海底管道油水两相混合输送数值模拟

海底管道油水两相混合输送数值模拟

随着油气田开发向海洋、沙漠和一些偏远区域的延伸，多相混合输输技术已成为降低油田气压产量的关键技术。多相混输技术的应用简化了平台及陆上井口的油、气、水处理设施,油气井采出物无需分离,可直接输送至处理厂集中处理。与采用两条管道输送分离后的原油和天然气相比,降低了管道及相应辅助设施的建设投资,减少了运行费用,具有可观的经济效益。目前的工艺计算软件多是基于国外原油的计算方法进行设计和开发的,对国产油田的开发缺乏针对性和适用性。结合国产油气的性质,改进混输计算方法,对海底管道混合输送的水力、热力问题进行研究,掌握海底管道的运行规律,对我国海上油气田的开发,保证海底管道安全经济运行意义深远。一、管道热力影响区域多相混输以油水混输和油气混输最为普遍,现重点研究油水两相流动。油水两相混合输送的研究采用均质流模型,即将油水混合物当作一种混合液来处理,该混合液体的物性参数由油水两相的比例而定,可以按照单相介质来处理油水混合输送的水力、热力计算问题。对于运行的海底管道,管内油流、海泥和海水构成了一个热力系统,因而对其热力问题的完整描述,应包括管内油流的传热和管外海泥的导热两部分。计算总的思路是推导出描述管内油流温度分布的方程,并使用有限差分法求出管道各节点温度的表达式。对于管内油流传热与海泥中导热的耦合,可利用管道内流体换热量与海泥中导热量的平衡关系在两者之间建立联系。由于海底管道的热力计算非常复杂,为便于利用数学模型进行求解,在建立数学模型的过程中进行如下简化。(1)假设管内油流的温度在同一截面上是均匀的,即管内油流温度只是时间和管道轴向位置的函数。(2)假定管道周围各向异性的复杂混合物为各向同性。(3)忽略轴向温降,将三维不稳定导热问题简化为二维不稳定导热问题。(4)设热力影响区域不超过10m。采用数值计算的方法确定海泥的温度场时,需要确定温度场计算区域。理论上计算区域应为半无限大区域,但实际上,距离海底管道近的区域,海泥的温度场受管道的影响较大,远离管道的区域,海泥的温度基本不受影响,这就是所谓的热力影响区域。通常,管道热力影响区域可按现场的测量数据或理论计算中的试算来确定,现假设热力影响区域不超过10m。参照图1(L=10m,H=10m),根据以上假设,综合考虑管内油流、管道结构、海泥及海水之间的相互影响,建立油水混合输送过程的传热数学模型。(1)管流方程连续性方程:∂∂τ(ρA)+∂∂z(ρVA)=0(1)∂∂τ(ρA)+∂∂z(ρVA)=0(1)动量方程:∂V∂τ+V∂V∂z=-gsinα-1ρ∂p∂z-fDV22(2)∂V∂τ+V∂V∂z=−gsinα−1ρ∂p∂z−fDV22(2)能量方程:∂∂τ[(ρA)(u+V22+gs)]+∂∂z[(ρVA)(h+V22+gs)]=-πDq(3)∂∂τ[(ρA)(u+V22+gs)]+∂∂z[(ρVA)(h+V22+gs)]=−πDq(3)式中ρ——原油密度,kg/m3;A——管流断面面积,m2;τ——时间,s;V——油流平均流速,m/s;z——油管轴向位置,m;α——油管轴向与水平方向的夹角;p——油流截面平均压力,Pa;f——达西摩阻系数;D——管道内径,m;q——单位时间内原油在单位管壁面积上的散热量,W/m2;u——原油比内能,J/kg;s——高程,m;h——原油比焓,J/kg。由连续性方程、动量方程和能量方程得到管内油流的换热方程:cpdΤdτ-Τ+273.15ρβdpdτ-fV32D=-4qρD(4)cpdTdτ−T+273.15ρβdpdτ−fV32D=−4qρD(4)式中cp——原油定压比热容,J/(kg·℃);T——原油温度,℃;β——原油膨胀系数,℃-1。(2)管道结构的传热方程ρkck∂Τk∂τ=1r∂∂r(λkr∂Τk∂r)+1r2∂∂θ(λk∂Τk∂θ)(5)ρkck∂Tk∂τ=1r∂∂r(λkr∂Tk∂r)+1r2∂∂θ(λk∂Tk∂θ)(5)式中r——径向位置,m;θ——环向弧度;λ——导热系数,W/(m·℃)。k=1为结蜡层,k=2为管壁,k=3为管壁防腐层,k=4为保温层,k=5为套管,k=6为套管防腐层。(3)海泥导热方程ρscs∂Τs∂τ=∂∂x(λs∂Τs∂x)+∂∂y(λs∂Τs∂y)(6)ρscs∂Ts∂τ=∂∂x(λs∂Ts∂x)+∂∂y(λs∂Ts∂y)(6)式中ρs——土壤密度,kg/m3;cs——土壤比热容,J/(kg·℃);Ts——土壤温度,℃;λs——土壤导热系数,W/(m·℃);x——垂直于轴向的水平位置,m;y——深度,m。(4)连接条件管内油流、管道结构以及海泥的传热过程相互关联,并满足:-λ1∂Τ1∂r|r=R0=α0(Τ-Τ0)λk∂Τk∂r|r=Rk=λk+1∂Τk+1∂r|r=Rkk=1‚2‚3‚4‚5Τk|r=Rk=Τk+1|r=Rkk=1‚2‚3‚4‚5λ6∂Τ6∂r|r=R6=λs∂Τs∂r|r=R6Τ6|r=R6=Τs|r=R6(7)−λ1∂T1∂r∣∣r=R0=α0(T−T0)λk∂Tk∂r∣∣r=Rk=λk+1∂Tk+1∂r∣∣r=Rkk=1‚2‚3‚4‚5Tk|r=Rk=Tk+1|r=Rkk=1‚2‚3‚4‚5λ6∂T6∂r∣∣r=R6=λs∂Ts∂r∣∣r=R6T6|r=R6=Ts|r=R6(7)式中α0——油流对管内壁的放热系数,W/(m2·℃);T0——管内壁温度,℃。(5)边界条件由于计算区域具有对称性,仅选取管道的右半部分进行研究,于是边界条件为:当x=0‚0≤|y|≤Η0-R6时‚λs∂Τs∂x=0当x=0‚Η0+R6≤|y|≤Η时‚λs∂Τs∂x=0当y=0时‚∂Τs∂y=αaλs(Τa-Τs)当|x|=L时‚∂Τs∂x=0当|y|=Η时‚Τs=Τn(8)式中αa——地表向大气的放热系数,W/(m2·℃);Ta——大气温度,℃;Tn——恒温层温度,℃;L——热力影响区域水平方向边界位置,m;H——热力影响区域深度方向边界位置,m。二、非结构化三角形网格对于海泥区域采用DELAUNAY三角化方法进行网格自动生成,输入管道埋深(管中心至海泥表面的距离)和管道最外层半径,软件即可自动对海泥计算区域进行划分,生成直角坐标系下的非结构化三角形网格(见图2)。采用极坐标网格对管道结构(从里向外分别是结蜡层、管壁、管壁防腐层、保温层、套管和套管防腐层)进行离散,其局部放大图见图3。采用有限差分法对管道进行离散(见图4),计算节点从海底管道入口(点1)开始,到海底管道出口(点n)结束。三、计算结果验证采用某平台上岸管道2001年运行记录的数据来验证油水两相混输的计算结果。由于通过管道现场运行记录仅能得到起、末点温度数据,因此,只对管道末点温度计算结果进行验证,验证结果见表1。海泥温度场为数值