高含水含蜡原油管道低温集输设计方法及装置与流程
本发明涉及油田地面工程，具体地涉及一种高含水含蜡原油管道低温集输设计方法、一种高含水含蜡原油管道低温集输设计装置、一种电子设备及一种机器可读存储介质。
背景技术：
1、在双碳目标下，高能耗的传统加热输送工艺已不足以满足集输系统优化简化、节能降耗的要求。在高含水条件下，管线中采出液流动性及流态均发生较大变化，为低温集输工艺的实施提供了可行性：一方面，水的黏度、凝点都优于原油，显著提高了管线内流体的流动性；另一方面，现场试验已证实，部分高含水原油体系输送温度即使降低至原油凝点以下也可实现安全输送。因此，利用井口剩余压力及温度对采出液进行集油的低温集输工艺，近年来已成为我国许多油田控投资降成本的有效途径。
2、对于高含水油田低温集输方案的研究方法主要分为实验研究法和模型研究法。实验法分为现场实验法、室内环道实验法和搅拌模拟实验法。对于实验研究法，目前由于实验装置、操作规程及判别原则的不同，对粘壁温度的确定尚未形成统一的、标准的方法，且实验研究法由于设备、场地及实验周期等的条件限制，在实际应用过程中灵活性较差。在模型研究方面，首先需要通过实验确定待定参数再进行后续的计算，限制了适用条件为综合含水率80％以上，从而限制了推广应用。
3、综上，目前缺少适用于高含水油田低温集输水力热力计算的智能化方法，现有的多相流计算软件建立在中低含水压降计算模型基础上，将其应用于高含水条件时粘度、压降计算结果普遍偏低，如pipephase软件计算误差为-0.066mpa，不再适用于高含水管线，适用性较差。并且，流动条件下高含水集油管线输送介质组成较为复杂，含水率、流速等流动条件对原油乳化特性、混合液粘度以及管线压降等均存在较大影响，传统油水两相计算方法不适用于高含水低温集输管线。
技术实现思路
1、本发明实施方式的目的是提供一种高含水含蜡原油管道低温集输设计方法及装置，以至少解决上述的现有的方法不适用于高含水管线，适用性较差的问题。
2、为了实现上述目的，本发明第一方面提供一种高含水含蜡原油管道低温集输设计方法，所述方法包括：
3、获取管道内混合液体的综合含水率、混合液体流量、管道内壁剪切应力、管道内径、管道外直径、管道长度、原油乳状液凝点温度、管道总传热系数、混合液体的比热容、混合液体质量流量和环境温度；
4、基于混合液体的综合含水率、管道内壁剪切应力和原油乳状液凝点温度，确定管道低温集输粘壁温度；
5、基于所述低温集输粘壁温度，确定管道运行的边界温度；
6、基于管道外直径、管道长度、管道总传热系数、混合液体的比热容、混合液体质量流量、环境温度，确定管道的沿程温度分布；
7、基于管道内混合液体的乳状液类型，确定混合液体的粘度；
8、基于所述混合液体的粘度、管道内径、管道长度和混合液体流量，确定管道压降；
9、基于管道运行的边界温度、管道的沿程温度分布和管道压降，对管道低温集输进行设计。
10、可选的，基于混合液体的综合含水率、管道内壁剪切应力和原油乳状液凝点温度，确定管道低温集输粘壁温度，包括：
11、采用以下计算公式计算得到低温集输粘壁温度：
12、t粘＝tgp-kφmτn
13、其中，t粘为管道低温集输粘壁温度；tgp为稳定含水率在预设值时的原油乳状液凝点温度；为综合含水率；τ为管道内壁处剪切应力；k、m、n为拟合系数。
14、可选的，基于所述低温集输粘壁温度，确定管道运行的边界温度，包括：
15、采用以下计算公式计算得到管道运行的边界温度：
16、t0＝t粘+p
17、其中，t0为管道运行的边界温度；t粘为管道低温集输粘壁温度；p为常数。
18、可选的，基于管道外直径、管道长度、管道总传热系数、混合液体的比热容、混合液体质量流量和环境温度，确定管道的沿程温度分布，包括：
19、采用以下计算公式计算得到管道的沿程温度分布：
20、
21、其中，tr为管道起点混合液体温度；t0为环境温度；tl为距离管道起点l长度处的温度；k为管道总传热系数；d为管道外直径；g为混合液体质量流量，c为输油平均温度下混合液体的比热容；l为管道长度。
22、可选的，基于管道内混合液体的乳状液类型，确定混合液体的粘度，包括：
23、若确定管道内混合液体的乳状液类型为o/w型乳状液，采用以下计算公式计算得到混合液体的粘度：
24、
25、其中，μ混为混合液体的粘度；ρ0为稳定乳状液密度；ε0为含游离水比例；ρm为混合液密度；μ0为稳定乳状液粘度；ρw为水的密度；μw为水的粘度。
26、可选的，基于管道内混合液体的乳状液类型，确定混合液体的粘度，还包括：
27、若确定管道内混合液体的乳状液类型为w/o型乳状液，采用以下计算公式计算得到混合液体的粘度：
28、μ混＝μo′(1-φ)-2.6
29、其中，μ混为混合液体的粘度；μ0′为原油粘度；为综合含水率。
30、可选的，基于所述混合液体的粘度、管道内径、管道长度和混合液体流量，确定管道压降，包括：
31、采用以下计算公式计算得到管道压降：
32、
33、其中，hl为管道压降；q为混合液体流量；α、β为拟合系数；μ混为混合液体的粘度；d为管道内径；l为管道长度。
34、本发明第二方面提供一种高含水含蜡原油管道低温集输设计装置，所述装置包括：
35、参数获取模块，用于获取管道内混合液体的综合含水率、混合液体流量、管道内壁剪切应力、管道内径、管道外直径、管道长度、原油乳状液凝点温度、管道总传热系数、混合液体的比热容、混合液体质量流量和环境温度；
36、粘壁温度确定模块，用于基于混合液体的综合含水率、管道内壁剪切应力和原油乳状液凝点温度，确定管道低温集输粘壁温度；
37、边界温度确定模块，用于基于所述低温集输粘壁温度，确定管道运行的边界温度；
38、沿程温度分布确定模块，用于基于管道外直径、管道长度、管道总传热系数、混合液体的比热容、混合液体质量流量和环境温度，确定管道的沿程温度分布；
39、混合液体粘度确定模块，用于基于管道内混合液体的乳状液类型，确定混合液体的粘度；
40、管道压降确定模块，用于基于所述混合液体的粘度、管道内径、管道长度和混合液体流量，确定管道压降；
41、管道集输设计模块，用于基于管道运行的边界温度、管道的沿程温度分布和管道压降，对管道低温集输进行设计。
42、本发明第三方面提供一种电子设备，包括存储器、处理器以及存储在所述存储器中并可在所述处理器上运行的计算机程序，其特征在于，所述处理器执行所述计算机程序时实现上述的高含水含蜡原油管道低温集输设计方法。
43、另一方面，本发明提供一种机器可读存储介质，该机器可读存储介质上存储有指令，该指令用于使得机器执行上述的高含水含蜡原油管道低温集输设计方法。
44、本技术方案考虑动态乳化特性对混合液粘度的影响，根据混合液体的乳状液类型，计算出不同的粘度，提高后续参数预测的准确性，且不以孤立割裂的方法分别对各个问题进行单独设计，而是综合考虑多方面问题进行协同优化设计；另外，计算过程中无需进行实验即可准确、快捷地预测边界温度；其次，针对高含水集油管线中输送介质的复杂流动状态，对水力热力参数进行设计；最后，综合考虑边界条件，确定最为经济的高含水管道低温集油方案设计，有效削减地面集输系统整体成本，对于老油田集输系统优化简化、节能降耗，提高安全性，具有重要意义。
45、本发明实施方式的其它特征和优点将在随后的具体实施方式部分予以详细说明。
技术特征：
1.一种高含水含蜡原油管道低温集输设计方法，其特征在于，所述方法包括：
2.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，基于混合液体的综合含水率、管道内壁剪切应力和原油乳状液凝点温度，确定管道低温集输粘壁温度，包括：
3.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，基于所述低温集输粘壁温度，确定管道运行的边界温度，包括：
4.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，基于管道外直径、管道长度、管道总传热系数、混合液体的比热容、混合液体质量流量和环境温度，确定管道的沿程温度分布，包括：
5.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，基于管道内混合液体的乳状液类型，确定混合液体的粘度，包括：
6.根据权利要求5所述的方法，其特征在于，基于管道内混合液体的乳状液类型，确定混合液体的粘度，还包括：
7.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，基于所述混合液体的粘度、管道内径、管道长度和混合液体流量，确定管道压降，包括：
8.一种高含水含蜡原油管道低温集输设计装置，其特征在于，所述装置包括：
9.一种电子设备，包括存储器、处理器以及存储在所述存储器中并可在所述处理器上运行的计算机程序，其特征在于，所述处理器执行所述计算机程序时实现权利要求1-7中任一项所述的高含水含蜡原油管道低温集输设计方法。
10.一种机器可读存储介质，该机器可读存储介质上存储有指令，该指令用于使得机器执行权利要求1-7中任一项所述的高含水含蜡原油管道低温集输设计方法。
技术总结
本发明提供一种高含水含蜡原油管道低温集输设计方法及装置，涉及油田地面工程技术领域，包括：基于混合液体的综合含水率、管道内壁剪切应力和原油乳状液凝点温度，确定管道低温集输粘壁温度；基于低温集输粘壁温度，确定管道运行的边界温度；基于管道外直径、管道长度、管道总传热系数、混合液体的比热容、混合液体质量流量和环境温度，确定管道的沿程温度分布；基于混合液体的乳状液类型，确定混合液体的粘度；基于混合液体的粘度、管道内径、管道长度和混合液体流量，确定管道压降；基于管道运行的边界温度、管道的沿程温度分布和管道压降，对管道低温集输进行设计。本发明具有参数预测准确，安全性高，有效降低能耗和低温集输成本的优点。
技术研发人员：徐孝轩,崔悦,陈从磊,郑友林,魏蓓,王炳人
受保护的技术使用者：中国石油化工股份有限公司
技术研发日：
技术公布日：2024/9/23