李茂 西安石油大學石油工程學院長慶油田采油三廠

稠油管道總傳熱系數(shù)計算及流態(tài)的區(qū)分

劉曉娟1李茂1謝銀伍21西安石油大學石油工程學院2長慶油田采油三廠

考慮到摩擦熱，對西北某埋地敷設(shè)的純油輸送管道實際運行情況測量時，應(yīng)選用符合力學條件的公式進行計算以間接得到總傳熱系數(shù)K值。采用實時黏度數(shù)據(jù)，對流態(tài)的偏差進行分析以區(qū)分其流態(tài)。采用實際管輸稠油黏度進行計算時，當管輸稠油處于紊流區(qū)、過渡區(qū)、紊流區(qū)+過渡區(qū)、以及層流區(qū)+過渡區(qū)時，平均偏差均小于5%；但在層流區(qū)，平均偏差為19.6%。這主要是由于低流量時摩阻較小，壓力測量結(jié)果小的誤差也會使相對偏差顯著增大，此外，層流時摩阻對黏度的敏感性顯著大于紊流。

稠油管道;總傳熱系數(shù)；計算方法；流態(tài)區(qū)分；沿程摩阻；偏差

某稠油外輸管道采用旁接罐加熱輸送工藝輸油。該輸油管道采用埋地敷設(shè)，保溫層為40mm厚的聚氨酯泡沫，管道頂部埋設(shè)深度為1.2m。該管線稠油的50℃黏度約在400～500mPa·s，20℃密度約為950kg/m3。基于該管線近年的管道運行參數(shù)，探討管線的總傳熱系數(shù)K值的計算方法及流態(tài)的區(qū)分方法，對于該管線不同黏度稠油輸送工藝的優(yōu)化研究具有重要的作用與意義。

1 總傳熱系數(shù)K值的計算

該管道是西北某埋地敷設(shè)的純油輸送管道。其稠油密度950kg/m3（20℃），黏度446mPa·s（50℃），稠油的比熱容2100J/(kg·℃)?？紤]到摩擦熱，對管道實際運行情況測量時，應(yīng)選用符合力學條件的公式進行計算以間接得到總傳熱系數(shù)K值?？蛇x用列賓宗溫降公式（見式1）迭代計算，得到該管線沿線各站間不同月份管道總傳熱系數(shù)K值。

式中a=KπDGc，b=giGKπD；G為油品的質(zhì)量流量（kg/s）；c為輸油平均溫度下油品的比熱容（J/(kg·℃)）；D為管道外直徑（m）；L為距加熱站的距離（m）；K為管道總傳熱系數(shù)（W/(m2·℃)）；TR為管道起點油溫（℃）；TL為距起點L處油溫（℃）；T0為周圍介質(zhì)溫度，埋地管道取管中心埋深處自然地溫（℃）；i為油流水力坡降；g為重力加速度（m/s2）。

沿程摩阻計算公式（達西公式）為

式中λ為水力摩阻系數(shù)，層流時λ=64/Re，紊流光滑區(qū)λ=0.3164/Re0.25；L為站間管道長度（m）；d為管道內(nèi)直徑（m）；v為油品在管道內(nèi)的平均流速（m/s）；g為重力加速度（m/s2）；

管道的壓力平衡公式為

式中Hs為管道起點的進站壓頭（m液柱）；Hci為第i泵站提供的壓頭（m液柱）；Hf為管道總水力摩阻（m液柱）；Hpi為第i站站內(nèi)壓頭損失（m液柱）；Hz為克服地形高程差的壓頭損失（m液柱）；Hi為管道終點剩余壓頭（m液柱）。

為了準確分析全管道的K值，將管道以中間加熱站為節(jié)點劃分為4個地段，同時考慮不同季節(jié)地溫與K值的關(guān)系，以進行對應(yīng)統(tǒng)計。該管線各站間地溫相差較小，1#中間站至末站1的地溫比其他3個站間的地溫略低。由該管線各站間總傳熱系數(shù)值可知，由于該管線是保溫管道，總體來看總傳熱系數(shù)變化較小，但各站間總傳熱系數(shù)有一定差別。2#中間站至末站2之間的總傳熱系數(shù)最大，為0.7738W/(m2·℃)；而1#中間站至末站1的總傳熱系數(shù)最小，為0.5011W/(m2·℃)。2#中間站至末站2站間穿越了3條河流，每年7、8、9月份多雨季節(jié)時河流有水，通常水深為1～2m，這是造成2#中間站至末站2總傳熱系數(shù)較大的主要原因。

2 管線流態(tài)的區(qū)分方法

采用實時黏度數(shù)據(jù)，對流態(tài)的偏差進行分析以區(qū)分其流態(tài)。以取樣測定的12個外輸稠油的黏溫關(guān)系數(shù)據(jù)為依據(jù)，選擇取樣時間下對應(yīng)的稠油在輸送時間段內(nèi)的運行參數(shù)共142個數(shù)據(jù)，按照流態(tài)分別進行壓力計算結(jié)果偏差分析。

（1）紊流區(qū)。在此流態(tài)區(qū)域的數(shù)據(jù)點27組，均分布于首站至末站1的管段內(nèi)。由于紊流狀態(tài)下，摩阻與Re0.25成正比，故黏度對沿程摩阻計算結(jié)果的影響相對較小。

（2）紊流+過渡區(qū)。流體流態(tài)由層流到紊流轉(zhuǎn)變的雷諾數(shù)一般在2000～3000之間。在過渡區(qū)內(nèi)，流態(tài)不穩(wěn)定，尚無成熟的摩阻計算式，工程上一般都按紊流光滑區(qū)計算。站間管輸稠油處于此流態(tài)區(qū)間的數(shù)據(jù)點共14組，均分布在首站至末站1的管段內(nèi)。實時測定黏度與平均黏度相對差值為8.8%，最高相對差值為12.5%。實時測定黏度計算的沿程摩阻偏差與平均黏度計算的沿程摩阻偏差相當。

（3）過渡區(qū)。站間管輸稠油處于此流態(tài)區(qū)間的數(shù)據(jù)共有11組，處于首站至末站1之間。實時測定黏度與平均黏度的相對差值為9.9%，最高相對偏差為12.5%。

（4）過渡+層流區(qū)。站間管輸稠油處于此區(qū)間的數(shù)據(jù)點有46組，實時測定黏度與平均黏度的相對差值為8.7%，最高相差19.5%。

（5）層流區(qū)。站間管輸稠油處于此區(qū)間的數(shù)據(jù)點共44組，均處于末站1至末站2之間。實時測定黏度與平均黏度的相對差值為12.9%，最高相對差值為23.8%。沿程摩阻的計算偏差見表1。由表1可知，當管輸稠油處于層流流態(tài)時，沿程摩阻的計算偏差相對較大。進一步分析發(fā)現(xiàn)，在此區(qū)間內(nèi)有20組數(shù)據(jù)，其稠油雷諾數(shù)小于630，流量小于170m3/h，在此流量下站間摩阻僅為35m，壓力的微小波動都會對計算偏差造成很大影響。

表1 管線稠油流態(tài)為層流時計算的沿程摩阻偏差

3 結(jié)語

（1）輸油管線沿線各站間不同月份管道總傳熱系數(shù)K值的計算方法，對于稠油管道水力與熱力計算程序的編制來說是必不可少的。

（2）在層流中，沿程摩阻與黏度成正比；而在紊流摩阻計算式中，沿程摩阻與黏度的1/4次方成正比。因此，當黏度相差10%時，若稠油處于層流，則沿程摩阻也會相差10%；若稠油處于紊流時，沿程摩阻僅相差1.8%。分析認為，采用實際管輸稠油黏度進行計算時，當管輸稠油處于紊流區(qū)（Re＞3000）、過渡區(qū)（2000＜Re＜3000）、紊流區(qū)+過渡區(qū)（Re＞2000）以及層流區(qū)+過渡區(qū)（Re＜3000）時，平均偏差均小于5%；但在層流區(qū)，平均偏差為19.6%。這主要是由于低流量時摩阻較小，壓力測量結(jié)果小的誤差也會使相對偏差顯著增大，此外，層流時摩阻對黏度的敏感性顯著大于紊流。

（欄目主持 楊軍）

10.3969/j.issn.1006-6896.2014.10.029