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摘 要 本文以某生产区域为例，对该区的基础数据和混输管线方案设计进行了论述，对气油比、液量预测、凝固点三项参数进行了优化，阐述了投产过程中的注意事项，投产方案中除了要体现投产步骤、人员安排等方面，还要充分考虑应急处置措施。
关键词 混输管线 水套加热炉 气油比 投产事项
中图分类号：TE973 文献标识码：A 文章编号：1007-0745（2021）05-0040-02
1 设计概况
某生产区域现有生产油井56口，以单井拉油方式生产。为方便管理、降低生产运行成本，该生产区域拟实施拉改输工程。
1.2 基础数据
1.原油物性：（1）原油密度（20℃）0.87g/cm3;（2）原油粘度（50℃）33mPa·s～39mPa·s;（3）凝固点28℃～ 35℃;（4）气油比30.0m3/t。
2.地层水性质：（1）矿化度2×104mg/L～20×104mg/L;（2）水型CaCl2型。
3.产量预测：该生产区域目前总产液量为295.3m3/d，产油量141.7t/d，綜合含水率46.1%。[1]根据地质部门预测，未来5年最大产液量401m3/d，产油量197t/d，综合含水44.7-50.6%。
1.3 方案设计
1.路由选择。方案以A点为管输起点，沿B点、C点、D点向E点输送。A-B段单井集油管线设计参数：（1）设计输液量20m3/d;（2）设计压力1.6MPa;（3）设计温度80℃。B-D段外输集油干线设计参数：（1）设计输液量200m3/d;（2）设计压力1.6MPa;（3）设计温度80℃。D-E段集输干线设计参数：（1）设计输液量450m3/d;（2）设计压力1.6MPa;（3）设计温度80℃。
2.管线及管径选择。A-B段单井集油管线DN65钢骨架复合管1.5km，B-D段集油干线DN75钢骨架复合管5.0km，D-E段混输管线DN100钢骨架复合管6.5km，全长13km[2]。
3.主要设备设施。A点安装50kW水套加热炉1台。B点安装100kW水套加热炉1台，Q=5m3/h、P=1.6MPa油气混输泵1台。C点安装150kW水套加热炉1台，Q=30m3/h、P=1.6MPa油气混输泵1台。D点安装200kW水套加热炉1台，Q=30m3/h、P=1.6MPa油气混输泵1台，φ1200mm立式分离器1台。
4.水套加热炉选型：
（1）设计参数：方案中设计4台水套加热炉，设计参数如表1所示：
（2）设备选型：在给定温升范围的前提下，根据热力学热量计算公式，可以求得各节点所需的加热负荷。
Q=c · m ·△t
式中Q-热量（J）;c-比热容（J/kg℃）;m-质量（kg）;△t-升高（或降低）的温度（℃）
在设计液量下对水套加热炉热负荷核算，各节点所需热负荷见表2，加热炉的负荷率满足《油气集输设计规范》（GB50350）4.4.5中规定的宜为80%～100%。
5.水力热力校核：
（1）水力热力计算方法。由于混输管道流动规律复杂，至今还没有适应各种情况的压降计算方法，当所属液体呈牛顿流体时，油气混输管道的沿程摩阻由达西公式计算：
式中h-管道沿程摩阻，液柱（m）;L-管道长度（m）;d-管道内径（m）;v-管内液体流速（m/s）;g-重力加速度，g=9.81m/s2;λ-水力阻力系数。
管道沿线任意点的输送介质温度应按下式计算：
tx=t0 （t1-t0）e-ax
式中tx-管道沿线任意点的输送介质温度（℃）;t0-管外环境温度，埋地管道取管中心深度地温（℃）;t1-管道计算段起点的计算温度（℃）;e-自然对数底数，宜按2.718取值;a-系数;x-管道计算段起点至沿线任意点的长度（m）。
（2）水力热力核算。利用Pipephase按照杜克勒Ⅱ法建立模型，进行模拟核算。
2 关键参数
理论计算是可行性研究阶段的基础，只有基础数据真实可靠才能为理论计算提供支撑。方案设计之初，生产单位需提供详细的生产资料，如指标预测、油品物性、水分析、地面构建筑物等，这些数据都会影响计算结果，下面对气油比等三项基础数据做着重说明。
2.1 气油比
油井生产时，油和气同时从井中排出，采出每吨原油所带出的天然气体量成为气油比，也称油气比。气油比是管线设计中非常重要的基础参数。原油在开采举升过程中，随着环境压力、温度的变化，会使溶解在原油中的伴生气不断析出，所以在气油比较大的生产区域，集油管线内一般为气液两相流。水平气液两相流管道中，随着气速的增加，流型依次为分层流、波状流、长泡流、液节流、分散气泡流和环-雾状流。不同的流型对水力热力计算有着较大影响。沿程摩阻计算时要考虑水力阻力系数λ，λ的取值与流型及雷诺数Re有关[3]。同时，气油比还影响到伴生气量的预测，关乎到热力设备燃料选型与能力核算问题。
2.2 液量预测
按照《油气集输设计规范》（GB50350）中3.0.5条款要求，地质部门应提供10年的产液量预测。地质部门一般根据开发规律进行产液及含水预测。而按照一般的油田开发规律，往往在预测的最后一年达到最大的生产规模，并且与当下的生产规模差异较大。这也是地面配套工程规模普遍较大的原因之一。
2.3 凝固点
凝固点是晶体物质凝固时的温度。对于高凝原油，在管线长、液量低的情况下如何控制各节点的温度是设计的“技术难题”。部分方案采用增加热力设备，用热量接替的方式来保证整段管线的运行温度，在气源稳定的情况下，这是一种较为经济的处理方式。原油集输方式可分为加热输送和冷输两种，目前长庆油田等地已经将不加热“冷输”工艺应用到了DN80管径的集油支干线上。虽然“凝固点高”在一定程度上加大了输送难度，但是可以预见的是随着工艺技术的发展，“冷输”可能是更为低碳、经济的输送方式。 3 投产过程中的注意事项
3.1 投產方式的选择
投产方式分冷管直接投产、加降粘剂或稀释投产、预热投产。
1.冷管直接投产。投产前直接将输送戒指输入到管道中，靠介质自身温降来加热管道周围土壤，这种投产方式成为冷管直接投产。最先进入管道的介质在输送过程中始终与未升温的冷管壁接触，随着输送距离的增长，介质温度很快降低至管道埋深处的自然地温，这部分介质称为冷油头，其散失的热量主要用于加热管材本体。冷油头温度接近或低于凝固点时，会使输送的摩阻急剧升高。因此，只有当大排量输送、输送距离较短、投油时管道埋深处地温较高时，才能采用冷管直接投产[4]。对于长输管道，当地温接近凝固点时，也可采用冷管直接投产。
2.加降粘剂或稀释投产。为降低输送时的摩阻，可在在输送介质中掺稀油或加入化学添加剂，降凝降粘后投入冷管道，一般在某些特定工况下使用。
3.预热投产。预热投产的方法较为常用，尤其对于输送易凝原油的长输管道，一般均采用此方法投产。预热投产即在投油前先在管道中输送热水，建立稳定的温场后再投油。为节约投产用水以及燃料，预热投产可采用正反输交替预热，也可采用单向预热。
3.2 投产过程注意事项
管道投油后要紧密观察各节点生产参数，不得随意停输。泵压的调节既要考虑前端油井回压是否合理，又要考虑后端泵入口压力变化，同时泵出口压力又应在设备自身合理运行工作参数范围内。要考虑加热炉的设计最高出口温度以及管材的耐温条件。各节点参数的监测与联锁控制可依托信息化建设实现自动调控。
4 结论
管线设计中关联参数非常多，除了常规基础参数外，还要根据输送介质的特殊物性、输送环境的特殊条件进行补充完善。参数不落实的，需在落实后再进行方案设计。投产过程的组织协调也非常重要，应制定合理的投产方案，成立专门的工作小组，成员应包括但不限于设计人员、主要设备设施供应商、施工人员、现场操作人员。组织投产前，应由工程主管部门组织各相关部门进行工程验收，确保工程按图施工，无技术、安全环保隐患。投产方案中除了要体现投产步骤、人员安排等方面，还要充分考虑应急处置措施。
参考文献：
[1] 李濛，徐浩.海底混输管线设计中软件模型对计算结果的影响[J].石油和化工设备，2019（03）：18-22.
[2] 万宇飞，刘春雨，李立婉，黄岩，郝铭，王文光.考虑海管各覆盖层蓄热的停输温降与输送方案[J].石油化工高等学校学报，2021（01）：88-94.
[3] 李文英，张宁宁.大型海底混输管道多相流水合物实验装置设计[J].石油化工高等学校学报，2020（05）：92-98.
[4] 张伟宁.一种控制长距离外输海管段塞流的方法[J].石油和化工设备，2020（04）：100-103，111.
关键词 混输管线 水套加热炉 气油比 投产事项
中图分类号：TE973 文献标识码：A 文章编号：1007-0745（2021）05-0040-02
1 设计概况
某生产区域现有生产油井56口，以单井拉油方式生产。为方便管理、降低生产运行成本，该生产区域拟实施拉改输工程。
1.2 基础数据
1.原油物性：（1）原油密度（20℃）0.87g/cm3;（2）原油粘度（50℃）33mPa·s～39mPa·s;（3）凝固点28℃～ 35℃;（4）气油比30.0m3/t。
2.地层水性质：（1）矿化度2×104mg/L～20×104mg/L;（2）水型CaCl2型。
3.产量预测：该生产区域目前总产液量为295.3m3/d，产油量141.7t/d，綜合含水率46.1%。[1]根据地质部门预测，未来5年最大产液量401m3/d，产油量197t/d，综合含水44.7-50.6%。
1.3 方案设计
1.路由选择。方案以A点为管输起点，沿B点、C点、D点向E点输送。A-B段单井集油管线设计参数：（1）设计输液量20m3/d;（2）设计压力1.6MPa;（3）设计温度80℃。B-D段外输集油干线设计参数：（1）设计输液量200m3/d;（2）设计压力1.6MPa;（3）设计温度80℃。D-E段集输干线设计参数：（1）设计输液量450m3/d;（2）设计压力1.6MPa;（3）设计温度80℃。
2.管线及管径选择。A-B段单井集油管线DN65钢骨架复合管1.5km，B-D段集油干线DN75钢骨架复合管5.0km，D-E段混输管线DN100钢骨架复合管6.5km，全长13km[2]。
3.主要设备设施。A点安装50kW水套加热炉1台。B点安装100kW水套加热炉1台，Q=5m3/h、P=1.6MPa油气混输泵1台。C点安装150kW水套加热炉1台，Q=30m3/h、P=1.6MPa油气混输泵1台。D点安装200kW水套加热炉1台，Q=30m3/h、P=1.6MPa油气混输泵1台，φ1200mm立式分离器1台。
4.水套加热炉选型：
（1）设计参数：方案中设计4台水套加热炉，设计参数如表1所示：
（2）设备选型：在给定温升范围的前提下，根据热力学热量计算公式，可以求得各节点所需的加热负荷。
Q=c · m ·△t
式中Q-热量（J）;c-比热容（J/kg℃）;m-质量（kg）;△t-升高（或降低）的温度（℃）
在设计液量下对水套加热炉热负荷核算，各节点所需热负荷见表2，加热炉的负荷率满足《油气集输设计规范》（GB50350）4.4.5中规定的宜为80%～100%。
5.水力热力校核：
（1）水力热力计算方法。由于混输管道流动规律复杂，至今还没有适应各种情况的压降计算方法，当所属液体呈牛顿流体时，油气混输管道的沿程摩阻由达西公式计算：
式中h-管道沿程摩阻，液柱（m）;L-管道长度（m）;d-管道内径（m）;v-管内液体流速（m/s）;g-重力加速度，g=9.81m/s2;λ-水力阻力系数。
管道沿线任意点的输送介质温度应按下式计算：
tx=t0 （t1-t0）e-ax
式中tx-管道沿线任意点的输送介质温度（℃）;t0-管外环境温度，埋地管道取管中心深度地温（℃）;t1-管道计算段起点的计算温度（℃）;e-自然对数底数，宜按2.718取值;a-系数;x-管道计算段起点至沿线任意点的长度（m）。
（2）水力热力核算。利用Pipephase按照杜克勒Ⅱ法建立模型，进行模拟核算。
2 关键参数
理论计算是可行性研究阶段的基础，只有基础数据真实可靠才能为理论计算提供支撑。方案设计之初，生产单位需提供详细的生产资料，如指标预测、油品物性、水分析、地面构建筑物等，这些数据都会影响计算结果，下面对气油比等三项基础数据做着重说明。
2.1 气油比
油井生产时，油和气同时从井中排出，采出每吨原油所带出的天然气体量成为气油比，也称油气比。气油比是管线设计中非常重要的基础参数。原油在开采举升过程中，随着环境压力、温度的变化，会使溶解在原油中的伴生气不断析出，所以在气油比较大的生产区域，集油管线内一般为气液两相流。水平气液两相流管道中，随着气速的增加，流型依次为分层流、波状流、长泡流、液节流、分散气泡流和环-雾状流。不同的流型对水力热力计算有着较大影响。沿程摩阻计算时要考虑水力阻力系数λ，λ的取值与流型及雷诺数Re有关[3]。同时，气油比还影响到伴生气量的预测，关乎到热力设备燃料选型与能力核算问题。
2.2 液量预测
按照《油气集输设计规范》（GB50350）中3.0.5条款要求，地质部门应提供10年的产液量预测。地质部门一般根据开发规律进行产液及含水预测。而按照一般的油田开发规律，往往在预测的最后一年达到最大的生产规模，并且与当下的生产规模差异较大。这也是地面配套工程规模普遍较大的原因之一。
2.3 凝固点
凝固点是晶体物质凝固时的温度。对于高凝原油，在管线长、液量低的情况下如何控制各节点的温度是设计的“技术难题”。部分方案采用增加热力设备，用热量接替的方式来保证整段管线的运行温度，在气源稳定的情况下，这是一种较为经济的处理方式。原油集输方式可分为加热输送和冷输两种，目前长庆油田等地已经将不加热“冷输”工艺应用到了DN80管径的集油支干线上。虽然“凝固点高”在一定程度上加大了输送难度，但是可以预见的是随着工艺技术的发展，“冷输”可能是更为低碳、经济的输送方式。 3 投产过程中的注意事项
3.1 投產方式的选择
投产方式分冷管直接投产、加降粘剂或稀释投产、预热投产。
1.冷管直接投产。投产前直接将输送戒指输入到管道中，靠介质自身温降来加热管道周围土壤，这种投产方式成为冷管直接投产。最先进入管道的介质在输送过程中始终与未升温的冷管壁接触，随着输送距离的增长，介质温度很快降低至管道埋深处的自然地温，这部分介质称为冷油头，其散失的热量主要用于加热管材本体。冷油头温度接近或低于凝固点时，会使输送的摩阻急剧升高。因此，只有当大排量输送、输送距离较短、投油时管道埋深处地温较高时，才能采用冷管直接投产[4]。对于长输管道，当地温接近凝固点时，也可采用冷管直接投产。
2.加降粘剂或稀释投产。为降低输送时的摩阻，可在在输送介质中掺稀油或加入化学添加剂，降凝降粘后投入冷管道，一般在某些特定工况下使用。
3.预热投产。预热投产的方法较为常用，尤其对于输送易凝原油的长输管道，一般均采用此方法投产。预热投产即在投油前先在管道中输送热水，建立稳定的温场后再投油。为节约投产用水以及燃料，预热投产可采用正反输交替预热，也可采用单向预热。
3.2 投产过程注意事项
管道投油后要紧密观察各节点生产参数，不得随意停输。泵压的调节既要考虑前端油井回压是否合理，又要考虑后端泵入口压力变化，同时泵出口压力又应在设备自身合理运行工作参数范围内。要考虑加热炉的设计最高出口温度以及管材的耐温条件。各节点参数的监测与联锁控制可依托信息化建设实现自动调控。
4 结论
管线设计中关联参数非常多，除了常规基础参数外，还要根据输送介质的特殊物性、输送环境的特殊条件进行补充完善。参数不落实的，需在落实后再进行方案设计。投产过程的组织协调也非常重要，应制定合理的投产方案，成立专门的工作小组，成员应包括但不限于设计人员、主要设备设施供应商、施工人员、现场操作人员。组织投产前，应由工程主管部门组织各相关部门进行工程验收，确保工程按图施工，无技术、安全环保隐患。投产方案中除了要体现投产步骤、人员安排等方面，还要充分考虑应急处置措施。
参考文献：
[1] 李濛，徐浩.海底混输管线设计中软件模型对计算结果的影响[J].石油和化工设备，2019（03）：18-22.
[2] 万宇飞，刘春雨，李立婉，黄岩，郝铭，王文光.考虑海管各覆盖层蓄热的停输温降与输送方案[J].石油化工高等学校学报，2021（01）：88-94.
[3] 李文英，张宁宁.大型海底混输管道多相流水合物实验装置设计[J].石油化工高等学校学报，2020（05）：92-98.
[4] 张伟宁.一种控制长距离外输海管段塞流的方法[J].石油和化工设备，2020（04）：100-103，111.