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【摘 要】 文章主要提供了目前八面河油田长输线安全停输时间的计算方法，用于指导集输运行，安全外输，防止凝管事故。
【关键词】 轴向温降；平均温度；等效粘度；乳化液粘度；安全输送排量；温降速度；顶替压力；安全停输时间
一、前言
八面河油田是断层控制与岩性影响而发育的类型多种复合型油藏，其原油属于“三高”原油，物理性质比较恶劣。原油粘度受温度的影响比较大。正常情况下，以稳定的温度、排量外输时，管带附近形成比较稳定的温度场，平均温度、等效粘度、管压稳定。当长输线因穿孔、盗油、连头等原因停输时，其平均温度随着时间的延长而降低，等效粘度升高，当再次启泵顶替低温油时，顶替压力升高，可能超过泵的扬程。此时，适当地降低顶替排量，可以降低顶替压力，但是，排量降低后，带来两个不利因素：其一，单位时间内，输入长输线的热量降低，可能低于散失的热量；其二，顶替排量降得越低，顶替低温油所需的时间越长，管线中的低温油平均温度下降得更多，粘度增加更多，顶替压力升高，超过泵的扬程，顶替排量需要再次降低，当顶替排量低于最小安全输送排量是，最终发生凝管事故。
因此，计算长输线安全停输时间，对于集输中作中防止凝管事故的发生具有重要的指导意义。
二、已知条件
1、长输线外径0.219m，内径0.207m，当量粗糙度e=0.19mm，联合站至长输二号站一段长20000m。
2、据统计，一年中2月份地温最低，约为6℃，8月份最低，约为26℃。我们以2月份代表冬季，以8月份代表夏季进行计算，先计算冬季相关数据。
3、冬季以80m3/h，90℃外输时，末点温度63.9℃，末点压力0.03MPa，管压2.45MPa；夏季以80m3/h，90℃外输时，末点温度65.9℃，末点压力0.03MPa，管压2.33MPa。
4、外输原油密度取70℃的密度907kg/m3，比热2035J/（kg.℃）。
5、根据实测的不同温度下外输原油的粘度，进行线性回归，得出我厂外输原油粘温特性式如下：
ν=356.1e（70-T）*υ
υ：粘温指数：回归后为0.053771/℃
T：为温度，℃
根据粘温特性式可以算出相应温度下外输原油的粘度。
三、根据轴向温降计算长输线总传热系数、平均温度、等效粘度、乳化油的粘度、沿程水力损失
1、总传热系数K.
代入相关数据，计算出2月份长输线总传热系数K=1109.5w/（m2.℃）
2、轴向温降公式
代入相关数据，计算出2月份长输线轴向温降。
3、平均温度计算
根据轴向温降公式，通过定积分，可以计算长输线平均温度
代入相关数据，当排量80m3/h，外输温度90℃，地温为6℃时，长输线平均温度为76.1℃。
4、等效粘度
根据我厂外输原油粘温特性式，76.1℃时，对应等效粘度为256cSt。
5、乳化水的影响
在转相点以前乳化水对粘度的影响可以用下式计算
令Ψ=1.5%，76.1℃时，对应的乳化油粘度为265cSt。
6、沿程水力损失
根据等效粘度，用列宾宗公式，计算出沿程水力损失hf。
当外输排量为80m3/h，温度为90℃，地温为6℃时，代入其他相关数据，计算出沿程水力损失hf=2.42MPa。
四、长输线最小安全外输排量的计算
保持外输温度90℃、地温为6℃不变，用前面的方法计算不同外输排量时的管损hf，做出曲线。
①区（0-7m3/h）为小流量区，管损随着流量的增加，急剧增加，曲线很陡。原因是在该区域内，输入的热量相对于散失的热量来说太小，随着排量的上升，平均温度增加不多，基本上接近地温，粘度变化不大，流量对于管损的影响起主导作用，同时因温度低，粘度高，流量的主导作用表现得更加突出。
②区（7-40m3/h）为中等流量区，管损随着流量的增加，反而下降。原因是在该区内，随着排量的上升，温度上升快，粘度急剧下降，流量对于管损的影响起次要作用，粘度对于管损的影响起主导作用，粘度对于管损的影响略大于流量对粘度的影响。
③（40m3/h以上）区为大流量区，管损随着流量的增加，缓慢增加。原因是在该区内，随着排量的上升，平均温度接近起点温度，粘度变化不大，流量对于管损的影响起主导作用，流量对于管损的影响略大于粘度对于管损的影响。
由以上的分析可知，③区为稳定工作区。①区流量小，但消耗很大的压头，为非工作区。②区为不稳定工作区，当管道因某种故障流量减少时摩阻损失反而增加，可能掉入①区，管损超过泵的扬程，发生危险。因此，在①区、②区运行时既不安全，又不经济，必须避免。从曲线上看，当外输温度为90度时，进入③区的最低排量约为40m3/h。
于是我们定义刚进入③区的排量为最小安全输送排量（外输温度一定时）。
五、停输时间与平均温降计算
假设长输线按某温度、某排量稳定外输，因某种原因突然停输，明确平均温度的下降速度，对于安全外输具有重要的指导意义。
1、推导散热系数ξ
令长输线外径为D（m），内径为d（m），长为ι（m），停输前稳定排量为Q（m3/h），密度为e（kg/m3），比热为CJ/（kg.℃）t（s）时间内某质点从起点运动到末点，其温度由起点的TR（℃），下降到末点的TZ（℃），其间的平均温度为TP（℃），地温为TO（℃），管道的散热系数为ξJ/（m2.s.℃），温度T时的散热功率为P（w），平均散热功率为PP（w），t时间内散热量为Q散。
散热系数ξ：因外输温度、排量的变化，导致平均温度发生变化，一起代入计算，ξ的值不变。即在管道环境（地温等）、特性（保温等）一定的情况下，ξ为一定值，不受外输温度、排量的影响。
从长输线实际情况进行反算，代入相关数据，得出地温为6℃时的ξ值为1.10945729J/（m2.s.℃）
2、计算温降
停输时间χ秒后，管道平均温度从T1下降为T2，ΔT=T1-T2℃
长输线以90℃、80m3/h稳定外输，因某种原因突然停输，代入相关数据，计算出停输时间t（h）后，平均温度的下降量ΔT℃，作出曲线。
六、安全停输时间
当长输线以90℃，80m3/h稳定外输时，因某种原因停输x小时（h）。算出相应的温降、平均温度、对应的粘度，由前面的计算知：长输线最小安全排量约为40m3/h，如果再次启泵时，以40m3/h稳定外输，顶替“低温油”，用列宾宗公式，可以计算出对应的顶替压力，作出曲线。
限定最高顶替压力不超过泵的扬程3.2MPa，将对应的停输时间，确定为安全停输时间。从曲线可知：在90℃，80m3/h外输时，冬季长输线安全停输时间约为6.5小时。
同样的方法可以计算在不同的外输排量、温度及不同地温的情况下，长输线安全停输。
七、结束语
不同的外输温度、排量，以及不同地温的情况下，长输线安全停输的时间是不一样的。外输温度越高，排量越大，地温越高，安全停输时间越长。
【关键词】 轴向温降；平均温度；等效粘度；乳化液粘度；安全输送排量；温降速度；顶替压力；安全停输时间
一、前言
八面河油田是断层控制与岩性影响而发育的类型多种复合型油藏，其原油属于“三高”原油，物理性质比较恶劣。原油粘度受温度的影响比较大。正常情况下，以稳定的温度、排量外输时，管带附近形成比较稳定的温度场，平均温度、等效粘度、管压稳定。当长输线因穿孔、盗油、连头等原因停输时，其平均温度随着时间的延长而降低，等效粘度升高，当再次启泵顶替低温油时，顶替压力升高，可能超过泵的扬程。此时，适当地降低顶替排量，可以降低顶替压力，但是，排量降低后，带来两个不利因素：其一，单位时间内，输入长输线的热量降低，可能低于散失的热量；其二，顶替排量降得越低，顶替低温油所需的时间越长，管线中的低温油平均温度下降得更多，粘度增加更多，顶替压力升高，超过泵的扬程，顶替排量需要再次降低，当顶替排量低于最小安全输送排量是，最终发生凝管事故。
因此，计算长输线安全停输时间，对于集输中作中防止凝管事故的发生具有重要的指导意义。
二、已知条件
1、长输线外径0.219m，内径0.207m，当量粗糙度e=0.19mm，联合站至长输二号站一段长20000m。
2、据统计，一年中2月份地温最低，约为6℃，8月份最低，约为26℃。我们以2月份代表冬季，以8月份代表夏季进行计算，先计算冬季相关数据。
3、冬季以80m3/h，90℃外输时，末点温度63.9℃，末点压力0.03MPa，管压2.45MPa；夏季以80m3/h，90℃外输时，末点温度65.9℃，末点压力0.03MPa，管压2.33MPa。
4、外输原油密度取70℃的密度907kg/m3，比热2035J/（kg.℃）。
5、根据实测的不同温度下外输原油的粘度，进行线性回归，得出我厂外输原油粘温特性式如下：
ν=356.1e（70-T）*υ
υ：粘温指数：回归后为0.053771/℃
T：为温度，℃
根据粘温特性式可以算出相应温度下外输原油的粘度。
三、根据轴向温降计算长输线总传热系数、平均温度、等效粘度、乳化油的粘度、沿程水力损失
1、总传热系数K.
代入相关数据，计算出2月份长输线总传热系数K=1109.5w/（m2.℃）
2、轴向温降公式
代入相关数据，计算出2月份长输线轴向温降。
3、平均温度计算
根据轴向温降公式，通过定积分，可以计算长输线平均温度
代入相关数据，当排量80m3/h，外输温度90℃，地温为6℃时，长输线平均温度为76.1℃。
4、等效粘度
根据我厂外输原油粘温特性式，76.1℃时，对应等效粘度为256cSt。
5、乳化水的影响
在转相点以前乳化水对粘度的影响可以用下式计算
令Ψ=1.5%，76.1℃时，对应的乳化油粘度为265cSt。
6、沿程水力损失
根据等效粘度，用列宾宗公式，计算出沿程水力损失hf。
当外输排量为80m3/h，温度为90℃，地温为6℃时，代入其他相关数据，计算出沿程水力损失hf=2.42MPa。
四、长输线最小安全外输排量的计算
保持外输温度90℃、地温为6℃不变，用前面的方法计算不同外输排量时的管损hf，做出曲线。
①区（0-7m3/h）为小流量区，管损随着流量的增加，急剧增加，曲线很陡。原因是在该区域内，输入的热量相对于散失的热量来说太小，随着排量的上升，平均温度增加不多，基本上接近地温，粘度变化不大，流量对于管损的影响起主导作用，同时因温度低，粘度高，流量的主导作用表现得更加突出。
②区（7-40m3/h）为中等流量区，管损随着流量的增加，反而下降。原因是在该区内，随着排量的上升，温度上升快，粘度急剧下降，流量对于管损的影响起次要作用，粘度对于管损的影响起主导作用，粘度对于管损的影响略大于流量对粘度的影响。
③（40m3/h以上）区为大流量区，管损随着流量的增加，缓慢增加。原因是在该区内，随着排量的上升，平均温度接近起点温度，粘度变化不大，流量对于管损的影响起主导作用，流量对于管损的影响略大于粘度对于管损的影响。
由以上的分析可知，③区为稳定工作区。①区流量小，但消耗很大的压头，为非工作区。②区为不稳定工作区，当管道因某种故障流量减少时摩阻损失反而增加，可能掉入①区，管损超过泵的扬程，发生危险。因此，在①区、②区运行时既不安全，又不经济，必须避免。从曲线上看，当外输温度为90度时，进入③区的最低排量约为40m3/h。
于是我们定义刚进入③区的排量为最小安全输送排量（外输温度一定时）。
五、停输时间与平均温降计算
假设长输线按某温度、某排量稳定外输，因某种原因突然停输，明确平均温度的下降速度，对于安全外输具有重要的指导意义。
1、推导散热系数ξ
令长输线外径为D（m），内径为d（m），长为ι（m），停输前稳定排量为Q（m3/h），密度为e（kg/m3），比热为CJ/（kg.℃）t（s）时间内某质点从起点运动到末点，其温度由起点的TR（℃），下降到末点的TZ（℃），其间的平均温度为TP（℃），地温为TO（℃），管道的散热系数为ξJ/（m2.s.℃），温度T时的散热功率为P（w），平均散热功率为PP（w），t时间内散热量为Q散。
散热系数ξ：因外输温度、排量的变化，导致平均温度发生变化，一起代入计算，ξ的值不变。即在管道环境（地温等）、特性（保温等）一定的情况下，ξ为一定值，不受外输温度、排量的影响。
从长输线实际情况进行反算，代入相关数据，得出地温为6℃时的ξ值为1.10945729J/（m2.s.℃）
2、计算温降
停输时间χ秒后，管道平均温度从T1下降为T2，ΔT=T1-T2℃
长输线以90℃、80m3/h稳定外输，因某种原因突然停输，代入相关数据，计算出停输时间t（h）后，平均温度的下降量ΔT℃，作出曲线。
六、安全停输时间
当长输线以90℃，80m3/h稳定外输时，因某种原因停输x小时（h）。算出相应的温降、平均温度、对应的粘度，由前面的计算知：长输线最小安全排量约为40m3/h，如果再次启泵时，以40m3/h稳定外输，顶替“低温油”，用列宾宗公式，可以计算出对应的顶替压力，作出曲线。
限定最高顶替压力不超过泵的扬程3.2MPa，将对应的停输时间，确定为安全停输时间。从曲线可知：在90℃，80m3/h外输时，冬季长输线安全停输时间约为6.5小时。
同样的方法可以计算在不同的外输排量、温度及不同地温的情况下，长输线安全停输。
七、结束语
不同的外输温度、排量，以及不同地温的情况下，长输线安全停输的时间是不一样的。外输温度越高，排量越大，地温越高，安全停输时间越长。