地面集输的教案

地面集输的教案第1页/共74页

统一平面布局统一工艺流程统一设备材料统一建设标准统一安装尺寸

平面布局标准化工艺流程通用化工艺设备定型化设备材料国产化安装预配模块化三维视图可视化设计规模系列化建设标准统一化安全设计人性化生产管理数字化全面借鉴苏里格气田”五统一”的成功做法1、设计标准化油田集输四化建设第2页/共74页设备材料国产化功能布局标准化接口方位定型化配管标准统一化制定了配管统一规定，统一应用标准体系，对管线、管件、阀门、法兰的规格及安装要求均统一了标准，易于替换和维修离心输油泵（标准设备）真空加热炉（非标设备）2、设备定型化油田集输四化建设第3页/共74页模块分解：根据工艺流程分解为不同功能模块模块定型：橇装化、组装化和预制化相结合对于小型的相关联的设备的设备、仪表、电气及管道等按橇装式设计，遵循“流动使用、重复利用、功能合并、整体采购”的基本原则，做到结构紧凑、功能相对完整，如总机关、加药装置、热水循环泵橇等。对于重量和体积较大、配管较简单的设备，如加热炉、缓冲罐等，橇装化后一方面增加了成本，又不便于操作和运输，因此对其配管安装、基础等进行规范定型，以实现工厂预配/预制、现场组装/组焊。模块的系列化和替换：每一设计模块均实现系列化设计，同一系列模块功能和布局标准化，构成和外部接口均固定不变，可随意替换。模块组合：以标准化平面布局为基本框架，工艺模块和综合管网间采取无缝拼接的组合方式。对于合建站场以及个别特例，需结合实际地形情况进行平面和管网设计，但其各工艺模块基本维持不变或简单调整（镜像或旋转）。3、工艺模块化

油田集输四化建设第4页/共74页深度预配：通过努力提高工厂预制化程度，采用先进的施工和检测工艺，确保质量。

现场组装：施工工序深度交叉，协同作业，加快工程建设进度，把现场施工工程量降低到最低限度，确保项目计划和成本得到有效控制4、施工组装化

油田集输四化建设第5页/共74页1、一级布站流程

一级布站的集输流程是“井口-计量站-联合站”，即在各个计量站的位置只设计量阀门（包括几十口井或一个油区）共用一套计量装置。单井

气液混输

计量阀组分井计量气液混输

联合站

一级布站集输流程特点：计量站简化为计量阀组，降低了投资和减小了工程量。油田集输地面工艺流程模式第6页/共74页2、二级布站流程

原油经出油管线到分井计量站，经气液分离后，对单井油的产量值进行测量，然后输送至联合站。单井

气液混输

计量站分井计量油气分离

气液混输

联合站

油气分离

二级布站油气分输流程框图油田集输地面工艺流程模式第7页/共74页3、三级布站流程

三级布站流程：

在两级布站的基础上产生了中间过度站，转油站（实现油气分离、原油脱水、污水处理和注水，采出水就地处理，将原油及天然气输送到联合站进一步处理）。单井

气液混输

联合站

气液混输

转油站

天然气

增压站油气计量

原油三级布站油气混输流程框图油田集输地面工艺流程模式第8页/共74页

在油田的开发过程中，地面建设工艺技术不断发展、完善，形成了独具长庆特色的一整套地面工艺技术，并形成靖安地面建设模式。针对（特）低渗透油田特点，采用了短流程的工艺，突出体现了“低、短、小、简、优”的技术特点，即低成本、短流程、小设施、简化工艺、优化系统。4、油气集输工艺流程油田集输地面工艺流程模式建设模式核心技术靖安模式工艺流程：丛式井双管不加热密闭集输特色技术：优化布站、井组增压、区域转油、油气混输、环网注水布站方式：井口（增压点）→接转站→联合站第9页/共74页

在多年的油田建设实践中，已形成一套适合长庆油田的油藏特点、地形特点、开发特点、生产管理特点的系统布局。介绍如下：集输系统：采用联合站为核心、接转站为骨架、增压点为补充，树枝状管网串接集（输）油的布局模式；注水系统：采用注水站为骨架、干线环网连通、支线延伸扩边、橇装站为补充、井场稳流阀组配水的布局模式；供水系统：采用水源井直供和供水站增压供水的模式，即分散与集中相结合的供水模式；线路走廊：沿油藏主体带方向布置，油、气、水、电、信、路各系统线路联合布置，形成线路走廊带；矿建系统：按满足生产、方便生活原则进行配套。全面推行井区化、扁平化管理模式，采用前指（作业区）大倒班、井区小倒班的制度，在井区内相对集中住宿，除大井组和偏远井组外，井场不住人职守，分班轮巡。站场合建：为便于集中管理，站场尽量合建，辅助系统公用。油田集输地面工艺流程模式第10页/共74页长庆油田生产工艺流程图采油井口增压点接转站采油井口三相分离原油稳定油气体处理油气水混输或分输气气加热加压功图计量分析原油干气液化气轻烃含油污水污水处理联合站单元净化污水注水站清水稳流阀组注水井口丛式井场单元过滤加压油气水不加热集输功图计量数据、井场生产数据无线通信和传输无线通信生产数据光纤通信传输光纤通信传输生产数据管理中心原油储运稳定原油油气水增压集输水源骨架站场单元油田集输地面工艺流程模式第11页/共74页2、技术路线（1）丛式井不加热密闭集输工艺集油工艺：功图计量——丛式井单管集油工艺计量分离器站内计量——丛式井双管集油工艺

0.3mD类油田——试验丛式井串管集油工艺不加热集输半径界定：井口回压控制在1.5MPa以内,冬季最大井口回压控制在2.5MPa以内，不加热集输半径2.5km左右。清蜡工艺：采用定期热洗管线、投球清蜡工艺，冬季投球清蜡周期宜为1次/1天。

在标准化设计中，坚持“安全、适用、经济、先进”的指导思想，在满足低成本开发要求的基础上，加强和优化简化、管理方式及数字化油田建设相结合，对生产中应用成熟可靠的工艺技术进行推广和完善，并兼顾技术发展方向，逐步补充完善。主要技术确定如下：油田集输地面工艺流程模式第12页/共74页（2）单井产量计量推广采用功图计量工艺

计量目的：油井产量计量是油气集输的重要环节，目的是掌握油井的开发动态，判断油井和地层的变化，以及时的采取相应措施。计量误差：油井产量计量的最大允许误差应在±10％以内，低产油井采用软件计量时最大允许误差宜在±15％以内。翻斗计量分离器双容积计量分离器功图软件计量油田集输地面工艺流程模式第13页/共74页应用范围：在新区建设和大规模扩边区块（如大路沟二区）优先采用功图计量方式，其它区块根据采油厂的生产习惯和已有计量方式采用双容积计量或翻斗计量。计量方式功图在线/移动计量双容积计量分离器计量翻斗流量计计量应用区块化子坪区、大路沟二区大路沟三区大路沟二区等计量特点软件计产结合井况监测容积式计量称重计量计量精度＜±10～15%＜±5％＜±5％每套辖井50（在线）/100（移动）3030优点单管集油，投资低，易简化实时监控井况，自动化程度高，管理方便系统易扩充技术成熟、可靠可计量产油量和产气量现场使用经验丰富技术较为成熟设备投资较双容积低体积小无需卸油泵缺点误差相对大，有局限性标定工作量大，要求高人员素质要求较高只能计量产油量双管集油，投资高，站外工艺不易简化计量周期长双管集油，投资高，站外工艺不易简化计量周期长油田集输地面工艺流程模式第14页/共74页（3）井组增压/区域转油工艺技术背景复杂地形条件，不可避免的产生部分偏远、地势低或沿线起伏变化大的井组，这部分井组的井口回压相对较高，对冬季生产尤为不利，对站址选择的制约较大。滚动建产方式，站点扩建频繁。技术原理：井组增压——对单一井组进行计量、增压转输区域转油——对是多个井组实行集中计量和转输应用情况：近年来，随着油田大规模滚动开发建设，转油点和增压点的界限逐渐弱化，都统称为“增压点”，对于单井组增压点多采用橇装增压设备。通过多年的建设实践证明，井组增压技术和区域转油技术能有效地突破黄土塬的复杂地形条件的限制，适应滚动建产、开发调整对全系统的影响，实现系统优化，节约建设投资，是实现高效开发低产低渗透油田的技术切入口。整体和局部集中和分散油田集输地面工艺流程模式第15页/共74页（4）缓冲罐油气密闭分输/混输工艺应用范围：小站或低气油比（≤40Nm3/t）时宜采用油气混输工艺。油气分输：利用缓冲罐进行来液缓冲和油气分离，油通过缓冲罐高低液位控制输油泵输量或间歇输油，缓冲时间10～20min，伴生气利用分离缓冲罐压能自压（表压≤0.6MPa）输送，输气管线和热油管线同沟敷设，充分利用了热油管线温度场，防止水化物冻堵管道。该工艺工艺简单，运行方便，能耗低。油气混输：当采用油气混输工艺时，更换一台输油泵为油气混输泵，除站内用气外，富余伴生气和原油统一通过混输泵外输。混输泵利用变频调速（或电磁调速）控制输量，并利用缓冲罐实现段塞流的抑制。该混输泵价格较贵，能耗较大，但避免了输气管线容易积液的问题，也避免了输气管线的投资风险。油田集输地面工艺流程模式第16页/共74页（5）接转站加药、管路破乳工艺技术原理：通过端点加药，能充分发挥破乳剂的性能，提高联合站油水分离效果，同时对输油管道也起到减阻降粘的作用。加药点：优选在骨架接转站，联合站进行补充加药。加药浓度：＜100ppm油田集输地面工艺流程模式第17页/共74页（6）自动控制技术增压点接转站井场RTU系统功图参数井口回压抽油机状态抽油机电压电流稳流阀配注量稳流阀后压力套管压力井场图象监控远程关井抽油机间开或变频控制无线传输RTU－C系统可燃气体监测缓冲罐液位监测收球筒温度控制(混输)泵变频控制预留上传功能联合站PLC系统对各生产单元进行全面的控制对关键部位的工艺等参数的自动采集和监控调节主生产流程自动切换和控制生产要害部位图像监测、报警生产数据上传光纤通信RTU－C系统可燃气体监测缓冲罐液位监测收球筒温度控制事故油罐液位报警外输参数监测(流量/温度/压力)接收井场数据计算功图产(混输)泵变频控制生产数据上传光纤通信注水站、供水站等采用常规仪表、就地控制。油田集输地面工艺流程模式第18页/共74页

计量站和集油站在油气集输过程中的主要任务有计量、收集和传输、降粘和降凝、油气分离和净化、辅助任务。计量站主要的仪器设备有分离器、阀门、流量计、加热器、输油泵。集油站（也称为转油站或泵站）根据所承担任务的性质不同，大体分为接转站、转油站、脱水转油站和联合站。主要设备有：计量分离器、加热炉、原油缓冲罐、原油储罐、稳定塔、外输泵、流量计、污水罐、污水泵等。油田集输主要设备第19页/共74页集中处理站流程图

稳定塔

沉降罐

气体处理厂

计量站来油

污水罐污水泵储油罐外输泵污水处理站

缓冲罐挥发气油田集输主要设备第20页/共74页一、溢流沉降罐进油口出油口出水口集水管喷油管集油槽平衡管溢流沉降罐结构示意图工艺特点：端点加药、管道破乳、沉降脱水脱水温度：30-45℃技术指标：含水小于0.5％含油小于200mg/l。油田集输主要设备第21页/共74页油田集输1）预脱气技术图4-1含气量对分离效果影响示意图二、三相分离器关键技术主要设备第22页/共74页油田集输二、三相分离器关键技术主要设备基本原理油气水混合来液进三相分离器即进行初步气液分离。伴生气通过一级分离、二级捕雾器处理后，进入气处理系统。同时，油水混合物进入预分离室，流体经过整流、消泡、聚集等处理单元后，进入沉降室开始分离，形成油水层。通过调节水室导水管的高度，形成稳定的油水界面。沉降室内上部的油溢流进油室，底部的水通过导水管流入水室，通过机械式浮子液位调节阀或导波雷达液位计控制电动阀控制出油阀、出水阀排出合格的油和水，且可调节液面高度。第23页/共74页油田集输二、三相分离器关键技术主要设备沉降室预分离室一级捕雾器二级捕雾器油层水层排污进液第24页/共74页油田集输

2）水洗破乳技术：包括两个关键技术：一是水洗破乳技术，二是水中除油技术，这二项技术不仅是实现油从水相中上浮分离的基础，而且是实现乳化液破乳的重要手段。

活性水水洗破乳的机理是油水混合液进入设备底部水相中，受原油、水密度差的浮力作用和压降影响，油和少量过饱和气体进入水洗层，在含有破乳剂的水洗层中，流场流态属紊流流态，具有强剪切特性，位于该流场中的液滴在不断突变的压力梯度的作用下，将发生瞬间变化的旋转运动，从而在液滴表面产生非稳态的剪切力，该剪切力将大大降低液滴的界面膜强度，通过活性水的作用，绝大部分乳状液界面膜破裂，少量未破裂的乳化液界面膜强度也已大大降低。乳化液滴由于界面膜破裂。在摩擦力的作用下，小油珠合并为大油珠，迅速进入油水相间的界面层中，经聚结并继续上浮至油相中，从而完成分离过程。因此，水洗流场是一个充满了涡旋的流场，在该流场中，不断输入的流体为液滴的界面膜破裂提供了能量。主要设备第25页/共74页油田集输图4-3波纹板流道内流体流动特性图

对于分散相而言，引入聚结填料后，由于大大地降低了流道高度，使得液滴的有效沉降距离明显缩短，从而缩短了分散相从小液滴碰撞聚结为大液滴的时间，提高了分散相液滴的分离效率。由于引入了聚结填料改善了分散相液滴的碰撞分离特性，使许多小液滴加速聚并为大液滴，从而缩短了沉降距离，使得减少设备尺寸变为可能。3）聚结分离技术研究主要设备第26页/共74页油田集输主要设备联合站三相分离器替代沉降罐示意图流量计加热炉单井来油增压点、接转站来油收球筒外输外输泵净化罐沉降罐沉降罐净化罐去加热炉去加热炉三相分离器去加热炉排污总机关第27页/共74页油田集输主要设备温度45－60℃加药浓度150mg/l油中含水≤0.5%水中含油≤300mg/l实现了密闭脱水、处理时间短占地面积小、投资较低自动化程度高，劳动强度降低云盘山联合站、艾家湾集油站、候北拉油注水站安79井区、青106井区和杨36井区的撬装三项分离器运行指标技术优势推广应用第28页/共74页二、单井计量设备

长庆油田单井计量方式主要采用以下三种方式：井组双管流程双容积计量井组单管流程功图计量大罐计量油田集输主要设备第29页/共74页1、双容积计量分离器

（1）技术原理

双容积自动量油分离器为容积式计量方法，主要由计量分离器、齿轮泵、及自控系统等组成，利用电磁三向阀切换实现分离室和计量室自动切换，计量室内液体通过齿轮泵外抽，通过统计一段时间内计量室的排空次数以实现对油井产油量计量，同时可实现原油中的伴生气进行初步的分离和计量。油田集输主要设备第30页/共74页

（2）技术和经济指标设计压力：0.78MPa

设计温度：50℃

工作介质：含水原油工作压力：0.6MPa

容积：1.2m3

设备质量：500kg

计量精度：＜±5％油田集输主要设备第31页/共74页

（3）应用范围和效果适用于低产油田各种油气比、含水率下的单井产量计量，对于间歇出油油井需延长计量时间，可实现伴生气产量的计量。双容积自动量油分离器在长庆油田中全面推广应用，计量误差＜±5％。油田集输主要设备第32页/共74页2、“功图法”油井计量

（1）技术原理

①监测软件系统原理系统通过高精度的数据采集器、获取安装在油井上的载荷和位移传感器的数据，通过数据电台将其传送到数据处理点，数据处理点对采集数据传送的数据，通过监测和油井计量分析系统软件实时显示监测功图、分析油井工况、计算出油井产液量。油田集输主要设备第33页/共74页油田集输主要设备第34页/共74页②油井计量技术原理

“功图法”油井计量技术是依据抽油机井深井泵工作状态与油井产液量变化关系，即把定向井有杆泵抽油系统视为一个复杂的振动系统（三维振动系统：包含抽油杆、油管和液柱三个振动系统），该系统在一定的边界条件和一定的初始条件（如周期条件）下，对外部激励（地面功图）产生响应（泵功图）。因此本项研究首先建立定向井有杆泵抽油系统的力学、数学模型，该模型能计算出给定系统在不同井口示功图激励下的泵功图响应，然后对此泵功图进行分析，确定泵有效冲程，进而求出地面折算有效排量。

qg＝1131×N×Se×d2/B1N---冲次Se---有效冲程

d---泵径B1---原油体积系数地面示功图建立定向井条件下油管、抽油杆、液体三维力学、数学模型结合油井液体性质、抽油机型号、冲程、冲次、杆柱组合等主要参数泵功图采用多边形逼近法和矢量特征法进行分析和故障识别泵有效冲程结合油层物性及生产参数油井产液量油田集输主要设备第35页/共74页

考虑到不同区块的原油物性不同，溶解气含量不同，含气原油脱气体积收缩引起地层原油与地面原油的体积差，在每个区块应用前应选一些井进行测试，然后经过对比分析得出这个区块对功图计量结果的修正值进行修正。

Ki＝（qg－qy）/qyK=1/n∑KiQ=K×qg

泵的有效冲程石通过多边逼近法和矢量法对地面示功图进行识别计算出来的。由于存在各种因数的影响，识别计算出的有效冲程误差太大，这就需要对有效冲程的修正。

1、利用泵上、下冲程载荷线进行修正，如杆柱组合、杆的强度、回压、液体密度、和造斜点及结蜡结垢导致阻力等因数，都会导致有效冲程误差较大。

2、利用光杆马力修正，如漏失、摩擦等因数，也能导致有效冲程误差较大。油田集输主要设备第36页/共74页

（2）技术特征

组成部分：采集监测系统和油井计量系统。

运行模式：数据采集点通过负荷传感器和角位移传感器，能精确、同步测试示功图，并无线传输到监测软件，并自动保存到固定目录下，并保证每10分钟采集一次示功图数据；数据处理点对采集的地面示功图进行转换分析，结合油井的基础数据，计算出油井产量。（3）应用范围和效果

采用“功图法”油井计量，实现了油井的全天候、连续计量，确保了资料录取的及时性、全面性、准确性。

“功图法”油井计量自2004年在西峰油田试验成功，目前已在长庆油田大面积推广应用。油田集输主要设备第37页/共74页三、加热设备

作用：

加热设备将燃料燃烧或电流所产生的热量传给被加热介质使其温度升高。在油气集输系统中，它被用来将原油、天然气及其产物加热至工艺所要求的温度，以便进行输送、沉降、分离和粗加工等。

分类水套加热炉（根据燃烧方式又可分）①微正压燃烧水套加热炉②负压燃烧水套加热炉真空相变加热炉油田集输主要设备第38页/共74页五、泵

作用：

泵为站场中工艺介质、污水等的流动提供动力及为缓蚀剂、水合物抑制剂及其他化学剂进入天然气压力系统提供能量。

分类离心泵往复泵①活塞泵②柱塞泵油田集输主要设备第39页/共74页一、输油泵及其驱动装置设计计算

式中P――输油泵轴功率（kw）；

qv――输送温度下泵的排量（m3/s）；

ρ――输送温度下介质的密度（kg/m3）；Ｈ――输油泵排量为qv时的扬程（m）；

η――输送温度下泵的排量为qv时的输油泵效。泵名牌上给出的qv、Ｈ、η是以输水为基础的数据，泵用于输油时，应该根据输油温度下的油品黏度对泵的qv、Ｈ、η值进行修正。1、输油泵轴功率计算：油田集输设计计算第40页/共74页2、输油泵电机功率计算：式中N――输油泵电机功率（kw）；

P――输油泵轴功率（kw）；

ηe――传动系数，取值如下：直接传动：ηe=1.0

齿轮传动：ηe=0.9-0.97

液力耦合器：ηe=0.97-0.98k――电动机额定功率安全系数，取值如下：

3＜P≤55k=1.1555＜P≤75k=1.14P＞75k=1.1油田集输设计计算第41页/共74页实例

某接转站日产进液量600m3，沿程总摩阻502米，液体密度为0.86kg/m3，计算选用合适的输油泵。1、扬程泵扬程必须大于沿程总摩阻，根据经验，选择600米扬程。2、排量日产进600m3，每小时25m3，根据经验，选取排量30-35m3/h之间。3、功率根据输油泵电机功率计算公式，泵效按照100％计算（离心泵一般超理论排量），泵的功率为130kw。推荐输油泵为：输油泵推荐Q=35m3/h，H=600m，N=132kW。油田集输设计计算第42页/共74页油田集输设计计算1、输油管径选择

式中D――管道内径，mQ――流量，m3/sV――经济流速，一般取1-2m/s一、输油管线相关设计计算第43页/共74页油田集输设计计算式中[σ]――许用应力（MPa）。

K――设计系数，输送C5及C5以上的液体管道除穿跨越段按国家现行标准《原油和天然气输送管道穿跨越工程设计规范》的规定取值外，输油站外一般地段取0.72；

σs――钢管的最低屈服强度（MPa）；

Φ――焊缝系数。2、输油管道直管段许用应力计算：

第44页/共74页油田集输设计计算3、输油管道直管段钢管壁厚计算：

式中δ――直管段钢管计算壁厚（mm）；

P――设计内压力（MPa）；

D――钢管外直径（mm）；

[σ]――钢管许用应力（MPa）。第45页/共74页油田集输设计计算4、输油平均温度计算：式中tav――计算管段的输油平均温度（℃）；

t1――计算管段的起点温度（℃）；

t2――计算管段的终点温度（℃）。注：对不加热输送的输油管道，计算管段的的平均输油温度取管中心埋深处最冷月份的平均温度。第46页/共74页油田集输设计计算5、埋地输油管道的沿线温降计算：

式中t0――埋地管道中心处最冷月份的平均温度（℃）；

l――管段计算长度（m）；

i――流量为qm时的水力坡降「m/m」；

C――输油平均温度下原油的比热容「J/kg·℃」；

K――总传热系数（W/m2·℃）；

D――管道的外直径（m）；

qm――油品的质量流量（kg/s）。第47页/共74页油田集输设计计算式中h――管道内沿程水力摩阻损失（m）；

λ――水力摩阻系数；

L――管道计算长度（m）；

d――输油管道的内直径（m）；

V――流体在管道内的平均流速（m/s）；

g――重力加速度（9.81m/s2）；

qv――输油平均温度下的体积流量（m3/s）。6、输油管道输送流体时沿程摩阻损失计算：第48页/共74页油田集输设计计算7、原油管道系统最小起输量计算：按照热油管道沿程温降计算公式：㏑（t1-t0）/（t2-t0）=(KπDL)/CG式中t0――管外环境温度，℃（环境温度按照温度最低月份：

2月份管线埋深0.8米处地温0℃）

t1――管道起点温度，℃

t2――管道末点温度，℃

L――管道长度，mD――管道外径，mC――原油比热容，j/kg℃G――原油流量，kg/sK――管道总传热系数，W/m2*℃（黄夹克/直埋—

￠76：1.47/3.37；￠89：1.36/3.14；￠114：1.26/2.79；￠159：1.15/2.59；￠219：1.04/2.33）第49页/共74页油田集输设计计算三、加热炉热负荷计算Q=G液·C液·（t2-t1）式中Q—用于来油升温的热量，W；G液—来油液量，kg/s；C液—液体的比热容，J/（kg·℃）；t2—含水油加热终了温度，℃；t1—含水油加热起始温度，℃；第50页/共74页油田集输设计计算四、换热面积计算A=πd(L-2δ-0.006)n

计算换热面积，m2

换热管外径，m换热管长度，m

管板厚度，m

换热管根数n。第51页/共74页油田集输设计计算A=G•cpi•(T1-T2)/[K•(Δ1-Δ2)/In(Δ1/Δ2)]

G———换热器热介质处理量，kg/h;

cpi——热流体介质比热容，kcal/(kg•℃);油

T1、T2———热水的进出口温度，℃。

A———换热器的传热面积，m2。

Δ1＝T1-t2

Δ2＝T2-t1

t1、t2—油的进出口温度，℃;

K——总传热系数，kcal/(m2•h•℃)

，铁＝

40～80，铜＝300～400

第52页/共74页油田集输设计计算

五、计算实例计算参数：

1、XX增压点设计规模120m3/d，原油输至XX接转站。外输管线20-76×4，长度约3.07km。

2、原油物性：密度851.2kg/m3

凝固点22.2℃

初馏点73.1℃

比热容2100J/（kg·℃）粘度6.19mPa.s（50℃）含水30%（体积含水）第53页/共74页油田集输设计计算

计算内容：（一）管线计算

1、热力计算

C液=C油ξ油+C水ξ水=2100×0.67+4200×0.33=2793J/（kg·℃）液=油ξ油+水ξ水=851.2×0.7+1000×0.3=895.84kg/m3G=120÷24÷3600×895.84=1.244kg/sQ=120÷24÷3600=0.00139m3/s(5m3/h)

苏霍夫温降公式ln[（TR-T0）÷（TL-T0）]=KπDL/GC式中TR–管线起点温度，℃

TL–管线终点温度，℃

T0-管路周围介质温度，取3℃K-管线的总传热系数，K=1.47W/m2·℃D-管线外径，mL-管线长度，mG-热油质量流量，kg/sC-热油比热，J/（kg·℃）增压点出站油温（候一进站25℃）：TR=3+（25-3）×exp（1.47π×0.076×3070÷1.244÷2793）=33（℃）第54页/共74页油田集输设计计算2、水力计算：tR=33℃tL=25℃t平=（tR+2tL）/3=（33+2×25）/3=27.67℃ν1/ν2=exp[-u·（t1-t2)]式中t1、t2—原油温度，℃；ν1、ν2—温度在t1、t2下的运动粘度，m2/s；

u—粘温指数，一般取0.01∽0.03，本计算取u=0.03；ν1=ν2e-u·（t1-t2）=6.19×10-6×e-0.03×（27.67-50）=12.1×10-6m2/sRe=4Q/πdν式中Re—雷诺数；

Q—管内流量，m3/s；

d—管线内径，m；

ν—运动粘度，m2/sRe=4×0.00139÷（3.14×0.068×12.10×10-6）=1927<2000所以，管线内流体流态按照层流区计算。水力坡降i=4.15Qν/d4=4.15×0.00139×（12.10×10-6）÷0.0684=0.003264m/m。第55页/共74页油田集输设计计算⑵计算出站压力进出站阻力损失hj=60m（经验值,其中出站30m，进站30m）H=h′+hj+（Z2-Z1）H=1.15×0.003264×3070+60+（1350-1370）=51.5m根据计算Q=5m3/hH=51.5m并考虑一定的预留能力，外输泵选型为CQ6-1.2J（Q=6m3/hP=1.2MPaP=5.5kW）2台（1用1备）。第56页/共74页油田集输设计计算（二）加热设备选型⑴原油升温热负荷：井场来油温度为3℃，原油进密闭计量分离装置温度为25℃，Q=G液·C液·（tyz-tys）式中Q—用于来油升温的热量，W；G液—来油液量，kg/s；C液—液体的比热容，J/（kg·℃）；tyz—含水油加热终了温度，℃；tys—含水油加热起始温度，℃；

G液=1.244kg/s升温热负荷为Q1=76.4kW。⑵站内采暖热负荷采暖建筑面积约为165m2。Q2=FqF-建筑面积，m2q-单位面积采暖负荷，0.2kW/m2Q2=165m2×0.2kW/m2=33kW第57页/共74页油田集输设计计算⑶外输加热热负荷外输温度31.32℃，Q3=1.244×2793×（31.32-25）=22kW⑷其它负荷Q4=10kW站内总热负荷：Q总=1.1（Q1+Q2+Q3+Q4）=1.1×（76.4+33+22+10）=155.54kW选1台180kW立式水套火筒炉。第58页/共74页油田集输油维方案设计一、油维方案主要内容油维方案设计主要包括以下几个方面内容：改造理由改造方案主要工作量技术要求安全要求投资预测甲供料清单相关流程图及平面布置图（方案附件）第59页/共74页油田集输油维方案设计1、改造理由改