SYT 7635-2021 海底输油管道工艺设计规范-PDF解密

中华人民共和国石油天然气行业标准海底输油管道工艺设计规范2021—11-16发布2022—02—16实施国家能源局发布I前言 Ⅱ 12规范性引用文件 13术语和定义 14设计原则 25设计内容和设计方法 3 35.2管径选择 35.3保温分析 35.4水力计算 35.5热力计算 35.6安全停输时间 45.7停输置换 45.8启动 45.9安全输量 4 4附录A(资料性)原油物性测定项目 5附录B(资料性)海底输油管道水击压力计算公式 7附录C(资料性)海底输油管道停输工况热力计算公式 8附录D(资料性)稠油管道冷启动顶挤时间计算公式 9Ⅱ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1海底输油管道工艺设计规范本文件规定了海底输油管道的输送工艺设计原则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。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SY/T0605—2016凝析气田地面工程设计规范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。2使用另一种介质将管内现有介质替换出去的操作。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。安全输量safetyflowrate在管道操作压力和操作温度允许范围内的最小输量。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。管道停输之后重新恢复生产的操作。高凝原油highsolidifyingpointcrudeoil凝点高于环境温度的原油。石油采出后的液相部分。从凝析气井井流物中回收的液体烃类混合物的总称。原油由牛顿流体特性到非牛顿流体特性的温度转变点。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；——沿线自然环境条件，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。34.7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。海底输油管道工艺设计应包括下列内容：a)管径选择；b)保温分析；c)水力计算；e)安全停输时间；f)停输置换；h)安全输量；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45.5.2管内沿程温降计算按照GB50253—2014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。5.7.1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。5.8.1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。5.9.1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。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。51析蜡起始点℃2析蜡高峰点℃3凝点℃456初馏点℃7%8闪点(闭口)℃9含蜡量(质量分数)%胶质(质量分数)%沥青质(质量分数)%含硫量(质量分数)%比热容原油析蜡分布数据1析蜡点℃2凝点℃345%6闪点(闭口)℃7含蜡量(质量分数)%8含硫量(质量分数)%9胶质(质量分数)%沥青质(质量分数)%6原油及凝析油流变性测定内容参见表A.3。测定项目1析蜡点℃2反常点℃34%56Pa-s”77