第３０卷第７期（２０１１．０７）（规划设计） 塔河油田稠油外输管道水力热力计算 袁志萍 中国石化西北油田分公司 摘要：利用塔库线２００９年上半年的６ ２９６组管道运行参数，对塔河油田稠油管道水力、热力 计算程序进行了检验。结果表明，程序计算结果与生产管道数据吻合良好。使用年平均总传热 系数计算，沿程温降的平均偏差为１．３ ｏＣ；若使用月平均总传热系数计算，沿程温降的平均偏差 为０．８ ｏＣ。使用２００９年上半年管输稠油的平均黏度计算，沿程摩阻的计算平均偏差为１０．８％；若 使用实测黏度进行计算，则平均偏差小于５％。稠油输送管道水力、热力计算程序可满足工程计 算要求。 关键词：塔河油田；输油管道；水力；热力；温降；传热系数 ｄｏｉ：ｌＯ．３９６９／ｊ．ｉｓｓｎ．１００６－６８９６．２０１１．７．０１７ 塔河油田稠油外输管道塔库线建于２００３年１０ 为４００～５００ ｍＰａ・Ｓ，２０ ｏＣ时密度约为９５０ ｋｇ／ｍ。。 月，包括塔库输油首站、１ 中间热泵站、雅克拉装 根据塔库线２００８—２００９年的管道运行参数，迭代 车末站、２ 中间热泵站和库车末站共５个站，采用 计算得到管道沿线各站间不同月份的总传热系数Ｋ 旁接罐加热输送工艺输油。输油管道采用埋地敷 值，编制了水力、热力计算程序，对于不同黏度塔河 设，保温层为４０ ｍｍ的聚氨酯泡沫，管道顶部埋设 稠油输送工艺的优化研究具有重要的作用和意义。 深度为１．２ ｉｎ。其中塔库首站至雅克拉装车末站的 最大输油能力为５００ Ｘ １Ｏ ａ，管道设计压力６．４ １ 计算程序 ＭＰａ，管线规格ｄ＝４０６．４ ｍｍ ｘ ７．１ ｍｍ，材质Ｌ３６０， 首先对管道实际运行情况测量，选用符合力学 管线长６５．１ ｋｍ。雅克拉装车末站至库车末站管道 条件的公式进行计算，间接得到总传热系数Ｋ值。 设计输送能力２２０ Ｘ １０ ｔ／ａ，管道设计压力６．４ 确定的计算条件如下：①该管道２００８年１月一一２００９ ＭＰａ，管线规格ｄ＝３５５．６ ｍｍ ｘ ７．１ ｍｍ，材质Ｌ３６０， 年５月的实际运行参数；②管输稠油的密度取９５０ 该段管线长４４．８ ｋｍ。塔库线稠油在５Ｏ。Ｃ时黏度约 ｋｇ／ｍ。（２０ ｏＣ），黏度为４４６ ｍＰａ・Ｓ（５０。Ｃ），稠油 现短缺现象，原因是近年来防腐涂料品种多、更新 监理费，并且该费用比２０１０年有所提高；联合试 快，又由于涂料价格差异大，现在套用的防腐简化 运转由Ｏ．７％降至０．５％；将原列人工程费中的工器 指标是按被防腐的部位、防腐介质分别进行编制 具及生产家具购置列入生产准备费，工器具及生产 的，涂料价格取非地产涂料的平均价，与大庆油田 家具购置和办公及生活家具购置费用由２ ２００— 内部企业生产的涂料存在差额，这个投资缺口一直 ２ ７００元 人提高到５ ５００元从。 存在，南三油库就为此曾经调过概算。北六联是总 在设计阶段控制工程造价和提高概算质量的方 承包项目，固定价合同不允许调整，为了使投资更 法很多，重要的是需要在实践中加强认识，不断提 准确，避免投资产生缺口，调整了北六联的防腐涂 高人员素质，系统地做好造价资料的积累工作，完 料价差。调整后的概算指标＝原概算指标人工、材 善相应的管理、激励制度，加强设计人员和经济人 料、机械费用＋（换人防腐涂料消耗量Ｘ地产防腐 员之间的相互沟通、协调，采用科学方法精心设 涂料价格）一（换出防腐涂料消耗量Ｘ原概算指标防 计，并以积极心态参与设计市场的竞争。相信只要 腐涂料价格）。． 提高认识、加强管理、措施得力，充分发挥各类人 （５）掌握新的其他费用计取标准。为了合理地 员的作用，设计阶段的工程造价控制工作一定可以 确定和有效地控制建设项目投资，进一步提高投资 不断加强，一定可以产生相当可观的经济效益和社 效益，规范可行性研究投资估算和初步设计概算的 会效益。 编制与管理，中国石油天然气集团公司下发了建设 项目其他费用和相关费用规定试行通知。该文件的 （栏目主持张秀丽） 变化内容和新的计算办法主要是单独计列建设工程 油气田地面Ｚ程（ｈｔｔｐ：／／ｗｗｗ．ｙｑｔｄｍｇｃ．ｃｏｒｎ） 一３１— 第３０卷第７期（２０１１．０７）（规划设计 的比热容取２ １００ Ｊ／（ｋｇ・。Ｃ）。南于是纯油输送，管 线埋地敷设，考虑摩擦热，选用列宾宗温降公式迭 代计算得到了塔库线沿线各站问不同月份管道总传 热系数Ｋ值。水力、热力计算公式，沿程温降计算 可利用列宾宗公式；沿程摩阻计算可利用达西公式。 １．１参数的计算公式 （１）密度。密度计算公式如下 ＩＤ，＝Ｐｅｏ一 一２０） 用层流摩阻计算水力坡降Ｉ ｌ用紊流摩阻计算式计算坡降 ● ‘ 计算微元段的末点温度 及沿程摩阻 读入出站温度、出站压力、管线参数、原油参数、最低允许进站压力如， ｌ 褂；牲 ’ 滑 个 ：古 ；由曲皿伯滑廓个』Ｉ 一Ｊ 计算平均温度下原油的密度、黏度 式中ｌＤ，、ｌＤ２ｏ为温度为ｔ。Ｃ及２０。Ｃ时的油品密度 （ｋｇ／ｍ ）； 为温度系数， ＝１．８２５—０．００１ ３１５ｐ２ｏ （ｋｇ／（ｍ”・。Ｃ））。 Ｊ ＿Ｔ已计算管道总摩阻群＝ ＋啦，Ｉ计算剩余压力 计算管道长度与 ＝Ｌ ＋ｄｅｔｌ ＇ ． Ｎ——————（２）比热容。塔油油田油品的比热容取２ １００ Ｊ／（ｋｇ・。Ｃ）。 —一＝－－－＝ —一＝二＝二＝ 了＿ 翌要昱 竺三三三竺！！：竺 羔蔓 ———一 — ＇Ｙ 输出进站温度 和进站压力 （３）稠油黏度。不同温度下稠油的黏度用式 （２）计算。 ｌｎｆｆ，＝ｌｎ，ｕ５ｏ一０．０６５ ２５（ｔ－５０） 图１输油管道水力、热力计算程序 式中 ，为ｆ ｏＣ时的黏度； ５ｏ为５０。Ｃ时的黏度。 １．２编制思路与方法 ２程序适用性检验 根据塔库线２００９上半年的现场运行日报，以 某站某时刻下的流量、出站压力、出站温度和相应 地温等原始数据为基础，利用所编写的计算程序， 依据上述水力、热力计算公式，以１００ ｍ为步 长，编写水力、热力计算程序，其编程思路与方法 如下： （１）输入管道参数、出站温度、出站压力、环 计算各站间的站问温降和站问摩阻压降，比较计算 值与实测值的偏差，以偏差的统汁分析结果为依 据，检验水力、热力计算程序的适用性。 ２．１ 沿程阻力和温降偏差 利用塔库线２００９年上半年的运行参数共计 ６ ２９６组，对本课题编写的水力、热力计算程序的 境参数、原油黏度（５０ ０Ｃ）、最低允许进站压力 Ｐｍｉｎ等参数。 （２）以ｄｅｔ／＝ｌＯ０ ｍ为步长，将站间管道划分成 等步长的微元管段。 准确性进行了检验。出站温度、出站压力按管道实 际运行参数，沿程摩阻偏差统计结果列于表１，采 （３）以微元管段的起点温度 作为该微元段 的平均温度 密度等。 （４）计算原油雷诺数Ｒｅ，进行原油流态判 求出原油在平均温度下的黏度、 用年平均总传热系数和月平均总传热系数计算的沿 程温降偏差统计结果分别见表２、表３。 表１沿程摩阻的偏差 平均相对偏差膨 １０．８ ７９．Ｏ 断，根据流态判断结果选择相应的摩阻系数计算 式，求得该微元段的水力坡降，进而求得该微元段 的沿程摩阻 和末点温度 。 （５）该微元段的末点温度丁 为下一微元段的起 相对镛差 餐ｌ５％的 分比膨 根对偏差 １０％的百分比 相对偏差 ５％的百 比，％ ６６．８ ４２．９ 表２采用年平均总传热系数计算沿程温降的偏差 绝对平均偏毫 绝对偏差《２＿０ ｏＣ的百分比，％ 绝对偏差《１．５ ｏｃ的百分比 绝对偏差《１．０ ａｃ的百分比 绝对偏差≤ｏ．５ ０ｃ的百分比 １．３ ７７．９ 点温度，即赋值甜 ＝ ；已计算管段的总摩阻 ＨＩ（一Ｈ ＋ ；根据出站压力，求得该微元段末 点的剩余压力ｐ ；已计算管段的长度Ｌ ＝Ｌ ＋ ｄｅｔ／。 ６７．９ ５３．７ ３２。６ （６）若已计算管道长度Ｌ ≥实际管长，或末点 剩余压力Ｐ ≤户 Ｉｎ，则计算结束，输出 和 ：，即 为该管道的进站温度和进站压力；否则，返回 表３采用月平均总传热系数计算沿程温降的偏差 （３）继续计算。该水力、热力计算程序与设计思想 如图ｌ所示。 ３２—— 油气田地面工程（ｈＬｔｐ：／／ｗｗｗ．ｙｑｔｄ ｍｇｃ．ｃｏｒｎ） 第３０卷第７期（２０１１．０７）（集输处理） 吉林油田ＣＯ２注人工艺技术 杜立辉 孟昭昭 刘敏慧 １中石油煤层气有限责任公司２大庆油田采油六厂 摘要：吉林油田在红８７—２、黑５９区块开展ＣＯ 驱开发试验，研究分析认为，红８７—２区块采 用罐车拉运液相增压注入工艺比较合理。采用气相管道输送、液相注入工艺，注入系统采用集 中建站单泵多井流程。从现场ＣＯ 注入情况来看，各区块注入系统各项指标都正常，没有出现 任何安全事故，注入系统安全运行，证实了ＣＯ 驱开发试验区块的液相注入工艺方案可完全满 足现场需求，从而形成适合吉林油田ＣＯ 驱开发试验的ＣＯ 注入工艺技术。 关键词：吉林油田；ＣＯ。；管道输送；液相注人工艺；开发试验 ｄｏｉ：１０．３９６９／ｊ．ｉｓｓｎ．１００６－６８９６．２０１１．７．０１８ 根据吉林油田ＣＯ 驱开发试验规划，将以万金 了ＣＯ 注入工艺方案研究。针对现场实际情况，对 塔、长深气田所产ＣＯ。为气源，在红８７—２、黑５９ 增压注入理论和方法进行研究，通过参数优化设计 区块进行ＣＯ。驱开发试验。为此，有针对性地进行 形成增压注入地面工艺，即液相注人工艺。 由表１～３统计分析结果可知，利用本课题编 成正比，故黏度对沿程摩阻计算结果的影响相对较 写的水力、热力计算程序，计算得到的沿程摩阻的 小。以此类推，可对紊流＋过渡区、过渡区、过 相对偏差的平均值为１０．８％，相对偏差小于１０％的 渡＋层流区、层流区进行偏差分析。 数据占到２／３；采用年平均总传热系数计算时，沿 表４流态为紊流时计算沿程摩阻偏差 程温降的绝对偏差的平均值为１．３。Ｃ，绝对偏差小 于１．５。Ｃ的数据占到２／３；采用月平均总传热系数计 算时，沿程温降的绝对偏差平均值为０．８。Ｃ，绝对 相对偏差的平均值，％ ２．０ ４．２ 偏差小于１．Ｏ ０Ｃ的数据占有量２／３。应该指出，上述 相对偏差的最大值 ６．９ １２．７ 计算是采用２００９年上半年管输稠油的平均黏度进 相对偏差１５％的百分比，％ ｌＯ＆Ｏ ｌｏｏ．Ｏ 相对偏差《１０％的百分比 １００：０ ９２．６ 行的，由于管输稠油的黏度是有一定波动的，所 相对偏差≤５％的百分比 ９２：６ ７０：４ 以，上述偏差统计结果只提供一个笼统的概况。换 言之，如果代之以准确的管输稠油黏度，计算结果 ３ 结语 与实测结果的偏差将大幅度下降。 （１）塔库线为保温管道，总体来看管道的总传 ２．２流态的偏差 热系数较小，全线的总传热系数平均值为Ｏ．６５５ ２ 以取样测定的ｌ２个外输稠油的黏温关系数据 Ｗ／（ｍ。・。Ｃ）。其中２ 中间站一库车末站管段的总传热 为依据，选择取样时间下对应的稠油在输送时间段 系数较大，为０．７７３ ８ Ｗ／（ｍ２・。Ｃ），分析该管段有３ 内的运行参数共１４２个数据，按照流态分别进行压 条大型河流穿越是造成该管段总传热系数较大的主 力计算结果偏差的分析。比如，在紊流区流态区域 要原因。 的数据点２７组，均分布于首站至雅克拉站的管段 （２）塔库线全线的年平均地温均在１５。Ｃ左 内。现场实测黏度与平均黏度的平均相对差值为 右，２月份的平均地温为４．８。Ｃ，８月份的平均地温 ２０％，最高相对差值为２９％。计算结果的偏差分析 为２８．８。Ｃ。 见表４。 （３）利用塔库线２００９年上半年的６ ２９６组运行 由表４分析结果可知，用实时测定黏温数据进 参数对水力、热力计算程序进行了不区分流态的总 行沿程摩阻计算，当稠油处于紊流光滑区时，沿程 体检验，计算的进站压力的平均相对偏差为 摩阻的平均相对偏差仅为２．０％，最高相对偏差也 １０．８％，进站温度的平均绝对偏差为０．８。Ｃ。 仅为６．９％，计算值与实测值吻合良好；用平均黏 温数据计算的相对偏差为４．２％，最高偏差为 （栏目主持张秀丽） １２．７％。由于紊流状态下，摩阻与黏度的０．２５次方 油气田地面工程（ｈｔｔｐ：／／ｗｗｗ．ｙｑｔｄｍｇｃ．ｃｏｒｎ） 一３３—