沈兴输油管线节能技术研究

李厚霖

(长江大学 地球物理与石油资源学院，湖北 武汉 430100)

沈兴输油管线节能技术研究

李厚霖

(长江大学 地球物理与石油资源学院，湖北 武汉 430100)

根据实验数据确定了沈兴原油粘温关系曲线，并回归出了吻合度很好的原油粘温方程。从传热学原理出发，利用水热耦合模型对沈兴输油管线热油管道沿线土壤温度场进行三维传热情况数值模拟，并对热油管道停输后进行热力计算。实验与研究结果表明：实验测得凝点值为41℃，根据相关规范的要求，热油管道的允许最低进站温度为44℃；水分迁移等因素对土壤温度场及埋地管道非稳态传热的影响非常明显；随着出站温度的升高，进站温度也增加，但是进站温度的增加幅度要小于出站温度的增加幅度；随着输油温度的降低，停输后能满足输送条件的时间渐渐变小；由于沈兴管线所输送原油凝点高达41℃，建议开展原油降凝降粘研究，降低凝点，进而降低允许的最低进站温度，最终降低加热站出站温度，以节省管道总运行费用，同时低凝又能够提高热油管道的安全性并且大多数降凝方法也兼有降粘效果，以期实现热油管道的安全经济运行。

粘温曲线；三维传热；温度场；停输；热力计算

在热油管道运行过程中，降低热能损失以降低总能耗对于降低输油成本、提高经济效益非常重要[1-4]。输油能耗和原油品种、管道敷设各种参数、地形、土壤、季节变化等多种因素有关，尤其是管输油耗的季节性差异是建立油耗模型必须考虑的问题[5-10]。为减少热油管道输油能耗，提高管道运行的经济性，有必要详细掌握现行的热油管道能耗情况，并与能耗较低的同类管道进行多方面的对比，找出降低能耗的措施，为热油管道节能运行提供科学依据为了获取项目研究所需要的必要资料进行了相关实验研究，包括油品相关数据资料(油品的粘温曲线，密度和温度的关系曲线，油品的凝点、导热系数等)和土壤相关数据资料(密度、导热系数、含水率等)。在充分了解沈兴输油管道的相关数据资料的基础上，建立了适用于沈兴输油管道的热油管道热力、水力计算模型和土壤水热偶合模型，并编制了相关程序。按照实际输油条件对沈兴输油管线和节能标杆输油管线运行过程进行了热力、水力计算，得到了管道沿程温降、管道各个截面温度变化曲线、沿程压降等计算结果。通过数值计算得出管道沿程温降、各个截面温度变化曲线、沿程压降等，通过对标杆对象及沈兴输油管线运行数据和计算结果的对比分析，找出了沈兴管线运行过程中主要能耗的原因。根据热油管道热力、水力计算结果对制定的3种改进方案进行了评价和对比，并确定了节能输送方案。

1 模型的建立

多孔介质内部流体流动、换热过程十分复杂，有限容积法是处理多孔介质流动换热问题常用的理论方法。建立了热传导模型和饱和土壤多孔介质水热耦合控制方程如下。

热传导模型：

(1)

饱和土壤多孔介质水热耦合控制方程 ：

(2)

(T-Tref)

(3)

2 数值模拟及结果分析

管径219 mm，壁厚6.5 mm，上管壁距地表1.2 m。土壤密度1 680 kg/m3，初始地温10℃，原油凝点41℃，地表平均风速2 m/s，管内原油体积流量100 m3/h，管道运行稳定后的总传热系数0.78 W/(m·℃)，焦汤数为1.03×10-6℃/Pa，计算区域5 m×5 m，地表温度采用周期性边界条件。物理模型图如图1。

图1 埋地管道物理模型

根据实验数据确定了沈兴原油粘温关系曲线，并回归出了吻合度很好的原油粘温方程，实验测得凝点值为41℃，根据相关规范的要求[9-10]，热油管道的允许最低进站温度为44℃，如图2。

图2 不同剪切速率下原油的粘度

通过利用水热耦合模型对热油管道沿线土壤温度场进行三维传热情况的数值模拟研究发现，距离管道距离越大，温度越低、温度变化越不明显，说明水分迁移等因素对土壤温度场及埋地管道非稳态传热的影响非常明显，因而需要准确计算时必须加以考虑，如图3(出站温度63℃，运行140 h)。

图3 沈首站至周徐村5 km处土壤温度分布

随着出站温度的升高，进站温度也增加，但是进站温度的增加幅度要小于出站温度，以沈首站至周徐村管段为例：出站温度为63℃时，进站温度为46.6 ℃；而出站温度为69℃时，进站温度为50.7℃。即出站温度提升6℃时，相对应的进站温度提升4.1℃。在更高的温度范围内这种提升幅度差别更为明显，因而，试图采用提升出站温度的方法来提高进站温度，往往收效不明显，同时也不经济。如图4。

3 热油管道停输后热力计算

对沈兴管线停输后不同时刻管道内油品轴向温降进行了数值计算。图5给出了沈首站至周徐村站在不同输油温度情况下停输后不同时刻管道轴向温降曲线。

从图5中曲线可以看出，出站温度为72℃时，停输后不同时刻管线内油品最低温度分别为：1 h后52.56℃，2 h后50.45℃，4 h后47.17℃，6 h后44.47℃，8 h后42.30℃，通过对油品粘温曲线对比分析可知，这种输油条件下，停输后6 h管内油品温度还能满足输送条件，6 h油品将渐渐不具备输送条件。出站温度为69℃时，停输后不同时刻管线内油品最低温度分别为：1 h后50.72℃，2 h后48.68℃，4 h后45.35℃，6 h后42.91℃，8 h后40.81℃，通过对油品粘温曲线对比分析可知，这种输油条件下，停输后5 h管内油品温度还能满足输送条件，5 h油品将渐渐不具备输送条件。出站温度为66℃时，停输后不同时刻管线内油品最低温度分别为：1 h后48.40℃，2 h后46.49℃，4 h后43.53℃，6 h后41.09℃，通过对油品粘温曲线对比分析可知，这种输油条件下，停输后3.5 h管内油品温度还能满足输送条件，3.5 h油品将渐渐不具备输送条件。可以看出，随着输油温度的降低，停输后能满足输送条件的时间渐渐变小，在设计输油工艺时，对此应充分考虑。

a出站温度63℃；b出站温度66℃；c出站温度69℃

4 结 论

1) 根据实验数据确定了沈兴原油粘温关系曲线，并回归出了吻合度很好的原油粘温方程。实验测得凝点值为41℃，根据相关规范的要求，热油管道的允许最低进站温度为44℃。

a出站温度72℃；b出站温度69℃；c出站温度66℃

2) 通过利用水热耦合模型热油管道沿线土壤温度场进行三维传热情况的数值模拟研究发现，水分迁移等因素对土壤温度场及埋地管道非稳态传热的影响非常明显，因而需要准确计算时必须加以考虑。

3) 随着出站温度的升高，进站温度也增加，但是进站温度的增加幅度要小于出站温度的增加幅度，以沈首站至周徐村管段为例：出站温度为63℃时，进站温度为46.6 ℃，而出站温度为69℃时，进站温度为50.7℃，即出站温度提升6℃时，相对应的进站温度提升4.1℃。在更高的温度范围内这种提升幅度差别更为明显，因而，试图采用提升出站温度的方法来提高进站温度，往往收效不是很明显，同时也不经济。

4) 随着输油温度的降低，停输后能满足输送条件的时间渐渐变小，以沈首站到周徐村站为例，出站温度为72℃时，停输后6 h管内油品温度还能满足输送条件；出站温度为69℃时，停输后5 h管内油品温度还能满足输送条件；出站温度为66℃时，停输后3.5 h管内油品温度还能满足输送条件。在设计输油工艺时，对此应充分考虑。

5) 考虑到沈兴管线所输送原油凝点高达41℃，建议开展原油降凝降粘研究，降低凝点，进而降低允许的最低进站温度，最终降低加热站出站温度，以节省管道总运行费用，同时低凝又能够提高热油管道的安全性并且大多数降凝方法也兼有降粘效果，以期实现热油管道的安全经济运行。

[1] 崔慧. 埋地热油管道总传热系数的研究[J]. 油气储运, 2005(12): 17-21.

[2] 吴明, 杨惠达, 邓秋远. 热油管道停输过程中土壤温度变化规律研究[J]. 西安石油学院学报(自然科学版), 2002(4): 51-55.

[3] 臧建兵, 石宇, 王岳. 热油管道预热过程土壤温度场数值计算[J]. 中国科技信息, 2005(22) : 102.

[4] 朱红钧, 陈小榆, 王雪, 等. 水下热油管道停输温降过程的数值模拟[J]. 特种油气藏, 2009(2): 98-99.

[5] 张青松, 赵会军, 张庆国, 等. 埋地输油管道非稳态传热数值研究[J]. 管道技术与设备, 2007(1): 12-13.

[6] 李伟, 张劲军. 埋地热油管道停输后周围土壤温度场的数值模拟[J]. 西安石油大学学报(自然科学版), 2005(6): 39-41.

[7] 刘刚, 张国忠, 张园园. 热含蜡原油管内停输温降计算[J]. 中国石油大学学报(自然科学版), 2010(5): 136-140.

[8] 王龙, 崔秀国, 柳建军. 管道周围土壤温度场变化的大型环道试验[J]. 油气储运, 2010(3): 168-170.

[9] 宝芬, 卢佩, 时京. 用电容法测量原油凝点的可行性实验[J]. 清华大学学报(自然科学版), 1996(5) : 90-93.

[10] 张宝芬, 董宇峰. 工业用电容式两相流相浓度传感器[J]. 清华大学学报(自然科学版), 1994(4): 102-106.

A Study on Energy-Saving Technology of Shenxing Oil Pipeline

LI Houlin

(CollegeofGeophysicsandPetroleumResources,YangtzeUniversity,Wuhan,Hubei430100,China)

According to experimental data, the viscosity-temperature curve of Shenxing crude oil has been determined, and a coincidence viscosity-temperature equation of the oil has been regression. Based on the heat transfer theory, we made a numerical simulation of three-dimensional heat transfer conditions of the soil temperature along Shenxing hot oil pipeline by moisture-heat coupling model. Then, thermodynamics calculation of the hot oil pipeline after shutdown has been made. It shows that the pour point is 41℃. According to the relevant requirements of hot oil pipeline, 44℃ was allowed as a minimum inlet temperature. The factors, such as moisture migration, on soil temperature fields and unsteady heat transfer of buried pipelines can not be neglected. With the increase of temperature, inlet temperature also increased. But the inlet temperature increases less rapidly than outbound temperature increase. With the decreasing of oil temperature, the time which can meet the transport condition becomes gradually smaller after the shutdown. In consideration of the pour point of Shenxing crude oil up to 41℃, the pour point and viscosity reduction should be studied. We may reduce the minimum allowable inlet temperature by reducing the pour point. Then, we are reducing the outbound temperature of heating station in order to save the total running costs, while low pour point oil pipeline can also improve the security. In one word, it can achieve the safe and economic operation of hot oil pipeline by reducing pour point and viscosity.

Viscosity-temperature curve; Three-dimensional heat transfer; Temperature fields; Shutdown; Thermodynamic calculation

2017-01-19

李厚霖(1991-)，男，山东人，在读硕士研究生，研究方向：地球物理测井，手机：13050856708，E-mail：1009799764@qq.com.

TE973

A

10.14101/j.cnki.issn.1002-4336.2017.02.040