海底輸油管道清管過程中出口溫度變化研究

2023-07-22 05:08:50楊亞吉劉春雨唐寧依王文光李國豪

石油機械 2023年7期

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.常州大學石油與天然氣工程學院)

0 引言

海底管道作為連接海上油田的動脈，承擔著油氣輸送的重要任務。因此，海底管道的安全平穩運行對于保障油田正常生產、維護國家能源安全具有重要意義。清管在油田正常生產過程中發揮了重要作用，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]。許多學者對清管進行了研究，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律，建立了清管器的運動模型。相關學者研究了清管器的運動狀態，對不同條件下清管器的速度分布進行了總結[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性。張宗超等[2]提出采取漸進式的清管方法，有效避免了清管作業中的卡堵。曹學文等[17-19]研究了清管器在現場施工中的應用。

相關學者們基本都關注清管器的受力與運動特性，鮮有關注清管過程中流體的溫度變化。由現場反饋可知，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結蠟、凝管、壓力升高等流動安全保障問題，增加海管運行風險，還會給海管結構安全帶來挑戰。因此，關注清管過程中的溫度變化對保障海管安全運行、保證油田正常生產具有重要意義。

本文基于多相流瞬態軟件OLGA，結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律，分析含水體積分數、輸液量、凝析氣輸氣量等因素對出口溫度等的影響。最后通過現場數據對模擬結果進行驗證，分析清管過程中現場海管溫度異常的原因，有效地解決生產問題，保證海管的生產安全，為現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律。該軟件在管道多相流動、清管及積液計算等方面應用廣泛[20-21]，尤其在瞬態模擬方面表現出色，由于其計算結果與現場符合度高，得到了世界各大石油公司的廣泛認可。

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生的管壁摩擦力，N；Fv為清管器與周圍流體膜流動產生的黏性摩擦力，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生的管壁摩擦力Fw計算式為：

Fw=max(0，F0-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，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，N·s/m；f2為二次摩擦因數，N·s2/m2。

清管開始前，管道運行參數保持相對穩定，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]，油水性質差異及清管器推動作用會導致流體運動、竄漏，管道原本的油水平衡被打破，截面含油水面積分數(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而變化直至清管結束。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；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生竄漏。當清管器與管壁之間的間隙很窄時，在計算流經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數成正比。

1.2 模擬工況設置

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，待海管運行穩定后開始清管。在軟件內輸入海管輸液量、含水體積分數、凝析氣輸氣量等。

海管長約70 km，當前輸液量11 300 m3/d，含水體積分數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，內管外徑508 mm，壁厚15.9 mm，環境溫度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。

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

表1 工況設置Table 1 Configuration of operating conditions

2 結果分析

2.1 清管過程出口溫度一般變化規律

根據建立的海底原油管道清管計算模型，待參數穩定后開始清管，監測出口截面含水面積分數、出口溫度等參數變化趨勢，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律。為了準確有效地描述清管過程中相關參數的變化，設定第1階段出口溫度為T；第2階段溫度變化量為ΔT1，截面含水面積分數變化量為ΔHW1；第3階段溫度變化量為ΔT2，截面含水面積分數變化量為ΔHw2；第2、3、4階段持續時間為t1、t2、t3，設定清管時間為t，清管速度為UP。

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

從圖2可以看出，清管開始后較長時間內出口溫度保持不變，臨近清管結束前出口溫度先升至最高，隨著清管的結束又降至最低，最后恢復至清管前水平。出口截面含水面積分數也呈現出類似的變化趨勢，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，出口截面含水面積分數、出口溫度維持不變。

(2)升高階段。該階段清管段塞頭部到達管道出口，出口截面含水面積分數瞬間升高至最大，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，導致截面含水面積分數升高。另外，水的比熱容大于原油，油水在海管流動過程中，當損失相同熱量時，水的溫度更高。因此，當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數升高而升高。

(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數逐漸下降，清管結束后出口截面含水面積分數下降至最低，該過程中出口溫度隨之緩慢下降至最低。

(4)恢復階段。該階段清管已結束，清管打破的油水平衡正逐漸恢復，出口截面含水面積分數、出口溫度逐漸恢復至清管前水平。

在4個階段變化過程中，出口截面含水面積分數的變化與清管段塞的運動有關，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 含水體積分數對清管過程出口溫度的影響

在不同含水體積分數條件下，清管過程中出口截面含水面積分數、出口溫度的變化趨勢不同。當輸液量不變，含水體積分數為1%～11%時，清管過程中出口溫度變化情況如圖3所示。

圖3 不同含水體積分數時管道出口參數變化曲線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數、出口溫度的變化均經歷4個階段，第一階段對應出口截面含水面積分數、出口溫度隨著含水體積分數的升高而增大。清管過程中各階段出口溫度、截面含水面積分數變化幅度以及持續時間均隨著含水體積分數的變化而變化。

表2為在不同含水體積分數下清管過程各參數變化情況。

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

隨著含水體積分數的增大，段塞后影響區范圍增大，段塞前影響區范圍減小，導致第二、三、四階段持續時間的差異。

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數、出口溫度的變化趨勢不同。為此，研究了在含水體積分數不變時輸液量對清管過程出口參數的影響，在不同輸液量條件下管道出口參數變化如圖5所示。

圖5 不同輸液量時管道出口參數變化曲線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數、出口溫度的變化過程均經歷4個變化階段，輸液量增大導致清管加快，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數變化幅度較小，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、截面含水面積分數變化幅度以及持續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變化情況。第二、三階段截面含水面積分數變化量均隨輸液量的增大而升高，輸液量增加導致更高的入口壓力，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數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數較低的流體，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，導致第二、三階段持續時間縮短。清管過程中隨著輸液量的增大，段塞后影響區范圍擴大，導致第四階段持續時間延長。

表3 不同輸液量下清管過程參數變化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，合格原油一般當原油穩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數、出口溫度的影響，通過調整氣液比控制氣量，得到在0～1 800 m3/d凝析氣輸氣量時對清管過程出口相關參數的影響變化曲線，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。當凝析氣較少時，摩擦生熱效果有限，氣體大量散熱導致流體溫度下降；當凝析氣較多時，摩擦產熱效果顯著，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數比含氣工況低，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數基本不變，出口截面含氣面積分數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，導致出口溫度升高。清管開始后，各參數均經歷4個變化階段，出口截面含水面積分數會隨著出口截面含氣面積分數的變化而變化，在不同凝析氣輸氣量時各參數變化明顯不規則，特別是清管快結束時，氣體的節流作用導致出口截面含氣面積分數等參數劇烈變化，隨著清管器的到達管道末端該參數瞬間增大。

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出先增大后減小的趨勢，當凝析氣輸氣量為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數變化量基本維持不變。氣體的存在加劇了管道系統的不穩定性，第二、三及四階段的持續時間隨凝析氣輸氣量的變化無明顯規律。

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

3 現場驗證

現場驗證結果表明，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20 ℃。清管前后清管球對比如圖7所示。

圖7 清管前后清管球對比Fig.7 Comparison of the pig before and after pigging

為探究海管溫度異常的原因，同時驗證模擬的準確性，通過調研現場歷史清管數據，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 ℃。現場溫度變化趨勢與模擬結果基本一致，驗證了模擬的準確性。與模擬結果相比，現場出口溫度并未呈現出先升高后下降的趨勢，這是每30 min記錄1次數據導致的誤差所造成的，另外現場條件復雜多變也是這種現象產生的原因之一。

含水體積分數、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行調研，結果如表5所示。該海管不含凝析氣，海管含水體積分數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，導致清管器前、后截面含油水面積分數不同，引發了溫度的變化。經分析可知，溫度變化的根本原因是流體熱力學性質差異。另外，該海管存在清管產物，其主要成分是鐵銹與泥砂，與流體熱力學性質差異較為顯著，在清管過程中隨著清管段塞一起運動，從而導致溫度下降。因此，海管溫度異常是含水體積分數、輸液量及清管產物綜合作用的結果。