油气集输管线温降计算方法
3.1热油管道的温降计算详解
目前我国所产原油大多为易凝和高粘原油。这两种原油的凝 点高，常温下的粘度大，有些油品还含有较高的石蜡、胶质 等，俗称“三高”油品——高凝点、高含蜡、高粘度。 含蜡原油的特点是含蜡量高、凝固点高、低温下粘度高、 高温下粘度低。如大庆原油，凝固点为28~32℃，50℃运动 粘度约为20~25×10-6m2/s，胜利含蜡原油的凝固点为23~32℃， 50℃运动粘度约为80~90×10-6m2/s。 稠油的特点是凝固点低，通常低于0℃，但粘度很大，如 孤岛原油凝固点为-2.3~4.9℃，50℃运动粘度约为2000×106m2/s。除此之外，还有粘度超过20000×10-6m2/s，甚至于高 达1000000×10-6m2/s的超稠油。
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设有一条热油管道 ，管道计算外径为 D ，周围介质温度为 T0 , 总传热系数为 K , 输量为 G ，油品的比热为C ，出站油 温为TR，输至距离 L时的温度TL 。 在距加热站为L处取一微元段dL，设此处断面油温为T，油 流经过dL段的温度变化为dT，故在L+dL断面上油温为T+dT， 稳定传热时，dL段上的热平衡方程为： KπD (T-T0)dL=－GCdT
2018/10/11
输油管道设计与管理
2
易凝高粘原油的输送方式
常温输送 采用物理、化学等方法（加降凝减阻剂、热处理、稀释、 与表面活性物质水溶液混输、液环输送、热分解等）使油 品性质改变，降粘、降凝，以实现不加热输送。 加热输送 即将油品加热后输入管路，提高油品温度以降低其粘度， 减少摩阻损失，借消耗热能来节约动能。 可以分为加热站加热和伴随加热（蒸汽伴热、电伴热， 主要用于油田内部集输管道和短管道），加热输送是目前 最常用的方法。
2018/10/11
天然气物性参数及管线压降与温降的计算
整个计算过程的公式包括三部分：一. 天然气物性参数及管线压降与温降的计算 二. 天然气水合物的形成预测模型 三. 注醇量计算方法.天然气物性参数及管线压降与温降的计算 20 C 标准状态1y i M i24.055任意温度与压力下Y i M i式中厂混合气体的密度，P —任意温度、压力下i 组分的密度，kg/m 3; y i — i 组分的摩尔分数； M i —i组分的分子量， V i —i 组分摩尔容积， 天然气密度计算公式pMW gZRT天然气相对密度天然气相对密度△的定义为：在相同温度，压力下，天然气的密度与空气密 度之比。
天然气分子量标准状态下，Ikmol 天然气的质量定义为天然气的平均分子量,Y i M iM式中 M —气体的平均分子量，kg/kmol ; y i —气体第i 组分的摩尔分数；M —气体第i 组分的分子量，kg/kmol天然气密度混合气体密度指单位体积混合气体的质量。
0 °C 标准状态按下面公式计算:1 22.414y i M i简称分子量。
(1)kg/m 3；kg/kmol；⑹式中 △—气体相对密度；厂气体密度，kg/m 3；p —空气密度，kg/m 3,在 P o =1O1.325kPa, T o =273.15K 时，p =1.293kg/m 3;在 P o =1O1.325kPa T O =273.15K 时，p =1.293kg/m 3。
因为空气的分子量为28.96,固有28.96假设，混合气和空气的性质都可用理想气体状态方程描述，则可用下列关系 式表示天然气的相对密度天然气的虚拟临界参数任何气体在温度低于某一数值时都可以等温压缩成液体，但当高于该温度时, 无论压力增加到多大，都不能使气体液化。
可以使气体压缩成液态的这个极限温 度称为该气体的临界温度。
当温度等于临界温度时，使气体压缩成液体所需压力 称为临界压力，此时状态称为临界状态。
混合气体的虚拟临界温度、虚拟临界压 力和虚拟临界密度可按混合气体中各组分的摩尔分数以及临界温度、临界压力和 临界密度求得，按下式计算。
管道温降计算
管道温降计算1管道总传热系数管道总传热系数K 指油流与周围介质温差为1℃时，单位时间内通过管道单位传热表面所传递的热量，它表示油流至周围介质散热的强弱。
当考虑结蜡层的热阻对管道散热的影响时，根据热量平衡方程可得如下计算表达式：1112ln 111ln 22i i n e n wi L L D D D KD D D D ααλλ-+???? ?????=+++????????∑ （1-1）式中：K ——总传热系数，W/(m 2·℃)；e D ——计算直径，m ；（对于保温管路取保温层内外径的平均值，对于无保温埋地管路可取沥青层外径）；n D ——管道内直径，m ； w D ——管道最外层直径，m ；1α——油流与管内壁放热系数，W/(m 2·℃)；2α——管外壁与周围介质的放热系数，W/(m 2·℃)；i λ——第i 层相应的导热系数，W/(m·℃)；i D ，1i D +——管道第i 层的内外直径，m ，其中1,2,3...i n =；L D ——结蜡后的管内径，m ；L λ——所结蜡导热系数。
为计算总传热系数K ，需分别计算内部放热系数1α、自管壁至管道最外径的导热热阻、管道外壁或最大外围至周围环境的放热系数2α。
（1）内部放热系数1α的确定放热强度决定于原油的物理性质及流动状态，可用1α与放热准数u N 、自然对流准数r G 和流体物理性质准数r P 间的数学关系式来表示。
在层流状态（Re<2000），当500Pr1 3.65y dNu αλ== （1-2）在层流状态（Re<2000），当500Pr >?Gr 时：0.250.330.430.11Pr 0.15Re Pr Pr y y y y y b d Nu Gr αλ??==??（1-3）在激烈的紊流状态（Re>104），Pr<2500时：0.250.80.441Pr 0.021Re Pr Pr y y yb d λα??=?? ???（1-4）在过渡区(2000<re<104)< p="">25.043.001)Pr Pr (Pr bf f fdK ?λα＝（1-5）式中：u N ——放热准数，无因次；λρυC =Pr ——流体物理性质准数，无因次； ()υβw f t t g d Gr -=3——自然对流准数，无因次；υπρd q vdv4Re ==——雷诺数； )(Re 0f f K =——系数；d ——管道内径，m ；g ——重力加速度，g ＝9.81m/s 2；υ——定性温度下的流体运动粘度，m 2/s ；C ——定性温度下的流体比热容，J/(kg·K)；v q ——流体体积流量，m 3/s ；ρ——定性温度下的流体密度，kg/m 3；β——定性温度下的流体体积膨胀系数，可查得，亦可按下式计算：td d -+-=2042045965634023101β （1-6）f λ——定性温度下的流体导热系数，原油的导热系数f λ约在0.1～0.16W/(m·K)间，随温度变化的关系可用下式表示：153/)1054.01(137.0f t f t ρλ-?-= （1-7）15f ρ——l5℃时的原油密度，kg/m 3； f t ——油(液)的平均温度，℃； b t ——管内壁平均温度，℃； 204d ——20℃时原油的相对密度。
埋地混输管道温降计算
摘要在自然条件十分恶劣的滩海油田开发建设过程中，油气集输系统的建设投资和运行管理费用要比常规的陆上和海上油田要高得多。
为了使滩海油田的开发更加经济有效，应采用油气多相混输技术。
多相混输技术的应用不仅可以增大油井集输管道半径，简化集输流程，降低油田建设投资，而且可以降低井口回压，提高油井产量。
所以，对多相混输技术的研究对我国海洋石油工业的发展有着深远的影响。
本文以国内外埋地混输管道温降的研究现状为入手点，通过查阅大量的相关资料，对现有学术论文及参考文献进行研究，得到埋地混输管道的温降计算公式，对公式中的相关系数给出算法，编制计算机程序，研究各种因素对温降的影响。
关键词：埋地；混输；温降；计算AbstractIn the processes of the bad desert development construction as natural condition full of oil field and sea oil field , the construction investment and the running overhead costs of the oil and gas gathering and transferring system compared the oil field on land of the normal regulations to develop is high.For making the oil field of the desert and the development of the sea oil fields more economic valid, we should adopt the oil gas to have th three phases technique.Have the three phases technical of application not only can enlarge the oil well to lose the radii at gather, simplify to lose the flow process at gather, lower the oil field construction investment, but also can lower the wellhead back pressure, raise the oil well output.So we have the profound influence towards having another the technical research of phase to the our country petroleum the development of the indrstry.This text takes covering up the ground to mix the research present condition of lose the piping at home and abroad as to commence the spot, passing the related data of check the mass, to the existing learned essays for the reference progress research, select by examinations among them the in keeping with our country data of big and parts of oil fields, carry on the analysis, be cover up the ground to mix the loss of the temperture calculation formula who lose the piping.To the related coefficient within formula give a related calculate way, counteract the procedure of calculator to carry out that calculate way, the actual engineering that make it be able to apply to correspond calculate medium.Key words：buried；three-phase；temperature drop；calculatation目录第1章绪论 (44)1.1 埋地混输管道温降研究意义 (44)1.2 国内外研究及发展状况 (45)1.3 埋地混输管道的应用领域 (47)1.4 埋地混输管道温降计算的复杂程度 (47)1.5 本文主要工作............................ 错误！未定义书签。
输油管道水力、热力计算
6 热负荷计算 计算热负荷：（kw） 液量（m3/h）
流量（m3/s） 密度（kg/m3） 液量（kg/s） 液量流量（kg/s） 含油（％） 含水（％) 升温（℃） 油比热（J/kg·℃） 水比热（J/kg·℃） 油热负荷（kw） 水热负荷（kw）
λ＝64/Re
3000＜Re＜Re1=59.7/ε8/7
1/λ0.5＝1.8lgRe-1.53， 当Re＜105时，λ＝0.3164/Re0.25
Re1＜Re＜Re2＝（665-765lgε）/ε 1/λ0.5＝-1.8lg（6.8/Re＋（ε/7.4）1.11)
Re＞Re2
λ＝1/（1.74-2×lgε）2
8.2.7
输油管道，系数a的计算 系数a K－管线的总传热系数K【W/m2.℃）】 D－管道外径（m） qm－原油质量流量（kg/s） C－原油比热容【J/（Kg.℃）】 π－圆周率系数，取3.14 原油质量流量（kg/d） 原油密度ρ（kg/m3） 原油体积流量（m3/s） 原油质量流量（t/a） 体积流量（m3/s） 平均温度 t t1－管线起点温度 t2－管线末点温度
1 粘温方程 B
A
y1 x1 y2 x2 y3 x3 y4 x4 y5 x5 n
t温度下的粘度 温度t
2
密温计算
t温度下的密度 ζ ρ20
温度t
3 集输油管道的沿程摩阻计算
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）; v＝4qv/（πd2）,其中qv－原油体积流量(m3/s) g－重力加速度，g＝9.81m/s2； λ－水力摩阻系数，
管道温降计算
1管道总传热系数管道总传热系数K 指油流与周围介质温差为1℃时，单位时间内通过管道单位传热表面所传递的热量，它表示油流至周围介质散热的强弱。
当考虑结蜡层的热阻对管道散热的影响时，根据热量平衡方程可得如下计算表达式：1112ln 111ln 22i i n e n wi L L D D D KD D D D ααλλ-+⎡⎤⎛⎫ ⎪⎢⎥⎝⎭=+++⎢⎥⎢⎥⎢⎥⎣⎦∑ （1-1）式中：K ——总传热系数，W/(m 2·℃)；e D ——计算直径，m ；（对于保温管路取保温层内外径的平均值，对于无保温埋地管路可取沥青层外径）；n D ——管道内直径，m ； w D ——管道最外层直径，m ；1α——油流与管内壁放热系数，W/(m 2·℃)； 2α——管外壁与周围介质的放热系数，W/(m 2·℃)； i λ——第i 层相应的导热系数，W/(m·℃)；i D ，1i D +——管道第i 层的内外直径，m ，其中1,2,3...i n =；L D ——结蜡后的管内径，m ；L λ——所结蜡导热系数。
为计算总传热系数K ，需分别计算内部放热系数1α、自管壁至管道最外径的导热热阻、管道外壁或最大外围至周围环境的放热系数2α。
（1）内部放热系数1α的确定放热强度决定于原油的物理性质及流动状态，可用1α与放热准数u N 、自然对流准数r G 和流体物理性质准数r P 间的数学关系式来表示。
在层流状态（Re<2000），当500Pr <⋅Gr 时：1 3.65y dNu αλ== （1-2） 在层流状态（Re<2000），当500Pr >⋅Gr 时：0.250.330.430.11Pr 0.15Re Pr Pr y y y y y b d Nu Gr αλ⎛⎫==⋅⋅⎪⎝⎭（1-3）在激烈的紊流状态（Re>104），Pr<2500时：0.250.80.441Pr 0.021Re Pr Pr y y y b d λα⎛⎫=⋅⋅ ⎪⎝⎭（1-4）在过渡区(2000<Re<104)25.043.001)Pr Pr (Pr bf f fdK ⋅λα＝ （1-5）式中：u N ——放热准数，无因次；λρυC =Pr ——流体物理性质准数，无因次； ()υβw f t t g d Gr -=3——自然对流准数，无因次；υπρd q vdv4Re ==——雷诺数； )(Re 0f f K =——系数；d ——管道内径，m ；g ——重力加速度，g ＝9.81m/s 2； υ——定性温度下的流体运动粘度，m 2/s ； C ——定性温度下的流体比热容，J/(kg·K)； v q ——流体体积流量，m 3/s ；ρ——定性温度下的流体密度，kg/m 3；β——定性温度下的流体体积膨胀系数，可查得，亦可按下式计算：td d -+-=2042045965634023101β （1-6）f λ——定性温度下的流体导热系数，原油的导热系数f λ约在0.1～0.16W/(m·K)间，随温度变化的关系可用下式表示：153/)1054.01(137.0f t f t ρλ-⨯-= （1-7）15f ρ——l5℃时的原油密度，kg/m 3；f t ——油(液)的平均温度，℃；b t ——管内壁平均温度，℃；204d ——20℃时原油的相对密度。
第五章 输气管的热力计算new
23
2.降压 压力降低而温度不降，也可使水合物不致形成。很明 显，这个方法主要用于暂时解除某些管线上已形成的 冰堵。此时，将气体放空，压力急剧下降，已形成的
水合物将会分解。
干线输气管的最低温度可能接近0℃，而相应的水合物 形成压力范围在 1.0~1.5MPa ，但输气管上最优输送压 力在5.0~7.0MPa，使用降压的方法是无效的。
故以式（5-6）代入得
PQ PZ 1 L ax ax Tpj T0 TQ T0 e Di 1 e dx 0 L aL
PQ PZ 1 e aL T0 TQ T0 Di ax aL 1 aL 1 1 e （5-9） aL
主要有：
1.加热 2.降压 3.添加抑制剂 4.干燥脱水
22
1.加热 给气体或输气管上可能形成水合物的地段加热，使气体
温度高于水合物形成的温度。该法在干线输气管上是不
宜采用的，因为它会降低管道的输气能力。
在矿场集气或城市配气站中，压降主要消耗在节流上， 节流前后，温度下降很多，加热就成了这些地方防止水 合物形成的主要方法。
17
形成水合物的条件有三： （1）天然气中含有足够的水分；
（2）一定的温度与压力；
（3）气体处于脉动、紊流等激烈扰动之中，并有结晶中
心存在。
这三个条件，前二者是内在的、主要的，后者是外部的、 次要的。
18
二、形成水合物的温度、压
力条件
图5-10是甲烷及不同相对密 度的天然气形成水合物的平 衡曲线。曲线的左上方为水
第五章 输气管的热力计算
管道温降计算
1管道总传热系数管道总传热系数K 指油流与周围介质温差为1℃时，单位时间内通过管道单位传热表面所传递的热量，它表示油流至周围介质散热的强弱。
当考虑结蜡层的热阻对管道散热的影响时，根据热量平衡方程可得如下计算表达式：1112ln 111ln 22i i n e n w i L L D D D KD D D D ααλλ-+⎡⎤⎛⎫ ⎪⎢⎥⎝⎭=+++⎢⎥⎢⎥⎢⎥⎣⎦∑ （1-1）式中：K ——总传热系数，W/(m 2·℃)；e D ——计算直径，m ；（对于保温管路取保温层内外径的平均值，对于无保温埋地管路可取沥青层外径）；n D ——管道内直径，m ； w D ——管道最外层直径，m ；1α——油流与管内壁放热系数，W/(m 2·℃)； 2α——管外壁与周围介质的放热系数，W/(m 2·℃)； i λ——第i 层相应的导热系数，W/(m·℃)；i D ，1i D +——管道第i 层的内外直径，m ，其中1,2,3...i n =；L D ——结蜡后的管内径，m ；L λ——所结蜡导热系数。
为计算总传热系数K ，需分别计算内部放热系数1α、自管壁至管道最外径的导热热阻、管道外壁或最大外围至周围环境的放热系数2α。
（1）内部放热系数1α的确定放热强度决定于原油的物理性质及流动状态，可用1α与放热准数u N 、自然对流准数r G 和流体物理性质准数r P 间的数学关系式来表示。
在层流状态（Re<2000），当500Pr <⋅Gr 时：1 3.65y dNu αλ== （1-2） 在层流状态（Re<2000），当500Pr >⋅Gr 时：0.250.330.430.11Pr 0.15Re Pr Pr y y y y y b d Nu Gr αλ⎛⎫==⋅⋅⎪⎝⎭（1-3）在激烈的紊流状态（Re>104），Pr<2500时：0.250.80.441Pr 0.021Re Pr Pr y y yb d λα⎛⎫=⋅⋅ ⎪⎝⎭（1-4）在过渡区(2000<Re<104)25.043.001)Pr Pr (Pr bf f fdK ⋅λα＝ （1-5）式中：u N ——放热准数，无因次；λρυC =Pr ——流体物理性质准数，无因次； ()υβw f t t g d Gr -=3——自然对流准数，无因次；υπρd q vdv4Re ==——雷诺数； )(Re 0f f K =——系数；d ——管道内径，m ；——重力加速度，g ＝9.81m/s 2；υ——定性温度下的流体运动粘度，m 2/s ；C ——定性温度下的流体比热容，J/(kg·K)；v q ——流体体积流量，m 3/s ；ρ——定性温度下的流体密度，kg/m 3；——定性温度下的流体体积膨胀系数，可查得，亦可按下式计算：tdd-+-=2042045965634023101β （1-6）f λ——定性温度下的流体导热系数，原油的导热系数f λ约在0.1～0.16W/(m·K)间，随温度变化的关系可用下式表示：153/)1054.01(137.0f t f t ρλ-⨯-= （1-7）15f ρ——l5℃时的原油密度，kg/m 3；f t ——油(液)的平均温度，℃； b t ——管内壁平均温度，℃；204d ——20℃时原油的相对密度。
管道温降计算
1管道总传热系数管道总传热系数K 指油流与周围介质温差为1℃时，单位时间内通过管道单位传热表面所传递的热量，它表示油流至周围介质散热的强弱。
当考虑结蜡层的热阻对管道散热的影响时，根据热量平衡方程可得如下计算表达式：（1-1）1112ln 111ln 22i i n e n wi L L D D D KD D D D ααλλ-+⎡⎤⎛⎫ ⎪⎢⎥⎝⎭=+++⎢⎥⎢⎥⎢⎥⎣⎦∑式中：——总传热系数，W/(m 2·℃)；K ——计算直径，m ；（对于保温管路取保温层内外径的平均值，对于e D 无保温埋地管路可取沥青层外径）；——管道内直径，m ；n D ——管道最外层直径，m ；w D ——油流与管内壁放热系数，W/(m 2·℃)；1α ——管外壁与周围介质的放热系数，W/(m 2·℃)；2α ——第层相应的导热系数，W/(m·℃)；i λi ，——管道第层的内外直径，m ，其中；i D 1i D +i 1,2,3...i n =——结蜡后的管内径，m ；L D ——所结蜡导热系数。
L λ为计算总传热系数，需分别计算内部放热系数、自管壁至管道最外径K 1α的导热热阻、管道外壁或最大外围至周围环境的放热系数。
2α（1）内部放热系数的确定1α放热强度决定于原油的物理性质及流动状态，可用与放热准数、自然1αu N 对流准数和流体物理性质准数间的数学关系式来表示。
r G r P 在层流状态（Re<2000），当时：500Pr <⋅Gr（1-2）1 3.65y dNu αλ==在层流状态（Re<2000），当时：500Pr >⋅Gr（1-3）0.250.330.430.11Pr 0.15Re Pr Pr y y y y y b d Nu Gr αλ⎛⎫==⋅⋅⎪⎝⎭在激烈的紊流状态（Re>104），Pr<2500时：（1-4）0.250.80.441Pr 0.021Re Pr Pr y y yb d λα⎛⎫=⋅⋅ ⎪⎝⎭在过渡区(2000<Re<104)（1-5）25.043.001Pr Pr (Prbf ffd K ⋅λα＝式中：——放热准数，无因次；u N ——流体物理性质准数，无因次；λρυC =Pr ——自然对流准数，无因次；()υβw f t t g d Gr -=3——雷诺数；υπρd q vdv4Re ==——系数；)(Re 0f f K =——管道内径，m ；d ——重力加速度，＝9.81m/s 2；g g ——定性温度下的流体运动粘度，m 2/s ；υ——定性温度下的流体比热容，J/(kg·K)；C ——流体体积流量，m 3/s ；v q ——定性温度下的流体密度，kg/m 3；ρ——定性温度下的流体体积膨胀系数，可查得，亦可按下式计算：β（1-6）tdd-+-=2042045965634023101β——定性温度下的流体导热系数，原油的导热系数约在0.1～0.16f λf λW/(m·K)间，随温度变化的关系可用下式表示：（1-7）153/)1054.01(137.0f t f t ρλ-⨯-=——l5℃时的原油密度，kg/m 3；15f ρ——油(液)的平均温度，℃；f t ——管内壁平均温度，℃；b t ——20℃时原油的相对密度。
3.1热油管道的温降计算教程
即：KπD(T-T0)dL=-GCdT+GgidL
整理得:
2018/11/2
KD Ggi T T0 dL dT GC KD
输油管道设计与管理
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令:
a
KD Ggi gi ,b GC KD Ca
2018/11/2
输油管道设计与管理
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在上式的推导中，水力坡降 i 取定值，实际上热油管的 i 沿线是变化的。计算中可近似取加热站间管道的平均水 力坡降值。
i pj
或
i pj
1 i R i Z 2 iTp j
式中：iR、iZ—计算管段起点、终点油温下的水力坡降 由轴向温降公式可知：考虑摩擦升温后相当于地温升高 了b ℃ 。
2018/11/2
输油管道设计与管理
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②为了不使油品汽化，应小于所输油品的初馏点； ③应不破坏管道防腐材料的稳定性。在采用沥青玻璃布作管 道外防腐材料时，应低于沥青的软化点50 ℃ 。由于目前专 用防腐沥青的软化点大都在120 ℃左右，所以，我国加热输 油管道的加热站出站温度大都在70 ℃以下。 ④考虑经济因素。 从经济因素考虑，我们希望提高出站温度一是能较显著的降 低油品的粘度，二是能使油流的终点（或下一站的进站）温 度能有较大的提高。 所以，在确定出站温度时，一是要看所输油品的粘温特性， 尽可能使加热温度落在油品的粘温特性曲线较陡的区间。
2018/11/2
输油管道设计与管理
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三、参数的确定
1、温度参数 确定加热站的进、出站温度时，需要考虑三方面的因素： ①油品的粘温特性和其它的物理性质；
油气两相流温降计算方法的研究
文 章 编 号 ： ７ ～６ ５ （ ０ ７ Ｏ 一Ｏ ２ ３ １ ２ ９ ２ ２ ０ ） ２ Ｏ 一Ｏ ６ ４
油 气 两 相 口 计 算 方 法 的 研 究 ２佃Ｌ Ｉ日降 Ｉ口 ．
王 卫 强 ，吴 明 ，王 勇 ，吴 玉 国 ，荣 登科 。
（ １ 国 石 油 大学 （ 东 ） 运 与 建 筑 Ｔ 程学 院 ． 东 东 营 ２ ７ ６ ；２ 辽 宁 石 油 化 Ｔ 大 学 储 运 与 建 筑 １ 程 学 院 ， 中 华 储 山 ５０１ ． －
辽 宁 抚 顺 １ ３ ０ ；３ 大 庆炼 化 公 司储 运 厂 ， 龙 江 大 庆 １ ３ １ ） １０ １ ． 黑 ６ ４ １
摘 要 ： 油 气 集输 管 线 的 沿程 温 降 主要 与 压 降 、 传 热 系数 有 关 ， 油 气 两 相 流 在 沿程 的 流 动 过 程 中 不 稳 定 ， 总 而 流 态 多变 ． 致 了压 降 的 计 算 方 法 有 着 很 大 的 区 别 。 在 考 虑 了平 均含 气 率 与 焦耳 一 汤 姆 逊 效 应 对 温 降 的影 响 后 ， 导 建 立 了集 输 管 线 的 油 气 两 相 流 温 降 数 学 模 型 ． 用 了 贝 克流 型 划 分 法 对 油 气 两 相 流 进 行 计 算 ， 计 算 结 果优 于 苏霍 夫 采 其 公 式 所 计 算 的 结 果 ． 明 了该 计 算 方 法 能 够提 高 油 气 两 相 流 温 降计 算 的精 度 。 说
关 键 词 ： 油 气 两相 流 ； 温 降 ； 压 降 ； 焦 耳 ～ 汤姆 逊 效 应 ； 贝克 流 型 划 分 法 中 图 分 类 号 ：ＴＥ ３ ． ８２２ 文献标识码 ： Ａ
Ｅｖ ｌ ａ ｉ ｎ Ｍ ｅ ｈ ｄ ｏ ｍｐ ｒ ｔ ｒ ｏ ｆＯｉ一 Ｇａ ａ ｕ ｔｏ ｔ ｏ ｆＴｅ ｅ ａ ｕ ｅ Ｄｒ ｐ ｏ １ ｓ ＴＷＯ— Ｐｈ ｓ ｏ ａ ｅ Ｆｌ ｗ
3.1热油管道的温降计算详解
考虑摩擦升温时的轴向温降计算
油流沿管道向前流动过程中,由于摩擦阻力而使压力不断下 降。这部分压力能最终转化为摩擦热而加热油流。上面讨 论的温降基本公式，未考虑摩擦热的影响，故只能用于流 速低、温降大、摩擦热影响较小的情况。
利用与推导苏霍夫轴向温降基本公式相同的方法：
管线向周围介质的散热量=油流温降放热+摩擦热
T0 0
温差大，温降快，曲线陡。
L
dL
在热油沿管道向前流动过程中，由于油温高于管道周 围的环境温度，在径向温差的作用下，油流所携带的热能 将不断地向管外散失，因而使油流在前进过程中不断地降 温，引起轴向温降。轴向温降的存在，使油流的粘度在前 进过程中不断升高，单位管长的摩阻逐渐增大，当油温降 至凝点附近时，单位管长的摩阻将急剧升高。
故在设计管道时，必须考虑：需将油流加热到多高的温 度才能输入管道？当油温降到什么温度时需要建一个加热 站？像等温管那样，热油管也设有泵站，沿线的加热站和 泵站补充油流的热损失和压力损失。
第三章 加热输油管道
目前我国所产原油大多为易凝和高粘原油。这两种原油的凝
点高，常温下的粘度大，有些油品还含有较高的石蜡、胶质
等，俗称“三高”油品——高凝点、高含蜡、高粘度。 含蜡原油的特点是含蜡量高、凝固点高、低温下粘度高、
高温下粘度低。如大庆原油，凝固点为28~32℃，50℃运动 粘度约为20~25×10-6m2/s，胜利含蜡原油的凝固点为23~32℃， 50℃运动粘度约为80~90×10-6m2/s。
在距加热站为L处取一微元段dL，设此处断面油温为T，油 流经过dL段的温度变化为dT，故在L+dL断面上油温为T+dT， 稳定传热时，dL段上的热平衡方程为：
KπD (T-T0)dL=－GCdT
原油集输温降与压降的关系资料讲解
原油集输温降与压降的关系一引言原油，是一种粘稠的、深褐色液体。
地壳上层部分地区有石油储存。
主要成分是各种烷烃、环烷烃、芳香烃的混合物。
它是古代海洋或湖泊中的生物经过漫长的演化形成，属于化石燃料。
石油主要被用来作为燃油和汽油，也是许多化学工业产品如溶液、化肥、杀虫剂和塑料等的原料。
石油是目前世界上的主要能源，工业和生活都需要这种能源。
石油也是各国争夺的重要物质，许多战争都是因为争夺石油。
一个国家的强弱，都可以从石油的多少判断，因此，石油的开采对一个国家具有非常重要的作用。
本文研究油田开采中集输温降与压降的关系。
二集输系统温降与压降1. 温降在油田集输系统中，原油从井口被开采出来后，通过集油管道输向集油站，沿途必然会有热量散失。
原油的组分不同，其凝固点也不同。
为了能使原油顺利到达集油站，就必须控制原油在输送过程中温度不能低于其凝固点，否则会发生凝管。
因此，原油集输系统中，温降的控制必须重点考虑。
油气集输管道沿线任意点的流体温度应按下式计算：式中： tx--------管道沿线任意点的流体温度（℃）；t0--------管外环境温度（埋地管道取管中心深度地温）（℃）； t1--------管道计算段起点的流体温度（℃）；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。
用于原油集输管道计算时单位为“m”；K--------总传热系数[W/(m2·℃)]；D--------管道外径（m）；qm--------原油的质量流量（kg/s）；C--------原油比热容[J/(kg·℃)]。
从油气集输管道沿线的温降的计算公式可以看出，当假定其他值不变时，当管外环境温度越低，温降越大；管线越长，温降越大；管径越大，温降越大。
2. 压降油田开采井口可分为2种油井，一种为机械采油井口，一种为自喷油井。
在油田集输系统中，原油从井口被开采出来后，通过集油管道输向集油站，沿途必然会有压头损失。
天然气物性参数及管线压降与温降的计算
整个计算过程的公式包括三部分：一．天然气物性参数及管线压降与温降的计算 二．天然气水合物的形成预测模型 三．注醇量计算方法一．天然气物性参数及管线压降与温降的计算 天然气分子量标准状态下，1kmol 天然气的质量定义为天然气的平均分子量，简称分子量。
∑=ii M y M(1) 式中 M —气体的平均分子量，kg/kmol ；y i —气体第i 组分的摩尔分数；M i —气体第i 组分的分子量，kg/kmol 。
天然气密度混合气体密度指单位体积混合气体的质量。
按下面公式计算： 0℃标准状态∑=i i M y 14.4221ρ (2) 20℃标准状态∑=i i M y 055241.ρ (3) 任意温度与压力下∑∑=ii ii V y M y ρ(4)式中 ρ—混合气体的密度，kg/m 3；ρi —任意温度、压力下i 组分的密度，kg/m 3； y i —i 组分的摩尔分数；M i —i 组分的分子量，kg/kmol ； V i —i 组分摩尔容积，m 3 /kmol 。
天然气密度计算公式gpMW ZRTρ= (5)天然气相对密度天然气相对密度Δ的定义为：在相同温度，压力下，天然气的密度与空气密度之比。
aρρ∆=(6) 式中 Δ—气体相对密度；ρ—气体密度，kg/m 3； ρa —空气密度，kg/m 3，在P 0=101.325kPa ，T 0=273.15K 时，ρa =1.293kg/m 3；在P 0=101.325kPa ，T 0=273.15K 时，ρa =1.293kg/m 3。
因为空气的分子量为28.96，固有28.96M∆=(7) 假设，混合气和空气的性质都可用理想气体状态方程描述，则可用下列关系式表示天然气的相对密度28.96gg ga a pMW MW MW RT pMW MW RT∆===(8) 式中 MW a —空气视相对分子质量；MW g —天然气视相对分子质量。
天然气的虚拟临界参数任何气体在温度低于某一数值时都可以等温压缩成液体，但当高于该温度时，无论压力增加到多大，都不能使气体液化。
原油管输工艺的等温降离散分段计算方法
( 2)
式中 K # # # 管道总传热系数, W / ( m ! ∃ );
a0 = K D Qc0 gij b 0j = a0 c0 若 T j < TSL , 则 L j 为: 1 T j+ 1 - T 0 - b j Lj = ln a T j - T 0 - bj
Tj
( 6)
Q # # # 输量 , m / s ;
* 213016, 江苏省常州市白云路 ; 电话 : ( 0519) 83290280 。
现不连续变化 , 按长度离散分段不能保证油流物性 和流型转换点油温恰好位于计算段节点位置 , 这可 能会导致某些计算段内牛顿流和非牛顿流、结蜡和 非结蜡状况并存, 必须适当处理以保证计算精度。 而等温降离散数值计算方法 , 可以很好地解决上述 问题 , 该 方法 的优 点 之一 是 计 算 段 首 末两 端 油 温为 已知 , 段内油 温 容易 处 理 , 可以 正 确确 定 物性 , 待求 量仅为 管 段长 度 , 且 容易 判 定段 内 流型 和结蜡 状况 , 方 便考 虑 蜡层 热阻 对 传热 的 影响 , 并选 择合适 的 公式 和 方法 ; 二 是 水力 坡 降计 算不需 直接 明确 管 段长 度 , 相关 物 性容 易 确定 , 不必 采用迭 代 试算 方 法 , 大大 降 低了 计 算量 , 且热 容温度 关 系直 接 进入 积 分过 程 , 不 需进 行近似 处理 , 可 以明 显 提高 计 算精 度 ; 三 是采 用温降 步长可 调 的处 理 方法 可使 诸 如析 蜡 点、 反常点 等物性 转 换点 始 终位 于计 算 节点 位 置 , 保证了 计算段 内 热容 温 度关 系、 粘 温关 系 等不 出现突 变 , 避 免 了由 此 产生 的 误差 , 当 步 长 取 值很小 时, 该 方法 可以达 到很 高的 计算
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油气集输管线温降计算方法
摘要：油气集输管线沿线的温降将在一定程度上受到油管向着周围地层环境散热以及沿线压降等多种因素的影响。
然而沿程压降又将由于不同的流动形态而各有区别。
通过考虑上述要素，提出了计算油气集输管线沿着温降数学模型，从集输管线稳态的能量微分方程为基础，综合考虑平均气舍以及其对传热的影响，从而得出了油气集输管线的温降解析表达式，为类似油气集输管线温降的计算提供了可供参考的经验。
关键词：油气集输管线温降计算方法
从油井开采到地面的原油由于包含带有溶解盐的油层水、泥砂以及天然气等杂质。
在油气的开采管理过程当中，油气集输管线沿程的温降计算是其中重要的内容之一，与油气管线运行的安全性以及经济性有着密切的联系。
然而由于相流动问题具有复杂性，成熟的油气混合物温降的方法依旧处于研究当中，由此在实际的工程项目中，往往通过单相油流的苏霍夫温降公式进行估算，然而往往将造成很大的误差。
随着石油工业的迅速发展，油田的实际生产中需要提出一种油气集输管线沿线温降的精确计算方式，通过从能量微分方式为基础，同时与压降等经验关联式结合起来，从而得出了油气集输管线沿程温降的计算公式，同时也编制除了大型计算机程序。
通过将计算的结果与AGA数据相比较，相应的精度符合要求。
一、建立数学模型
1.热力计算能量平衡方程
石油工业开采过程中的油、汽、水混合物流动而言，液相包括不相溶的油以及水两种液体，由此其属于气液多相流动。
然而其流动的力学关系与气液两相流动类似，由此一般也可将其规划为气液两相流动的研究范围。
若是两相之间不存在温度滑移，同时也不计算油品的径向温度梯度，由此，气液两相混合物沿着管线的能量微分方程可表达为：
上述公式中，q是与管壁方向垂直的热流量；H为混合物焓；V为混合物的平均速度；θ为管轴线与水平面的夹角；g为重力加速度。
由于H混合物焓在很大程度上依赖于其自身压力P以及温度，由此可用下列公式表示：
公式中的μJ是焦耳一汤普森系数，是由于流体没单位压力变化而引起的温度变化，CPm是混合物的定压比热。
由此整合公式（1）和公式（2）可得出：
公式中的负号表达散热，T1是环境土壤温度，k是传热系数。
将公式（4）代入式（3），整理可得出：
公式（5）实际上是一阶线性微分方程，其边界条件为在油管的出油口，当x的值为零时，Tf=Tf0。
通过解方程（5）可得出温度分布公式为：
公式（6）当中除了传热系数k以及压降dP/dx之外，其他的参数均为常数，由此只需要计算出传热系数k以及压降，则可得出温降曲线。
二、计算传热系数
地下管道示意图如上图所示，若是忽略管壁导热热阻，那么总传热系数可表示为：
上述公式中h为管线埋藏深度，r0 =d0/2为保温半径，r1 =d1/2为管道的外径。
而油气管道周围土壤的导热热阻，其倒数可表示为：
其中λ1是土壤导热系数，与土壤基质导热系数、土壤颗粒的大小分布、干土的计算密度以及土壤湿度相关。
一般而言，干土质是由两种颗粒尺寸构成，砂以及粘土。
砂的颗粒尺寸一般为0.002！2rnm，而粘土的颗粒尺寸则小于0.002mm。
若是设置粘土的重量百分数为Sc，设置粘土重量的百分数为Sw。
那么湿土的导热系数为
上述公式中的a为0.1424～0.000465Sc，b为0.0419 ～0.000313Sc，c的值为6.24 x10-4ρs。
当前集输管内对流换热系数的计算，当前存在多种经验关联式。
而几乎所有的经验关联式都是以单相流体的对流传热计算公式为基础进行修正的。
通过使用Groeneveld提出了经验关联式表达如下：
油气管道中，在气液两相的流动当中，相界面的形式十分复杂，同时由于气相容易被压缩，从而导致相交的界面容易产生变形，从而构成了不同组合的相界面。
不同的相界面将构成不同的流型，而不同的流型也具有完全不相同的流动以及传热热性。
由此对压降的计算不仅仅要按照不同的流型选择不同的计算机的关联式。
在通过对两相流动压降计算的问题研究，得出了各种不同的经验关联式。
总结起来可分为两大类型：一类是以实验室为基础而建立起来的经验关联式，而另一类则是建立在油田的现场数据基础之上的经验关联式。
通常而言，以油田现场数据基础所建立起的经验关联式具有更高的精度。
相关的文献从不同的角度明确了油、气、水等联合运输过程中各种流型的流动特性、流型的划分以及其相关的压降计算关联式，同时使用美国煤气以及石油协会数据库中的数据对计算方法进行了验证和评述。
参考文献
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