ICS 75.180.10 CCS E 94
SY
中华人民共和国石油天然气行业标准
SY/T 76352021
海底输油管道工艺设计规范
Specification for process design of subsea oil pipeline
2022－02－16 实施
2021一11一16 发布
国家能源局 发布 SY/T 76352021
目 次
前言· 1范围 2规范性引用文件 3术语和定义 4 设计原则
I
设计内容和设计方法 5.1 总则 5.2 管径选择 5.3 保温分析 5.4 水力计算 5.5 热力计算 5.6 安全停输时间 5.7 停输置换 5.8 启动 5.9 安全输量 5.10 清管附录A (资料性) 原油物性测定项目附录B (资料性) 海底输油管道水击压力计算公式附录C (资料性) 海底输油管道停输工况热力计算公附录D (资料性) 稠油管道冷启动顶挤时间计算公式
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. SY/T 7635—2021
前創言
本文件按照GB/T1.1—2020《标准化工作导则第1部分：标准化文件的结构和起草规则》的规定起草。
请注意本文件的某些内容可能涉及专利。本文件的发布机构不承担识别专利的责任。 本文件由石油工业标准化技术委员会海洋石油工程专业标准化技术委员会提出并归口。 本文件起草单位：中海油研究总院有限责任公司。 本文件起草人：路宏、陈宏举、周良胜、王军、陈晶华、张文欣、李濛。
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II SY/T 76352021
海底输油管道工艺设计规范
1 范围
本文件规定了海底输油管道的输送工艺设计原则、设计内容、设计方法。 本文件适用于新建或改（扩）建的海底输油管道输送工艺设计。
2 规范性引用文件
下列文件中的内容通过文中的规范性引用而构成本文件必不可少的条款。其中，注日期的引用文件，仅该日期对应的版本适用于本文件；不注日期的引用文件，其最新版本（包括所有的修改单）适用于本文件。
GB50253—2014输油管道工程设计规范 SY/T 0605—2016凝析气田地面工程设计规范
3术语和定义
GB50253、SY/T0605界定的以及下列术语和定义适用于本文件。
3.1
海底输油管道subseaoilpipelinedocument 用以输送原油、凝析油，且输送条件下没有气相的海底管道。
3.2
操作压力 J operation pressure 在稳定操作条件下，一个系统内介质的压 「来源：GB502532014，2.0.18]
3.3
操作温度operation temperature 在稳定操作条件下，一个系统内介质的温度。 「来源：GB502532014，2.0.19]
3.4
水击压力 surge pressure 在管道中，由于液流速度突然改变而引起管道内的压力变化现象称为水击，该压力的幅值称为水击
压力。
［来源：GB50253—2014，2.0.22]
3.5
总传热系数 overall heat transfer coefficient 当流体和周围介质的温差为1℃时，单位时间内通过单位传热表面所传递的热量。
3.6
置换displacement
1 SY/T 76352021
使用另一种介质将管内现有介质替换出去的操作。
3.7
预热preheating 管道初始启动或再启动时，采用预热源对管道预先加热的操作。
3.8
安全输量 safety flowrate 在管道操作压力和操作温度允许范围内的最小输量。
3.9
安全停输时间safetyshutdowntime 热油管道停输后，管内某一位置介质的温度降至其凝点的时间。
3.10
再启动 restart 管道停输之后重新恢复生产的操作。
3.11
高凝原油highsolidifyingpointcrudeoil 凝点高于环境温度的原油。
3.12
原油 crude oil 石油采出后的液相部分。 【来源：GB50253—2014，2.0.14]
3.13
凝析油condensateoil 从凝析气井井流物中回收的液体烃类混合物的总称。 ［来源：SY/T0605—2016，3.5]
3.14
反常点 abnormal point 原油由牛顿流体特性到非牛顿流体特性的温度转变点，注：原油呈现牛顿流体特征的最低温度。
4设计原则
4.1海底输油管道的输送工艺设计应根据油气田开发规模、油品物性、产品方案和自然条件等具体情况，结合油气处理流程和储运工艺流程，通过经济技术比较，提出安全、合理、经济、节能的管输方案。 4.2设计输量应根据设计委托书规定的输量或者项目开发规模确定。 4.3管道的年工作天数应按设计委托书或合同规定，如果没有明确，可按330d考虑。 4.4输油管道工艺设计应具备下列资料：
原油、凝析油一般物性（一般测定项目可参考附录A）；管道输送规模或输量要求；上下游的压力、温度要求；沿线白然环境条件，例如海管所处海域的气温、水温和泥温，海管路由高程数据，海管埋深。
4.5所采用的模拟计算软件应经工程实践验证。
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4.6输送高凝原油时，宜采用保温输送方式，也可采用加热输送或进行原油改性处理后输送。 4.7输送稠油时，宜采用保温输送方式，也可采用加热降黏或加剂降黏措施输送，并应进行加剂剪切失效实验分析。 4.8稳态和动态模拟的计算软件应经工程实践验证。 4.9当管道采用新型保温材料（聚氨酯泡沫以外的保温材料）时，应经技术经济比较确定。
5设计内容和设计方法 5.1 总则
海底输油管道工艺设计应包括下列内容： a）管径选择： b）保温分析； c）水力计算； d）热力计算， e）安全停输时间； f）停输置换； g）启动; h）安全输量； i）清管。
5.2管径选择 5.2.1应综合流体性质、流速、压降、 温降、输送压力及流动保障要求进行技术经济比较，优选管径。 5.2.2管道的出口压力应满足管道末端工艺处理设施的压力要求，同时综合考虑管道起点所能提供压力的合理性。 5.3保温分析 5.3.1海底输油管道是否需要保温，应综合管内输送流体的凝点、黏度及环境温度等因素来确定。 5.3.2管道正常输送时沿线各点温度至少高于原油凝点3℃～5℃以上，宜结合析蜡特性合理确定输送温度。 5.3.3管道的保温形式、材料选择和保温层厚度考虑输送流体的性质及输送压力的要求，并进行技术经济比较。 5.4水力计算 5.4.1水力计算应包括沿程压降、输送压力、管内流速、水击压力等。 5.42输送压力应根据管道输送距离、输量、流体性质和上下游工艺设施要求及能力确定， 5.4.3考虑管道关断工况的水击压力，水击压力的计算可参考附录B。 5.4.4当管内输送原油为牛顿流体时，沿程摩阻损失按照GB502532014中3.2.6的规定计算。 5.4.5当管内输送原油为幂律流体时，沿程摩阻损失按照GB50253一2014中3.2.8的规定计算。 5.4.6管道的水力计算可采用经工程实践验证的工程软件。 5.5 热力计算 5.5.1 管内平均温度计算按照GB502532014中3.2.7的规定计算。
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5.5.2管内沿程温降计算按照GB502532014中3.2.9的规定计算。 5.5.3总传热系数需要结合管道铺设在位状况、管道结构形式、输送方式、保温层厚度、保温材料性质、环境条件等进行计算。 5.5.4管道的热力计算可采用经工程实践验证的工程软件。 5.6安全停输时间
5.6.1 海底管道停输工况应进行停输温降和安全停输时间分析。 5.6.2 停输温降计算可参考附录C。 5.6.3 安全停输时间的计算可参考附录C。 5.7停输置换 5.7.1管道停输包括计划停输和应急事故停输。 5.7.2对于高凝原油管道，若停输和再启动时间不超过管道的安全停输时间，则管道内的介质无需置换；若停输和再启动时间顶预计超过管道的安全停输时间，则宜尽早对管内介质进行置换，且应保证管道内的流体在安全停输时间内完成置换 5.7.3当海底管道输送介质为稠油时，应进行环境温度下冷流体顶挤启动的工况分析，管道停输后宜选择置换。稠油冷油顶挤时间计算公式参考附录D。 5.7.4置换介质考虑用凝点低于环境温度的流体，如水源井水、生产水、柴油或经处理后满足防腐要求的海水等，置换时宜考虑采用泡沫清管球或者柴油头等对冷置换介质和热原油进行隔离。 5.7.5应急置换工况综合考虑应急电源的供电能力和供应时间，应急电源应满足管道置换过程的用电量要求和运行时间需求。 5.8启动 5.8.1 管道启动包括初始投产启动和停输后再启动。 5.8.2高凝原油管道启动前应先预热，预热后管内壁温度应高于原油凝点3℃～5℃。 5.8.3输送稠油的管道，启动前宜先预热，预热后管内壁温度应确保管道能够正常启动。 5.8.4预热介质可选择水源井水、生产水、高含水井流物或经处理后满足防腐要求的海水，介质温度不满足要求时可考虑加热。 5.8.5预热分析内容应包括预热介质来源、流量、温度、压力、时间等要求。 5.93 安全输量 5.9.1 安全输量应满足停输置换的要求。 5.9.2 区域开发的管网，安全输量应满足整人管网的安全输送和停输置换要求。 5.10清管 5.10.1对于钢质管道应满足智能检测的需求。 5.10.2智能清管器速度宜控制在1m/s~3m/s。 5.10.3 对于正常输送存在析蜡风险的管道，宜结合蜡沉积分析结果给出推荐的清管频率。
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