中国石油工程设计大赛方案设计类作品.docx

团队编号：16105004中国石油工程设计大赛方案设计类作品比赛类别油气田开发工程单项组 完成日期2016年4月14日中国石油工程设计大赛组织委员会制作品简介本设计方案是在调研与学习相关的国家、行业以及企业标准、油气油气集输工程、Safety Regulations for FPSU等以及石油工程领域最新文献资料的基础上，参照海洋石油工程设计指南中的相关要求，针对目标区块设计工程方案进行的综合性优化与设计。本设计方案研究目标区块为一具有复杂断层的半背斜断块油气藏。根据大赛给出的基础数据以及查阅相关规范，设计了多套方案，后通过方案的可行性和经济性比选，最终选择了一种海底井网部署方案进行详细设计。在方案设计中，用 AutoCAD软件对井网进行综合部署；用Microsoft Visual Studio2013软件对海底汇管位置进行最优计算以及产出的石油和天然气的基本物性参数进行了计算；用PIPEASE软件和Excel软件对整套海底油气田设计方案中管道系统进行了管网仿真，包括管道在不同管径、壁厚、海管埋地深度、保温层的压力变化和温度变化进行了综合模拟，最后优选出一套最佳方案。此外，综合考虑基础设计数据，选取FPSO作为海洋油气田的主要集输处理中心，并对FPSO进行了初步设计，对处理站的流程进行了设计，分别进行了分离器、压缩机组、脱酸装置、脱水装置的设计计算，选出适合方案设计的设备。本设计还对整个油气田的自控系统、电力工程、通信工程、给排水及消防、供热和暖通、生产维修工程、安全、节能节水及海洋环境保护等方面进行了详细的描述，完成了一套完整的油气田开发设计方案。目录作品简介I第一章 总论11.1 设计原则11.2 相关的法律、法规和标准11.3 油气田概况41.3.1 井位布置41.3.2 自然环境5第二章 集输管线管网设计布局72.1 混输管线设计72.1.1 管径的初步选择92.1.2 管道壁厚的选择142.1.3 管材的选择162.2 混输管线的模拟校核172.2.1 模拟参数确定172.2.2 混输管线的数值模拟202.2.3 混输管线数值模拟结果292.3 油气多相混输泵的选择312.3.1 各种海底油气多相混输泵的研究和应用情况312.3.2 混输泵的选择352.4 防腐与阴极保护372.4.1 防腐与腐蚀监控372.4.2 阴极保护392.5 线路保温层的选择402.5.1 保温材料的选用原则402.5.2 保温材料的选用40第三章 FPSO海上浮式生产储油船423.1 FPSO总体设计423.1.1 总体设计概念423.1.2 设计规范和标准433.1.3 主船体尺度的确定433.2 FPSO结构设计453.2.1 结构设计内容453.2.2 结构特点453.2.3 船体结构设计载荷453.2.4 船体强度分析453.3 FPSO系泊系统设计453.3.1 单点系泊功能463.3.2 单点系泊系统463.3.3 设计规范与法规473.4 FPSO立管系统设计473.5 FPSO货油外输系统设计483.5.1 靠泊方式483.5.2 运输油轮483.5.3 FPSO艇部原油外输作业的基本操作过程493.5.4外输泵选型503.6 FPSO数字化设计513.7 主要处理流程及设备选取513.7.1 处理流程513.7.2 主要设备选取52第四章 港口接收站设计704.1 码头选址704.2 LNG接收终端的选择704.3 原油接收终端的选择714.4 接收站的计量与再处理72第五章 给水工程、污水处理735.1 给水工程735.1.1 用户及用水量计算735.1.2 海水提升泵745.2 污水处理755.2.1 海上含油污水的排放标准755.2.2 设计条件765.2.3 水处理流程765.2.4 生活污水处理76第六章 自动控制786.1 设计范围786.2 设计原则786.3 SCADA786.4 自动控制系统方案796.4.1 油田管理模式796.4.2 系统配置796.4.3 仪表选型80第七章 消防安全827.1 危险区域划分827.1.1 危险区域划分的目的827.1.2 危险区域划分的原则827.1.3 危险区域划分的规范837.2 防火区域划分837.2.1 防火区域划分的目的837.2.2 防火区域划分的原则837.2.3 火灾的分类847.2.4 防火区域划分的规范857.3 消防水系统857.3.1 消防水系统的介绍857.3.2 消防水系统的设计86第八章 电力系统898.1 电力系统简介898.2 电力系统的构成898.3 电力系统的设计范围918.4 电力系统设计应遵循的规范与标准92第九章 通信系统939.1 通信系统简介939.2 通信系统分类939.3 通信系统内容939.3.1 卫星地球站（TES）939.3.2 中短波单边带无线电台（SSB）949.3.3 微波扩频通信（SSR）949.3.4 海底电缆通信949.3.5 电话系统（PABX）959.3.6 声力电话系统（SPT）969.3.7 广播娱乐报警系统（PA）969.3.8 应急无线电设备969.3.9 气象系统979.3.10 局域网97第十章 海洋环境保护9810.1 环境保护采用的标准9810.1.1 海上工程设计采用的环境保护法规9810.1.2 海上工程设计采用的环境保护标准9810.2 环境保护控制的目标9810.3 主要污染源和污染物9810.3.1 水污染源及污染物9810.3.2 固体及废物污染源及污染物9910.3.3 噪声、振动的污染源和污染物9910.4 控制污染与生态破坏的初步方案9910.4.1 水污染控制方案9910.4.2 固废污染控制方案9910.4.3 噪音污染控制方案99第十一章 职业卫生10011.1 编制依据10011.1.1 相关法律法规10011.1.2 相关标准和规范10011.1.3 中国海洋石油总公司规则10011.2 职业病危害及防护措施10111.2.1 职业病危害因素10111.2.2 主要防护措施及防护设备101附录一 费马点程序104附录二 距离计算程序105附录三 物性计算程序107第一章 总论1.1 设计原则1、贯彻国家基本建设方针政策，遵循国家和行业的各项技术标准、规范。 2、贯彻“安全、环保、节能、高效、科学、适用”的指导思想，紧密结合上、下游工程，以保证集输系统和原油处理厂的安全、平稳地运行，减少本工程对环境的污染。3、合理利用井口流体的压力能，适当提高集输系统压力，降低集输能耗。4、充分利用周边地区已建设施，因地制宜，力求设计方案工艺流程简洁、布局合理、投资节省。5、结合整体开发方案考虑地面工程设计，为改扩建留有余地，使油田整体开发时能充分利用试采工程已建设施。1.2 相关的法律、法规和标准1、有关的国家法规中华人民共和国文物保护法 2007年12月29日 中华人民共和国水土保护法 1991年6月29日 中华人民共和国环境保护法压力容器安全技术监察规程 质技监局发1999154号； 中华人民共和国安全生产法 主席令第70号（2002）；中华人民共和国消防法 主席令第6号（2008）； 石油天然气管道保护条例 国务院令第313号； 危险化学品安全管理条例 国务院令第344号； 使用有毒物品作业场所劳动保护条例 国务院令第352号；特种设备安全监察条例 国务院令第59号（2009）； 中华人民共和国防洪法； 中华人民共和国河道管理条例； 国家、行业和工程所在地河道、航道的其他相关政策、法规。2、有关的国家标准、规范及技术规定油气集输设计规范（GB 50350-2005）输送流体用无缝钢管（GB/T 8163-2008） 石油化工建（构）筑物抗震设防分类标准（GB 50453-2008） 油气输送管道线路工程抗震技术规范（GB50470-2008） 油气输送管道穿越工程设计规范（GB50423-2007）建筑抗震设计规范（GB 50011-2001）（2008年版） 火灾自动报警系统设计规范（GB 50116-1998） 电子计算机机房设计规范（GB 50174-93）石油化工企业自动化仪表选型设计规范（SH 3005-1999） 石油化工仪表管道线设计规范（SH/T 3019-2003） 石油化工可燃气和有毒气体检测报警设计规范（SH 3063-1999）油气田及管道仪表控制系统设计规范（SY/T 0090-2006）油气田及管道计算机控制系统设计规范（SY/T 0091-2006）油气管道仪表及自动化系统运行技术规范（SY/T 6069-2005）石油化工企业控制室和自动分析器室设计规范（SH 3006-1999）石油化工仪表供电设计规范（SH/T 3082-2003） 石油化工仪表接地设计规范（SH/T 3081-2003） 工业企业通信设计规范（GBJ 42-93）工业电视系统工程设计规范（GBJ115-87） 视频安防监控系统工程设计规范（GB50395-2007） 长途通信光缆线路工程设计规范（YD5102-2005）全介质自承式光缆（DL/T 980-2002） 石油化工企业电信设计规范（SH/T3153-2007）石油化工装置电信设计规范（SH/T3028-2007）入侵报警系统工程设计规范（GB50394-2007） 供配电系统设计规范（GB 50052-95） 10kV及以下变电所设计规范（GB 50053-94） 电力装置的继电保护和自动装置设计规范（GB/T 50062-2008）电力装置的电测量仪表装置设计规范（GB/T 50063-2008）爆炸和火灾危险环境电力装置设计规范（GB 50058-92） 通用用电设备配电设计规范（GB 50055-93）电力工程电缆设计规范（GB 50217-2007） 低压配电设计规范（GB 50054-1995） 钢制压力容器（GB 150-1998）第1，2号修改单 承压设备无损检测（JB/T4730.14730.6-2005）污水综合排放标准（GB 8978-96）建筑设计防火规范GB50016-2006 建筑地面设计规范（GB 50037-96） 建筑内部装修设计防火规范（GB 50222-95（2001年修订本） 民用建筑热工设计规范（GB 50176-93）建筑物防雷设计规范（GB 50057-94（2000年版） 砌体结构设计规范（GB 50003-2001（2002年局部修订版） 建筑地基处理技术规范（JGJ 79-2002）建筑结构可靠度设计统一标准（GB 50068-2001）建筑地基基础设计规范（GB 50007-2002）混凝土结构设计规范（GB 50010-2002） 电力设施抗震设计规范（GB 50260-96）交流电气装置的过电压保护和绝缘配合（DL/T 620-1997）交流电流装置的接地（DL/T 621-1997）生活饮用水卫生标准（GB 5749-2006）建筑物电子信息系统防雷技术规范（GB50343-2004） 建筑灭火器配置规范（GB50140-2005） 锅炉大气污染物排放标准（GB13271-2001） 工业企业设计卫生规范（GBZ1-2002） 钢质管道外腐蚀控制规范（GB/T 21447-2008）埋地钢质管道聚乙烯防腐层（GB/T 23257-2009） 钢质管道聚乙烯胶粘带防腐层技术标准（SY/T0414-2007）埋地钢质管道阴极保护技术规范（GB/T 21448-2008）埋地钢质管道硬质聚氨酯泡沫塑料保温层技术标准 （SY/T0415-1996） 阴极保护管道的电绝缘标准（SY/T0086-2003）石油化工设备和管道涂料防腐蚀技术规范（SH3022-1999）输油（气）钢质管道抗震设计规范（SY/T0450-2004） 管道干线标记设置技术规定（SY/T6064-94） 钢质管道穿越铁路和公路推荐做法（SY/T0325-2001） 工业企业厂界噪声标准GB12348-2008 工业企业噪声控制设计规范GBJ 87-85 压力容器安全技术监察规程1999版 钢制焊接常压容器（JB/T 4735-1997） 钢制焊接常压容器（JB/T4735-1997）钢制卧式容器（JB/T4731-2005） 石油化工企业燃料气系统和可燃气体排放系统设计规范 （SH3009-2001）油气田柴油机发电站设计规范（SY/T0080-2008）锅炉房设计规范（GB50041-2008） 石油化工安全仪表系统设计规范（SH/T 3018）管道下向焊接工艺规程（Q/CNPC78-2002） 管道干线标记设置技术规定（SY/T6064-94）油气输送管道穿越工程施工规范（GB50424-2007） 钢制管道焊接及验收规范（SY/T4103-2005） 油气管道焊接工艺评定方法（SY0452-2002）涂装前钢材表面预处理规范（SY/T0407-97） 涂装前钢管表面锈蚀等级和除锈等级（GB/T8923-88） 埋地钢质管道阴极保护参数测试规范（SY/T0023-1997）阴极保护管道的电绝缘（SY/0086-1995） 油气输送管道穿越工程设计规范（GB 50423-2007）；1.3 油气田概况1.3.1 井位布置本次设计方案研究目标区块为一具有复杂断层的半背斜断块油气藏。工区面积约5.5km，东西宽约1858m，南北长约2980m。构造区距离最近港口油库为120海里，区域水深13501525m。1.3.2 自然环境1.3.2.1 风向和风速经统计，该海域主导风向为 NE，次主风向S，风玫瑰见下图：图1-1 风玫瑰图1.3.2.2 水文条件1.3.2.2.1 水温海区表层及近底层水温参数见下表：表1-1 水温参数位置水温（）最高最低表层水温29.017.0近底层水温（1500m深度）3.52.0在进行管网设计及数值模拟的过程中，海底埋地管线采用海区1500m深度的最低温度进行计算。1.3.2.2.2 波浪由于该海域海浪以风浪为主，常浪向与主风向具有较强的一致性，该海域的主浪向为NE，次主浪向为S，浪玫瑰见下图：图1-2 浪玫瑰图1.3.2.2.3 海流该海域主流向为WNW，流玫瑰见下图：图1-3 流玫瑰图第二章 集输管线管网设计布局2.1 混输管线设计本次集输管网设计的目标为将油田所产油气进行集中并处理，安全输送至海岸处终端接收站（距开发区块120海里）进行进一步处理或外输。该区块部署新井12口，同一坐标位置部署两口相邻的生产井，井口坐标如下表2-1所示：表2-1 井口位置坐标井号井口坐标XY13218824839862321340248317333212162482615432228424839845321968248316663221592482302根据6个井口位置，通过费马点（“费马点”是指位于三角形内且到三角形三个顶点距离之和最短的点。若给定一个三角形ABC的话，从这个三角形的费马点P到三角形的三个顶点A、B、C的距离之和比从其它点算起的都要小。这个特殊点对于每个给定的三角形都只有一个）的计算，可以得出集输点的坐标P（321685，2483216）。利用Microsoft Visual Studio2013软件进行费马点P的计算，如下图2-1所示，代码见附录一：图2-1 费马点计算程序图根据油田地面概况以及油田原油、采出水及天然气的物性参数，决定采用以下集输方案。 油井采出物（含水含气原油）经由井组出油管线输至集输点P，各井组来油进入集输点P混合，混合油多相流混输泵加压后，进入FPSO立式水套炉加热，加热至1520后进入密闭分离装置进行油气分离，分离出的伴生气经气液分离器分液后，一部分作为水套加热炉燃料，剩余伴生气和原油则通过穿梭邮轮至港口接收站。图2-2 各井口及集输点示意图其中各井口到集输点的距离利用Microsoft Visual Studio2013软件进行计算，如下图2-3所示，代码见附录二。图2-3各井口到集输点距离计算程序图运行结果如下表所示：1号井2号井3号井4号井5号井6号井到集输点P点距离866m347m762m973m287m1029m2.1.1 管径的初步选择在不加热油气集输管线中，因为输送温度低，油气水在管线中常呈气体幂律液体两相水平管流，其管径选择的合理与否，直接影响着整个系统的生产及其经济效益。2.1.1.1 管径对于不加热油气集输管线流动规律的影响在气液两相水平管流中，按层流、紊流两种基本流动状态已远不能准确描述其流动规律，而必须按层状流、波状流、泡状流、团状流、冲击流、环状流及雾状流等7种基本流动型态描述其流动机理及规律。因而在两相水平管线中，管径与摩阻之间的关系变得非常复杂，很难用一个简单的函数关系表示出来，这是因为：1、在其它参数一定的条件下，管径的变化将引起流速的变化，从而导致流动型态发生变化。在不同流动型态下，摩阻与管径之间的关系完全不同；同时由于摩阻的变化，将使管线的工作压力发生变化，从而导致气体体积流量和流速的变化，这种变化又将反作用于流动型态，结果使管径与摩阻之间的关系异常复杂。2、不加热油气集输系统中，油水混合物常呈幂律液体状态。当管径发生变化时，液体流速也将随之发生变化。增大管径既有降低摩阻的有利方面，同时也有使液体流速降低，剪切降粘作用变小，从而使液体视粘度增大的不利方面。3、不加热油气集输管线中，当原油含水率及温度发生变化时，油水混合物的流变特性也随之发生变化。因此在不同的含水阶段，管径与摩阻之间呈不同的变化规律。综上所述，管径对气液两相水平管流的流动规律有显著影响，因此根据气液两相流动规律优选管径具有重要的现实意义。2.1.1.2 管径的选择方法不加热油气集输管线的管径选择采用试算法进行。1、初选管径：d=4QV式中：Q原油体积流量；V管道内原油经济流速。2、假定几种可供初步选择的管径D。取经济流速1、1.5、2、2.5m/s，流量0.066m3/s，分别计算管径并进行平均，如下表：表2-2 经济管径流速（m/s）11.522.5管径（mm）0.290.240.200.18取平均值D=0.23m作为初步选择的管径。3、按气液两相流动规律分别计算在已假定的不同管径及其运行参数（如：压力、温度、流量等）下的压力损失及其它能耗。其中压降的计算方法如下：（1）层状流和波状流-dpdx=1S1+gSgA式中：dpdx 压力梯度； A 管线过流断面的面积； 1 、g气相与管壁、液相与管壁的剪切应力； S1、Sg 管线过流断面上气相、液相的湿周。（2）泡状流-dpdx=mVm2m22DV1+X2（Vg-V1）式中： m气液混合物的沿程阻力系数；Vm气液混合物的平均流速； m气液混合物的平均密度； Vg、V1气相、液相的就地比容；X质量含气率。（3）团状流和冲击流-dpdxg1-g=aQ1QgbRe2c式中： g、1气相、液相密度； Qg、Q1气相、液相的体积流量； Re2两相雷诺数；a、b、c与管径、液体性质有关的常数。（4）环状流-dpdx=g2dpdxsg式中：dpdxsg气相单独流动时的压力梯度； g2分气相折算系数。3、按照以上计算结果及实际生产所要求的工艺参数，选择几种管径。进行经济对比后，从中优选。在进行压降计算时，因管线中气、液物性参数大多为温度和压力的函数，故应首先将整个管线分为若干段，计算每一段平均温度和压力下流体的物性参数，然后判定其流动型态，选用相应的压力梯度公式进行压降计算。为了使计算结果准确，每一管段均需用迭代法进行计算。2.1.1.3 PIPEPHASE 模拟软件的介绍由于多相流计算的困难性，在本次设计中，采用PIPEPHASE软件进行管道的仿真模拟。PIPEPHASE软件主要用于油田集油系统油气水三相流混输计算，包括了油气水多相混输管道的稳态计算模块。该软件对多相混输管道的工艺计算采用多个经验相关式，由于每个相关式都来自于一个特定范围的实验数据录取条件。因而，当相关式用于与当时实验条件相近的工况时，其计算结果比较准确，而用于偏离当时实验条件工况时，其计算结果的误差就比较大。影响 PIPEPHASE 软件混输计算结果的主要因素有介质的流量、油气比、含水率、原油物性（粘度、密度以及流变性）以及混输管道的管径和管道长度等。物性输入界面如下图所示：图2-4 物性输入界面PIPEPHASE 软件用于混输管道工艺计算时，相关经验式有二十多种，目前主要应用贝格斯布里尔（BBM）相关式进行工艺计算。在本设计中，应用BBM相关式进行水平管道水力热力计算，如下图2-5所示，用Duns-Ros相关式进行竖直管的水力热力计算，如下图2-6所示。图2-5 水平管水力计算模型图2-6 立管水力计算模型2.1.1.4 管径设计原则本设计在满足安全生产及任务输量要求的前提下，力求满足以下原则： 1、结合实际情况，技术先进，经济合理，安全适用。2、认真贯彻执行国家的方针政策，严格遵守相关设计标准，综合权衡安全、环保、经济等诸多因素，优化设计。 3、努力汲取国外一切适用的先进技术成果，利用自动化技术、计算机技术、 控制技术、检测技术、仿真技术在管道设计中向实现智能管道技术迈进。4线路则选那些工程量小、技术上可行、施工方便的地点。2.1.2 管道壁厚的选择海上工程风险高，施工技术要求苛刻，投资巨大，其中海底管道的投资占了很大的比重。海底管道设计中一项重要的内容就是管径和壁厚的选定问题。海底管道的外径主要是根据工艺流量和压力，结合经济和安全两方面因素确定，材质主要考虑强度大小以及制造工艺的优劣和价格因素。壁厚是管径以外最重要的参数，在设计海底输送油气管道的壁厚过程中，应考虑多方面的因素。以管径为219mm单壁管道为例，壁厚增加1mm，每公里管道的重量就要大约增加5.1t，此外还关系到海底管道安装方法的选择，以及经济投资的决策。经济合理的壁厚数据，反映了海底管道工程的设计、制造以及安装水平。目前，我国的海底管道设计者主要依据DNV1981版海底管道设计规范，等同使用，还有CCS 1992版海底管道设计规范。在以上规范规定中，对于设计壁厚和计算壁厚的规定很少，且很笼统。技术人员在工程设计中都是根据经验选取，存在很大的随意性。在DNV2000版中，基于概率极限设计方法，对于管道的壁厚选取有较明确的规定，这样设计者可以有章可循。2.1.2.1 海底管道壁厚的设计 由于海底管道特殊的工作环境，应严格要求管壁不出现泄漏，尤其是输送油气介质的管道，管壁一旦泄漏，会造成大面积的海洋环境污染，且维修困难。规范规定，管道应定期（比如1年）进行在线检测，其中包括沿线冲刷、管内外壁的腐蚀及焊缝缺陷等。由于目前还没有足够的技术力量，还很难做到定期检验，所以提高管壁厚度，增加安全裕度很有必要.胜利油田正在着手研究海底管道的水下检测技术。根据施工和设计的经验，对于中小管径的管道，和海水的相对密度相比，在空管的状态下，在1.02.0之间为宜，如果相对密度超过2.0，会给管道铺设造成困难，如果小于1.0，施工时，应采取一些稳管措施，比如管内冲水。在运行和维修期间，不得将管内排空，这样给生产管理带来很多弊端。对于存在偶然荷载、落体和其它外部荷载作用的海底管道，并且没有相应的安全措施，当管径等于或超过219mm，安全区划分为高危险区并且所在区域为2区时，管道的壁厚应不小于12mm。2.1.2.2 海底管道壁厚的计算（1）计算抵抗压爆的能力，主要是管道内外的压力，包括外部静水压力和管内流体的压力。比如管子在工厂内进行静水压试验，检验管子本身会不会出现渗漏和渗水现象；海底管道投产前，做管段或者整条管道的水压试验，检验整个管路是否严密不漏。此种情况的计算壁厚采用t1=t-tfab对于操作期的计算壁厚：t1=t-tfab-tcorr式中： t管子的设计壁厚，即公称壁厚（不考虑腐蚀裕量）； t1管子的计算壁厚； tfab管子的制造误差； tcorr管子的腐蚀裕量。（2）计算管道抵抗压力之外荷载的能力，比如拖曳力，管道的弯曲等时；在计算起吊、铺管船铺管或者海上拖管等施工应力分析时，计算壁厚取：t1=t其他情况取：t1=t-tfab（3）在计算管道的水下重量，校核海底在位稳定性时，一般宜减掉腐蚀裕量，计算壁厚：t1=t-tcorr2.1.2.3 壁厚计算本次设计管道所在海区属于浅海和深海的过渡区，水深为1400至1500m，链接最短347m，最多1029m的海上油气集输干线，设计寿命35年，环境载荷按照50年重现期选取。由于输油管道需要保温，所以选用常规的保温结构，初步内管选择230*12，外管250*12。这样内管还会受到外管和泡沫夹克材料的保护，避免了直接和海底土壤接触，且管道埋设到泥面以下1.5m，安全性很好。考虑到管段运输、管道铺设以及海底稳定性等因素，D/t的数值分别为34.91（内管）与35.41（外管），是合适的。该双层管道的相对密度为1.85，管道的在位稳定性较好，且易于铺设。对于内管；t=12mm，tcorr=3mm（只考虑管道的内腐蚀裕量），tfab=12.5%t。对于外观：t=12mm，tcorr=0，t_fab=12.5%t。1、管道的环向应力计算壁厚操作工况t1=t-tfab-tcorr、再启动t1=t-tfab、和试压工况t1=t-tfab结果见于下表：表2-3 管道设计工况操作启动试压内管7.5 mm10.5 mm10.5 mm外管10.5 mm10.5 mm10.5 mm2、在计算管道由于温度、土壤压力和地震引起的纵向应力时，计算壁厚取为t1=t-tfab，对于内、外管均为10.5mm。3、在校核管道的屈曲和压溃时，计算壁厚取为t1=t-tfab-tcorr，内、外管的数值分别为7.5mm和10.5mm。4、在计算起吊和海上拖管等施工应力分析时，计算壁厚取为t1=t，内外管的数值均为12mm。5、校核管道的水下重量时，计算壁厚取为t1=t-tcorr，内、外管的数值分别为9mm和12mm。6、在厂内静水压试验和投产前的水压试验，计算所需要的压力时，计算壁厚取为t2=t-tfab对于内、外管均为10.5mm。2.1.3 管材的选择 目前，碳钢海管敷设费用约万元千米，如果海管采用复合软管，则敷设费用约万元千米，因此采用复合软管进行敷设海管，节约费用。2.2 混输管线的模拟校核2.2.1 模拟参数确定2.2.1.1 天然气性质该区天然气各组分含量如下所示：表2-4 天然气组分分子式组分Mol%相对分子质量M摩尔容积VCo2二氧化碳0.4544.01022.260N2氮气0.1628.01322.403C1甲烷35.1316.04322.363C2乙烷2.7430.07022.187C3丙烷1.4544.09722.257iC4异丁烷0.4558.12421.598nC4正丁烷0.8458.12421.504iC5异戊烷0.6072.15121.056nC5正戊烷0.6972.15120.891C6己烷1.7288.19619.365C7+庚烷及其他34.78天然气密度计算，在任意温度和压力下=yiMiyiVi式中：混合气体密度；yii组分的摩尔分数；Mii组分的相对分子质量；Vii组分的摩尔容积。利用上面的公式，再使用Microsoft Visual Studio2013软件进行天然气物性计算，包括天然气压缩系数、天然气粘度及天然气混合摩尔质量，代码见附录三，如下图2-7所示：图2-7 天然气物性程序图2.2.1.2 原油性质表2-5 原油物性序号项目数据序号项目数据1凝点， 5.013元素分析m%C86.1420.1.1MPa.20密度 kg/m3845.9H13.0330.1.1MPa.50密度 kg/m3824.5S0.124含蜡量 m%7.7N0.1214金属元素分析ppmFe22.95胶质 m%5.18Cu0.56沥青质 m%1.2Hg2.07相对分子量464.0Na443.08盐含量 ppmNaCl65.0Ni10.29机械杂质 w%0.01Ca37.510酸值 mg-KOH/g0.2215残碳 m%2.7411低热值 kJ/kg44070.016灰分 m%0.024油品在流动过程中，其温度不断变化，粘度、密度、比热容均为温度的函数，尤其是当进出站温差较大时，油品物性的变化幅度也大。 1、油品密度一般情况下，原油的温度在20至70之间，原油密度随温度的变化不是很大，它们之间的关系可以用下面的线性关系式表示：=0+pT式中：原油密度；p、0为常数，由实际测量数值拟合得到。2、油品粘度油品粘度如下图所示：表2-6 油品粘度温度（）051020304050稠度系数K1963.0161.79.74.94.13.63.2流变指数0.420.690.961.01.01.01.010s-1粘度514.478.619.04.94.13.63.220s-1粘度343.463.318.64.94.13.63.230s-1粘度201.547.518.04.94.13.63.23、油品导热系数原油导热系数与温度的关系，可用线性关系表示如下：=0+T式中：原油导热系数；0、为常数，由实际测量数值拟合得到。原油和成品油在管输条件下的导热系数约在0.10.16W/m*之间，大致计算可取0.14 W/m*。油品呈半固态时导热系数比液态时要大，石蜡的平均导热系数可取2.5 W/m*。2.2.1.3 土壤参数土壤的热物性参数取决于土壤的种类及土壤的温度、孔隙度、含水量等，下雪、土壤温度的昼夜及季节的波动等气象因素也会影响。铺设管道时，回填土的特性不同与自然条件下土壤的特性，热油管道投产运行后，烘烤管周围土壤，其特性也改变。管道沿线不同地区土壤的种类、性质不尽相同；同一管道不同季节，土壤的导热系数也不相同。本文计算中忽略土壤导热系数的变化，以某地输油管道的土壤分布为例，取土壤的平均导热系数为1.5Wm*，土壤比热容为1900J/Kg/，土壤密度=1800Kg/m2。2.2.1.4 钢管、保温层、沥青绝缘层的导热系数 钢材的导热系数在4650W/mK，预应力混凝土管的导热系数在0.61.2W/mK，沥青的导热系数随温度及密度而不同，埋地管道保温材料常用聚氨酯硬质泡沫塑料，取0.0350.047W/mK。2.2.1.5 管道总传热系数管道总传热系数K指油流与周围介质温度相差1摄氏度时，单位时间内通过管道单位传热表面所传递的热量。它表示油流至周围介质散热的强弱，计算温降时，K是关键参数。k=11a1+ii+1a2式中：a1油流至管内壁放热系数；a2管外壁至大气或土壤的放热系数。埋地不保温管道的k值主要取决于管道至土壤的放热系数，而土壤的导热系数受多种因素的影响，故难以得到准确的计算结果，设计时采用经验方法确定K值。在本次设计中，取K=1.5w/m 。2.2.2 混输管线的数值模拟混输管线的数值模拟采用PIPEPHASE管网仿真软件进行，软件的基本组件如下图2-8所示： 图2-8 PIPEPHASE软件流程图在进行PIPEPHASE软件进行数值模拟时，建立流程图如下图2-9所示：图2-9 PIPEPHASE软件仿真2.2.2.1 管道埋深对埋地管道传热的影响海底输油埋地管道，如图2-10所示，埋地管道应用比较广泛，优点较多，如占地面积小施工快、保温性能好、使用年限长、工程造价低、节省建筑材料、节省土方及人力等特点，具有明显的经济效益和社会效益。在现实的管道铺设中，由于埋地管道一般距地面比较浅，容易受到地表温度变化的影响。改变管道埋深，管道周围的土壤温度场也会发生改变，这样，对管内油品温降也会产生影响。适当地改变管道埋深，不仅可以减少管道的荷载，降低工程的造价，还可以减少管道在输送过程中的散热量，有效的节约能源，有利于管道的长期安全运行。因此，应根据具体情况确定合理的管道埋深。所以研究管道埋深对管道传热的影响是十分必要的。图2-10 海底输油埋地管道示意图本次设计中，取H=500mm，750mm，1000mm，1250mm，1500mm。得到温度变化曲线，在这里列出了距离长，温降大的1号、4号和6号井的温度变化曲线，如图2-11、2-12、2-13所示：图2-11 1号井在不同埋地深度的温度变化曲线图2-12 4号井在不同埋地深度的温度变化曲线图2-13 6号井在不同埋地深度的温度变化曲线由上图可清楚的看到，随着埋深H的增加，管道温度降低速度逐渐变小：H=500mm时的温度下降速度最大，末端温度最小；而H=1500mm时的温度下降速度最小，末端温度也最大。1、4、6号井在不同埋地深度时的出口压力如图2-14、2-15、2-16所示：图2-14 1号井在不同埋地深度的出口温度图2-15 4号井在不同埋地深度的出口温度图2-16 6号井在不同埋地深度的出口温度由上图可清楚的看到，随着管道埋深的增加，到达出口的相应温度有所提升。但是提升幅度随着埋深的增加而有所减小。综上所述，当深度不同时，其管道的散热量也不同，在埋深H较小时，散热量Q值随H变化比较激烈；当H达到一定深度后，散热量Q值随H变化较缓慢，管道热损失减少不显著。所以在埋设管道时，不能埋的过浅，这样虽然节省施工费用，但散热量很大，增加了运行费用；同样也不能埋的过深，虽然散热量降低了，节省运行费用，但施工费会相应用增加。这就存在一个最佳埋设深度问题。应用技术经济学方法，做进一步的工作，可求解出最佳经济埋设深度。在本次设计中，取H=1000mm为海底管道的最佳埋地深度。2.2.2.2 管道半径的影响2.2.2.2.1 管道半径对埋地管道传热的的影响埋地管道的半径不同，在相同条件下管道内介质的温度分布规律也会有所差别。所以在设计管道的时候，管道的半径也是不可缺少的因素。以上的所有参数都不变，改变管道直径，分别取管径D=180mm，200mm，230mm，250mm，270mm，得到管道出口的不同温度，变化曲线如图2-17所示：图2-17 1、4、6号井在不同管径的出口温度管壁向外传递热量随半径的增大而明显增大，这是由于其它条件不变的时候，半径的增加，使流量和换热面积都有所增大。所以随着半径的增加，出口温度降低，但是降低的速度变的缓慢。管道半径的减小影响原油流量，对原油的性质也有所影响，所以一定要综合各种因素来确定最合适的管径。在本次设计中，取D=230mm作为最优管径。2.2.2.2.2 管道半径对埋地管道压降的影响埋地管道的半径不同，在相同条件下管道的压降也会有所差别。所以在设计管道的时候，管道的半径也是不可缺少的因素。以上的所有参数都不变，改变管道直径，分别取管径D=180mm，200mm，230mm，250mm，270mm，得到管道的不同压降 ，变化曲线如图2-18所示：图2-18各井在不同管径下的压降曲线从上图中可以看出，各井的压降随管径的不断变大而减少。当管径小于200mm时，压降变化不明显，但是当管径超过200mm并不断增加时，压降会迅速降低。所以在设计管道时，管径不能太小，这样虽然节省施工费用，但压降很大；同样也不能设计管径太大，虽然压降降低了，但施工费会相应用增加。这就存在一个最佳管径的选取问题。在本次设计中，取D=230mm为海底管道的最佳埋地深度。 2.2.2.2.3 管道半径对立管压降的的影响从海底多相流混输泵到海上作业平台的多相流混输非常复杂，需要考虑流型，压降，传热，应力等方面的因素。在本次设计中，首先通过经济流速V=12.5m/s，已经下式，进行管径的初选：d=4QV式中：Q原油体积流量；V管道内原油经济流速。可以得到经济管径d=220mm，再取H=210mm，220mm，230mm，240mm，250mm，260mm，265mm，270mm，275mm，280mm，290mm。得到不同管径立管的压降变化曲线，如下图2-19所示：图2-19 立管中不同管径的压降曲线由上图可清楚的看到，当管径小于220mm时，压降很快降低，管径从220mm升高到290mm时，压降在d=265mm时达到最低点，之后缓慢上升。综上所述，选择d=265mm作为立管最优管径。2.2.2.3 保温层对埋地管道传热的影响对于热油管道的运输，为了减小管道热损失，一般都是需要加保温层的。前面的计算中为了突出不同参数的影响而没有加保温层模拟运算，实际上保温层对于管道的正常安全运输是很重要的。保温层厚度是影响技术经济指标的重要参数。以上参数据的设置均不变，管道直径为0.5m，设置保温层厚度分别为=0.01m，0.03m，0.05m，0.07m，0.09m。保温材料选取现在国内常用的聚氨酯硬质泡沫塑料，材质的参数为：密度= 50kg/m3，导热系数= 0.035 W/m*。模拟结果如下表2-7，下图2-20所示：表2-7 保温层模拟结果（mm）1030507090q （W/m）308235186143119图2-20 不同厚度的保温层外传递热流密度从上面图表中可看出，保温层向外传递热流密度值随着保温层厚度的增大而明显减小，这是由于保温层越厚，保温效果越好，因此保温层向外传递的热流越小。当其他条件不变化时，原油沿程温度随保温层厚度的增加而变高。这是由于随着保温层厚度的加大，保温层的热阻增大，管道散失的热量变小，从而原油温度相比要升高。热油管道保温后，由于热阻增大，管道热损失减小，使油流沿程温降减小，平均油温升高，这使得所需加热站、泵站数减少，运行能耗降低，节约运行费用，但保温层的材料费、施工费增加。且保温层厚度增加到一定程度后，保温效果的提高就不大明显了。因此，需要综合考虑各方面因素，再对各方案进行技术经济比较，以确定最合适的保温层厚度。在本次设计中，选取=50mm作为聚氨酯硬质泡沫塑料保温层的最佳厚度。2.2.3 混输管线数值模拟结果2.2.3.1 海底埋地管线的设计参数海底埋地管线的设计参数如下表2-8所示：表2-8 海底埋地管线设计参数设计参数结果管径（mm）230壁厚（mm）10.05埋地深度（mm）1000保温层厚度（mm）50长度（m）井1 866井2 347井3 762井4 973井5 287 井6 1029管线出口温度（）21.94管线出口油的黏度（Pas）0.00347管线出口液相密度（kg/m3）950.80167管线出口设计压力（Mpa）0.5管线出口液相折算速度（m/s）9.676管线出口气相折算速度（m/s）14.145管线出口无滑移密度（kg/m3）114.4752.2.3.