吳曉姝，秦 威，姚 堯，王 雷，賈馮睿

(1. 遼寧廣播電視大學，遼寧 沈陽 110034； 2. 遼寧石油化工大學石油天然氣工程學院，遼寧 撫順 113001)

油田在油氣生產(chǎn)過程中，自身消耗大量的能源，能耗總費用占生產(chǎn)成本的近30%，而油田生產(chǎn)能耗主要集中在油氣集輸系統(tǒng)，油田集輸系統(tǒng)所消耗的熱量約占油田集輸系統(tǒng)總能量的 80%～83.5%。在油田管道輸送流程工藝中，管道伴熱系統(tǒng)起著非常重要的作用，是集輸系統(tǒng)安全運行的前提保障。當伴熱管道周圍環(huán)境溫度不斷下降時，管內(nèi)稠油粘度變大，流速降低，管內(nèi)原油輸送量大大降低，當原油溫度持續(xù)降低到凝固點以下時，原油會基本凝固，甚至還會發(fā)生管線斷裂，嚴重影響集輸系統(tǒng)安全。因此，對管線中原油的保溫是極其重要的一項工作。目前油田油氣集輸和處理工藝主要采用各種類型、容量不一的加熱爐來加熱，以石油或天然氣為原料，其熱效率普遍低下，污染嚴重[1]。

而很多油區(qū)具有大量的地熱資源未開采使用，地熱是一種潔凈的可再生能源。它具有熱流密度大、容易收集和輸送、參數(shù)穩(wěn)定（流量、溫度）、可全天候開采、使用方便、安全可靠等優(yōu)點，如何利用地熱資源對伴熱系統(tǒng)進行伴熱，已成為油田集輸系統(tǒng)發(fā)展主要研究問題之一。為此，國內(nèi)外的學者對此進行了大量的研究。馬殿輝對油區(qū)地熱資源的開發(fā)和利用進行了探討研究[2]。Zhaolin Gu對熱泵系統(tǒng)替代原油加熱爐加熱進行了理論研究[3]。田茂華對油區(qū)地熱資源綜合利用進行了研究[4]。李云，張兵強對油區(qū)地熱資源發(fā)電利用進行了研究，提出將油田現(xiàn)有油井采出的地熱水用于集輸伴熱系統(tǒng)維溫、發(fā)電、供熱模型[5]。然而，在油區(qū)地熱資源利用方面，鮮有對油氣集輸系統(tǒng)工藝管道伴熱方面的理論研究，沒有對此進行完整的工藝流程設計及研究?；诖耍疚臄M建立油區(qū)地熱低溫資源加熱伴熱水模型，設計了油區(qū)地熱資源集輸系統(tǒng)綜合利用工藝流程。并結(jié)合CFD軟件平臺，對所建立的伴熱系統(tǒng)進行模擬，分析其經(jīng)濟效益和環(huán)境效益，從而為油田集輸系統(tǒng)地熱資源利用提供重要的理論依據(jù)，達到節(jié)能降耗、保護環(huán)境的目的。

1 地熱低溫資源高效利用工藝設計

1.1 油區(qū)集輸系統(tǒng)伴熱現(xiàn)狀分析

目前油田油氣集輸和處理工藝主要采用各種類型、容量不一的加熱爐來加熱，以石油或天然氣為原料，其熱效率普遍低下，污染嚴重。經(jīng)過調(diào)研發(fā)現(xiàn)，我國地熱資源豐富，已發(fā)現(xiàn)的地熱露頭點有3 200余處，全年天然放熱資源量為1.04×1017kJ，折合35.6×108t標煤。若利用油區(qū)大量的地熱低溫資源對油氣集輸系統(tǒng)管道進行伴熱，可有效節(jié)約能源[6]。

油田集輸系統(tǒng)工藝流程中的熱耗損失主要分為四部分：（1）原油從井口溫度變?yōu)橹撩撍緶囟人枰訜岬臒崃?；?）各輸油井口到各計量站、中轉(zhuǎn)站的集輸系統(tǒng)輸油管線、中轉(zhuǎn)站輸油至轉(zhuǎn)油脫水站輸油管線所需要的耗熱量；（3）各站房的各種房屋冬季采暖所消耗的采暖負荷；（4）井場站內(nèi)的各輸油管線保溫以及各種容器設備所需要的散熱[7]。因此，在聯(lián)合站內(nèi)，油區(qū)地熱資源利用，所需要考慮的熱量消耗主要是原油脫水加熱、外輸系統(tǒng)版加熱、油罐保溫加熱和外輸管線管道伴熱，油區(qū)伴熱工藝流程如圖1所示。

圖1 原油集輸系統(tǒng)地熱水伴熱流程Fig.1 Heat tracing with geothermal water in the oil gathering and transferring system

1.2 工藝流程方案設計

由于原油外輸必須維持在一定溫度范圍內(nèi)。由于原油在輸送過程中的散熱損失，原油溫度下降，因此原油輸送的初始溫度不能太低。目前外輸加熱主要是將 50～60 ℃的原油加熱到 70 ℃外輸，因此從換熱站內(nèi)出來的熱水可以直接加熱原油[8]。針對油區(qū)地熱資源及集輸系統(tǒng)狀況所設計工藝流程如圖2 所示。

油區(qū)產(chǎn)出地熱水溫度為105 ℃，輸送至換熱站經(jīng)換熱器換熱后降至溫度 53 ℃，進三相分離器進行油氣水分離，分離后的油、氣分別進入保溫油罐和伴生氣管網(wǎng)。清水經(jīng)換熱器換熱后由 52 ℃加熱到 90 ℃。而來自三相分離器的污水經(jīng)沉降罐沉降后溫度降低為 50 ℃，再次進入換熱器換熱后，降低溫度15 ℃，換熱后地熱水溫度變?yōu)?5 ℃回灌。換熱后的清水由32 ℃被加熱到43 ℃。

圖2 油田集輸系統(tǒng)地熱資源伴熱工藝流程Fig.2 Technological process of heat tracing with geothermal resources in the oil gathering and transferring system

一級取熱換熱后的清水溫度變?yōu)?90 ℃進清水-原油換熱器換熱，將所需要輸送的原油溫度由50℃加熱到 70 ℃進行外輸，清水經(jīng)換熱器換熱后溫度增加為 78 ℃。一級利用后的清水溫度 78 ℃再次經(jīng)換熱站換熱，將含水原油從 50 ℃加熱到 60℃，清水換熱后溫度降低為 70 ℃。二級換熱利用后的清水溫度 70 ℃，其中一部分進好油罐或沉降罐，維持沉降罐的操作溫度保持在 50 ℃，清水換熱后的溫度為 65 ℃；另一部分進入輸油管道伴熱系統(tǒng)進行管道外輸伴熱，將清水溫降保持在15～18℃，維溫清水回水溫度不應低于51 ℃。

2 伴熱系統(tǒng)模擬計算

在油田油氣集輸工藝中，伴熱起著舉足輕重的作用。原油從井口抽出以后，經(jīng)計量間、中轉(zhuǎn)站、聯(lián)合站等中間環(huán)節(jié)進行一系列處理后，才能變?yōu)槌善酚屯廨?。本文基于CFD軟件對所設計的伴熱系統(tǒng)模型進行數(shù)值模擬，以檢驗其可行性。

2.1 物理模型

以伴熱稠油管道為研究對象，將其簡化為二維物理模型，見圖 3，其中輸油管道外徑和壁厚分別為600 mm和10 mm，稠油的溫度、密度、導熱系數(shù)、凝點分別為55oC、1 006.7 kg/m3、0.16 W/（m·K）、34oC；伴熱管外徑和壁厚分別為400 mm和10 mm，其內(nèi)水溫為 65oC；保溫層厚度及導熱系數(shù)分別為60 mm和0.042 W/（m·K）。采用三角方式對模擬區(qū)域進行網(wǎng)格劃分，基本假設：材料的物性參數(shù)均為定值；保溫層失效前后厚度均勻，物性參數(shù)均勻；忽略管道軸向傳熱，停輸前管內(nèi)徑向溫度無變化；室外大氣溫度取平均溫度為25oC。

圖3 伴熱稠油管道截面圖Fig.3 Heat tracing pipeline section

2.2 數(shù)學模型

在這里，將以管道伴熱系統(tǒng)的雙管順流伴熱方式為例進行建模仿真。油田集輸系統(tǒng)管道伴熱工藝主要由輸油管道和伴熱水管道組成，外面帶有一層保溫材料，兩管和保溫層之間的空隙介質(zhì)為空氣。由于輸油管道架設在室外，室外溫度將在全年中隨時變化，輸油管道沿程溫降較大，所以在油管內(nèi)壁容易形成結(jié)蠟，水管內(nèi)壁易結(jié)垢，當結(jié)到一定厚度時，將嚴重影響油品的正常輸送，影響輸油質(zhì)量和效率。在管道伴熱系統(tǒng)中，熱水伴熱管放熱，輸油管道吸熱，從而保持一定的溫度進行原油輸送。管道伴熱時，原油與水是同向流動的，熱水伴隨管放出的熱量一部分將通過保溫層散失到大氣中，另一部分則傳給外界氣體空間。氣體空間將得到的熱量一部分通過保溫層散失到大氣中，另一部分則傳給油品。油品得到的熱量除一部分用于自身的溫升，另一部分則散失到大氣中[9]。

（1）傳熱方程。伴熱稠油管道停輸后，其內(nèi)稠油將經(jīng)歷由液相轉(zhuǎn)變?yōu)楣滔嗟倪^程，產(chǎn)生稠油內(nèi)能的變化，即凝固潛熱。因此，在伴熱稠油管道停輸過程中，需要考慮凝固潛熱對溫降的影響。

稠油液相中當量導熱微分方程為：

稠油固相中純導熱微分方程為：

稠油液固界面導熱微分方程為：

管壁/保溫層導熱微分方程為：

式中:ρl、ρs、ρw—原油液相、原油固相、管壁/保溫層的密度，kg/m3；

cl、cs、cw—原油液相、原油固相、管壁/保溫層的比熱容，J/（kg·K）；

Tl、Ts、Tw—原油液相、原油固相、管壁/保溫層的溫度，K；

ε—原油固相率；

r—半徑，m；

λd、λs、λw—原油液相、原油固相、管壁/保溫層的導熱系數(shù)，W/（m·K）；

λf—當量導熱系數(shù)，W/（m·K）；

t—時間，s；

θ—弧度角，rad；

L—凝固潛熱，J/kg；

r0—液相與固相的接觸區(qū)域半徑，m。

凝固潛熱熱源：

當量導熱系數(shù)：

式中：q—凝固潛熱熱源，W；

α—自然對流表面?zhèn)鳠嵯禂?shù)，W/（m2·K）；

c—比熱容，J/（kg· K）；

Gry—格拉曉夫數(shù)，無量綱；

Pry—普朗特數(shù)，無量綱；

n—指數(shù)，無量綱；

dl—液相原油內(nèi)徑，m；

β—原油體積膨脹系數(shù)，單位；

g—重力加速度，m/s2；

△t—時間差，s；

d—直徑，m；

μl—動力粘度，Pa·s。

（2）邊界條件。管道外壁與環(huán)境大氣接觸，屬于第三類邊界條件：

（3）初始條件：

式中：λN—導熱系數(shù)，W/（m·K）；

Tin—原油液相初始溫度，K；

αN—對流換熱系數(shù)，W/（m2·K）；

v—風速，m/s；

TN—管道最外層溫度，K；

T0—環(huán)境溫度，K。

3 模擬結(jié)果分析

原油和伴熱水溫度隨管道伴熱長度的變化情況見圖4。由圖4可知，開始時伴熱水溫度急劇下降，原油溫度將迅速升高；隨著時間的增加，伴熱水和原油溫度將逐漸接近，原油溫度在1 900 m時達到最大值；此后原油從伴熱管傳熱得到的熱量少于向地層散失的熱量，原油和伴熱水的溫度一起開始降低。此后，原油管道從兩管之間的接觸面得到傳熱量將低于原油輸送管道向氣體空間散失的熱量，伴熱管道失去效果。但此時并不是伴熱水伴熱管道的最佳長度，還應考慮伴熱管的成本，其中包括造價成本、施工成本、維修和維護成本。

圖4 介質(zhì)溫度隨管道伴熱長度的變化圖Fig. 4 Medium temperature variation with the length of heat tracing pipeline

為了盡可能的降低集輸系統(tǒng)的蒸發(fā)損耗和熱能損耗，這就要求原油進站的溫度不能達到太高。從油田集輸系統(tǒng)原油輸送的角度來考慮，輸油的終點溫度應高于原油凝固點 3～5 ℃，這樣則可以保證原油的正常輸送，從而減少摩阻損失，防止管線因凍結(jié)而斷裂，所以輸油終點溫度(下站進站溫度)應保持在 37 ℃左右為宜，這樣保證了集輸系統(tǒng)的安全輸送。原油輸送起點的溫度(出站溫度)選擇應充分考慮到原油管道輸送的沿程耗熱損失，使原油進站溫度保持在 37 ℃。因此，應盡量降低原油輸送的出站溫度以節(jié)省能量消耗。而最高的輸油溫度應低于原油的初餾點 10 ℃，所以原油輸送溫度一般不超過 70 ℃。而該系統(tǒng)流程中的地熱水溫度較高，經(jīng)換熱器換熱后的熱水溫度能達到 100 ℃左右，完全能滿足油區(qū)集輸系統(tǒng)外輸伴熱的要求。

利用地熱資源進行燃料代替、采暖等綜合利用可以有效的減少常規(guī)燃料的使用，減少二氧化硫、灰渣、氮氧化物的排放，并減少常規(guī)燃料的運輸費，具有顯著的社會效益[10]。

4 結(jié) 論

（1）利用油田豐富的地熱資源代替部分燃油節(jié)能降耗，是完全可行的。在大排量提液后，開采的地熱水經(jīng)換熱后能滿足油田集輸系統(tǒng)加熱要求，可以利用地熱伴熱完全替代加熱爐。

（2）油田地熱的合理利用，可以創(chuàng)造出比較可觀的經(jīng)濟效益和環(huán)境效益。

（3）對管道伴熱進行數(shù)值模擬，求出了系統(tǒng)溫度變化規(guī)律和伴熱效率。

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