稠油热采地面集输设计计算书（工程实例）

稠油热采地面集输设计计算书（工程实例）——××油田A区块稠油热采地面集输工程——工程名称：××油田A区块稠油热采地面集输工程文件编号：CYJS-A-2026-001设计阶段：初步设计文件类型：工艺计算书编制审核批准二〇二六年九月

目录TOC\o"1-2"\h\z\u1概述 概述1.1设计依据本计算书以××油田A区块稠油热采开发方案为对象，对其地面油气集输系统进行工艺设计计算，作为初步设计的组成部分。设计遵循现行国家标准、石油天然气行业标准及油田地面工程设计有关规定，主要包括：GB50350《油田油气集输设计规范》、GB50253《输油管道工程设计规范》、GB50183《石油天然气工程设计防火规范》、SY/T0027《稠油注汽系统设计规范》、GB50264《工业设备及管道绝热工程设计规范》、GB50058《爆炸危险环境电力装置设计规范》及GB/T8163《输送流体用无缝钢管》等。1.2工程概况A区块为普通稠油油藏，采用蒸汽吞吐热采方式开采。新建计量接转站1座，管辖油井8口，单井集油管线接至计量站，经加热、增压后由站间集油管线外输至集中处理站。区块设计原油年产量按配套规模考虑，单井平均日产液量18t/d，综合含水率70%。集输半径：单井管线平均长度1.5km，站间管线长度4.0km。1.3设计范围与原则设计范围包括单井集油管线、计量接转站内加热与增压设施、站间集油管线及配套保温、安全泄放设施。设计原则为：密闭集输、高效保温、加热降黏、增压外输；工艺计算兼顾正常工况与最低环境温度工况，确保进站原油温度高于其反常点并满足流动要求。2设计基础数据2.1原油物性根据区块油井井口取样及油田试验室分析数据，设计采用的原油主要物性参数见表2-1。表2-1原油主要物性参数表序号参数名称符号单位数值1地面脱气原油密度(20℃)ρ₂₀kg/m³9502设计温度下原油密度ρkg/m³9303原油黏度(45℃)μ₄₅mPa·s8004原油黏度(65℃)μ₆₅mPa·s1505原油凝点T_c℃156原油比热ckJ/(kg·℃)2.07体积系数B_o—1.058设计进站最低温度T_in℃452.2开发数据表2-2开发与集输基础数据表序号项目单位数值备注1管辖油井数口8热采吞吐井2单井平均日产液量t/d183综合含水率%704单井管线平均长度km1.5埋地5站间管线长度km4.0埋地6井口出油温度℃65热采期7设计外输压力MPa1.6表压2.3自然条件管线敷设区段为埋地敷设，最大埋深1.2m。设计采用管道埋深处年最低月平均土壤温度T₀=10℃；有保温层时按总传热系数K=1.0W/(m²·℃)计算，无保温时按K=3.5W/(m²·℃)对比。土壤导热系数取1.2W/(m·℃)。3集输工艺流程3.1流程选择鉴于原油黏度高、凝点偏高，单井出油温度虽可达65℃，但经长距离埋地输送后温降显著，若不采取加热保温措施，到站温度将降至反常点以下，导致管路凝堵。据此采用“单井环状集油—计量站加热—增压外输”的两级布站密闭流程，即：油井产出物经单井集油管线进入计量接转站，经加热炉升温至55℃后，由输油泵增压外输至集中处理站。3.2流程描述油井来油经阀组切换进计量分离器进行单井计量；非计量井来油经汇管进加热炉升温，随后进入输油泵入口缓冲罐，由螺杆泵增压后经管状保温外输管线输送至集中处理站。加热炉采用水套加热炉，燃料为自产伴生气。站内设高低压泄压系统及安全阀，确保超压安全泄放。4工艺计算4.1设计流量计算单井质量流量按日产液量折算：G1单井体积流量（按设计温度下原油密度ρ=930kg/m³）：Q1计量站管辖8口井，总质量流量G=8×0.208=1.667kg/s，总体积流量Q=1.792×10⁻³m³/s=6.45m³/h。4.2管径选择稠油黏度大、易层流，经济流速宜取0.3~0.8m/s。按设计流速初选管径：d=4Q单井管线取v=0.5m/s，算得内径约24mm，结合管材规格及防腐、清管要求，选用φ45×4无缝钢管（内径d=37mm，工程计算取0.041m含保温修正）；站间管线按v=0.35m/s选φ89×4无缝钢管（内径d=81mm，计算取0.080m）。选定后实测流速与水力工况见表4-1、表4-2。表4-1设计流量与流速计算表管段公称规格计算内径d(m)体积流量Q(m³/s)实际流速v(m/s)单井集油管线φ45×40.0412.24×10⁻⁴0.170站间集油管线φ89×40.0801.792×10⁻³0.3574.3水力计算管内流动雷诺数按下式计算：Re=ρ以加热后输送工况（原油温度约55~65℃，取μ=0.15Pa·s）计算。单井管线Re=930×0.170×0.041/0.15=43.1，站间管线Re=930×0.357×0.080/0.15=177，均小于2000，属层流流态，沿程摩阻系数按：λ=计算得单井λ=1.484，站间λ=0.362。沿程摩阻压降按达西公式：Δp=表4-2水力计算结果表管段λL(m)d(m)v(m/s)Δp(MPa)单井集油管线1.48415000.0410.1700.730站间集油管线0.36240000.0800.3571.073单井管线压降0.73MPa、站间管线压降1.07MPa，合计约1.80MPa。考虑局部阻力按沿程压降的10%计，则总摩阻损失约2.0MPa，与外输压力1.6MPa叠加后确定泵扬程（见4.7节）。4.4热力计算埋地管路沿线温降采用苏霍夫公式计算：TL式中：T_S为管路起点温度；T₀为埋深处土壤温度；K为管路总传热系数；G为质量流量；c为原油比热。以井口出油温度T_S=65℃、T₀=10℃计算单井管线到站温度。表4-3单井管线温降计算表工况KW/(m²·℃)指数KπdL/(Gc)e⁻指数到站温度T_L(℃)判定有保温(设计)1.00.4640.62944.6接近下限，需加热无保温(对比)3.51.6240.19820.8远低于凝点，不可行计算表明：无保温时原油到站温度仅20.8℃，低于凝点15℃且接近反常点，管路将凝堵，故必须采取保温措施；即使有保温，到站温度44.6℃仍略低于设计进站最低温度45℃，需在计量站加热炉进行补偿升温。站间管线以加热后起点温度T_S=55℃代入，到站温度约43.3℃，满足外输要求。4.5保温层计算按GB50264经济厚度法核算，保温材料选用高密度岩棉管壳，导热系数λ_b=0.045W/(m·℃)。为使单井管线总传热系数K控制在1.0W/(m²·℃)左右，经稳态圆筒壁热平衡试算，单井管线保温层厚度取δ_b=50mm，站间管线取δ_b=40mm，外缠玻璃布及铝箔防护。保温后管道表面温度不超过50℃，满足防烫伤与节能要求。4.6加热炉热负荷计算为补偿管线温降并使原油在泵入口处保持较低黏度，将8口井来油由到站平均温度45℃加热至外输温度55℃。加热炉热负荷按下式计算：Q=Gc(式中取G=1.667kg/s，c=2.0kJ/(kg·℃)，ΔT=10℃，加热炉热效率η=0.85，则：Q=1.667×2.0×10³×10考虑1.3倍裕量，计算热负荷为51kW，选用1台额定热负荷0.12MW水套加热炉（另留备用与远期扩展能力），符合SY/T0540对加热炉型式与基本参数的规定。4.7增压泵选型计算输油泵所需扬程按下式计算：H=Δp取总摩阻压降Δp_总=2.0×10⁶Pa，ρ=930kg/m³，g=9.81m/s²，地形高差ΔZ=15m，站内局部阻力h_f按20m计：H=2.0×10⁶泵轴功率：N=ρ式中Q=1.792×10⁻³m³/s，泵效率η=0.65，代入得N≈1.08kW。考虑稠油介质及一定裕量，选用2台螺杆输油泵（1用1备），额定流量8m³/h、扬程280m，配电机功率5.5kW，满足加热后低压稠油输送要求。4.8管道壁厚与强度校核按GB50253，管道直管段计算壁厚按下式确定：δ=式中设计压力p=2.5MPa，钢管外径D=89mm，钢材许用应力[σ]=140MPa（Q235），焊接系数φ=0.8，腐蚀裕量C=2.0mm。计算：δ=选取壁厚4mm，大于计算值2.99mm，满足强度要求；管材符合GB/T8163《输送流体用无缝钢管》规定。单井管线φ45×4同理校核合格。5主要设备选型表5-1主要工艺设备选型表序号设备名称规格参数数量备注1水套加热炉0.12MW，热效率≥85%1台燃料伴生气2螺杆输油泵8m³/h，280m，5.5kW2台1用1备3计量分离器φ800×3000，1.6MPa1台两相计量4保温钢管φ89×4，岩棉50mm4.0km埋地5保温钢管φ45×4，岩棉50mm12.0km8口井合计6安全阀DN50，整定2.5MPa2只弹簧全启式6安全与环保校核6.1防火间距计量接转站按GB50183划为五级站场，站内加热炉、分离器、阀门组等有明火与工艺设备之间的防火间距均按规范最小值校核，站外道路、建（构）筑物间距满足规范要求。表6-1主要防火间距校核表项目规范要求最小间距(m)设计取值(m)结论加热炉至分离器1012满足站场至围墙外道路1015满足分离器至站内配电室1518满足6.2爆炸危险区域划分按GB50058，分离器、加热炉及阀组区划为2区爆炸危险区域，区内电气设备选用ExdⅡBT4防爆型，电缆采用阻燃铠装电缆，设置可燃气体检测报警仪。6.3泄压与安全阀站间管线及泵出口设安全阀，整定压力取设计压力的1.05~1.1倍，泄放介质引至密闭放空系统，不就地排放，满足环保与防火要求。7计算结果汇总与分析表7-1工艺计算结果汇总表序号计算项目计算结果采用值/选型结论1单井质量流量0.208kg/s——2总质量流量1.667kg/s——3单井管线内径—φ45×4层流4站间管线内径—φ89×4层流5单井管线压降0.73MPa—合格6站间管线压降1.07MPa—合格7单井到站温度(有保温)44.6℃加热至55℃需加热8加热炉热负荷39.2kW0.12MW满足9泵扬程254m280m满足10管道壁厚2.99mm4mm满足结果分析：①稠油在输送温度下雷诺数均小于2000，属层流，压降对黏度极为敏感，加热降黏是降低水力损失的关键；②无保温时原油到站温度远低于凝点，证明保温与加热缺一不可；③加热炉与泵均留有约1.3倍以上裕量，可适应油井产量波动及后期提液需要。8工程指导意义与建议（1）本计算表明，稠油热采区块地面集输必须坚持“保温+加热+增压”三位一体的技术路线，单纯依靠井口余热无法满足长距离埋地输送要求。（2）设计中应对最低环境温度、最低出油温度工况进行复核，并在运行期根据井口温度变化动态调整加热炉负荷，以降低能耗。（3）推荐采用密闭集输与自动温控技术，加热炉出口温度实行闭环控制，避免过度加热造成燃料浪费和二次汽化。（4）建议在单井管线设置温度监测点，实时掌握沿线温降，为后续同类型稠油区块设计积累数据。