长输管道设计许可证（资质）：海底输油管道的设计内容和设计方法

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1.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;
c）安全停输时间;
f）停输置换;
g）启动
h）安全输量;
i）清管。
2.管径选择
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。
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。
3 保温分析
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。
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。
3.3 管道的保温形式。材料选择和保温层厚度考虑检送流体的性质及输送压力的要求，并进行技术经济比较。
4 水力计算
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。
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。
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。
4.4 当管内输送原油为牛顿流体时，沿程摩阻振失按照GB 50253—2014中3.2.6 的规定计算。
4.5 当管内输送原油为幂律流体时，沿程摩阻损失按照GB 50253—2014中3.2.8的规定计算。
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 热力计算
5.1 管内平均温度计算按照 GB 50253—2014中3.2.7的规定计算。
5.2 管内沿程温降计算按照 GB50253—2014中3.2.9的规定计算。
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。
5.4 管道的热力计算可采用经工程实践验证的工程软件。
6 安全停输时间
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。
6.2 停输温降计算可参考附录C。6.3 安全停输时间的计算可参考附录C。
7 停输置换
7.1 管道停输包括计划停输和应急事故停输。
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，日应保证管道内的流体在安全停输时间内完成置换。
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。
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。
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。
8 启动
8.1 管道启动包括初始投产启动和停输后再启动。
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℃。
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。
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。
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。
9 安全输量
9.1 安全输量应满足停输置换的要求。
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。
10 清管
10.1 对于钢质管道应满足智能检测的需求。
10.2 智能清管器速度宜控制在 1m/s ～ 3m/s。
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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