集输管网课程设计

东北石油大学课程设计课程题目院系专业班级学生姓名学生学号指导教师2023年3月15日目录TOC\o"1-2"\h\z\u一、课程设计的基本任务1（一）设计的目的意义1（二）设计任务1二、油气集输管网的设计方法3（一）油气集输管网的常见流程3（二）单管流程油气集输管网的设计步骤5三、油气混输管线的工艺计算公式6（一）热力计算公式6（二）水力计算公式7（三）混输管线中有关油气物性参数的计算9四、PIPEPHASE软件12（一）PIPEPHASE软件介绍12（二）PIPEPHASE软件计算过程14五、设计结果及分析21（一）选择的基本参数21（二）设计所得参数23（三）结果分析34结束语35一、课程设计的基本任务（一）设计的目的意义油气集输系统是将油田油井生产的油气产物加以收集、处理直至输送到用户的全过程的主体体现。油气集输流程是油气集输处理系统的中心环节，是油、气在油田内部流向的总说明。油气集输流程可分为集油、脱水、稳定和储运四个工艺段，其中集油部分是将分井计量后的油气水混合物汇集送到油气水分离站场，该部分是油田地面生产的投资大户与耗能大户，选择合理的集油工艺流程可为整个油气集输处理系统的节能、低耗和高效益打下坚实的基础。油气集输集油管网一般包括井口至计量站及计量站至转油站的管线。其工艺设计应解决下列问题：确定输油能力、输送工艺、敷设方式、管线埋深、初步设计与施工图设计。其中确定输油能力是最重要的环节，是指根据要求的输油量及其他已知条件，确定管径。管线的管径直接影响管线的建造费用和经营成本。一般加大管径可使介质输送压力降低而减少动力消耗，对于热输管线来说可增大散热，但从总效应来看，虽使运营费用降低了，但管材消耗增多，建造费用高。因此，合理选择管径，使管线具有经济、合理的输油能力，具有重要的现实意义。本次课程设计的目的是，通过油气集输集油管网的工艺设计，了解油气集输管线的作用及分类，管线设计的一般问题；掌握油气集输管线工艺设计的方法、热力计算及水力计算；熟悉油气集输管网工艺设计的过程；熟悉油井产量、油品物性、运行参数、管线保温方式等已知条件的确定；利用PIPEPHASE软件，计算出管网设计得出的各段集输管线的管径，并对温降与压降的主要影响因素进行分析。（二）设计任务1．基础数据（1）物性参数ρ油=865.4kg/m3；ρ气=0.86kg/m3；ρ水=1000kg/m3。（2）单井参数（见附表）比容：0.45～0.5kcal/kg℃；油品黏度：7.9cp(50℃)，9.9cp(20℃)。（3）单井管线长度：200～500米（自己在井位图中测量并按照比例尺计算出实际长度）；传热系数：1.38W/m2℃。（4）管径系列(mm)φ48×3.5，φ60×3.5，φ76×4.5，φ89×4.5，φ114×4.5，φ159×6，φ219×6，φ273×7。（5）环境温度t0=-8℃2.设计任务大庆油田某区块有40口油井，一个转油站。各油井基础数据见附表，集输管网如图所示。现拟在该区块设计4~5个计量间，请据已知条件完成管网设计。097班设计单管环状掺水流程。二、油气集输管网的设计方法（一）油气集输管网的常见流程油气集输流程是油田地面工程的中心环节。采用什么样的流程，主要取决于各油田地质条件、油井产量、原油的物理性质、自然条件以及国民经济和科学技术的发展水平等。国内外油气集输流程的发展趋势基本是小站计量，大站集中处理，密闭输送，充分利用天然资源。总的有两种流程：高凝、高粘原油的加热输送流程，单管或双管不加热密闭混输流程。1．单管热输流程在井场设加热炉提高油井流温度后，沿出油管线流入计量站。被计量油井井流先经加热后进入计量分离器，在分离器内分成气、液两相并在计量后重新汇合。不计量的油井井流在计量站管汇处混合后，经加热并和计量油井井流混合送往下游。（1）流程优点：1）井口设水套炉，除用来加热井口原油外，还可用于热油循环清蜡；2）节省管道投资；3）计量站设备规模小;对不同类型油品的适用范围广。（2）流程缺点：1）停井或作业期间管道易堵塞；2）加热炉分散，管理难度大；3）能耗高；4）对于无气或少气的油井，需敷设供气管道。2．单管冷输流程在出油、集油、输油管线中输送油气水混合物、含水原油和出矿原油，以及在集气、输气管线中输送未经处理和出矿天然气时，采用不需加热的连续输送工艺，一般适用于稀油油田开采初期及中期，辽河油田稀油区块应用较多。（1）流程优点：1）流程简单，节省投资，施工速度快，投产见效早；2）计量站流程简单，设备小。（2）流程缺点：1）对油品要求条件高；2）井口回压高。3．双管掺活性水流程油气水三相分离器分出的油井采出水在供热站加热、增压后通过单独的管线送至计量站，经计量站阀组分配、输送到各井井口。热水由井口掺入油井出油管线。热水提高井流温度、降低液相粘度的同时也增加了出油管线的出量。从井口到计量站有两条管线，一条是出油管线，一条是热水管线，属双管流程。（1）流程优点：1）对集输困难的油井适应性强；2）投产容易，停产简单，管理方便，生产安全；3）不设加热炉，能耗低；4）井口流程简单，易实现油井集中控制和自动化；5）井口回压低。（1）流程缺点：1）各井掺水量不易控制；2）计量工艺复杂。4．双管掺稀油流程油气水三相分离器分出的油井采出热油在供热站加热、增压后通过单独的管线送至计量站，经计量站阀组分配、输送到各井井口。热油由井口掺入油井出油管线。热水提高井流温度、降低液相粘度的同时也增加了出油管线的出量。从井口到计量站有两条管线，一条是出油管线，一条是热油管线，属双管流程。（1）流程优点：1）对集输困难的油井适应性强；2）投产容易，停产简单，管理方便，生产安全；3）不设加热炉，能耗低；4）井口流程简单，易实现油井集中控制和自动化；5）井口回压低。（2）流程缺点：1）各井掺水量不易控制；2）计量工艺复杂。5．三管伴热流程这种流程与掺热水流程相似，热水从供热站通过单独的管道，增压后送到计量站，再经阀组分配输送到井口。从井口返回时热水并不掺入集油管线中，回水管道与集油管线保温在一起，一直伴随到计量站进而到接转站，利用两管之间的换热，达到安全集油的目的。（1）流程优点：1）对集输困难的油井适应性强；2）井场简化、集中计量、集中管理，便于实现油井集中管理及自动化；3）停井和作业方便，不会堵塞管道；4）比掺液流程计量简单。（2）流程缺点：1）投资大；2）运行费用高；3）受伴热系统限制，油井集输半径短。（二）单管流程油气集输管网的设计步骤1．油气集输系统任务由油气集输工艺流程中物流流经的装置、设备、管网等构成的流程网络。从井口收集油井产出液（油、气、水），并把它们输送到计量站、接转站、集中处理站进行计量、分离、净化等工作，最后输送到油库用于原油外输。2.单管流程油气集输管网的设计步骤（1）根据油井的数量估算出所需计量间个数。（2）根据油井分布采取就近和互不交叉原则，在图纸上画出转油站和计量间的大致位置。（3）适当调整计量间位置，尽量确保管线长度在200至500m之间。（4）将设计完的管网在PIPEPHASE中建模，适当调整掺水率和管径以确保温度和压力在规定范围内。三、油气混输管线的工艺计算公式（一）热力计算公式1.舒霍夫公式的推导：设管路的起、终点油温分别为和。周围i介质的自然温度为（℃），距管路起点1米处油温将为℃，在该处向前长为的管段内原油温度降低了℃。原油的质量流量为(公斤/秒)，比热为[焦耳/(公斤·℃)]。原油与周围介质温差1℃下每秒时间内原油经1平方米管路外表面积向周围介质散失的热量为焦耳，在稳定传热过程中，如不考虑油流的摩擦热，则管段的热平衡关系为：(3-1)称为油流至周围介质的总传热系数，设为常数，原油流经长为的管段后温度降为则(3-2)ln(3-3)式中：t1，t2——管线起终点温度，℃；t0——周围介质的自然温度，℃；K——油流至周围介质的总传热系数，W/(m2·℃)；C——介质热容，J/kg·℃；Gm——介质质量流量，kg/s；D——管道外径，m。2.传热系数K的经验值(大庆油田)（1）埋地沥青绝缘管：3.4W/(m2·℃)或3kcal/(m2·h·℃)；（2）埋地泡沫塑料保温管：1.51～1.86W/(m2·℃)或1.3～1.6kcal/(m2·h·℃)；（3）泡沫黄夹克保温：0.9～1.1kcal/(m2·h·℃)；3.井口出油温度：(3-4)式中：w——含水率；G——单井产液量，t/d；A=2.24，B=5.3，C=0.0673，D=23.3。（二）水力计算公式 (3-5)(3-6)式中：p1，p2——管线起终点压力，MPa；△p——起终点压降，MPa；P——管线平均压力，MPa；η0——气油（液）比，m3/t；G——液相质量流量，t/d；L——管线长度，km；d——管线内径，m。 (3-7)式中：Gm——油气混合物的质量流量，kg/s；d——管线内经，m；L——管线长度，m。(3-8)式中：——气、油质量比，kg/kg；——20oC下空气的密度，kg/m3；——原油密度，kg/m3。1.对于高粘原油的油气混输计算公式：(3-9)式中：p1，p2——管线起、终点压力（绝对），Mpa；μ——气液混合物粘度，Pa·s；Z——气体压缩系数；T——管线平均温度（绝对），K；S——气体相对密度；G1——液体质量流量，kg/s；L——管线长度，m；d——管线内经，m；λ——水力摩阻系数。将Z=1，代入上式进行单位换算，则有：(3-10)式（3-7），（3-8）相同的假设条件下取流态为层流（C=64，n=1）。可适用于液相原油粘度大于50mPa·s的油气混合管线的水力计算。2.用于油、气、水三相流动的混输计算公式：(3-11)或(3-12)式中：p1，p2——管线起、终点压力(11)式单位是Pa，(10)式单位是MPa； G1，G——液相质量流量，单位分别是kg/s，t/d； L，Lk——管线长度，单位分别是m和km；u ——混合物粘度，Pa·s；um ——混合物粘度，Pa·s。对于油、气、水三相流动管线来说，um一般为饱和气的油水乳化液粘度，可采用油田实测值。式（3-11）推导中已假设S=0.7、ρ（原油）=0.86，式（3-10）是与式（3-11）相同的假设条件下并取流态为紊流光滑区（C=0.3164，n=0.25）推导出来的，可用于考虑粘度影响的双相流或三相流，水平管的水力计算。（三）混输管线中有关油气物性参数的计算1．溶解度天然气在原油中的溶解度Rs是指1m3脱气原油在某一压力和温度下溶解的天然气量，也成为溶解气油比，以m3（气）/m3（油）为单位。雷萨特关系式：(3-13)式中：yg——天然气分子分数，按下式计算：(3-14)d0——脱气原油相对密度S——天然气的相对密度P——管线平均绝对压力，MPaT——管线平均温度，K斯坦丁关系式：(3-15)式中：t——温度，℃2．体积系数天然气溶解于原油中使原油体积增大。1m3脱气原油中溶入天然气后所具有的体积即为原油的体积系数Bo（无因次）。Bo总是大于１。利用公式计算Bo体积系数Bo可表示为：(3-16)式中：Ｖosg溶气原油体积，m3Vo脱气原油体积，m3体积系数可由以下关系式计算：(3-17)F=5.62Rs(s/d0)0.5+2.25t+40式中各符号意义同式(3-15)3．压缩系数利用公式计算，当满足时，可用下式计算：Z=1+（0.34Tr-0.6）Pr(3-18)式中：Tr=Tr—天然气的假定温度，℃；Pr—为对比压力，MPa；Pr=(3-19)P—天然气的假临界压力，MPa；P，T—管线内天然气的平均压力，Pa（绝对）；和平均温度（K）；P，T可用下列一种方法求算：按天然气组分的临界参数加平均求算：P=(3-20)T=(3-21)式中：Ci—天然气中i组分的分子分数；P、T—纯i组分的临界压力，Pa；和临界温度K；—组分数。经验公式求算P=（48.9255-4.0485S）×105（3-22)Tc=94.6468+170.6196S(3-23)式中：S—天然气的相对密度。4．原油的表面张力原油的表面张力可由下列公式计算：σ=（47.5d0-0.08427t-3.1896）×10(3-24)σ=σexp（-0.1027p-0.018563）(3-25)式中：σ—在一定温度下脱气原油表面张力，N/m；σ—在一定温度、压力下容器表面张力，N/m；t—原油平均温度，℃；d0—原油相对密度；p—原油平均饱和蒸汽压，MPa。在常压下多数原油的表面张力为0.025~0.035N/m。四、PIPEPHASE软件（一）PIPEPHASE软件介绍1．PIPEPHASE软件简介PIPEPHASE软件是一个稳态多相流网络模拟器，应用于油气管道网络和管道系统中，它可以精确模拟油气集输管网，是石油石化领域单相和多相流工艺管道和管网系统分析、设计和计算软件。在一个单井中，该软件能适应从主要参数的灵敏度分析中模拟应用并广泛地搜索；对一个完整的领域，它可以实现多年可行性计划研究。该款软件是一个坚固而有效的石油领域设计和计划的工具，具有现代化的生产方法和软件分析技术，这已经被验证。主要用于油气集输系统的精确建模，不仅具有现代化的生产方法和软件分析技术，还拥有庞大的物性数据库和基于WINDOWS的用户界面。是目前世界领先的石油和油气生产公司的必备工具。PIPEPHASE在石油工业，包括单相和黑色石油、合成的混合物，覆盖最全面的流动性混合。该软件可以完成单个蒸气组份或CO注入网络。（1）流体模型PIPEPHASE提供的流体模型包括：单相流体（气体和液体）、混合组分、黑油、凝析油、蒸汽、纯组分（例如：注入CO）系统。对于定义油、水、气体和油气乳状液等组分的物性，该程序提供所有已验证的方法。（2）生产和注入井PIPEPHASE对生产或注入井系统提供了一个综合而详细的特性设置，包含详细的油藏向井流动特性（包括用户自定义的IPR特性）。在沙层表面的整个模型，井筒几何变量调节生产，注入或人工举升（ESP或气举）操作，地面管线和装置模型模拟大多数的油田操作。所有的已知关联，无论是经过试验认证的，还是机械学理论上认可的，在流动条件和倾斜角度上都有一个较大的范围。灵敏度分析特性是一个概括的节点分析工具，所分析的节点可以任意指向油层套管，并且输入和输出曲线可以描述多个参数。（3）集输和分配管网在集输和分配管网PIPEPHASE允许管道和装置综合起来组成一个完整的模型。对任何装置，包括不平衡管网和有多个环的网络，先进的结算方法都能给出精确而有效的结果。PIPEPHASE提供灵活而方便的操作，包括井和传输点压力和流率的定义，装置的配置。（4）管道分析工具PIPEPHASE是设计和分析单相和多相管道系统的有力工具。它具有精确的能量平衡和详细的热传递模型，能精确的模拟在绝缘和／或热传导油管和蒸汽注入系统的粘性流体，能准确的预测湿气管道中的逆向冷凝。清理模型在设计下游的液体段塞捕集分离器时可以用来估计段塞流的特性。（5）整个油田的生产计划PIPEPHASE可以模拟整个油田或气田的变量元素，包括所有的油井、聚集和注入管道、地面装置、相互关联的传输点，也可以对同一个区块的生产组模拟其随时间变化油藏压力下降情况，从而改变井的生产条件（增加油气比和水的百分比）。这些功能已使其成为油田模拟生产、改进装置不可缺少的计划工具。（6）完备的兼容性PIPEPHASE程序能运行在PC和UNIX工作站上。基于Windows的图形界面（GUI），直接进行数据输入，通过结点访问系统（RAS）可以用图形的方式来显示模拟的结果。在PC机上的图形界面（GUI）可以生成输入文件，并能输出到一个UXIX服务器远程执行，结果返回到PC机，通过结点访问系统（RAS）就可以浏览结果。（7）软件版本介绍PIPEPHASE是一个稳态多相流体模拟工具，它精确的模拟油气集输管网。下面新的特性和改进在PIPEPHASE7.0版本中都可以看到。1）新的结果访问系统（RAS）在同一个图上用户可选多个相关变量；从图形界面（GUI）通过动态数据链接输出到Microsoft，Excel上；模拟结果存储在数据库IV文件中，以备用户进行宏定义和审查后部工艺。2）增强的图形用户界面（GUI）新的界面更直观，数据输入更方便；支持6.0x和7.0x文件格式的关键字输入；基于图形界面的PC机和UXIX计算服务器，具有远程批执行的功能。2．应用范围介绍油气生产和输送系统、天然气传输和分配管线、化工流体管道网络、传输管线的传热分析、管线尺寸设计、节点分析、水合物生成分析、气举分析单相流体（气体和液体）、混合组分、黑油、凝析油、蒸汽、纯组分（例如：注入CO）系统的计算模拟，单管分析、管网系统、多相流、井筒分析、输送能力分析、冷凝液析出问题简易管路、蒸汽注入管网、热油管道与热交换器、性能分析、气提分析、区块范围研究、模拟、规划（时基模拟）、油藏递减、改变设施、管道传送物流分析。3.PIPEPHASE还有两个附加模块（1）NETOPT：网络优化模块，向用户提供了最优化的性能，可以通过定义满足物理约束和用户指定约束条件的具体运行目标来优化网络性能。（2）TACITE：TACIT代码是基于组成的瞬态多相流模拟工具，用在油气生产管线和井的设计和控制中。4.PIPEPHASE主要优势（1）非组成模型：气体凝析油模型，蒸汽模型（2）自带水化物单元（3）强大的复杂管网处理能力（3）35钟压降模型包括OLGA2000（4）集成的优化模块NetOpt（5）能严格模拟传热过程（6）能模拟某些特殊现象：焦耳·汤姆逊冷却效应（7）支持关键词文件（8）35个管件和设备（9）模拟软件的3个特点1）用户环境：学习和使用简单。2）工程计算：严格可靠。3）应用集成：灵活开放的平台。（二）PIPEPHASE软件计算过程模型选用黑油模型里的网络模型，设计大庆油田某区块井位图单管环状掺水流程。1.单位设置：选用SI制，单位设置如下图2．PVT数据设置单击General下的PVTData单击Edit进行数据设置，设置如下图3．建立模型（以转油站到计量间1模型为例）（1）将转油站命名为ZY，在界面双击ZY为源点输入数据：（2）将计量间命名为JL，在界面双击JL，为终点输入数据：L003为计量间和转油站之间的管线，在界面双击L003为连接设备输入数据：（4）双击短管，进入短管参数输入数据界面：（5）运行模拟程序，在主窗口点击运行按钮打开运行模拟和查看结果窗口上述数据生成过程：点击Check若Numberofboundarynode（已知数）和Numberofunknowns（未知数）相等，则单击Run否则检查已知数据是否填全。单击View查看NODESUMMARY和DEVICESUMMARY进行压力和温度的结果查询。五、设计结果及分析（一）选择的基本参数1.井位图图1-1井位图（比例尺为1：15000）2.基本参数（1）物性参数ρ油=865.4kg/m3；ρ气=0.86kg/m3；ρ水=1000kg/m3。（2）单井参数（见附表）气液比：30～60m3/m3（自己选取）；比容：0.45～0.5kcal/kg℃；油品黏度：7.9cp(50℃)，9.9cp(20℃)。（3）单井管线长度：200～500米（自己在井位图中测量并按照比例尺计算出实际长度）；传热系数：1.38W/m2℃。（4）管径系列(mm)φ48×3.5，φ60×3.5，φ76×4.5，φ89×4.5，φ114×4.5，φ159×6，φ219×6，φ273×7。（5）环境温度t0=-8℃（6）计量分离器的工作压力0.6～0.8Mpa（7）中转站油水分离器的工作压力0.15～0.2Mpa3.附表表5-1单井基本参数井号产液量(t/d)含水率（%）出油温度（℃）11794.42622586.726325922644588.93052885.72865390.63272188.92982692.32892190.526104691.331119089.53212348827131593.331143691.730153393.930166185.330178092.533185993.230192892.628205394.326218093.828221693.830234887.532246290.330252792.528263691.632275994.331288292.534294690.533308590.228312593.327323492.429337491.826344990.426355989.52636248628373792.630382893.731397291.83240199230（二）设计所得参数1.井位图在PIPEPHASE中的模型（1）转油站到计量间1的模型（2）转油站到计量间2的模型（3）转油站到计量间3的模型（4）转油站到计量间4的模型2．油井压力计算结果（1）转油站到计量间1中各油井的压力（2）转油站到计量间2中各油井的压力（3）转油站到计量间3中各油井的压力（4）转油站到计量间4中各油井的压力3．模型中管线、油井及格计量间温度计算结果（1）转油站到计量间1（2）转油站到计量间2（3）转油站到计量间3（4）转油站到计量间4表5-2-1设计参数油井油井环1到1号计量站（m）油井油井环2到1号计量站（m）油井油井环3到1号计量站（m）管长管径管长管径管长管径井4198Φ60×3.5井6352Φ60×3.5井9513Φ76×4.5井3200Φ60×3.5井7222Φ60×3.5井11186Φ60×3.5井1262Φ60×3.5井5185Φ60×3.5井10381Φ60×3.5井2223Φ60×3.5———井8223Φ60×3.5井2回计量间424Φ76×4.5井5回计量间195Φ89×4.5井8回计量间179Φ76×4.5表5-2-2设计参数油井油井环4到2号计量站（m）油井油井环5到2号计量站（m）管长管径管长管径井12196Φ114×4.5井40203Φ76×4.5井14263Φ60×3.5井3496Φ114×4.5井13142Φ76×4.5井37457Φ89×4.5井38467Φ76×4.5井36357Φ76×4.5井15291Φ60×3.5井31549Φ60×3.5井15回计量间383Φ76×4.5井31回计量间544Φ76×4.5表5-2-3设计参数油井油井环6到3号计量站（m）油井油井环7到3号计量站（m）管长管径管长管径井33483Φ89×4.5井22170Φ76×4.5井32228Φ76×4.5井18438Φ114×4.5井39413Φ89×4.5井30301Φ60×3.5井35221Φ76×4.5井17474Φ89×4.5井16528Φ76×4.5———井16回计量间286Φ76×4.5井17回计量间458Φ76×4.5表5-2-4设计参数油井油井环8到4号计量站（m）油井油井环9到4号计量站（m）管长管径管长管径井19227Φ89×4.5井24359Φ89×4.5井28280Φ76×4.5井26335Φ89×4.5井29195Φ89×4.5井27541Φ89×4.5井25235Φ60×3.5井23206Φ89×4.5井21206Φ60×3.5井20178Φ76×3.5井21回计量间237Φ89×4.5井31回计量间186Φ89×4.5表5-3运行参数井号井口回压（kPa）掺水量（m3/d）进计量间温度（℃）进转油站温度（℃）1601————35.92534——36.135.93661————35.9469060——35.95482——36.235.9655040——35.97521————35.98525——35.635.9980560——35.91067134.3——35.911794————35.91263560——34.313594————34.314604————34.315408——35.134.316606——33.034.017615——35.234.018729————34.01981370——34.420659——33.934.421637——34.834.42273080——34.023715————34.42476870——34.425660————34.426759————34.427733————34.428805————34.429796————34.430661————34.031451——33.434.