李嘉宁，杜胜男，范开峰，晁 凯，黄雪松，李 伟，王卫强

（1.辽宁石油化工大学石油天然气工程学院，辽宁 抚顺 113001；2.中国石化中原油田分公司石油工程技术研究院，河南濮阳 457000；3.中国石化中原油田分公司 内蒙采油厂，内蒙古 巴彦淖尔 015000）

近年来，世界各地的油气勘探和开发逐渐向海洋和沙漠等边缘地带延伸，而这些地处偏远地区、条件恶劣的油气田在勘探、开采和运输方面都面临较大的困难[1-2]。采用多相混输技术可以充分利用已有的油气处理设施，对提升经济效益和保护环境效果十分显著[3]。采用油气混输技术可以将油气田采出的油气混合物直接输送至联合站进行集中处理，将双线运输改为单线运输，避免在井场设置油气分离装置[4]。

混输管道在生产运行过程中如果遇到意外事故或定期检修操作，则会导致管道停输，停输期间油温随着停输时间的延长而降低，导致黏度增大，凝管风险增加。油气混输管道的流动压力损失包括摩阻损失、气液两相间滑脱损失和管道高程差三个部分。在管道起伏较小的海底混输管道中，稳态运行时管内流动相对稳定，其流型多为分层流动；当管道停输时，管内原油迅速停止流动，通过终点的流量为0；再启动瞬间通过终点的液量出现波动，但很快恢复至稳态[5]。在一些起伏较大的混输管道中，管内原油在上坡管段和低点积聚，气体流通面积减小，若流速增大，则会造成较大的磨阻损失和滑脱损失，并影响流型[6]；当管道停输时，液相原油受重力作用流向低洼管段，当倾斜管倾角较大时，会在管道低点形成积液；管道重启后低点处积液可能会形成段塞流，导致再启动压力过大，甚至超过管道承压能力。周晓红等[7]研究了混输压降的影响因素，分析了不同模型、输送温度、气油体积比对油气混输压降计算结果的影响。当长时间停输后重新启动管道时，可能需要比最大操作压力大的管道入口压力来驱动管道中流动性很低的油流[8]。在温降方面，关义等[9]运用热-力耦合系统对管道的热应力变化趋势及分布规律进行了研究。管道停输后由于管内外温差较大，管内油温下降，管道周围的热力平衡状态被破坏，温度场将重新分布，油温下降，原油的黏度增大；当油温降到一定值后，会给管道的再启动带来极大的困难，甚至造成凝管，这对管道运行是极其致命的问题，严重威胁管道运行安全[10]。目前，主流瞬态模拟软件有OLGA和TRAFLOW，利用OLGA软件进行多相流混输管道压降预测，其计算结果与现场实测结果吻合较好[11]。

确定油气混输管道中的流动规律和环境温度对温降的影响，分析起点再启动压力范围，是确定安全停输时间并顺利完成再启动过程中重要的前提条件。明确油气混输管道停输再启动过程中的运行参数变化规律，可有效地保障管道安全，对管道停输和再启动操作具有重要的指导意义。

1 模型的建立

某油气混输管道全长为73.0 km，管径为232.0 mm，管道壁厚为8.0 mm；实际输量为253 m³/d，初始气油体积比为332；管道的启输温度为75.0℃，末站进站压力为0.15 MPa；管道中心埋深为1.5 m。该管道采用聚氨酯硬泡沫塑料保温，导热系数为0.035 W/(m·℃)，密度为50 kg/m³，比热 容 为1 380 J/（kg·℃）；钢 的 导 热 系 数 为50 W/(m·℃)，密 度 为7 850 kg/m³，比 热 容 为500 J/（kg·℃）。管道纵断面走向如图1所示。由图1可以看出，管道起伏较大，高程整体呈下降趋势。

图1 管道纵断面走向

原油凝点为30.0℃，原油的黏温曲线如图2所示。由图2可以看出，当原油温度小于其凝点时，原油黏度随着温度的下降迅速增加，会对泵站的泵机组造成较大的负荷，产生不必要的能量损失。因此，应尽量将油温控制在原油凝点以上。

图2 原油的黏温曲线

管内油气混合物的组成及密度见表1。

表1 管内油气混合物的组成及密度

利用OLGA全动态多相流模拟软件，对混输管线停输和再启动过程中瞬态流动过程进行分析。根据《输油管道工艺安全操作规程》规定，管道允许的最低输油温度控制在高于凝点3.0℃以上，取33.0℃。管道埋地深度1.5 m处温度：冬季平均温度为0℃，春季和秋季平均温度为10.0℃，夏季平均温度为20.0℃。管线中间设4个加热站，第3个加热站在春季和秋季温度增加至83.0℃，第4个加热站只在冬季运行。设定首站、加热站和末站同步操作，分别模拟3个温度下各停输2.00、3.00、4.00、5.00、6.00 h时管道的参数变化情况。以停输2.00 h为例，时间节点为0、2.99、3.00、4.99、5.00 h，首末站阀门对应开度为1、1、0、0、1（1代表阀门全开，0代表完全关闭），对应加热站温度为75.0、75.0、0、0、75.0℃，模拟时长10.00 h。

2 结果分析

2.1 稳态运行时管道沿线参数

管道稳态运行时沿线温度、压力和持液率分布如图3所示。由图3（a）可以看出，从首站开始运行至加热站之前、从加热站运行至下一个加热站、从最后一个加热站运行至末站时，管内沿线温度不断下降，由于管道运行时管内流体温度高于环境温度，管内流体向外散热，造成热损耗，在加热站加热后顺利到达终点；冬季降温速率最大，春秋两季次之，夏季降温速率最小。这是由于季节不同时管道外土壤温度不同，蓄热量也不同，冬季土壤温度低，蓄热量小，管内流体与管外环境温差较大，传热较快，故降温速率较大；夏季土壤温度高，蓄热量大，管内流体与管外环境温差小，故降温速率较小。

由图3（b）可以看出，管道稳态运行时，管道沿线压力分布整体呈下降趋势，在部分管段由于地形起伏较大，在低点出现压力极值点。混输管路压力损失主要是由管内流体与管壁的摩擦组成，但还应考虑地形因素和气液两相间的滑脱损失。通过分析管道温度最低点处的温度变化范围，确定温度是否降到混合原油凝点；通过分析管道压力最高点处的压力变化范围，确定压力是否超出管道承压能力，从而采取相应的防范措施。

由图3（c）可以看出，持液率的最大值为0.40，最小值为0.05，管道的极低点持液率随环境温度升高而减小，而高点处持液率反之；在同一启输温度下，环境温度越高，管内混合原油温度越高，黏度越小，摩阻损失越小；环境温度越低，管内油温越低，黏度越大，摩阻损失越大，通过上倾管段越困难[12]。

由图3（a）和图3（b）还可以看出，该混输管道在稳态运行时，冬季温度最低点位于17 157 m处，春夏秋三季温度最低点位于73 071 m处，管道起点处压力最大。

图3 管道稳态运行时管道沿线参数分布

2.2 管道温度最低点处温度变化

环境温度不同时停输时间对管道温度最低点处温度的影响如图4所示。由图4可以看出，停输时间对管道温度最低点处温度有影响，停输时间越长，管道温度最低点处温度越低，但对管道温度最低点处温度变化规律影响很小。以停输2.00 h为例，在不考虑气液相间热传递的条件下分析温降规律。停输后，管内原油的传热根据传热方式可分为3个阶段：自然对流传热阶段、自然对流与热传导共同控制阶段和纯导热阶段[13]。由于停输时间较短，管内以第一阶段即自然对流传热阶段为主。

由图4（a）可以看出，冬季管道与周围环境传热过程较快，在停输3.00 h时管内混合原油温度降至凝点以下的时间较短，5.00 h时温度最低点处温度降至29.8℃；管道重新启动时，由于地形起伏和流动状态瞬变，该点温度上下波动，8.00 h后相对稳定。由图4（b）和图4（c）可以看出，夏季5组停输时间下温度最低点处温度皆高于凝点；停输2.00 h再启动时，春秋两季温度最低点处在5.00 h时最低温度为30.0℃；停输3.00 h再启动时，春秋两季该点在6.00 h时最低温度为28.1℃，低于混合原油的凝点。

图4 环境温度不同时停输时间对管道温度最低点处温度的影响

春夏秋三季在管道运行3.00 h后停输时，管道温度最低点处温度先上升后下降，是因为此处位于管道末端，停输时管道终点阀门关闭，液相密度大于气相密度，管内液相原油受重力作用流向低点，气相聚集在高点，持液率升高，而油的比热容大于气相的比热容[14]，在传热条件相同的情况下，液相原油的温度变化相对较慢，即管内同一位置同一时刻，持液率越高，管内温度越高。在管道运行5.00 h后重新启动时管道终点阀门开启，此处积液迅速流过阀门，持液率下降，因此再启动操作期间温度先下降后上升。

停输2.00 h时不同环境温度下管道温度最低点处温度变化如图5所示。由图5可以看出，将模拟时间延长至40.00 h时，冬季管道温度最低点处温度约在35.00 h后恢复至停输前温度，而春夏秋三季管道温度最低点温度约在31.00 h后恢复至停输前温度。

图5 停输2.00 h时不同环境温度下管道温度最低点处温度变化

2.3 管道起点压力变化

环境温度不同时停输时间对管道起点压力的影响如图6所示。由图6可以看出，停输时间和环境温度对起点压力有影响；起点压力随着停输时间的增加而下降，起点压力下降速率随着停输时间的增加而减小；停输时间相同时，环境温度越高，起点压力下降速率越大；停输期间因为管内温度下降，气相和液相体积收缩，因此管内压力下降，这一结果与文献[15]的结果相符。

图6 环境温度不同时停输时间对管道起点压力的影响

停输2.00 h、不同环境温度、模拟时间延长至40.00 h时起点压力的变化曲线如图7所示。

图7 停输2.00 h、不同环境温度、模拟时间延长至40.00 h时起点压力的变化曲线

由图7可以看出，在管道运行3.00 h后停输，入口阀门关闭，管内混合原油受到惯性力继续向前流动，压力迅速减小；管道运行5.00 h后重启，入口阀门开启，流量瞬变，管内流动状态波动很大，导致压力波动也较大，但未超过稳态运行压力。由图7还可以看出，冬季管道稳态运行时起点压力为1.96 MPa，比其他三个季节的起点压力高约0.02 MPa；冬季再启动瞬间压力为1.94 MPa，比其他三个季节的再启动瞬间压力高约0.05 MPa；压力波动在7.00 h后减小，约在12.00 h后恢复至稳态运行压力。

2.4 管道沿线持液率变化

不同环境温度下停输时间不同时管道持液率分布如图8所示。

图8 不同环境温度下停输时间不同时管道持液率分布

由图8（a）—（c）可知，冬季停输1.00 h时，多数管段内流体基本不流动，在管道极低点处形成积液，持液率为1.00，管道极高点处持液率为0，少数倾斜管段内流体受重力影响仍在继续流动，其持液率为＞0～＜1.00；停输3.00 h时，管道所有极低点处持液率为1.00，所有极高点处持液率为0，倾斜管段持液率降为0；停输5.00 h时，管道极低点和极高点处持液率与停输3.00 h时相同，倾斜管段处持液率与停输3.00 h时也几乎相同。因此，可以认为冬季管道在停输3.00 h时管内流体几乎不再流动。

由图8（d）—（f）可知，春秋季管道停输1.00 h时，部分管段内流体基本不流动，管道极低点处持液率为1.00，管道极高点处持液率为0；部分倾斜管段流体受重力影响仍在继续流动，并未在其附近的极低点处形成积液，持液率为＞0～＜1.00；停输3.00 h时，绝大多数管段内流体基本不流动，在管道极低点处形成积液，持液率为1.00，管道极高点处持液率为0，极少数倾斜管段流体受重力作用仍在流动，其持液率为＞0～＜1.00；停输5.00 h时，管道所有极低点处持液率为1.00，极高点处持液率为0，倾斜管段流体基本不流动，持液率降为0。因此，可认为春季和秋季管道在停输5.00 h时管内流体几乎不再流动。

由图8（g）—（i）可知，夏季停输1.00 h时，仅有少数管段内流体不流动，管道极低点处持液率为1.00，管道极高点处持液率为0，多数倾斜管段内流体仍具有一定的动能，继续在管道内流动，并未在其附近的极低点处形成积液，持液率为＞0～＜1.00；停输3.00 h时，多数管段内流体基本不流动，在管道极低点处形成积液，持液率为1.00，管道极高点处持液率为0，少数倾斜管段流体受重力作用仍在流动，其持液率为＞0～＜1.00；停输5.00 h时，管道的所有极低点处持液率为1.00，所有极高点处持液率为0，倾斜管段内流体基本不流动，持液率降为0。因此，可以认为夏季管道在停输5.00 h时管内流体几乎不在流动。

总体而言，春秋两季管道沿线持液率在停输时间不同时的分布情况介于冬夏两季之间。

不同环境温度下持液率分布情况不同，是因为停输后管内混合原油受重力和惯性力的影响会继续流动，冬季环境温度低，温度下降速率较快，管内混合原油温度较低，黏度较大，混合原油流动性变差，而夏季环境温度高，温度下降速率较慢，管内混合原油温度较高，黏度较小，其流动性大于冬季混合原油的流动性[16]。

3 结 论

（1）停输期间，管道同一位置在同一时刻的持液率越高，管内温度就越高。管道在冬季运行时，停输时间为2.00 h时管道温度最低点处温度降到凝点以下，而其他三个季节在停输时间为3.00 h时再启动瞬间温度才会降至凝点以下，而且会立刻回升。由此可知，冬季管道安全停输时间小于2.00 h，春夏秋三个季节管道安全停输时间为3.00 h。因此，在实际运行时，应尽量避免在冬季对管道进行停输操作。

（2）停输再启动过程中的压力变化与环境温度的关系不明显，但管道在冬季运行时压力比其他季节高约0.02 MPa，再启动压力比其他季节高约0.04 MPa。

（3）低洼处管段的持液率随环境温度的升高而降低，管道在冬季停输3.00 h时流体几乎不再流动，沿线持液率不随停输时间发生明显变化，而春夏秋三季停输5.00 h后达到此状态。