凍土區(qū)埋地熱油管道停輸溫降數(shù)值模擬

杜明俊,馬貴陽,陳笑寒

(遼寧石油化工大學石油天然氣工程學院,遼寧撫順113001)

凍土區(qū)埋地熱油管道停輸溫降數(shù)值模擬

杜明俊,馬貴陽,陳笑寒

(遼寧石油化工大學石油天然氣工程學院,遼寧撫順113001)

針對多年凍土區(qū)埋地熱油管道運行環(huán)境特點,建立管道停輸時非穩(wěn)態(tài)傳熱模型,利用FLUENT軟件數(shù)值模擬了不同季節(jié)管道停輸過程中大地溫度場及管內(nèi)油溫隨時間的變化規(guī)律,結(jié)合“焓-多孔度”技術(shù),考慮了凝固潛熱和自然對流換熱對溫降的影響,對管內(nèi)原油凝固演化過程進行仿真。確定了合理停輸時間,為管道安全啟動提供理論指導。

凍土;熱油管道;停輸; FLUENT;數(shù)值模擬

0 引言

在管道運行過程中,停輸是不可避免的。研究熱油管道的停輸溫降過程,對確定安全停輸時間,提出再啟動方案,以及制定停輸檢修和間歇輸送計劃具有指導作用。在停輸過程中,當原油溫度低于一定限值時,管道的再啟動過程會遇到極大困難,需要在設備允許條件下采用高壓震動或分段頂擠等應急措施,如果啟動失敗,則會造成凝管事故,因此需要對熱油管道的安全停輸時間進行科學合理性的研究。

基于停輸過程是一個非穩(wěn)態(tài)傳熱過程,目前國內(nèi)外學者對其進行了大量的理論研究工作,雖取得一些有價值的成果[1～5 ],但尚存在一些的不足。管道停輸溫降受初始溫度場,原油物性,環(huán)境條件和管道結(jié)構(gòu)等因素的影響,特別要解決停輸溫降過程中原油自然對流和凝油層動邊界傳熱問題[6 ]。本文針對多年凍土區(qū)埋地熱油管道運行環(huán)境的特點。建立了管道停輸時的非穩(wěn)態(tài)傳熱模型,考慮了原油凝固潛熱和自然對流換熱對溫降的影響,利用有限容積法對方程進行離散,采用SIMPLE算法進行求解。得到了凍土區(qū)埋地熱油管道不同季節(jié)停輸過程中大地溫度場和管內(nèi)原油溫降隨時間的變化規(guī)律,為合理制定停輸時間確保管道安全啟動提供一定的依據(jù)。

1 問題的描述

以大興安嶺地區(qū)某埋地熱油管道為例,土壤年平均地溫- 2℃,冬季最冷月份地表平均氣溫- 30℃,地表風速2 m /s,夏季最熱月份地表平均氣溫17℃,地表風速4 m /s,管道中心埋深2 m,管徑700 mm,管壁厚8 mm。導熱系數(shù)48 W /m·k結(jié)蠟層厚5 mm導熱系數(shù)2.5 W /m·k,管外采用40 mm的聚氨酯保溫材料,導熱系數(shù)0.04 W /m·k停輸時管內(nèi)平均油溫52℃,原油凝點36℃。

2 模型的建立

2.1 物理模型

根據(jù)實測數(shù)據(jù),距地面一定深度處,大地自然溫度年終變化小于1℃。可以認為是恒溫層,距輸油管道截面水平方向一定距離處對管道熱量的耗散影響非常小,可認為是絕熱的,忽略管道軸向的傳熱,由于模擬區(qū)域為對稱區(qū)域,故簡化的二維物理模型見圖1。

圖1 管道截面圖

2.2 數(shù)學模型

2.2.1 控制方程

“焓-多孔度”技術(shù)采用的計算策略是將流體在網(wǎng)格單元內(nèi)占有的體積百分比定義為多孔度,并將流體和固體并存的過渡區(qū)域看成動態(tài)的多孔介質(zhì)進行處理,在流體凝固過程中多孔度從1變?yōu)?。由于原油是一種多組分混合物,其凝點不是一個定值,即凝固發(fā)生在一定的溫度范圍內(nèi),根據(jù)這一特征,將純固區(qū)和混合區(qū)均視為凝固區(qū),根據(jù)多孔介質(zhì)的傳熱理論,固化過程的質(zhì)量方程,動量方程,能量方程分別為[7～8 ]:

式中:ε為混合區(qū)液相原油的體積分數(shù),可表示為:

式中: H為凝固區(qū)固態(tài)原油和液態(tài)原油的焓,可表示為:

式中: Ci為固相原油的比熱; Cj為液相原油的比熱; L為凝固潛熱;γ為原油凝固溫度變化范圍。

2.2.2 邊界條件

2.2.3 初始條件

初始時刻土壤溫度為年平均地溫:

3 數(shù)值模擬及結(jié)果分析

熱油管道經(jīng)過長期運行形成了穩(wěn)定的溫度場,該溫度場是管道停輸時的初始條件,對管道停輸溫降具有重要影響[9 ],根據(jù)大興安嶺多年凍土區(qū)的氣候特點,結(jié)合凍土區(qū)年平均地溫,地表溫度采用周期性邊界條件,得到了管道停輸時的穩(wěn)定溫度場。圖2中的a, b分別為管道冬季(12月末)和夏季(8月末)停輸時的初始溫度場。

埋地熱油管道停輸后,管道周圍土壤蓄積的熱量要比管中存油的熱量大得多,故熱油管道停輸后原油溫降主要取決于周圍土壤的冷卻情況,剛停輸時,由于管內(nèi)原油與周圍土壤溫差較大,致使管內(nèi)近壁處油溫下降很快,此時管內(nèi)原油的傳熱方式主要以自然對流換熱為主,而且速度極大。根據(jù)模擬的數(shù)據(jù)顯示冬季管道停輸后20 h,管內(nèi)自然對流換熱速度最大可達0.000 286 m /s。圖3中的曲線D和曲線E分別為冬季(12月末)和夏季(8月末)熱油管道停輸后管內(nèi)壁周向270°的溫降曲線圖,不難看出,在開始停輸?shù)?h內(nèi),溫度變化率接近2℃/h,溫降極快,隨著停輸時間的延長,溫降速率降低,這是由于內(nèi)外溫度梯度減小造成的。

圖2 土壤停輸時的初始溫度場

圖3 管內(nèi)監(jiān)測點原油溫降曲線

圖3中B和C分別為夏季(8月末)和冬季(12月末)管道停輸后管內(nèi)高溫區(qū)中心溫降曲線圖,開始停輸時,冬季和夏季管內(nèi)高溫區(qū)溫降速度接近,隨著時間的延長,冬季高溫區(qū)中心溫度降低較快,這是由于周圍土壤溫度低,冷卻快,增加了高溫區(qū)中心與管壁處油溫的梯度。

圖4為冬季管道停輸25 h和50 h管內(nèi)原油凝固演化過程云圖,由于多年凍土區(qū)冬季地表溫度極低,在一定范圍內(nèi),隨著土層厚度的增加溫度有所升高,停輸25 h管內(nèi)上壁面溫度低于下壁面溫度接近2℃,導致管道上表面先出現(xiàn)凝油層,而夏季正好相反,由于地表溫度高,隨著土層厚度增加在一定范圍內(nèi)溫度降低,管道下表面先出現(xiàn)凝油層,圖5伴隨停輸時間的延長,凝油層厚度增加很快,并不斷向中心移動,但凝油厚度不均勻,見圖4～5。此時管內(nèi)原油的能量傳遞主要以液油區(qū)自然對流換熱和凝固區(qū)導熱為主,且自然對流強度隨著凝油厚度的增加減弱很快,這是由于原油粘度不斷增大以及液油區(qū)內(nèi)溫度梯度越來越小造成的。

圖4 管道(12月末)停輸過程管內(nèi)原油固化云圖

圖5 管道(8月末)停輸過程管內(nèi)原油固化云圖

圖6～7為12月末和8月末埋地熱油管道停輸20 h和50 h大地溫度場等值線圖,結(jié)合圖2,分析可知,無論是冬季還是夏季,以地表為起點沿管道截面中心線垂直向下,隨著土層厚度的增加,均出現(xiàn)兩個溫度帶,冬季表現(xiàn)為低溫—高溫—低溫規(guī)律的溫度分布,而夏季則出現(xiàn)高溫—低溫—高溫規(guī)律的溫度分布,原因在于冬季熱油管道不斷向埋深處附近土壤傳熱,原油釋放的熱量與土體蓄積的熱量耦合形成一個包圍管道的環(huán)形高溫區(qū),改變了冬季從地表向下溫度遞增的規(guī)律。而夏季由于地表溫度高,加之管道不斷地向土壤傳熱,形成一個漏斗狀的融化層,融化最深處位于管道中心正下方1.2 m處,由于多年凍土區(qū)夏季高溫作用時間短,而且吸收的熱量主要用于地表淺層土體的融化過程,地下2～5 m的土體雖然吸收了地表大氣和管道傳遞的熱量,但由于作用時間短,加之土壤熱阻較大,導致溫度升高緩慢,而對于5 m以下的多年凍土層幾乎沒有影響。

冬季(12月末)管道停輸后270 K等溫線隨著停輸時間的延長,向管中心移動,范圍逐漸減小,這是由于停輸后,管內(nèi)原油散熱量減少,不能維持原來穩(wěn)定的溫度場,管外壁面溫度降低較快,致使管壁附近土體溫度梯度減小。而夏季(8月末)停輸后,管壁附近的285 K等溫線向管道中心移動,范圍逐漸減小,移動的原因與冬季270 K等溫線移動原因相同,都是由于管道外壁面溫降較快,高溫區(qū)熱量供應不足引起的。

圖6 管道(12月末)停輸過程土壤溫度場

圖7 管道(8月末)停輸過程土壤溫度場

若以本算例模擬的管道截面溫降規(guī)律確定安全停輸時間,原油凝點309 K,原油終止停輸時的油溫為312 K,通過監(jiān)測管道截面平均油溫,可以確定安全停輸時間。該管道12月末安全停輸時間為22 h, 8月末安全停輸時間為38 h。

4 結(jié)論

通過對多年凍土區(qū)埋地熱油管道停輸溫降過程的數(shù)值模擬,得到了不同時刻管內(nèi)原油溫降及土壤溫度場的變化規(guī)律,表明:管道停輸后,管外土壤溫度的變化主要集中在管道周圍一定空間范圍內(nèi),且該范圍的大小受地表溫度,管內(nèi)油溫及停輸時間等因素的影響。

[1] 吳 明,崔 華,楊 順.安全停輸時間的數(shù)值計算[J ].石油化工高等學校學報, 1999, 12(4) : 72-76.

[2] 蔣新國,劉愛虢,丁啟敏.熱油管道停輸再啟動過程[J ].天然氣與石油, 2005, 23 (2) : 21-25.

[3] 劉曉燕,龐麗萍.慶哈埋地管道允許停輸時間的計算[J ].油氣儲運, 2003, 22 (5) : 18-21.

[4] 南發(fā)學,亢 春,張 海.熱油管道停輸溫降數(shù)值模擬[J ].天然氣與石油, 2009, 27(1) : 7-9.

[5] 李長俊,李丙文.熱油管道停輸數(shù)值模擬[J ].油氣儲運, 2001, 20(7) : 28-31.

[6] 李 偉,張勁軍.埋地含蠟原油管道停輸溫降規(guī)律[J ].油氣儲運.2004, 23 (1) : 4-8.

[7] 盧 濤,姜培學.埋地原油管道停輸期間溫降及原油凝固傳熱模型及數(shù)值模擬[J ].熱科學與技術(shù), 2005, 4 (4) : 298-301.

[8] 劉 揚,袁 亮,魏立新.慶哈原油管道停輸時間的模擬[J ].油氣儲運, 2009, 28(4) : 16-18.

[9] SY/T 5537 - 1992,原油輸送管道運行技術(shù)管理規(guī)范[S].

1006-5539 (2010) 04-0054-04

A

2010-03-26

杜明俊(1983-) ,男(蒙古族) ,黑龍江雙城市人,遼寧石油化工大學油氣儲運工程專業(yè)在讀碩士。主要研究凍土區(qū)埋地管道周圍土壤水熱力耦合數(shù)值計算。