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 76342021
海底输气管道工艺设计规范
Specification for process design of subsea gas pipeline
2022－02－16 实施
2021－1116 发布
国家能源局 发布 SY/T 76342021
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 5 设计内容和设计方法 5.1 总则 5.2 管径选择 5.3 水力热力计算 5.4 清管方案设计 5.5 段塞工况设计 5.6 管道平衡压力设计 5.7 管道储气能力 5.8 水合物抑制方案设计附录A（资料性）天然气物性一般测定项目
Ⅱ
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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、王军、周良胜、陈晶华、张文欣、李濛。
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II SY/T 76342021
海底输气管道工艺设计规范
1 范围
本文件规定了海底输气管道的输送工艺设计原则、设计内容和设计方法。 本文件适用于新建或改（扩）建海底输气管道的输送工艺设计。
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。
GB/T23803—2009石油和天然气工业海上生产平台管道系统的设计和安装 GB 50251—2015输气管道工程设计规范 SY/T5922—2012　天然气管道运行规范
3术语和定义
下列术语和定义适用于本文件。
3.1
海底输气管道 直 subsea gas pipeline 用以输送气田的天然气和油田的伴生气且管道入口输送条件下输送介质为单一气相的海底管道。
3.2
冲蚀速度 erosion velocity 引起管道内壁金属磨蚀的临界速度。
3.3
段塞流slug flow 管道中一段气柱、一段液柱交替出现的气液两相流动状态。
3.4
滞液量liquid holdup 管道在输送过程中留在管内的液体量。
3.5
水露点 water dew point 气体在一定压力下析出第一滴水时的温度。
3.6
水合物抑制剂 hydrate inhibitor 抑制水合物生成的化学添加剂。 注：一般可分为热力学抑制剂和低剂量水合物抑制剂
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3.7
热力学抑制剂thermodynamicinhibitor 可以改变水合物相平衡条件的化学添加剂。 注：甲醇、乙醇和乙二醇等，其用量一般较大。
3.8
低剂量水合物抑制剂low dosage hydrate inhibitor (LDHI) 相对于热力学抑制剂而育，用量较低的水合物抑制剂，一般不能改变水合物的相平衡条件。 注：一般可分为动力学抑制剂和阻聚剂。动力学抑制剂一般不能改变水合物的相平衡条件，但可降低水合物的生
成速度。阻聚剂一般不能改变水合物的相平衡条件，但可控制水合物的生成形态和生成量，防止管道中的水合物聚结。
3.9
压力平衡点pressurebalancepoint 当管道停输时，管道高压端的气体逐渐流向低压端，起点压力下降，终点压力上升，最终达到平
衡压力。此平衡压力值与正常输气时管道某一位置处压力值相同，此位置为压力平衡点。
4设计原则
4.1海底输气管道工艺设计应根据气源条件、输送距离、输量、流体物性、管道上下游要求，以及与已建管网的关系，对管道进行系统优化设计，经综合分析和技术经济对比后确定。 4.2设计输量应根据设计委托书规定的输量或者项目所需输送的实际输量确定。 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350d考虑。 4.4输气管道工艺设计至少应具备下列资料：
管道气体的组分（一般测定项目见附录A）；气源的数量、位置、供气量及其可变化范围气源的压力、温度及其变化范围；沿线用户对供气压力、供气量及其变化的要求，当要求利用管道储气调峰时，应具备用户的用气特性曲线和数据；沿线自然环境条件，如海底管道所处海域的气温、水温和泥温，管道路由高程数据，管道埋深。
4.5稳态和动态模拟的计算软件应经工程实践验证。 4.6海底输气管道工艺设计中应合理利用气源压力。 4.7 当管道采用内壁减阻涂层时，应经技术经济比较确定。 4.81 输气管道应设置清管设施。
）输气管道应设有可靠的安全应急关断设施，输气管道宜在管道入口和管道出口设计泄压放空设施。
4.9
5设计内容和设计方法 5.1 总则
海底输气管道工艺设计主要包括以下内容： a）管径选择； b）水力热力计算； c）清管方案设计； d）段塞工况设计； e）气体管道平衡压力设计；
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f）气体管道储气能力； g）水合物抑制方案设计。
5.2管径选择
5.2.1海底输气管道管径应综合管道输量、管道进出口压力和温度，管内流体速度限制，进行技术经济比较，优选管径。 5.2.2海底管道输送无腐蚀介质时，气体流速宜不大于25m/s；含腐蚀介质的管道最大流速宜满足下列条件：
管道冲蚀速度按照GB/T23803—2009中5.5.1的公式计算；注缓蚀剂等化学药剂的管道，需考虑气体流速产生的剪切应力对药剂涂层的剥离作用，具体流速数值由实验确定：已建管道最大允许流速应根据管道内腐蚀检测数据、管输流体性质等情况确定。
5.2.3管径选择时，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水力热力计算 5.3.1输送过程中无液相的输气管道，水力计算应遵循GB50251一2015中3.3.2的规定，管道沿线任意点的温度计算应遵循GB50251—2015中3.3.3的规定。 5.3.2输送过程中有液相的输气管道，可采用Oliemans模型进行水力计算，也可采用经工程实践验证的工程软件进行计算 5.4清管方案设计 5.4.1对于钢制海底输气管道应满足智能检测要求。 5.4.2海底输气管道宜根据管道下游对段塞量的限制条件控制管内的滞液量，制定清管频率。 5.4.3普通清管球速度不宜超过5m/s， 智能清管流速宜控制在1m/s～3m/s。 5.5段塞工况设计 5.5.1段塞工况设计包括地形引起的段塞、正常水力段塞和清管段塞，段塞分析应包括以下工况：
清管作业；输量变化：输送压力、温度变化；管道停输再肩动：
5.5.2段塞分析应给出段塞流体积、段塞泄放时间、下游需要储存的段塞量和下游断气时间等。 5.6 管道平衡压力设计 5.6.1对于长距离输气管道，宜选取管道高高关断压力进行平衡压力分析，平衡压力可按照SY/T 5922—2012中B.2的公式计算。 5.6.2海底输气管道平衡压力分析应给出管道的平衡压力、压力平衡的时间和压力平衡点。 5.7 管道储气能力 5.7.1长距离海底输气管道应进行储气能力分析，储气能力可按照SY/T5922—2012中B.4的公式计算。 5.7.2管道储气能力计算应首先确定最大输送压力，最大输送压力应取上游提供的最大压力和管道的
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最大承受压力的低值。其次，应确定下游可接受的最低管道出口压力。 5.8水合物抑制方案设计
5.8.1对于海底输气管道，尤其是高压低温管道，应进行水合物生成预测模拟，在此基础上判断注入水合物抑制剂的必要性和用量。无抑制剂/纯水体系中（不含盐类和醇类）水合物的热力学条件推荐采用基于分子热力学理论建立的模型，如Van der Waals-Platteeuw、Chen-guo等模型。在工程设计过程中，水合物的相平衡计算可采用经工程实践验证的工程软件。 5.8.2海底输气管道水合物控制方法包括清管作业、注人热力学抑制剂和注人低剂量水合物抑制剂等。
a）清管作业应评估操作过程中清管器卡堵的风险。 b）采用热力学抑制剂时，应满足水露点比输送条件下最低管输温度低5℃。水合物热力学抑制
剂用量可利用现有工程软件进行计算。 c）使用低剂量水合物抑制剂宜考虑其时效性。
5.8.3需连续注人水合物抑制剂时，宜采用乙二醇（一般为其水溶液）；间歇注人或解堵工况，可使用甲醇，在使用甲醇作为水合物抑制剂时，应考虑其毒性。
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