标准规范下载简介
SY／T 7635-2021 海底输油管道工艺设计规范.pdfICS 75.180.10 CCS E 94
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ion for process design of subsea oil p
2022一02一16实施
道路、园林绿化、给排水、路灯、燃气预埋导管、强电高低压工程、挡土墙等工程施工组织设计SY/T 76352021
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本文件按照GB/T1.1一2020《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、李濠。
本文件按照GB/T1.1一2020《标准化工作导则第1部分：标准化文件的结构和起草规则》 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。
本文件规定广海底输油 设计内容、设计方法 本文件适用于新建或改 建的海底输油管道输送工艺设计
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海底输油管道工艺设计规范
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 50253—2014输油管道工程设计规范 SY/T0605—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operation pressure 在稳定操作条件下，一个系统内介质的压 [来源: GB 502532014,2.0.18] 3.3 操作温度operationtemperature 在稳定操作条件下，一个系统内介质的温度。 [来源 : GB 502532014, 2.0.19] 3.4 水击压力surgepressure 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 : GB 502532014, 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
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.1海底输油管道的输送工艺设计应根据油气由开发规模、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输送高避原油时，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。
海底输油管道工艺 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。
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。
5.3.1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。
5.3.1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。
5.4.1永力计算应包括沿程压降、输送压力、管内流速、水击压力等。 5.4.2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GB50253—2014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GB502532014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
平均温度计算按照GB502532014中3.2.7的
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管内程温降计算按照GB50253 2014中3.2.9的规定计算。 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 环境条件等进行计算。 4管道的热力计算可采用经工程实践验证的工程软件。
5.6.1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。
5.7.1管道停输包括计划停输和应急事故停输。 5.7.2对于高原油管道，若停输和再眉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
5.7.1管道停输包括计划停输和应急事敌停输。 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 决；若停输和再启动时间顶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 书三间重书
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并水、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。
5.8.1管道启动包括初始投产启动和停输后再启动。
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，安全输量应满足整个管网的安全输送和停输置换要求。
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。
A.1原油一般物理性质测定项目
原油一股物理性质测定内容参见表A.1
原油一股物理性质测定内容参见表A.1
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表 A.1 原油一般物理性质测定项目
A.2凝析油一般物理性质测定项目
225省道南延工程钢便桥设计方案与施工组织设计凝析油一般物理性质测定内容参见表A.2
表A.2凝析油一般物理性质测定项目
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A.3原油及凝析油流变性测定项目
表 A.3原油及涤析油流变性测定项目
管道水击压力计算见公式(B.1)：
某某电子商务中心工程施工组织设计SY/T 76352021
附录B (资料性) 海底输油管道水击压力计算公式