輸油管道熱力計算(油氣儲運課程)

油氣管道輸送是什么？

油氣管道輸送是伴隨著石油工業的發展而產生的。早在1865年10月，美國修建了世界上的第一條輸油管道。該管道直徑為50mm，長約10km。1886年美國又建成了世界上第一條長距離輸氣管道。該管道從賓夕法尼亞州的凱恩到紐約州的布法羅，全長140km，管徑為200mm。

我國于1958年建設了第一條從新疆克拉瑪依油田到獨山子煉油廠的原油輸送管道。該管道全長147km，管徑150mm。1963年又建設了第一條天然氣輸送管道。該管道從重慶巴縣的九龍坡至巴南區，全長84.14km，管徑400mm，簡稱巴渝線。1976年，我國建成了格拉成品油輸送管道。該管道起于青海省的格爾木，止于西藏的拉薩，位于世界屋脊的青藏高原，是海拔最高的成品油管道，管道全長1080km，管徑150mm。此后，隨著大慶、勝利、華北、中原、四川等油氣田的開發，興建了貫穿東北、華北、華東地區的原油管道網，川渝天然氣環網，忠武、陜京、澀寧蘭等天然氣管道以及西氣東輸天然氣管道系統等。到2013年，我國已建成的油氣管道總長度已超過10×104km，初步形成了橫跨東西、縱貫南北、覆蓋全國、連通海外的油氣管網格局。

一、油氣輸送管道構成

油氣輸送管道的類型很多，分類方法不一。如按長度和經營方式分可將油氣輸送管道分為油田內部的管道和長距離油氣輸送管道。按被輸送介質的類型不同，可將油氣輸送管道分為原油輸送管道、成品油輸送管道、天然氣輸送管道、油氣混輸管道等。按管道所處的位置不同，可將油氣輸送管道分為陸上輸送管道和海底輸送管道等。下面主要介紹長距離輸油管道和長距離輸氣管道的構成。

1．長距離輸油管道的構成

長距離輸油管道由輸油站、線路以及輔助配套設施等部分構成，如圖7-21所示。

圖7-21長距離輸油管道的構成

1—井場；2—轉油站；3—來自井場的輸油管；4—首站主要設施；5—調度中心；6—清管器發放區；7—首站鍋爐房等輔助設施；8—微波通信塔；9—線路閥室；10—宿舍；11—中間站；12、13、14—穿越鐵路、河流工程；15—末站；16—煉廠；17—裝卸棧橋；18—裝卸港口

輸油站的主要功能就是給油品加壓、加熱。按所處的位置不同，輸油站可分為首站、中間站和末站。管道起點的輸油站稱為首站，其任務是接收油田集輸聯合站、煉油廠生產車間或港口油輪等處的來油，經計量、加壓、加熱（對于加熱輸送管道）后輸入下一站。首站一般具有較多的儲油設備，加壓、加熱設備和完善的計量設施。

油品在沿管道的輸送過程中，由于摩擦、散熱、地形變化等原因，其壓力和溫度都會不斷下降。當壓力和溫度降到一定程度時，為了使油品繼續向前輸送，就必須設置中間輸油站，給油品增壓、升溫。單獨增壓的輸油站稱為中間泵站；單獨升溫的輸油站稱為中間加熱站；既增壓又升溫的輸油站稱為熱泵站。根據功能的不同，中間站通常設有加壓、加熱設施，一定的儲油設施，清管器收發設施等。中間站應設有越站流程。

末站是位于管道終點的輸油站（庫），其作用是接收管道來油，儲存油品或向用戶轉運。末站一般設有較多的儲油設備，較準確的計量設施、轉輸油設施和清管器收發設施。

長距離輸油管道的線路部分包括管道本身，沿線閥室，通過河流、山谷等障礙物的穿（跨）越構筑物等。輔助設施包括通信、監控、陰極保護、清管器收發及沿線工作人員生活設施等。

2．長距離輸氣管道的構成

長距離輸氣管道的構成與長距離輸油管道類似，也包括首站、中間站、末站、干線管道以及輔助設施等部分，如圖7-22所示。

輸氣管道首站的主要功能是接收天然氣處理廠的來氣，進行分離（干燥、除塵）、調壓和計量后送入輸氣干線。與輸油不同的是，由于采氣井的壓力都比較高，且天然氣采出、處理、輸送的各環節都是密閉的，為了充分利用氣井壓力，通常情況下，長距離輸氣管道的首站大多不設增壓設備，可依靠氣井余壓輸至下一站，如陜京線的第一個增壓站就設在離管線起點100km處。

圖7-22長距離輸氣管道的構成

根據功能不同，輸氣管道的中間站可分為接收站、分輸站和壓氣站等。接收站的功能是接收沿線支線或氣源的來氣；分輸站的功能是向沿線的支線或用戶供氣；壓氣站的功能是給氣體增壓。

輸氣管道末站的功能是接收管道來氣、分離、調壓、計量后送入用戶配氣站。若末站直接向城市輸配氣管網供氣，末站也可稱為城市門站。在有條件的地區，末站應建設地下儲氣庫，以調節供氣的不平衡。

二、輸油管道的特性及運行控制

（一）輸油管道的特性

1．水力特性

油品在管道中流動的過程中，其壓能逐漸降低，常稱為壓降。壓降主要包括沿程壓降（習慣上稱為管道摩阻）、局部壓降和位差壓降。

（1）沿程壓降：主要是油品流過直管段時，由于油品與管壁、油品與油品之間的摩擦所消耗的壓能。可通過達西公式計算求得：

式中hL——管道的沿程阻力損失，m；

λ——沿程摩擦阻力系數，無量綱，與流體的流態相關；

g——重力加速度，m/s2；

v——油品的運動速度，m/s；

d——管道的內直徑，m；

L——管道的計算長度，m。

（2）局部壓降：是指油品流過各種管件或閥件時所消耗的壓能。長距離輸油管道的壓能損失以沿程阻力損失為主，局部阻力損失比較小，一般不單獨計算，而是根據管道沿線的地形起伏情況不同，取干線長度的1%～2%作為沿線的局部摩擦阻力損失的附加長度，合并在管道沿程摩擦阻力損失的計算長度中一并計算。通常，在地形比較平坦的地段，取局部壓降的附加長度為沿程壓降計算長度的1%；在地形起伏比較大的地段取2%；其他地段可在1%～2%之間取值。

（3）位差壓降：是指管道沿線地形變化引起的被輸送油品在管道中動水壓力的升高或降低。一定管段內的位差壓降只與該管段的終點與起點的海拔高度有關，與管段的中間地形變化無關。管段的位差壓降等于計算段終點與起點的海拔高度之差。

油品在管道輸送的過程中，所消耗的壓能是由泵機組提供的。為此，管道沿線應設置一定的輸油泵站，以滿足油流流動所消耗的壓能。布置泵站時，通常是先根據管道的工作參數，在管道縱斷面圖上畫水力坡降線，初步確定泵站的可能布置位置，再綜合考慮管道走向的人文、地質、環境、交通、生活等情況對站址進行適當調整。

2．熱力特性

輸送“三高”油品的常用方法是加熱輸送，其目的是提高油品溫度，避免油流在管道中凝固；減少油品中石蠟、膠質等的析出及在管壁的凝結；降低油品黏度，減小管道壓降。

油流在管道內流動過程中的溫降與輸量、環境溫度、散熱條件、油溫等諸多因素有關，加熱輸油管道中油流溫度沿線的變化規律可用舒霍夫溫降公式計算，即：

式中G——管道的質量輸量，kg/s；

K——油流通過管壁向管道鋪設處周圍環境的傳熱系數，W/（m2·℃）；

l——溫度計算點離加熱站出口的距離，m；

t0——管道周圍介質的溫度，℃；

tc——加熱站的出站油溫，℃；

tl——距出站l處的油溫，℃。

C——平均輸送溫度下油品的比熱容，J/（kg·℃），

D——管道的計算直徑（對于無保溫的管道，取鋼管的直徑；對于有保溫層的管道，取保溫層內外直徑的平均值），m。

實際上，加熱輸油管道的熱能和壓能的供求是相互聯系、相互影響的。增加熱能的供應，輸送溫度升高，油品黏度降低，管道摩擦阻力減少。增加壓能供應，一方面輸量增加，溫降變慢；另一方面，在較高的壓力下，可以輸送溫度較低的流體。在這相互聯系和影響的兩種能量中，熱能是起主導作用的。因此對加熱輸油管應綜合考慮其熱力特性和水力特性，按熱力特性計算全線所需的加熱站數，按水力特性確定全線所需的泵站數，然后在管道的縱斷面圖上進行加熱站、泵站布置并進行校核和調整。

（二）輸油管道的運行控制

1．運行參數的調節與控制

在輸油管道的運行過程中，由于受到諸多因素的影響，其運行工況將發生一定程度的變化。因此在管道的實際運行過程中，有時需要對參數進行調節和控制。

調節一般以輸送量作為對象，控制一般以泵站的進出站壓力作為對象。

輸送量調節的方法很多，常用的有改變泵的轉速、車削泵葉輪、拆卸多級離心泵葉輪級數、大小泵匹配、進出口節流等。

壓力調節的目的是保證管道運行過程中的穩定性，其調節的對象是輸油站的進出站壓力。壓力調節的常用措施是改變輸油泵機組的轉速、節流和回流。

2．輸油管道中的水擊及其控制

輸油管道系統正常運行過程中，其流態是穩定的。但在實際生產過程中，需要進行泵的啟停、閥門的啟閉、流程的切換等操作。這些操作都將會使管道中流體的流速發生突變，從而引起管內壓力的突變，這種現象稱為水擊。

水擊危害主要體現在兩個方面：一是超壓危害，可能使管道系統的壓力超過管道的承壓能力造成管道的破壞；二是減壓損壞，可能使管道系統的壓力低于正常工作壓力，致使管道失穩變形。當然，水擊產生的壓力波也可能會向上游或下游傳播，對上游或下游的泵站特性產生一定影響。因此，應采取有效措施對水擊危害加以控制，常用的方法主要有泄壓保護、調節閥自動調節、泵機組自動停運等保護措施。

泄壓保護是在管道可能出現超壓的位置，安裝專用的泄壓閥門，在出現水擊超壓時，打開泄壓閥門從管道中泄放一定數量的液體，從而使管道內壓力下降，避免水擊危害。

調節閥自動調節保護是根據管道運行壓力的變化自動對閥門的開啟度進行調節，以滿足保護管道系統的要求。調節閥自動調節保護大都與其他保護措施配合使用。

泵機組自動停運就是在泵站的吸入壓力過低、出站壓力過高時，通過自動控制系統停運一臺或多臺輸油泵，以降低泵站的能量輸出，減小泵站的輸送量，使出站壓力下降，進站壓力升高。這種方法主要用于串聯泵機組泵站的保護。

三、油品的順序輸送

油品順序輸送是指在一條管道內，按照一定的批量和次序，連續地輸送不同種類的油品。由于經常性變換輸油品種，所以在兩種油品交替時，在接觸界面處將產生一段混油。混油產生的因素主要有兩個：一是由于在管道橫截面上，液流沿徑向流速分布不均勻，使后邊的油品呈楔形進入前面的油品中；二是由于管道內液體的紊流擴散作用。

（一）混油的檢測

為了指導順序輸送管道的運行管理，需要對兩種油品交替過程中的混油情況進行檢測。目前常用的混油濃度檢測方法有密度法、超聲波法、記號法等。

密度法是利用混合油品的密度與各組分油品的密度、濃度之間存在線性疊加關系的原理進行檢測的。此法是在管道沿線安裝能自動連續測量油品密度的檢測儀表，通過連續檢測混油密度的變化，檢測混油濃度的變化。

超聲波法是根據聲波在不同密度油品中的傳播速度不同的特性而進行檢測的。在常溫條件下，油品的密度越大，聲波在油品中的傳播速度就越快。混油濃度的超聲波法就是根據這一原理，在管道沿線安裝超聲波檢測儀表，通過連續測量聲波通過管道的時間，確定管內油流的密度，從而檢測混油的濃度。

記號法檢測是先將熒光材料、化學惰性氣體等具有標識功能的物質溶解在與輸送油品性質相近的有機溶劑中，制成標識溶液。使用時，在管道起點兩種油品的初始接觸區加入少量的標識溶液，該標識溶液隨油流一起流動，并沿軸向擴散，在管道沿線檢測油流中標識物質的濃度分布，即可確定混油段和混油界面。

（二）減少混油量的措施

在油品的順序輸送中，我們總是希望盡量減少混油量，控制混油量的措施有很多，首先我們可以采用先進、合理的技術工藝措施來減少混油量（例如簡化流程，加大交替油品的輸量，采用密閉輸送流程等）；其次是采取一些專門的措施來減少混油量，如機械隔離法和液體隔離法等。

機械隔離法是將一定的機械設施投放于兩種油品中間，將兩種油品隔離，以減少油品的混合。常用的隔離設施有橡膠隔離球和皮碗形隔離器等。

液體隔離法是在兩種交替的油品之間注入隔離液，以減小混油量。常用作隔離液的物質有：與兩種油品性質接近的第三種油品、兩種油品的混合油、水或油的凝膠體、其他化合物的凝膠體等，其中凝膠體隔離液具有較好的應用特性。

（三）混油的處理方法

處理混油的方法主要有兩種：一是在保證油品質量標準要求的前提下，分批將混油摻入純凈油中銷售或降級使用。如在順序輸送汽油和柴油時，可把汽油濃度高的混油段接收在汽油混油儲罐中，柴油濃度高的混油段接收在柴油混油儲罐中，將兩種混油分別小批量地摻入汽油和柴油的純凈油中銷售。這種方法適用于混油程度較輕且終點兩種油品的銷售量都較大的情況。二是將混油就近輸至煉油廠加工處理。這種方法適用于混油程度較重，或終點混合油品的純凈油銷售量較小的情況。

四、輸氣管道及城市燃氣輸配

天然氣管道是陸上輸送大量天然氣唯一的手段。海上運輸天然氣的方法之一是將天然氣先降到-160℃成為液化天然氣，然后裝船運輸，運到目的地以后加溫又由液態轉為氣態，恢復天然氣的性能。海上另一種天然氣輸送方法仍然是敷設海下輸氣管道。大西洋中的北海油田所產的天然氣就是用1000km的海下管道輸到英國和歐洲大陸的。

天然氣的主要成分是甲烷、乙烷、丙烷、丁烷和其他烴類，還有少量硫化氫、二氧化碳和水蒸氣，有時氣井中還帶有冷凝液和水等液體。在進入管道前必須在處理場除去硫化氫和二氧化碳等。

天然氣管道有以下幾個特點：一是輸氣管道是個自始至終連續密閉帶壓的輸送系統，不像輸油系統有時油品進入常壓油罐；二是天然氣管道更直接為用戶服務，直接供給家庭或工廠；三是天然氣密度小，靜壓頭影響小于油品管道，設計時高差小于200m靜壓頭可忽略不計，輸氣管道幾乎不受坡度影響；四是天然氣是可壓縮的，因此不存在突然停輸產生的水擊問題；五是天然氣管道比輸油管道更要重視安全；六是天然氣管道與城市煤氣管道不同，天然氣來自氣井起輸的壓力比城市煤氣高，天然氣管道進入城市總站以后要減壓到城市管網壓力才能向城市供氣。

一個完整的城市配氣系統主要由以下幾部分組成：

（1）配氣站。配氣站是城市配氣系統的起點和總樞紐，其任務是接受干線輸氣管的來氣，然后對其進行必要的除塵、加臭等處理，根據用戶的需求，經計量、調壓后輸入配氣管網，供用戶使用。

（2）儲氣站。儲氣站的任務是儲存天然氣，用來平衡城市用氣的不均衡。其站內的主要設備是各種不同種類的儲氣罐。實際中，配氣站和儲氣站通常合并建設，合稱儲配站。

（3）調壓站。調壓站設于城市配氣管網系統中的不同壓力級制的管道之間，或設于某些專門的用戶之間，有地上式和地下式之分。站內的主要設備是調壓器，其任務是按照用戶的要求，對管網中的天然氣進行調壓，以滿足用戶的需求。

（4）配氣管網。配氣管網是輸送和分配天然氣到用戶的管道系統。根據形狀可分為樹枝狀配氣管網和環狀配氣管網。前者適用于小型城市或企業內部供氣，其特點是每個用氣點的氣體只可能來自一個方向；環狀配氣管網可由多個方向供氣，局部故障時，不會造成全部供氣中斷，可靠性高，但投資較大。

　高凝高黏原油輸送技術

由于中國近海油田產出的原油多具有高凝固點、高黏度以及高含蠟特性，因此在渤海灣、北部灣和珠江口海域已開發的海上油田所鋪設的海底輸油管道，全部采用熱油輸送工藝和保溫管道結構。

海底高凝、高黏原油管道輸送技術，是我國從海底管道工程起步階段就注意研究和引進的。從20世紀80年代初期渤海的埕北、渤中28-1、到渤中34-2/4油田和南海北部灣潿10-3油田開發配套的海底輸油管道工程，都涉及如何解決好原油輸送技術的問題。我們結合油田原油特性，與日本和法國石油工程界合作，研究采用了安全可靠的工程對策，學習引進了相關設計、施工和運行管理技術。隨后在渤海灣和北部灣自營開發的諸多油田開發工程中，設計、鋪設了眾多海底輸油管道，形成了我國一套完整的海底高凝、高黏原油管道輸送技術。通過大量工程實踐應用和檢驗，證明該技術是實用和可靠的。

一、輸送工藝

針對高凝、高黏原油的管道輸送，國內外在油田及外輸管道工程上使用了各種減阻、降黏方法，諸如加化學藥劑、乳化降黏、水懸浮輸送以及黏彈性液膜等，進行過大量研究和試驗，但由于技術上、經濟上的種種原因，均未得到廣泛應用。目前，最實用、最可靠的方法仍是采用加熱降黏防止凝固的輸送工藝。

對高凝原油，為防止原油在管道輸送過程中凝固，依靠加熱使管道中的原油溫度始終維持在凝固點以上。

對高黏原油，采用加熱降低黏度，滿足管道壓降需求和節約泵送能耗。當然，在采用熱油輸送工藝的同時，一般都相應采用保溫管道結構。

（一）工藝模擬計算分析

海上油田開發工程涉及到的海底輸油管道，其輸送工藝模擬計算，一般要根據油田地質開發提供的逐年產量預測（并考慮一定設計系數），計算不同情況（管徑、輸量、入口溫度等）下的壓降、溫降以及管道內液體滯留量和一些必要的工藝參數。依此選擇最佳管徑，確定出不同情況下的工藝參數（不同生產年的輸送壓力、溫度等）。

近年來，原油管道輸送工藝模擬計算分析普遍采用計算機模擬程序進行。中國海油從加拿大NEOTEC公司引進了PIPEFLOW軟件，該軟件與流行的PIPESIM、PIPEPHASE等商業軟件類同，匯編了各種計算方法及一些修正系數、參考數據庫，供設計分析者選用。

（二）保溫材料的選擇和厚度確定

對采用熱油輸送工藝的海底管道，熱力計算是非常重要的環節，而其中管道傳熱系數K值又是管道熱力條件的綜合表現。K值除受管道結構影響外，埋地的地溫條件、保溫材導熱系數和保溫材厚度是三大影響因素。

從計算分析結果看，由于地溫變化不大對K值影響不明顯，只是在低輸量時，要注意其對終溫的影響。

保溫材性質和保溫層厚度是影響K值最關鍵的因素，也是影響管道終溫的關鍵因素。目前國內選用的保溫材料與國外最常用的一樣，是采用聚氨酯泡沫塑料。這是一種有機聚合物泡沫，能形成開孔或閉孔蜂窩狀結構，優點是導熱系數小（≤0.03W/m2·h．℃）、密度低（40～100kg/m3）和吸水率小（≤3%），且化學穩定性好，同時工業生產成熟，價格相對便宜。從保溫效果考慮，當然是保溫層厚度越大越好，但是，當保溫層厚度達到一定值時，保溫效果的增加和厚度的增量不再呈線性增加的關系，而是增加十分平緩。特別是對海底管道，保溫層厚度增加意味著外管直徑增加，就長距離管道而言，外管增加一級管徑，鋼管用量和施工費增加都是十分可觀的。因此，根據計算分析和優化設計，認為選用保溫層厚度為50mm是合理的。

（三）停輸和再啟動計算分析

停輸和再啟動計算分析是高凝、高黏原油海底管道工藝設計的重要內容，將直接關系到管輸作業的安全和可靠。

停輸后的溫降分析，視為最終確定管道安全時間。對于采用熱油輸送工藝的管道停輸后，隨著存油熱量散失，原油將從管壁向管中心凝固，凝層的加厚及凝結時釋放的潛熱將延緩全斷面凝固的過程。存油凝固時間取決于管道保溫條件、油品熱容、停輸時的溫度和斷面直徑。通常這些數值越大，全斷面凝固時間就越長。一般凝油層厚度在管道軸向是一個變化值，通常以管道終斷面凝油厚度作為安全停輸時間的控制值。

對于加熱輸送的高凝、高黏原油管道發生停輸，且預計在安全停輸時間內時，不能恢復管道輸油，為保證管道安全，最有效的措施是在管內存油開始凝固時，用水或低凝油將其置換。

停輸后的再啟動分析，是考慮管道發生停輸后可能出現的最不利工況和環境條件，此時要恢復通油，需計算所需的再啟動壓力和提出實現再啟動要采取的措施以及增設必要的設備和設施。

通常，再啟動壓力（P），用下式計算：

中國海洋石油高新技術與實踐

式中：P為再啟動壓力（Pa）;P。為管道出口壓力（Pa）;Di為管道內徑（m）；τ為原油在停輸環境溫度下的屈服應力（Pa）;L為管道可能凝固的長度（m）。

（四）水化物和沖蝕的防止措施

海上油田開發工程涉及的輸油管道，是一種與陸上原油長輸管道和海上原油轉輸管道不同的管道，它是從井口平臺產出的原油氣水混輸至中心處理平臺或浮式生產貯油裝置的油田內部集輸管道。該類海底管道輸送時伴有從井口采出的水和氣，屬于混輸管道，對這類油管道，也是采用加熱輸送工藝和保溫管道結構。

做這類混輸油管道的工藝設計，除做凈化原油輸送管道通常要進行的模擬計算分析外，還要增加段塞流分析和防止水化物和沖蝕產生的分析。

段塞流現象是油氣混輸過程中的一個重要問題。正常輸送過程中，如何判定是否出現嚴重的段塞流，以及如何確定段塞流長度，目前已經有了通用的分析計算判斷方法。在清管作業過程中，由于管道內存在一定的滯留液量，因此在清管器前將形成液體段塞流。在下游分離設備設計中必須考慮清管作業引起的段塞流影響，一般是設計一定的緩沖容量，使容器操作始終維持在正常液位與高液位報警線之間，確保生產正常。

水化物是影響海底混輸管道操作的一大隱患，特別是在以下三種工況下可能出現水化物，為此提出了防止形成水化物的措施：①低輸量狀況，為防止水化物生成，要求在輸送過程中，管道內油氣溫度始終維持在水化物生成溫度以上。但在低輸量狀況下，溫降很快，根據水化物生成曲線判斷，可能會生成水化物。此時應及時注入甲醇之類的防凍液（水化物抑制劑），以防止水化物生成；②停輸過程，在長期停輸狀態下，由于管道內油氣溫度降到了環境溫度，且管內壓力仍保持較高壓力狀態，所以可能生成水化物。此時，應采取的措施，一是給管道卸壓，二是往管道內注入水化物抑制劑；③重新啟動，通常停輸后再啟動，需要高于正常操作壓力的啟動壓力，而這時溫度又往往很低，故很容易生成水化物。此時應采取連續注入水化物抑制劑的做法，直到管道內溫度達到正常操作溫度為止。

防止產生沖蝕是油氣混輸管道工藝設計不容忽視的問題。對多相混輸管道，若流速超過一定值時，液體中含有的固體顆粒會對管道內壁形成一種強烈的沖刷腐蝕，特別是在急轉彎處如海底管道立管及膨脹彎處。因此設計時要計算避免沖蝕的最大流速，其公式為：

中國海洋石油高新技術與實踐

式中：Ve為沖蝕速度（ft

lft=0.3048m。/s）；pm為在輸送狀態下，多相混合物的密度（磅

1磅＝0.453592kg。/立方英尺

l立方英尺＝20831685×10-2m3。）；C為經驗系數，連續運行取100，非連續運行取125。

沖蝕速度是混合物密度的函數，混合物密度越大，沖蝕速度越小，混合物密度越小則沖蝕速度越大。為保證在管道內不產生沖蝕現象，應控制管內流體流速一定低于計算出的最低沖蝕速度。

（五）操作管理

對海底高凝、高黏原油管道特別要注意以下操作管理問題。

1．初始啟動

初始投產運營，一般采用以下作業步驟：①用熱水或熱柴油預熱管道，使管道建立起適應投產作業的溫度場；②待測得出口溫度達到設計要求后，按要求開井投產。

2．停輸及再啟動

停輸一般分應急停輸和計劃停輸兩大類，停輸情況不同，再啟動方式也不同。為確保管道停輸后的再啟動，一般在井口平臺上設置高壓再啟動泵。

a．對短期停輸，指管內流體最低溫度在某個設計值（如原油凝固點）以上，可使井口油氣直接進管道或用高壓泵啟動。

b．對長期停輸，在停輸之前，應啟動高壓泵完成管內流體置換作業。如果事先沒有準備，屬于意外突然停輸，一旦停輸時間較長，管道內降至環境溫度，原油析蠟并凝固。此時，要采用啟動高壓泵，用柴油置換出原油，然后按初始啟動步驟進行。

3．清管

在正常生產過程中，應根據生產情況經常進行清管作業，清除管內蠟沉積和滯留液體，以提高輸送效率和減小腐蝕。

4．化學劑注入

在正常輸送過程中，應考慮注入以下化學劑：

防垢劑——防止管內由于原油含水而結垢使輸量減少；

防蠟劑——防止原油中蠟凝結在管內沉積；

防腐劑——可在管內壁形成一層保護膜，使腐蝕液與管內壁隔離，起到保護作用；

防凍劑——甲醇之類，為防止水化物生成。

二、保溫海底管道結構

對采用熱油輸送工藝的海底高凝、高黏原油管道，為使沿程溫降減慢減小，最常見也是最實用的是將輸油鋼管做成保溫結構。我們廣泛應用了海底保溫管道結構，形成了完整的設計和施工技術。

（一）已應用的結構類型及特點

海底鋼管保溫管道結構（在此不涉及可撓性軟管海底管道），可歸結為兩大類型：一是雙層鋼管保溫結構；二是單層鋼管保溫結構。

1．雙層鋼管保溫結構。

或稱復壁管結構，其管體斷面如圖15-3所示。在這一類型中，又存在三種形式。

圖15-3雙鋼管保溫結構

圖15-4帶封隔法蘭的雙層鋼管保溫結構

第一種形式：管體結構如圖15-4所示。單根管節（一般長度為12m或40ft）每端均設較強的封隔法蘭。在內外管之間的環形空間，注入發泡材料，形成封閉止水保溫單元。這個單元內外管靠兩端封隔法蘭連為一體，內管的熱伸縮靠封隔法蘭強行約束，使內外管不發生相對錯動。海上鋪管時，相鄰兩個管節的外管，用兩個半瓦短節相接。這種形式的優點在于萬一管道外管或接口處發生破損，保溫失效就被限制在最小范圍內。缺點是接口焊接工作量大，用鋪管船法鋪管，速度上不去，致使工程費用高。

圖15-5帶特殊接頭的雙層鋼管保溫結構

圖15-6內外管可相對移動的雙鋼管保溫結構

第二種形式：保溫管節兩端內外管采用特殊接頭連接，如圖15-5所示。最早是由殼牌石油公司等提出研究，后來為意大利Snamprogetti公司開發成專利產品，它已在一些海底管道工程中投入使用。顯然，這種形式已經保留了第一種形式的優點，又克服了其不足。在鋪管船上它可以像鋪單層鋼管一樣，多個焊接站進行流水作業，使海上鋪管速度大大增加。這種形式的問題在于接頭是專利產品，費用高。我國南海東部惠州26-1油田的海底輸油管道應用了該專利產品。

第三種形式，如圖156所示。這種形式，內外管可做相對移動。在海上連接時，內管接口焊好后，補上接口保溫材料，然后拉動外管進行對接，無需采用半瓦管。相對來講，可減少海上焊接工作量，提高鋪管速度。中國海油通過與日本的公司合作，引進了這種形式保溫海底管道設計與海上安裝技術，在已經鋪設的諸多海底輸油管道上均采用了這種結構形式。

2．單層鋼管保溫結構。

這類結構與雙層鋼管保溫結構的區別在于外面的護套管不用鋼管。按照外套管材料不同，又可分為以下五種。

第一種，高密度聚乙烯外套（Highdensity polyethylene jacket）。高密度聚乙烯是一種超高分子量聚合物，它是阻止水蒸氣通過的極好材料。這種超高分子量改善了鋼管抗磨、抗沖擊、抗撕裂和整體物理強度力學性質。這種預成型的外套系統，與鋼管外套相比，具有重量輕、無需作防腐蝕保護的特點。暴露在管節兩端的保溫泡沫采用熱縮性聚合物端帽保護，現場接點處也用熱收縮套作止水防腐蝕處理。這種外套系統已被歐美國家的公司在阿拉伯灣、加蓬外海的海底管道工程中應用，最近幾年，應用水深已達43m。

第二種，鎖接螺旋鋼外套（Spirally crimped steel jacket）。這種外套的特點是用鋼量遠低于采用常規鋼管的管道外套。現場接口處不需對焊，暴露在管節端部的泡沫保溫材料仍用熱縮性端帽保護。這種外套系統，在國外已廣為應用，最大應用水深已達55m。

第三種，模制的聚氨酯外套（Molded polyurethane jacket）。這種外套將防腐蝕材料和聚氯乙烯（PVC）泡沫保溫材料結合為一體（圖15-7）。其優點是：①管道能保持較好的柔度，可用卷繞船鋪設。②在海底萬一外套被損傷，暴露在水中的保溫材料很少，不像其他系統會整個管節泡水。③在保證泡沫干燥方面有較高可靠度。

圖15-7模制聚氨酯外套保溫結構

圖15-8橡膠外套保溫結構

第四種，橡膠外套（Rubberjacket）。與模制聚氨酯外套相似（圖15-8）。只是外套是由PVC泡沫與橡膠層組成。大約每層PVC厚5～8mm，橡膠層厚1mm，層數的多少取決于保溫要求，但最外層的PVC泡沫要用較厚的橡膠層來覆蓋保護。

第五種，取消外護套系統。在輸油鋼管的外面施加的保溫材料，既能防水也有良好的保溫性能，同時又能抗較高的靜水壓力和具有抗機械破壞較強的能力。這種結構應該說是真正意義上的單層鋼管保溫結構。

（二）設計和施工關鍵技術

在我國建成的海底鋼管保溫管道絕大多數是雙重鋼管保溫結構。該項保溫結構的設計和施工技術是由中國海油從日本引進的。

1．設計關鍵技術

雙重鋼管保溫結構的海底管道設計，關鍵技術是平管部分結構分析和立管膨脹彎系統的整體分析。

對平管部分的結構分析，應用日本新日鐵公司開發的“DPIPE”計算機分析程序。該分析程序的結構模型如圖15-9所示。

圖15-9平管結構分析模型

A,A′—外管的不動點；B,B′，E,E′一內外管之間的錨固點（隔艙壁）；D—內管的不動點；KB,KB´—彈簧常數；Wf—與土壤的摩擦荷載；A-A′—不動部分（外管）；Li+Lm,Li′＋Lm′—可動部分（外管）

圖中，模擬兩端立管膨脹彎約束的彈簧剛度KB、KB´由其后說明的立管膨脹彎和平管連接整體分析模型求出。

對埋地管道，管土之間的摩擦荷載Wf由下式計算：

中國海洋石油高新技術與實踐

式中：W=r'hDo；μ是摩擦系數；Do為管道外徑；ws為管道水下單位重量；r´為土壤水下容重；h為埋深。

對立管膨脹彎系統的整體分析，采用日本新日鐵公司開發的大型三維管道結構分析程序“PIDES”軟件。

圖15-10給出按該軟件建立三維結構分析模型的一個工程實例圖。

圖15-10立管膨脹彎系統結構分析模型實例示意圖

圖15-11工況組合分析實例示意圖

對所建立的系統結構分析模型，要按規范要求和工程實際情況進行充分和必要的多種荷載工況組合分析，一般要考慮的荷載有功能荷載（壓力、溫度、質量等）、環境荷載（風、浪、流、冰等）、特殊荷載（如地震）以及立管依附的平臺位移和平管膨脹伸長施加的荷載。

圖15-11給出了一個立管膨脹系統工況組合分析的實例，荷載作用方向是要考慮的重要因素。

2．施工關鍵技術

從日本引進的雙重鋼管保溫結構的海底管道陸上預制和海上安裝技術，主要特點是：預制時單根管節（12m長）保溫材固定在內管上，保溫材與外管內壁間有一定量空氣層，允許內外鋼管相互移動，只是在一定長度上（比如2km或1km）才設置剛性錨點法蘭形成環形空間的水密隔艙。這樣，在海上鋪管法安裝時，管節連接將能如前圖15-6所示，內管焊接合格再補上接口防腐涂裝和相應保溫材后，采用拉移外管對口焊接的做法，會明顯減少外管接口焊接工作量，提高海上鋪管速度。

（三）在渤海蓬萊（PL)19-3油田I期海底管道工程中的應用

雙重鋼管保溫結構的海底管道，通過我國諸多工程實踐的檢驗表明是安全可靠的，但也存在用鋼量大、海上安裝速度慢導致工程造價高的缺點。研究和采用單管保溫結構，是保溫海底管道技術發展方向。

其中采用鎖接螺旋薄鋼板（厚1mm）作外套的單管保溫結構在2002年由PHILLIPS公司操作的蓬萊19-3油田I期海底管道工程中成功地被應用了。圖15-12給出了該保溫管道的斷面結構。

中國海油正在研究試制用高密度聚乙烯（PE）作外套的單管保溫結構管道。這項技術在國外早有應用，結合我國具體情況，特別是在渤海水深小于30m，甚至諸多灘海油田水深小于5米的情況下，采用這種保溫結構經濟可靠，所用材料和技術均可實現本地化和國產化，有很好的應用前景。

圖15-13示出正在研制的PE外套保溫管道斷面結構。

圖15-12PL19-3海底管道斷面結構

圖15-13PE外套保溫管斷面結構

表15-3給出所研制保溫管道的技術參數。

表15-3保溫管道技術參數表

當然，真正意義上的單管保溫結構管道，應該是取消外護套系統，在輸油鋼管外面施加既能防水也具良好保溫性能且有較強抗靜水壓力及抗機械破損能力的保溫材，無疑這是該項技術發展的最終方向。目前，在我國南海東部惠州26-1北油田（水深約120m）一條直徑為254mm、長約8.7km的海底保溫輸油管道，通過深入研究和招標推動，已經具備了工程實用基礎，其技術可行性和價格被接受性都得出了較好的結論。

工藝計算的主要內容包括

工藝計算的主要內容包括物料衡算、熱量衡算、設備計算與選型等，藝流程圖。

工藝計算法是指根據產品圖紙資料和相關工藝資料（比如產品結構圖、開料單等）計算出材料消耗定額的一種方法。工藝計算法依靠的是產品資料本身，所以是一種比較理論化或理想化的定額方式。因此，在計算分析后我們應根據實際情況在考慮適當損耗的前提下對其數據進行適當修正。此方法主要適合于制定原材料定額。

原油輸送管道工藝計算及校核計算方法

1、壓力越站校核

當輸油主泵不可避免的遇到斷電、事故或檢修時，或由于夏季地溫升高，沿程散熱減小，從而導致沿程摩阻減小，或者生產負荷減小而導致的摩陽減小，為了節約動力費用，可以進行中間站的壓力越站，以充分利用有效地能量。壓力越站的目的是計算出壓力越站時需要的最小輸量，并根據此輸量計算越站時所需要壓力，并校核其是否超壓。

2、熱力越站校核

當站場不可避免地遇到斷電、事故或檢修時，或由于夏季地溫升高運行流量較大，沿程散熱減小或者摩阻升溫較大，可以進行的熱力越站。

3、動水壓力校核

動水壓力是指油流沿管道流動過程中個點的剩余壓力，即管道縱新面線與水力坡隆線之間的垂直高度，動水壓大的變化不僅取決于地形的變化，而且與管道的水力坡降和泵站的運行情況有關，本次設計的最高動水壓力為645.46m液柱，小于管道最大承壓795.80m，動水壓力最小值為31.97m，大于最小的動水壓力30m，故此時動水壓力滿足輸送要求。

地下管線探測的主要方法有哪些

地下管線探測一般采樣管線探測儀、管線探測雷達（環保行業稱之為暗管探測儀）進行探測，

1、普通管線探測儀：

●僅能檢測出金屬管線，探測非金屬管線時，必須借助非金屬探頭，使用起來比較費力，需要侵入管線內部；

2、管線探地雷達（暗管探測儀）：

●可以探測所有材質的地下管線，也可用于地下掩埋物體的查找，能探測所有材質的管線；

●不依賴由管線感應并輻射的電磁場（很多時候這種電磁場并不存在或無法探測到），不僅能探測金屬管線，也能探測非金屬或不導電的管線，如PVC管、PE管、水泥管、陶瓷管、電線電纜等。

●還可以用在地質勘察（解決地質分層、地質與環境評價等）、地質隱患探測（河堤、壩基的管涌探測、地質構造探測、地下巖溶探測、建筑基礎地下空洞探測、隧道地質超前預報）、公路工程質量檢測、水下(淡水)探測和考古等多個領域，適用范圍廣，功能強大

主要應用：

1.燃氣PE管探測

2.下水道污水管探測

3.自來水管探測

4.電力線，電纜線探測

5.輸暖管探測

6.各種工業管道探測

7.綜合管線探測

原油管道實物層級指標

管道能效實物層級指標簡稱O級指標，原油管道能效實物層級指標是與原油管道能耗指標相關的基礎數據，并為強度層級指標、效率層級指標和指數層級指標的計算提供依據。原油管道實物層級主要指標如表4-1所示。

表4-1 原油管道能效實物層級指標表

1.原油管道站間周轉量

油氣管道能效管理

式中：Qy（1,2）為首站至第二站的原油周轉量，104t·km;Gys（1）為首站出站外輸量，104t;Ly（1,2）為首站至第二站的距離，km。

油氣管道能效管理

式中：Qy（i,i+1）為站場i至i+1的原油周轉量，104t·km;Gyri為站場i的收油量，104t;Gyyi為站場i的自用油量，104t;Gyfi為站場i的分輸量，104t;Ly（i,i+1）為站場i到站場i+1的距離，km。

2.原油管道周轉量

油氣管道能效管理

式中：Qy為原油管道周轉量，104t·km;Gyfi為站場i的分輸量，104t;Lyfi為站場i的分輸距離，km;n為原油管道站場個數。

3.原油管道輸油站生產能源消耗量

油氣管道能效管理

式中：Ezs為輸油站生產能源消耗量，tce;Ey1為加熱爐耗油量，t;Edb為輸油泵機組耗電量，104kW·h;Edl為加熱爐配套系統耗電量，104kW·h;ry為油品折標準煤系數，1t油＝1.4286t標煤；rd為電折標準煤系數，104kW·h電＝1.229t標煤。

4.原油管道生產能源消耗量

油氣管道能效管理

式中：Es為管道生產能源消耗量，tce;Ezsi為第i個輸油站生產能源消耗量，tce;n為管道輸油站個數。

5.原油管道輔助能源消耗量

油氣管道能效管理

式中：Ef為輔助生產能源消耗量，tce;Efi為輔助生產消耗的第i種能源實物消耗量，t，或其他能源實物量單位；ri為第i種能源折標準煤系數；n為輔助生產消耗能源的種類數。

6.原油管道消耗功率

對原油管道的等輸量管段：

油氣管道能效管理

式中：N為管段消耗功率，即為完成輸送，在管段所消耗的水力、熱力功率，kW;Nh為管段消耗水力功率，kW;Nt為管段消耗熱力功率，kW;G為管段中原油的質量流量，kg/s;PQ為管段起點處原油的壓力，Pa;pQ為管段起點處原油的密度，kg/m3;PZ為管段終點處原油的壓力，Pa;pz為管段終點處原油的密度，kg/m3;C為平均溫度下的定壓比熱，kJ/（kg·℃）;t Q為管段起點處原油的溫度，℃；tz為管道終點處原油的溫度，℃。

7.原油管道消耗功

一段時間內管道消耗的有用功：

油氣管道能效管理

式中：W為一段時間內管道消耗的有用功，kW·h;m為輸油管段的總數；T為計算時間段的長度，h。

油氣儲運課程

1. 油氣儲運技術專業要學習哪些課程

從大一開始說吧，主要的就以下這幾個：

高等數學，工程流體力學，泵與壓縮內機，傳熱學容，工程熱力學，油氣集輸，輸油管道設計與管理，油庫設計與管理等。

其中最為重點的是工程流體力學、油氣集輸、輸油管道設計與管理。

如果考驗的話，就會考高等數學和工程流體力學。

這些專業課，其實都挺重要的。如果在本科階段，就都會學習，如果是研究生期間的話，就看你導師哪個方向的，大概就側重其中的某幾本書籍。

希望能幫到你~

2. 為什么要學《油氣儲運安全技術》課程怎樣學《油氣儲運安全技術》課程

因為油，天然氣等都是易燃易爆品。生活生產中經常使用到，所以對其的運輸、儲藏方式等學習，避免發生事故

3. 油氣儲運工程要學哪些課程

這可多了 大學的基礎課很多很多 就和你說主要的專業課吧 就兩門 一個是油庫回設計與管理 還有就是油氣集輸答 油氣集輸分為油氣礦場集輸和油氣管道輸送 其余的 還涉及到一些防腐啊 LNG啊 都是一些專業性特別強的 集輸和油庫學好就差不多了

4. 油氣儲運是一門什么學科

業務培養買粉絲py要求：本專業學生主要學習油氣儲運工藝、設備設施方面的基本理論和基本知識，受到識圖制圖、上機操作、工程測量、工程概預算的基本訓練，具有進行油氣儲運系統的規劃、設計與運行管理的基本能力。

主干學科：工程流體力學、油氣儲運工程學

主要課程：工程力學、工程流體力學、工程熱力學、傳熱學、物理化學、泵與壓縮機、電工與電子技術、油氣管道設計與管理、油氣集輸、油庫設計與管理、油氣儲運工程最優化、技術經濟學等

主要實踐性教學環節：包括工程制圖、測量實習、金工實習、施工實習等一般安排18周。

主要專業實驗：油氣質量檢測、物理化學等

5. 中國石油大學油氣儲運工程專業所有課程名稱及所用教材請詳列！謝謝！

我是中國石油大學（北京）09級畢業生

學過的主要教材

流體力學

工程力學

熱力學基礎

油庫設計與管理

輸油管道管道設計與管理

天然氣管道設計與管理

油庫施工技術

城市燃氣輸配

管道儲運強度、

你是不是要考研究生？ 詳情你要打電話買粉絲學校的相關負責人，因為教材和范圍都在變化，聯系他幫你確定哪些是要復習的，可以縮小范圍，另外，你也要了解你要報考的導師的情況，最好提前和他見下面，確定一下你以后的方向。

如果你是工作的，那么你就學習

油庫設計與管理

輸油管道管道設計與管理

天然氣管道設計與管理

油庫施工技術

城市燃氣輸配

管道儲運強度、

這基本就行了，這是最有實用價值的

純手打的，+++++分阿

6. 油氣儲運工程 學習哪些課程

我把我們的教學計劃給你截圖下來了，我們這四年都學了什么上面都有。共三張圖只讓傳一個。。。另外兩個我傳到我空間你過來看下吧。O(∩_∩)O~祝樓主好運

7. 油氣儲運工程課程難學嗎

大學嘛，只有難考的，沒有難學的。只要你拿出高三三分之一的干勁來，什么都不難學了。這個專業也不是很難學，我是學勘查的，感覺他們和我們差不多，都是工科，又不是理科，不會太難學。

8. 油氣儲運工程專業的主干課程

工程力學、工程流體力學、工程熱力學、傳熱學、物理化學、泵與壓縮機、電工與電子技術、油氣管道設計與管理、油氣集輸、油庫設計與管理、油氣儲運工程最優化、技術經濟學等

9. 油氣儲運學什么科目

比較大眾的公選課就不說了。（英語，思修什么的略去……）

大一專有化學，高數，VB，物屬理，工程制圖。

大二有工程力學，工程測量，線代，物理繼續上，電工與電子技術，國際石油經營與法規，金屬工藝學。

大三有流體力學，儲運油料學，HSE風險管理，泵與壓縮機，工程熱力學與傳熱學，油氣營銷，管罐腐蝕與防護，加油加氣站設計與管理，天然氣液化技術，油氣儲存技術課程設計（太多專業課略去）……（我們學校從大二下還有俄語，不知道其他學校怎樣……）

大四成品油儲運技術，多相管流理論與計算，計算機在油氣儲運工程中的應用，輕烴回收，石油測量儀表與自動化，燃氣輸配……（無數專業課再次略去）

……查教務系統，終于答完了……

10. 油氣儲運專業是什么

專業方向為：油氣儲存、加工和產品應用，油氣集輸和管道運輸，石油金融貿版易。油氣儲存、加工權和產品應用主要是石油和天然氣產品的儲存、深加工、高效轉化和利用等；油氣集輸和管道運輸主要是化工方法解決油氣儲運中的問題和管道輸送技術；石油金融貿易主要是油氣及產品的進出口商務、期貨交易等。

本專業主要基礎課程為：數學、英語、計算機、物理、有機化學、物理化學。主要技術基礎課程為：化工原理、分離工程、化學反應工程、催化原理、工程流體力學，機械設計基礎、化工自動化儀表。主要專業課程為：油氣儲運工程、石油加工工藝學、專業實驗、最優化方法在石油儲運中的應用、油庫安全、管輸工藝、化工技術經濟分析、石油金融貿易、進出口實務、銷售管理等。學生在校期間，還進行下廠實習、設計和畢業論文環節的嚴格訓練。此外，為培養復合型人才，鼓勵學生選修第二專業。石油加工系已形成了完整的本科、碩士、博士、博士后培養體系

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