管壁摩擦力，N；Fv為清管器與周圍流體膜流動產(chǎn)生的黏性摩擦力，N；α為清管器運行方向與水平線傾角，(°)；g為重力加速度，m/s2。

清管器在前后壓差作用下朝前方運動，運動過程中清管器與管壁接觸產(chǎn)生的管壁摩擦力Fw計算式為：

Fw=max(0，F(xiàn)0-fw|Up|)sgn(Up)

(2)

式中：F0為清管器與管壁之間的靜摩擦力，N；fw為壁面摩擦因數(shù)，N·s/m。

隨著清管器速度的增加，清管器與管壁的接觸減少，管壁摩擦力減小。清管器運動過程中除與管壁接觸外，還與流體接觸。清管器與周圍流體膜的流動產(chǎn)生黏性摩擦力Fv計算式為：

Fv=f1Up+f2Up|Up|

(3)

式中：f1為線性摩擦因數(shù)，N·s/m；f2為二次摩擦因數(shù)，N·s2/m2。

清管開始前，管道運行參數(shù)保持相對穩(wěn)定，管截面油水分布保持相對平衡。清管開始后，清管器推動流體運動[24-25]，油水性質(zhì)差異及清管器推動作用會導(dǎo)致流體運動、竄漏，管道原本的油水平衡被打破，截面含油水面積分?jǐn)?shù)(油、水相流通截面面積與管路總流通截面面積之比)會隨著清管過程的持續(xù)而變化直至清管結(jié)束。清管過程中流體的竄漏可分為2種，一種是清管器前后壓差引起的竄漏，另一種是清管器與周圍流體滑移引起的竄漏。清管器前后存在壓差，流體可以從其后面被推至前面。由壓差引起的流體體積通量U1計算式為：

(4)

式中：C1為竄漏系數(shù)；ρ為流體的密度，kg/m3。

清管器與周圍流體之間存在一定的滑移作用，導(dǎo)致清管器前部分流體不會被其攜帶，而是通過清管器與管壁之間發(fā)生竄漏。當(dāng)清管器與管壁之間的間隙很窄時，在計算流經(jīng)清管器流體膜的流動時可以忽略重力和壓力梯度的影響。層流狀態(tài)下液膜平均速度vf計算式為：

(5)

通過液膜平均速度可以得到由滑移引起的竄漏體積流量Q1：

(6)

式中：D為管道內(nèi)徑，m；DP為清管器外徑，m。

在清管過程中，流體通過清管器竄漏的總體積可按照油氣水3相分別計算。對于分層流而言，油氣水3相各自的竄漏量與清管器所處位置截面含各相的面積分?jǐn)?shù)成正比。

1.2 模擬工況設(shè)置

以渤海某海底原油管道為例，建立基于OLGA的海底輸油管道清管模型，采用流量入口、壓力出口邊界條件，待海管運行穩(wěn)定后開始清管。在軟件內(nèi)輸入海管輸液量、含水體積分?jǐn)?shù)、凝析氣輸氣量等。

海管長約70 km，當(dāng)前輸液量11 300 m3/d，含水體積分?jǐn)?shù)2.4%，入口溫度67 ℃，出口壓力390 kPa。海管為雙層保溫管，保溫層厚度50 mm，內(nèi)管外徑508 mm，壁厚15.9 mm，環(huán)境溫度3.8 ℃，所處水深約31 m。20 ℃時原油密度為970.2 kg/m3，黏度16.7 Pa·s。

為研究含水體積分?jǐn)?shù)、輸液量及凝析氣輸氣量等不同因素的影響，根據(jù)控制變量法設(shè)置不同的對照組，建立了不同的計算工況，如表1所示。

表1 工況設(shè)置Table 1 Configuration of operating conditions

2 結(jié)果分析

2.1 清管過程出口溫度一般變化規(guī)律

根據(jù)建立的海底原油管道清管計算模型，待參數(shù)穩(wěn)定后開始清管，監(jiān)測出口截面含水面積分?jǐn)?shù)、出口溫度等參數(shù)變化趨勢，變化曲線如圖2所示。以表1中空白對照組為例描述清管過程一般變化規(guī)律。為了準(zhǔn)確有效地描述清管過程中相關(guān)參數(shù)的變化，設(shè)定第1階段出口溫度為T；第2階段溫度變化量為ΔT1，截面含水面積分?jǐn)?shù)變化量為ΔHW1；第3階段溫度變化量為ΔT2，截面含水面積分?jǐn)?shù)變化量為ΔHw2；第2、3、4階段持續(xù)時間為t1、t2、t3，設(shè)定清管時間為t，清管速度為UP。

圖2 管道出口參數(shù)變化曲線Fig.2 Variation of pipeline outlet parameters

從圖2可以看出，清管開始后較長時間內(nèi)出口溫度保持不變，臨近清管結(jié)束前出口溫度先升至最高，隨著清管的結(jié)束又降至最低，最后恢復(fù)至清管前水平。出口截面含水面積分?jǐn)?shù)也呈現(xiàn)出類似的變化趨勢，不同的是變化速度更快。

清管過程中出口溫度變化趨勢大致可分為如下4個階段。

(1)初始階段。該階段清管剛開始，清管器距離管道出口較遠(yuǎn)，出口截面含水面積分?jǐn)?shù)、出口溫度維持不變。

(2)升高階段。該階段清管段塞頭部到達(dá)管道出口，出口截面含水面積分?jǐn)?shù)瞬間升高至最大，出口溫度也隨之升高。在清管器推動流體朝前方運動過程中，由于油水密度差異及油水間滑移作用，打破了原本的油水平衡，越來越多的水聚集在清管器前端，導(dǎo)致截面含水面積分?jǐn)?shù)升高。另外，水的比熱容大于原油，油水在海管流動過程中，當(dāng)損失相同熱量時，水的溫度更高。因此，當(dāng)清管段塞通過管道出口時，出口溫度會隨著管道出口截面含水面積分?jǐn)?shù)升高而升高。

(3)下降階段。該階段隨著清管段塞逐漸排出管道，出口截面含水面積分?jǐn)?shù)逐漸下降，清管結(jié)束后出口截面含水面積分?jǐn)?shù)下降至最低，該過程中出口溫度隨之緩慢下降至最低。

(4)恢復(fù)階段。該階段清管已結(jié)束，清管打破的油水平衡正逐漸恢復(fù)，出口截面含水面積分?jǐn)?shù)、出口溫度逐漸恢復(fù)至清管前水平。

在4個階段變化過程中，出口截面含水面積分?jǐn)?shù)的變化與清管段塞的運動有關(guān)，因溫度的變化是一個緩慢的熱量傳遞過程，故出口溫度的變化相對緩慢。

2.2 含水體積分?jǐn)?shù)對清管過程出口溫度的影響

在不同含水體積分?jǐn)?shù)條件下，清管過程中出口截面含水面積分?jǐn)?shù)、出口溫度的變化趨勢不同。當(dāng)輸液量不變，含水體積分?jǐn)?shù)為1%～11%時，清管過程中出口溫度變化情況如圖3所示。

圖3 不同含水體積分?jǐn)?shù)時管道出口參數(shù)變化曲線Fig.3 Variation of pipeline outlet parameters with water volumetric fraction

從圖3可以看出，清管過程中出口截面含水面積分?jǐn)?shù)、出口溫度的變化均經(jīng)歷4個階段，第一階段對應(yīng)出口截面含水面積分?jǐn)?shù)、出口溫度隨著含水體積分?jǐn)?shù)的升高而增大。清管過程中各階段出口溫度、截面含水面積分?jǐn)?shù)變化幅度以及持續(xù)時間均隨著含水體積分?jǐn)?shù)的變化而變化。

表2為在不同含水體積分?jǐn)?shù)下清管過程各參數(shù)變化情況。

從表2可知，隨著含水體積分?jǐn)?shù)的增大，第二階段溫度變化量、第三階段溫度變化量呈現(xiàn)出先增大后減小的趨勢，其中3%含水體積分?jǐn)?shù)時第二階段溫度變化量最大，5%含水體積分?jǐn)?shù)時第三階段溫度變化量最大；第二階段截面含水面積分?jǐn)?shù)變化量隨著含水體積分?jǐn)?shù)的增大而減小，第三階段截面含水面積分?jǐn)?shù)變化量的變化趨勢與之相反。第二階段持續(xù)時間隨著含水體積分?jǐn)?shù)的增大而增大，第三、四階段持續(xù)時間則隨著含水體積分?jǐn)?shù)的增大而減小，因為清管過程中清管器將流體隔開，分為段塞前影響區(qū)和段塞后影響區(qū)(見圖4)，2個區(qū)域內(nèi)截面含油水面積分?jǐn)?shù)不同。

隨著含水體積分?jǐn)?shù)的增大，段塞后影響區(qū)范圍增大，段塞前影響區(qū)范圍減小，導(dǎo)致第二、三、四階段持續(xù)時間的差異。

2.3 輸液量對清管過程出口溫度的影響

清管過程中，在不同輸液量時出口截面含水面積分?jǐn)?shù)、出口溫度的變化趨勢不同。為此，研究了在含水體積分?jǐn)?shù)不變時輸液量對清管過程出口參數(shù)的影響，在不同輸液量條件下管道出口參數(shù)變化如圖5所示。

圖5 不同輸液量時管道出口參數(shù)變化曲線Fig.5 Variation of pipeline outlet parameters with liquid flow rate

從圖5可以看出，不同輸液量下清管過程中出口截面含水面積分?jǐn)?shù)、出口溫度的變化過程均經(jīng)歷4個變化階段，輸液量增大導(dǎo)致清管加快，并使各個階段的變化時間提前。第一階段出口截面含水面積分?jǐn)?shù)變化幅度較小，從局部放大圖可以看出，隨著輸液量的增大而增大，出口溫度也隨輸液量的增大而增大。清管過程中各階段溫度、截面含水面積分?jǐn)?shù)變化幅度以及持續(xù)時間均隨輸液量的變化而變化。

表3為不同輸液量下清管過程中各參數(shù)變化情況。第二、三階段截面含水面積分?jǐn)?shù)變化量均隨輸液量的增大而升高，輸液量增加導(dǎo)致更高的入口壓力，相同位置清管器前后壓差增大，一方面更快的清管速度會推動更多流體運動，另一方面更大的壓差會導(dǎo)致更多的流體竄漏，清管器前截面含水率隨之增大，因此第二、三階段截面含水面積分?jǐn)?shù)變化量變化幅度增大。第二階段溫度變化量基本維持不變，第三階段溫度變化量隨輸液量的增大而減小，清管段塞之后是大量截面含水面積分?jǐn)?shù)較低的流體，出口溫度隨之降低。此外，輸液量越大流體蓄熱效果越好，因此第三階段溫度變化量隨著輸液量的增大而減小。第二、三階段持續(xù)時間隨著輸液量的增大而降低，主要原因是清管速度加快提高了清管段塞的運動，導(dǎo)致第二、三階段持續(xù)時間縮短。清管過程中隨著輸液量的增大，段塞后影響區(qū)范圍擴(kuò)大，導(dǎo)致第四階段持續(xù)時間延長。

表3 不同輸液量下清管過程參數(shù)變化Table 3 Parameters during pigging with different liquid flow rates

2.4 凝析氣輸氣量對清管過程中出口溫度的影響

輕組分在低壓時會析出成為氣體，合格原油一般當(dāng)原油穩(wěn)定后在管輸條件下不會有氣體析出。為研究凝析氣輸氣量對清管過程中出口截面含水面積分?jǐn)?shù)、出口溫度的影響，通過調(diào)整氣液比控制氣量，得到在0～1 800 m3/d凝析氣輸氣量時對清管過程出口相關(guān)參數(shù)的影響變化曲線，如圖6所示。從圖6可以看出，不含氣工況與含氣工況相比有明顯不同，當(dāng)不大于1 000 m3/d時，不含氣工況第1階段的出口溫度高于含氣工況，當(dāng)大于1 000 m3/d時，不含氣工況第一階段的出口溫度低于含氣工況。這是因為氣體在海管流動過程中，一方面會對外散熱，另一方面由于氣體間的摩擦作用會生熱。當(dāng)凝析氣較少時，摩擦生熱效果有限，氣體大量散熱導(dǎo)致流體溫度下降；當(dāng)凝析氣較多時，摩擦產(chǎn)熱效果顯著，流體溫度升高并高于不含氣工況。在4個階段變化過程中，不含氣工況最大出口截面含水面積分?jǐn)?shù)比含氣工況低，這是由于氣體的存在加速了流體運動，加劇了流體竄漏。

圖6 不同凝析氣管道出口參數(shù)變化曲線Fig.6 Variation of pipeline outlet parameters with condensate gas flow rate

從圖6可以看出，第一階段出口截面含水面積分?jǐn)?shù)基本不變，出口截面含氣面積分?jǐn)?shù)隨凝析氣輸氣量的增大而增大。出口溫度的變化趨勢與之不同，當(dāng)凝析氣輸氣量不大于600 m3/d時出口溫度基本不變，而大于600 m3/d時則隨著凝析氣輸氣量的增大而升高，這是由于隨著凝析氣的增加，氣體之間摩擦作用增強，導(dǎo)致出口溫度升高。清管開始后，各參數(shù)均經(jīng)歷4個變化階段，出口截面含水面積分?jǐn)?shù)會隨著出口截面含氣面積分?jǐn)?shù)的變化而變化，在不同凝析氣輸氣量時各參數(shù)變化明顯不規(guī)則，特別是清管快結(jié)束時，氣體的節(jié)流作用導(dǎo)致出口截面含氣面積分?jǐn)?shù)等參數(shù)劇烈變化，隨著清管器的到達(dá)管道末端該參數(shù)瞬間增大。

表4為在不同凝析氣輸氣量下清管過程中各參數(shù)變化情況。隨著凝析氣輸氣量的增大，清管速度加快，清管時間縮短，第二、三階段溫度變化量呈現(xiàn)出先增大后減小的趨勢，當(dāng)凝析氣輸氣量為600 m3/d時，第二、三階段溫度變化量最大。隨著凝析氣輸氣量的增大，第二、三階段截面含水面積分?jǐn)?shù)變化量基本維持不變。氣體的存在加劇了管道系統(tǒng)的不穩(wěn)定性，第二、三及四階段的持續(xù)時間隨凝析氣輸氣量的變化無明顯規(guī)律。

表4 不同凝析氣輸氣量下清管過程參數(shù)變化Table 4 Parameters during pigging with different condensate gas flow rates

3 現(xiàn)場驗證

現(xiàn)場驗證結(jié)果表明，海管收球前出口溫度會異常下降，部分工況下溫度降幅高達(dá)20 ℃。清管前后清管球?qū)Ρ热鐖D7所示。

圖7 清管前后清管球?qū)Ρ菷ig.7 Comparison of the pig before and after pigging

為探究海管溫度異常的原因，同時驗證模擬的準(zhǔn)確性，通過調(diào)研現(xiàn)場歷史清管數(shù)據(jù)，得到了不同工況下清管出口溫度隨時間變化曲線，如圖8所示。

圖8 現(xiàn)場出口溫度變化曲線Fig.8 Outlet temperature variation measured on site

從圖8可以看出，清管開始后較長一段時間內(nèi)出口溫度基本不變，清管收球前3～4 h海管出口溫度下降明顯，降幅約2～3 ℃?，F(xiàn)場溫度變化趨勢與模擬結(jié)果基本一致，驗證了模擬的準(zhǔn)確性。與模擬結(jié)果相比，現(xiàn)場出口溫度并未呈現(xiàn)出先升高后下降的趨勢，這是每30 min記錄1次數(shù)據(jù)導(dǎo)致的誤差所造成的，另外現(xiàn)場條件復(fù)雜多變也是這種現(xiàn)象產(chǎn)生的原因之一。

含水體積分?jǐn)?shù)、輸液量以及凝析氣輸氣量等因素均會影響清管過程中的溫度變化。對海管運行歷史工況進(jìn)行調(diào)研，結(jié)果如表5所示。該海管不含凝析氣，海管含水體積分?jǐn)?shù)與輸液量的變化是清管溫度異常下降的原因之一。清管過程中清管段塞的存在，導(dǎo)致清管器前、后截面含油水面積分?jǐn)?shù)不同，引發(fā)了溫度的變化。經(jīng)分析可知，溫度變化的根本原因是流體熱力學(xué)性質(zhì)差異。另外，該海管存在清管產(chǎn)物，其主要成分是鐵銹與泥砂，與流體熱力學(xué)性質(zhì)差異較為顯著，在清管過程中隨著清管段塞一起運動，從而導(dǎo)致溫度下降。因此，海管溫度異常是含水體積分?jǐn)?shù)、輸液量及清管產(chǎn)物綜合作用的結(jié)果。

表5 海管歷史工況詳情Table 5 Historical operating conditions of the subsea pipeline

4 結(jié)論及認(rèn)識

(1)清管過程中出口溫度隨出口截面含水面積分?jǐn)?shù)的變化而變化。出口溫度在清管開始后較長時間維持不變，隨著清管的結(jié)束呈現(xiàn)出先升高再降低隨后復(fù)原的變化趨勢，具體可劃分為初始階段、升高階段、下降階段、恢復(fù)階段等4個階段。

(2)含水體積分?jǐn)?shù)、輸液量以及凝析氣輸氣量會明顯影響溫度、截面含水面積分?jǐn)?shù)及各階段持續(xù)時間的變化，在不同因素下溫度變化仍經(jīng)歷4個階段。

(3)清管器對流體的推動作用及流體竄漏打破原本的油水平衡，導(dǎo)致清管器前后截面含油水面積分?jǐn)?shù)的差異。出口溫度變化的直接原因是出口截面含水面積分?jǐn)?shù)的變化，根本原因是流體熱力學(xué)性質(zhì)的差異。

(4)通過現(xiàn)場數(shù)據(jù)分析，驗證了模擬的準(zhǔn)確性。海管溫度異常是含水體積分?jǐn)?shù)、輸液量及清管產(chǎn)物在清管段塞下綜合作用的結(jié)果?，F(xiàn)場應(yīng)用中可通過溫度變化預(yù)知收球時間，提前做好收球準(zhǔn)備，也可通過溫度變化預(yù)測管道運行狀態(tài)，以保障海管安全生產(chǎn)。