李嘉寧，杜勝男，范開峰，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.中國石化中原油田分公司石油工程技術(shù)研究院，河南濮陽 457000；3.中國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，世界各地的油氣勘探和開發(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，避免在井場設(shè)置油氣分離裝置[4]。

混輸管道在生產(chǎn)運(yùn)行過程中如果遇到意外事故或定期檢修操作，則會導(dǎo)致管道停輸，停輸期間油溫隨著停輸時間的延長而降低，導(dǎo)致黏度增大，凝管風(fēng)險增加。油氣混輸管道的流動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)行時管內(nèi)流動相對穩(wěn)定，其流型多為分層流動；當(dāng)管道停輸時，管內(nèi)原油迅速停止流動，通過終點(diǎn)的流量為0；再啟動瞬間通過終點(diǎn)的液量出現(xiàn)波動，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，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，會在管道低點(diǎn)形成積液；管道重啟后低點(diǎn)處積液可能會形成段塞流，導(dǎo)致再啟動壓力過大，甚至超過管道承壓能力。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、氣油體積比對油氣混輸壓降計(jì)算結(jié)果的影響。當(dāng)長時間停輸后重新啟動管道時，可能需要比最大操作壓力大的管道入口壓力來驅(qū)動管道中流動性很低的油流[8]。在溫降方面，關(guān)義等[9]運(yùn)用熱-力耦合系統(tǒng)對管道的熱應(yīng)力變化趨勢及分布規(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，管道周圍的熱力平衡狀態(tài)被破壞，溫度場將重新分布，油溫下降，原油的黏度增大；當(dāng)油溫降到一定值后，會給管道的再啟動帶來極大的困難，甚至造成凝管，這對管道運(yùn)行是極其致命的問題，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，其計(jì)算結(jié)果與現(xiàn)場實(shí)測結(jié)果吻合較好[11]。

確定油氣混輸管道中的流動規(guī)律和環(huán)境溫度對溫降的影響，分析起點(diǎn)再啟動壓力范圍，是確定安全停輸時間并順利完成再啟動過程中重要的前提條件。明確油氣混輸管道停輸再啟動過程中的運(yùn)行參數(shù)變化規(guī)律，可有效地保障管道安全，對管道停輸和再啟動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。

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，原油黏度隨著溫度的下降迅速增加，會對泵站的泵機(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表1。

表1 管內(nèi)油氣混合物的組成及密度

利用OLGA全動態(tài)多相流模擬軟件，對混輸管線停輸和再啟動過程中瞬態(tài)流動過程進(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個加熱站，第3個加熱站在春季和秋季溫度增加至83.0℃，第4個加熱站只在冬季運(yùn)行。設(shè)定首站、加熱站和末站同步操作，分別模擬3個溫度下各停輸2.00、3.00、4.00、5.00、6.00 h時管道的參數(shù)變化情況。以停輸2.00 h為例，時間節(jié)點(diǎn)為0、2.99、3.00、4.99、5.00 h，首末站閥門對應(yīng)開度為1、1、0、0、1（1代表閥門全開，0代表完全關(guān)閉），對應(yīng)加熱站溫度為75.0、75.0、0、0、75.0℃，模擬時長10.00 h。

2 結(jié)果分析

2.1 穩(wěn)態(tài)運(yùn)行時管道沿線參數(shù)

管道穩(wěn)態(tài)運(yùn)行時沿線溫度、壓力和持液率分布如圖3所示。由圖3（a）可以看出，從首站開始運(yùn)行至加熱站之前、從加熱站運(yùn)行至下一個加熱站、從最后一個加熱站運(yùn)行至末站時，管內(nèi)沿線溫度不斷下降，由于管道運(yùn)行時管內(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，管道沿線壓力分布整體呈下降趨勢，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)?；燧敼苈穳毫p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??；環(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，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)境溫度不同時停輸時間對管道溫度最低點(diǎn)處溫度的影響如圖4所示。由圖4可以看出，停輸時間對管道溫度最低點(diǎn)處溫度有影響，停輸時間越長，管道溫度最低點(diǎn)處溫度越低，但對管道溫度最低點(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個階段：自然對流傳熱階段、自然對流與熱傳導(dǎo)共同控制階段和純導(dǎo)熱階段[13]。由于停輸時間較短，管內(nèi)以第一階段即自然對流傳熱階段為主。

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

圖4 環(huán)境溫度不同時停輸時間對管道溫度最低點(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，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┒?，停輸時管道終點(diǎn)閥門關(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較慢，即管內(nèi)同一位置同一時刻，持液率越高，管內(nèi)溫度越高。在管道運(yùn)行5.00 h后重新啟動時管道終點(diǎn)閥門開啟，此處積液迅速流過閥門，持液率下降，因此再啟動操作期間溫度先下降后上升。

停輸2.00 h時不同環(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，將模擬時間延長至40.00 h時，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)境溫度不同時停輸時間對管道起點(diǎn)壓力的影響如圖6所示。由圖6可以看出，停輸時間和環(huán)境溫度對起點(diǎn)壓力有影響；起點(diǎn)壓力隨著停輸時間的增加而下降，起點(diǎn)壓力下降速率隨著停輸時間的增加而減??；停輸時間相同時，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)境溫度不同時停輸時間對管道起點(diǎn)壓力的影響

停輸2.00 h、不同環(huán)境溫度、模擬時間延長至40.00 h時起點(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、模擬時間延長至40.00 h時起點(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，入口閥門關(guān)閉，管內(nèi)混合原油受到慣性力繼續(xù)向前流動，壓力迅速減小；管道運(yùn)行5.00 h后重啟，入口閥門開啟，流量瞬變，管內(nèi)流動狀態(tài)波動很大，導(dǎo)致壓力波動也較大，但未超過穩(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)行時起點(diǎn)壓力為1.96 MPa，比其他三個季節(jié)的起點(diǎn)壓力高約0.02 MPa；冬季再啟動瞬間壓力為1.94 MPa，比其他三個季節(jié)的再啟動瞬間壓力高約0.05 MPa；壓力波動在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)境溫度下停輸時間不同時管道持液率分布如圖8所示。

圖8 不同環(huán)境溫度下停輸時間不同時管道持液率分布

由圖8（a）—（c）可知，冬季停輸1.00 h時，多數(shù)管段內(nèi)流體基本不流動，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，其持液率為＞0～＜1.00；停輸3.00 h時，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，管道極低點(diǎn)和極高點(diǎn)處持液率與停輸3.00 h時相同，傾斜管段處持液率與停輸3.00 h時也幾乎相同。因此，可以認(rèn)為冬季管道在停輸3.00 h時管內(nèi)流體幾乎不再流動。

由圖8（d）—（f）可知，春秋季管道停輸1.00 h時，部分管段內(nèi)流體基本不流動，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，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，絕大多數(shù)管段內(nèi)流體基本不流動，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，其持液率為＞0～＜1.00；停輸5.00 h時，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，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時管內(nèi)流體幾乎不再流動。

由圖8（g）—（i）可知，夏季停輸1.00 h時，僅有少數(shù)管段內(nèi)流體不流動，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能，繼續(xù)在管道內(nèi)流動，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，多數(shù)管段內(nèi)流體基本不流動，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，其持液率為＞0～＜1.00；停輸5.00 h時，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，持液率降為0。因此，可以認(rèn)為夏季管道在停輸5.00 h時管內(nèi)流體幾乎不在流動。

總體而言，春秋兩季管道沿線持液率在停輸時間不同時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繼續(xù)流動，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，其流動性大于冬季混合原油的流動性[16]。

3 結(jié) 論

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

（2）停輸再啟動過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)行時壓力比其他季節(jié)高約0.02 MPa，再啟動壓力比其他季節(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時流體幾乎不再流動，沿線持液率不隨停輸時間發(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)。