海底管道输送集技术课件

第第8 8章章 海底管道输送技术海底管道输送技术 8.18.1概述概述 8.28.2海底管道的工艺计算海底管道的工艺计算 8.38.3海底管道输油工艺技术海底管道输油工艺技术 8.48.4海底管道维护技术海底管道维护技术 8.18.1概述概述海上井口平台、中心平台、生产油轮或其他海上生产海上井口平台、中心平台、生产油轮或其他海上生产设施之间通过海底油气管道连接起来，构成海上油气设施之间通过海底油气管道连接起来，构成海上油气生产系统。生产系统。对于油田群、气田群联合开发和半海半陆式开发的海对于油田群、气田群联合开发和半海半陆式开发的海上油气田，海底管道更是油气生产系统的主动脉。上油气田，海底管道更是油气生产系统的主动脉。8.18.1概述概述8.18.1概述概述中国能源报中国能源报2013年年12月月02日日 我国目前共拥有海底管道我国目前共拥有海底管道6000多公里多公里，其中，其中90%的海底管道从投的海底管道从投产以来未进行任何清管、通球等基产以来未进行任何清管、通球等基本的维护活动，总长度达到了本的维护活动，总长度达到了5000多公里；多公里；20%的海底管道根本无法的海底管道根本无法接受内检，涉及约接受内检，涉及约1000多公里。多公里。我国最早一条海底管道也已经有我国最早一条海底管道也已经有40年历史。年历史。1973年年我国首次在山东我国首次在山东黄海采用浮游法铺设了黄海采用浮游法铺设了三条三条500米长米长从系箔装置至岸上的海底输油管从系箔装置至岸上的海底输油管道。道。1985年年渤海石油海上工程公司在埕北油田也采用浮游法成功铺渤海石油海上工程公司在埕北油田也采用浮游法成功铺设了设了1.6千米千米长钻采平台之间的海底输油管道。长钻采平台之间的海底输油管道。8.18.1概述概述u中海油中海油在渤海海域海底管线累计超过在渤海海域海底管线累计超过200千米千米，南海海域约，南海海域约2000千米千米，其作业水深可达，其作业水深可达300米米。其中，南海崖城。其中，南海崖城13-1气田至香港的海底输气管道长达气田至香港的海底输气管道长达800千米左右，是我国目前千米左右，是我国目前最长的一条海底管道。最长的一条海底管道。u中石化中石化海洋管道建设的步伐也不断加快。围绕位于渤海之滨海洋管道建设的步伐也不断加快。围绕位于渤海之滨的胜利油田，中石化先后建成了的胜利油田，中石化先后建成了170条总计超过条总计超过360千米千米的的海底油气管线和注水管线，铺设海底电缆海底油气管线和注水管线，铺设海底电缆82条共条共201千米。千米。u中石油中石油海洋管道建设累计海洋管道建设累计不足不足100千米千米。中国石油天然气管。中国石油天然气管道局承建的长度仅道局承建的长度仅35.5千米的渤海月东油田海底管道，不仅千米的渤海月东油田海底管道，不仅是中石油截至目前承建的最长的海底管道，而且也被视为中是中石油截至目前承建的最长的海底管道，而且也被视为中石油进军海洋管道建设市场的开端。石油进军海洋管道建设市场的开端。8.18.1概述概述根据根据PARLOC 2001数据显示，从数据显示，从1971年至年至2001年间，北年间，北海和墨西哥湾海底管道主要失效原因是海和墨西哥湾海底管道主要失效原因是内部和外部腐蚀内部和外部腐蚀。此外，。此外，墨西哥湾管道拖锚和碰撞损坏不是主要因素，可能是因为其埋设墨西哥湾管道拖锚和碰撞损坏不是主要因素，可能是因为其埋设的缘故。的缘故。u在北海海底管道失效事件中，在北海海底管道失效事件中，30%都源于都源于管道附件、法兰管道附件、法兰等，等，其中其中 7%引起了泄漏；引起了泄漏；u在墨西哥湾由在墨西哥湾由管道附件、法兰和阀门管道附件、法兰和阀门引起的失效事件为引起的失效事件为10%。8.18.1概述概述海底管道数据库，如美国石油学会（API）、美国安全与环境执行局（BSEE，http:/www.bsee.gov/）、英国健康安全委员会（HSE，http:/www.hse.gov.uk/pipelines/）的PARLOC 数据库、世界海洋事故数据库（WOAD，http:/ 年，墨西哥湾共发生海底管道泄漏事故184 起，其中泄漏量1049 bbl 的事故104 起，占56.5；泄漏量50 bbl 以上的事故80 起，占43.5。墨西哥湾海域海底管道泄漏事故发生率为4.0 起/年，其中1049 bbl 的事故2.3 起/年，50 bbl 以上的事故1.7 起/年。8.18.1概述概述墨西哥湾海底管道泄漏事故平均水深为336.7 ft（1 ft=3.05 m），其中水深100300 ft、距海岸020 mi（1 mi=1.609 km）为事故高发海域。此外，墨西哥湾海底管道泄漏物质中原油占84.2，凝析油占12.0，化学剂与甲醇分别占3.3和0.5。8.18.1概述概述1998-2012 年，国内公开发表和报道的海底管道泄漏事故共19起，平均每年发生1.3起。按照事故海域分布，渤海海域发生的事故次数最多，为10起，占总事故次数的52.6；南海海域发生海底管道泄漏事故6起，占总事故数的31.6；东海海域3 起，占15.8。按输送介质分类，天然气泄漏4起，占21.1；油品泄漏15起，占78.9。8.18.1概述概述8.18.1概述概述海洋管道运输的优点：海洋管道运输的优点：（1 1）运输的连续性运输的连续性，一旦投入运转后，运输可连续不断，一旦投入运转后，运输可连续不断地进行，减少中间装卸、转运过程的时间耽搁，其运输能地进行，减少中间装卸、转运过程的时间耽搁，其运输能力远远大于陆运和水运。力远远大于陆运和水运。（2 2）管道运输是密闭的，可以大大减少运输过程中产生管道运输是密闭的，可以大大减少运输过程中产生的损失的损失，一旦管道建成，它几乎可以不受水深、地形、海，一旦管道建成，它几乎可以不受水深、地形、海况等条件限制，不会因海上储油设施容量限制或穿梭油轮况等条件限制，不会因海上储油设施容量限制或穿梭油轮的接运不及时而迫使油田减产或停产，能高效、安全地完的接运不及时而迫使油田减产或停产，能高效、安全地完成油气的输送。成油气的输送。（3 3）海底管道铺设）海底管道铺设工期短，投产快，管理方便和操作费工期短，投产快，管理方便和操作费用低用低。8.18.1概述概述海洋管道运输的缺点：海洋管道运输的缺点：（1 1）海洋管道运输）海洋管道运输工程风险较大工程风险较大，一次性投资较大一次性投资较大；（2 2）管道通常处于海底，多数又需要埋设于海底土中一）管道通常处于海底，多数又需要埋设于海底土中一定深度，定深度，检查和维修困难检查和维修困难，某些处于潮差或波浪破碎带的，某些处于潮差或波浪破碎带的管段（尤其是立管），受风浪、潮流、冰凌等影响较大，管段（尤其是立管），受风浪、潮流、冰凌等影响较大，有时可能被海中漂浮物和船舶撞击或抛锚遭受破坏。所以有时可能被海中漂浮物和船舶撞击或抛锚遭受破坏。所以检查维护、日常管理不便，检查维护、日常管理不便，一旦出事故，修复极为困难一旦出事故，修复极为困难。8.18.1概述概述海洋管道分类：海洋管道分类：按按输送介质输送介质可划分为海底输油管道、海底输气管道、海底可划分为海底输油管道、海底输气管道、海底油气混输管道和海底输水管道油气混输管道和海底输水管道从从结构上结构上可划分为双重保温管道和单层管道可划分为双重保温管道和单层管道 8.18.1概述概述海洋管道分类：海洋管道分类：海底管道按海底管道按工作范围工作范围可分为：可分为：油（气）油（气）集输集输管道：一般用于输送汇集海上油（气）田管道：一般用于输送汇集海上油（气）田的产出液，包括油、气、水等混合物。通常连接于井口平的产出液，包括油、气、水等混合物。通常连接于井口平台（或水下井口）至处理平台之间，处理平台（或水下井台（或水下井口）至处理平台之间，处理平台（或水下井口）至单点系泊之间。口）至单点系泊之间。油（气）油（气）外输外输管道：一般用于输送经处理后的原油或天管道：一般用于输送经处理后的原油或天然气，通常连接于海上油（气）田的处理平台至陆上石油然气，通常连接于海上油（气）田的处理平台至陆上石油终端之间。终端之间。8.18.1概述概述我国南海某油田群的油气集输管道我国南海某油田群的油气集输管道 我国南海某气田长距离外输管道我国南海某气田长距离外输管道 8.18.1概述概述在下列情况下，通常不宜铺设海底管道：在下列情况下，通常不宜铺设海底管道：（1 1）油田离岸很远或属于边际油田；油田没有后继储量）油田离岸很远或属于边际油田；油田没有后继储量作为补充；作为补充；（2 2）海底有天然障碍而不能铺设管道；）海底有天然障碍而不能铺设管道；（3 3）长距离输送高凝固点和高粘度原油。）长距离输送高凝固点和高粘度原油。8.18.1概述概述海底管道设计考虑的主要因素：海底管道设计考虑的主要因素：选用的设计条件、规范和规定、管道路由、海底状况、坐标及接口、选用的设计条件、规范和规定、管道路由、海底状况、坐标及接口、管道设计寿命、操作数据及条件、管道尺寸、环境数据、钢管材料特管道设计寿命、操作数据及条件、管道尺寸、环境数据、钢管材料特性与外防腐涂层等。性与外防腐涂层等。海底管道设计内容：海底管道设计内容：管道尺寸和壁厚设计、工艺流程分析、管道稳定性计算、膨胀位移设管道尺寸和壁厚设计、工艺流程分析、管道稳定性计算、膨胀位移设计、铺设应力计算、弃管与回收计算、立管设计、管道自由跨度分析计、铺设应力计算、弃管与回收计算、立管设计、管道自由跨度分析及管道防腐设计等。及管道防腐设计等。海底管道工程方案直接关系到开发方案的技术性、经济海底管道工程方案直接关系到开发方案的技术性、经济性和生产运行的可靠性，应根据性和生产运行的可靠性，应根据油气田开发规模、油气油气田开发规模、油气物性、产品方案、海况条件物性、产品方案、海况条件等，结合等，结合油气处理、储运工油气处理、储运工艺流程艺流程，通过，通过技术经济技术经济比较进行比较进行管径、操作参数管径、操作参数等选择，等选择，并符合下列原则：并符合下列原则：1 1）海上油气管道输送能力）海上油气管道输送能力应满足油气田开发规模需要应满足油气田开发规模需要，以近期为主，必要时考虑周边油气田进入的可能性。管以近期为主，必要时考虑周边油气田进入的可能性。管道最大输送能力应根据配产特点，考虑道最大输送能力应根据配产特点，考虑1.11.21.11.2流量波流量波动系数。动系数。8.18.1概述概述2 2）平台间平台间管道应根据油气田特点，管道应根据油气田特点，优先考虑采用混输优先考虑采用混输工艺工艺，减少工程投资。应用混输工艺时，需进行多模，减少工程投资。应用混输工艺时，需进行多模型组合计算，同时了解参数相近的混输管道运行情况。型组合计算，同时了解参数相近的混输管道运行情况。经分析比较后，选择适合的经分析比较后，选择适合的流型预测方法、压降模型流型预测方法、压降模型和滞液量模型和滞液量模型组合。条件具备时，应进行不同软件的组合。条件具备时，应进行不同软件的校核计算。校核计算。3 3）机械采油和高压自喷井，气田群、油田群联合开发）机械采油和高压自喷井，气田群、油田群联合开发项目，应进行井口压力、温度和管道直径、增压（加项目，应进行井口压力、温度和管道直径、增压（加热）设施关系的方案研究，热）设施关系的方案研究，合理利用油气井流体的天合理利用油气井流体的天然气能量然气能量，以减少或推迟增压（加热）设施的建设，以减少或推迟增压（加热）设施的建设，提高项目经济效益。提高项目经济效益。8.18.1概述概述4 4）采用半海半陆式开发的海上油气田，油气长距离外）采用半海半陆式开发的海上油气田，油气长距离外输管道需要经过输管道需要经过多方案多方案技术、经济论证来确定输送工技术、经济论证来确定输送工艺和输送参数。艺和输送参数。5 5）根据流体性质、管道长度、环境条件，选择高效保）根据流体性质、管道长度、环境条件，选择高效保温材料，温材料，合理确定管道总传热系数值和保温层厚度合理确定管道总传热系数值和保温层厚度，降低工程造价。降低工程造价。6 6）高凝、高粘原油管道应特别重视原油性质及低温流）高凝、高粘原油管道应特别重视原油性质及低温流变性参数。在方案设计中应进行变性参数。在方案设计中应进行预热方案、安全输量、预热方案、安全输量、安全停输时间、停输再启动方案安全停输时间、停输再启动方案研究，确保安全输送。研究，确保安全输送。8.18.1概述概述8.28.2海底管道工艺计算海底管道工艺计算海底管道设计的目的：海底管道设计的目的：（1 1）选择合理的）选择合理的管径及其附属材料管径及其附属材料，使其既能满，使其既能满足输送量的要求，又能使能量的损耗不大，也就是足输送量的要求，又能使能量的损耗不大，也就是流速和压降的损失流速和压降的损失都适合。都适合。（2 2）确定输送时初始需要）确定输送时初始需要加热的温度和中途需要加热的温度和中途需要加热的温度加热的温度。8.28.2海底管道工艺计算海底管道工艺计算8.2.18.2.1液体管线的工艺计算液体管线的工艺计算 8.2.1.18.2.1.1等温输油管道的工艺计算等温输油管道的工艺计算 管道内原油与周围介质的温差很小，热交换可以忽略不计管道内原油与周围介质的温差很小，热交换可以忽略不计和沿线温降很小的输油管道，称为和沿线温降很小的输油管道，称为等温原油输送管道等温原油输送管道。原油沿等温管线流动时，所消耗的能量主要是压力能。管原油沿等温管线流动时，所消耗的能量主要是压力能。管路输油过程中压力能的消耗主要包括两部分：路输油过程中压力能的消耗主要包括两部分：（1 1）用于克服）用于克服地形高差地形高差所需的能量；对某一管路，它是所需的能量；对某一管路，它是不随输量变化的固定值；不随输量变化的固定值；（2 2）克服原油沿管路流动过程中的摩擦和撞击阻力所消）克服原油沿管路流动过程中的摩擦和撞击阻力所消耗的能量，通常称为耗的能量，通常称为摩阻损失摩阻损失。它是随流速及原油物理性。它是随流速及原油物理性质等因素而变化。质等因素而变化。8.28.2海底管道工艺计算海底管道工艺计算8.2.18.2.1液体管线的工艺计算液体管线的工艺计算 8.2.1.18.2.1.1等温输油管道的工艺计算等温输油管道的工艺计算 （1 1）摩阻损失的计算）摩阻损失的计算原油管路的摩阻损失包括两部分，即原油通过原油管路的摩阻损失包括两部分，即原油通过直管段直管段所产所产生的生的沿程摩阻损失沿程摩阻损失和通过各种阀件、管件所产生的和通过各种阀件、管件所产生的局部摩局部摩阻损失阻损失。1 1）沿程摩阻损失的计算）沿程摩阻损失的计算 8.28.2海底管道工艺计算海底管道工艺计算8.2.18.2.1液体管线的工艺计算液体管线的工艺计算 8.2.1.18.2.1.1等温输油管道的工艺计算等温输油管道的工艺计算 各流态区水力摩阻系数各流态区水力摩阻系数 管路的沿程摩阻损失的计算综合为流量管路的沿程摩阻损失的计算综合为流量压降计算式压降计算式 8.28.2海底管道工艺计算海底管道工艺计算8.2.18.2.1液体管线的工艺计算液体管线的工艺计算 8.2.1.18.2.1.1等温输油管道的工艺计算等温输油管道的工艺计算2 2）局部摩阻损失计算）局部摩阻损失计算 由于油流经管路中的弯头、三通、阀门、过滤器、管径扩由于油流经管路中的弯头、三通、阀门、过滤器、管径扩大或缩小等处所引起的能量损失大或缩小等处所引起的能量损失 局部摩阻系数随管件类型、尺寸、油流的流态以及油品粘局部摩阻系数随管件类型、尺寸、油流的流态以及油品粘度等的不同而变化。实际计算时，对管路中所有的局部损度等的不同而变化。实际计算时，对管路中所有的局部损失，可以用失，可以用管路直线段当量长度管路直线段当量长度来替代来替代 8.28.2海底管道工艺计算海底管道工艺计算8.2.18.2.1液体管线的工艺计算液体管线的工艺计算 8.2.1.18.2.1.1等温输油管道的工艺计算等温输油管道的工艺计算2 2）局部摩阻损失计算）局部摩阻损失计算 根据求得的当量长度，加在管路直线段的计算长度内，再根据求得的当量长度，加在管路直线段的计算长度内，再按沿程摩阻公式计算，即得整个管路的摩阻损失。按沿程摩阻公式计算，即得整个管路的摩阻损失。8.28.2海底管道工艺计算海底管道工艺计算8.2.18.2.1液体管线的工艺计算液体管线的工艺计算 8.2.1.18.2.1.1等温输油管道的工艺计算等温输油管道的工艺计算3 3）输油管线工艺计算一般计算程序）输油管线工艺计算一般计算程序 新建管线新建管线:根据要求的输送量规定其流量。由根据要求的输送量规定其流量。由已知的流量和已知的流量和大致选定的流速大致选定的流速（一般采用经济流速或极限流速），（一般采用经济流速或极限流速），初步初步决定管线的直径决定管线的直径。有了流量、流速、管线直径，根据输送。有了流量、流速、管线直径，根据输送油品的特性进行水力计算。油品的特性进行水力计算。在用管线：根据流速、管径和油流粘度等，可以计算出雷在用管线：根据流速、管径和油流粘度等，可以计算出雷诺数。根据诺数。根据雷诺数判别油流在管路的状态雷诺数判别油流在管路的状态。根据各种流态，。根据各种流态，选用不同的计算公式，计算摩阻系数和摩阻损失。选用不同的计算公式，计算摩阻系数和摩阻损失。8.28.2海底管道工艺计算海底管道工艺计算8.2.18.2.1液体管线的工艺计算液体管线的工艺计算 8.2.1.28.2.1.2热油管路的工艺计算热油管路的工艺计算热油输送管道在输送过程中的能耗有热油输送管道在输送过程中的能耗有热能损失和压力能损热能损失和压力能损失失两部分。这两部分损失是相互影响的，因为管道的摩阻两部分。这两部分损失是相互影响的，因为管道的摩阻与油流粘度有关，而油流的粘度又随油流本身的温度变化，与油流粘度有关，而油流的粘度又随油流本身的温度变化，油流温度既取决于预先加热的温度，也取决于油流在输送油流温度既取决于预先加热的温度，也取决于油流在输送过程中的散热温降情况。对热油管道来说，过程中的散热温降情况。对热油管道来说，热能损失热能损失起着起着主导作用。主导作用。热油管道工艺计算的实质：热油管道工艺计算的实质：解决对输送油流的加热与沿线解决对输送油流的加热与沿线散热的平衡问题。散热的平衡问题。8.28.2海底管道工艺计算海底管道工艺计算8.2.18.2.1液体管线的工艺计算液体管线的工艺计算 8.2.1.28.2.1.2热油管路的工艺计算热油管路的工艺计算对原油加热的目的：对原油加热的目的：（1 1）保证油流温度在输送过程中总是处于）保证油流温度在输送过程中总是处于比凝固点高的温比凝固点高的温度度，以防止原油在管路内凝固，这对海底管道极为重要；，以防止原油在管路内凝固，这对海底管道极为重要；（2 2）降低油流在输送过程中的）降低油流在输送过程中的粘度粘度，以减少管路的摩阻损，以减少管路的摩阻损失和便于输送。失和便于输送。8.28.2海底管道工艺计算海底管道工艺计算8.2.18.2.1液体管线的工艺计算液体管线的工艺计算 8.2.1.28.2.1.2热油管路的工艺计算热油管路的工艺计算（1 1）热油管路的轴向温降）热油管路的轴向温降热油输送的沿管路长度的温度变化，可按苏霍夫温降公式热油输送的沿管路长度的温度变化，可按苏霍夫温降公式计算：计算：T TB B管路入口温度；管路入口温度；T TE E管路出口温度；管路出口温度；ToTo周围介质温度；周围介质温度；K K总传热系数；总传热系数；d d管线内径；管线内径；L L管线长度；管线长度；W W油流重量流量；油流重量流量；C C油流重量热容油流重量热容8.28.2海底管道工艺计算海底管道工艺计算8.2.18.2.1液体管线的工艺计算液体管线的工艺计算 8.2.1.28.2.1.2热油管路的工艺计算热油管路的工艺计算（1 1）热油管路的轴向温降）热油管路的轴向温降热油管的温降曲线热油管的温降曲线 作用：作用：确定管路中间加热站位置确定管路中间加热站位置和加热温度；和加热温度；判断管路内油流的流态；判断管路内油流的流态；计算热油管道的压降。计算热油管道的压降。8.28.2海底管道工艺计算海底管道工艺计算8.2.18.2.1液体管线的工艺计算液体管线的工艺计算 8.2.1.28.2.1.2热油管路的工艺计算热油管路的工艺计算（1 1）热油管路的轴向温降）热油管路的轴向温降温降公式在热油管道设计和管理中的应用：温降公式在热油管道设计和管理中的应用：当当K K、W W、d d、ToTo以及以及T TB B、T TE E一定时，一定时，确定加热站的间距确定加热站的间距L LC C；在加热站间距在加热站间距L LC C已定的情况下，当已定的情况下，当K K、W W、d d、ToTo一定时，一定时，确定为保持要求的终点温度确定为保持要求的终点温度T TE E所所必须的加热站出口温度必须的加热站出口温度T TB B ；8.28.2海底管道工艺计算海底管道工艺计算8.2.18.2.1液体管线的工艺计算液体管线的工艺计算 当当K K、d d以及以及ToTo一定时，在加热站间距一定时，在加热站间距L LC C 、加热站最高、加热站最高出口温度出口温度T TBmaxBmax和允许的最低终点温度和允许的最低终点温度T TEminEmin（即下一站进站（即下一站进站温度）已定的情况下，确定热油管路的温度）已定的情况下，确定热油管路的允许最小输送量允许最小输送量W Wminmin。不同输量下的沿线温降不同输量下的沿线温降 8.28.2海底管道工艺计算海底管道工艺计算8.2.18.2.1液体管线的工艺计算液体管线的工艺计算 运行时运行时反算实际的总传热系数反算实际的总传热系数K K，以判断管路的散热及结，以判断管路的散热及结蜡情况。蜡情况。总传热系数总传热系数K K是指当管路内油流与周围介质的温度差为是指当管路内油流与周围介质的温度差为11时，单位时间内通过传热表面所传递的热量。时，单位时间内通过传热表面所传递的热量。8.28.2海底管道工艺计算海底管道工艺计算8.2.18.2.1液体管线的工艺计算液体管线的工艺计算 8.2.1.28.2.1.2热油管路的工艺计算热油管路的工艺计算（1 1）热油管路的轴向温降）热油管路的轴向温降总传热系数可按管内、外对流传热和管壁上传导传热的过总传热系数可按管内、外对流传热和管壁上传导传热的过程来计算：程来计算：8.28.2海底管道工艺计算海底管道工艺计算8.2.18.2.1液体管线的工艺计算液体管线的工艺计算 K K值的变化规律：值的变化规律：管径越大则管径越大则K K值越小值越小。管线埋深处的管线埋深处的土壤含水量越大，土壤含水量越大，K K值就越大值就越大；在相同条；在相同条件下，管线处于地下水中与地下水以上相比较，件下，管线处于地下水中与地下水以上相比较，K K值约增值约增加加30%50%30%50%管线管线埋置深度越深，埋置深度越深，K K值就越小值就越小；但一般埋深大于管径；但一般埋深大于管径3434倍时，对倍时，对K K值的影响明显减小。值的影响明显减小。气候条件，冻土的导热系数比不冻土要大气候条件，冻土的导热系数比不冻土要大10%50%10%50%，故，故一般一般K K值在冬季要比夏季大值在冬季要比夏季大。管内管内结蜡会使结蜡会使K K值变小值变小。K K值与沿线土壤成分、相对密度、孔隙度等有关。值与沿线土壤成分、相对密度、孔隙度等有关。8.28.2海底管道工艺计算海底管道工艺计算8.2.18.2.1液体管线的工艺计算液体管线的工艺计算 8.2.1.28.2.1.2热油管路的工艺计算热油管路的工艺计算（2 2）热油管路的摩阻计算）热油管路的摩阻计算工程上一般把热油管路工程上一般把热油管路分为若干段分为若干段，按，按等温输油管线等温输油管线摩阻计算方摩阻计算方法来计算其摩阻。具体步骤如下：法来计算其摩阻。具体步骤如下：按上述温降公式，先求出各段油流的起点温度和终端温度。按上述温降公式，先求出各段油流的起点温度和终端温度。求出各段的平均温度。求出各段的平均温度。由实测的温粘曲线查出平均温度时的油流粘度。由实测的温粘曲线查出平均温度时的油流粘度。按照前述等温输油管线的公式，计算各段的摩阻损失。按照前述等温输油管线的公式，计算各段的摩阻损失。热油管路总的摩阻损失，等于各段摩阻损失之和。热油管路总的摩阻损失，等于各段摩阻损失之和。8.28.2海底管道工艺计算海底管道工艺计算8.2.28.2.2气体管线的工艺计算气体管线的工艺计算 8.2.2.18.2.2.1气体管线输气量计算气体管线输气量计算假设：假设：气体在管内作稳定流动，即气体的质量流量在管道内任气体在管内作稳定流动，即气体的质量流量在管道内任一截面上为一常数；一截面上为一常数；气体在管内作等温流动，即沿线气温保持不变；气体在管内作等温流动，即沿线气温保持不变；水力摩阻系数为一常数。水力摩阻系数为一常数。根据伯努利方程和达西公式，并将威莫斯（根据伯努利方程和达西公式，并将威莫斯（WeymouthWeymouth）摩）摩阻系数经验公式，代入经整理简化，可得工程上常用的输阻系数经验公式，代入经整理简化，可得工程上常用的输气管线体积流量公式：气管线体积流量公式：8.28.2海底管道工艺计算海底管道工艺计算8.2.28.2.2气体管线的工艺计算气体管线的工艺计算 8.2.2.18.2.2.1气体管线输气量计算气体管线输气量计算确定管径、起点和终点压力的计算公式：确定管径、起点和终点压力的计算公式：8.28.2海底管道工艺计算海底管道工艺计算8.2.28.2.2气体管线的工艺计算气体管线的工艺计算 8.2.2.28.2.2.2输气管线的压力计算输气管线的压力计算输气管内的气流随着压力下降、体积和流速不断增大，促输气管内的气流随着压力下降、体积和流速不断增大，促进了能量的消耗，故其压降曲线为一抛物线进了能量的消耗，故其压降曲线为一抛物线 。输气管中压力变化曲线输气管中压力变化曲线 某点处压力：某点处压力：停输时平均压力：停输时平均压力：8.28.2海底管道工艺计算海底管道工艺计算8.2.28.2.2气体管线的工艺计算气体管线的工艺计算 8.2.2.28.2.2.2输气管线的压力计算输气管线的压力计算输气管线压降曲线在操作过程的应用输气管线压降曲线在操作过程的应用可及时发现输气管的可及时发现输气管的工况是否正常工况是否正常。例如管线发生局部堵。例如管线发生局部堵塞时，如流量不变，则出站起点压力增高；在堵塞点之后，塞时，如流量不变，则出站起点压力增高；在堵塞点之后，压力很快降落。压力很快降落。由输气管的平均压力和平均温度可以确定输气管的储气能由输气管的平均压力和平均温度可以确定输气管的储气能力：力：8.28.2海底管道工艺计算海底管道工艺计算8.2.28.2.2气体管线的工艺计算气体管线的工艺计算 8.2.2.38.2.2.3输气管线的温度计算输气管线的温度计算输气管内沿管长任一点的温度，可按苏霍夫公式计算：输气管内沿管长任一点的温度，可按苏霍夫公式计算：当管长为当管长为L L时，管段的平均温度按下式计算：时，管段的平均温度按下式计算：输气管线终点温度为：输气管线终点温度为：8.28.2海底管道工艺计算海底管道工艺计算8.2.38.2.3管道尺寸的选择管道尺寸的选择 管道尺寸选择原则：管道尺寸选择原则：从管路压降和流体最大从管路压降和流体最大/最小流速两方面考虑。最小流速两方面考虑。（1 1）管道中流体流速必须保持一定流速来）管道中流体流速必须保持一定流速来防止流体波动防止流体波动和固、沙粒的沉积和固、沙粒的沉积。（2 2）流体的流速不能超过最大流速，以免流体对管道的）流体的流速不能超过最大流速，以免流体对管道的管壁管壁产生冲蚀、噪音和发生水击产生冲蚀、噪音和发生水击。8.28.2海底管道工艺计算海底管道工艺计算8.2.38.2.3管道尺寸的选择管道尺寸的选择 8.2.3.18.2.3.1液体管道的尺寸液体管道的尺寸决定管道尺寸的主要因素是决定管道尺寸的主要因素是管路的压降和液体的流速管路的压降和液体的流速。管。管道的液体最大流速取决于管道操作的条件、管材和经济性。道的液体最大流速取决于管道操作的条件、管材和经济性。API 14API 14规范建议管道的最大流速不高于规范建议管道的最大流速不高于4.57m/s4.57m/s，对于软，对于软管最大流速应在管最大流速应在3.043.044.57m/s4.57m/s范围内。管道液体的最小流范围内。管道液体的最小流速建议速建议1m/s1m/s，可以有效地防止固体的沉积。，可以有效地防止固体的沉积。管道中流速可用下式计算：管道中流速可用下式计算：8.28.2海底管道工艺计算海底管道工艺计算8.2.38.2.3管道尺寸的选择管道尺寸的选择 8.2.3.28.2.3.2气体管道的尺寸气体管道的尺寸气体管道的尺寸也取决于气体管道的尺寸也取决于压降和流速压降和流速两个因素。但流速将两个因素。但流速将起主要作用，因为流速高时，可能出现噪音和冲刷管道内起主要作用，因为流速高时，可能出现噪音和冲刷管道内壁腐蚀层问题，冲刷腐蚀层的速度越大，管线受腐蚀的速壁腐蚀层问题，冲刷腐蚀层的速度越大，管线受腐蚀的速度就越快。因此，对气体管道最小流速建议取度就越快。因此，对气体管道最小流速建议取3 34.5m/s4.5m/s，最大流速应限制在最大流速应限制在181824m/s24m/s范围内。范围内。在流速和冲刷腐蚀层之间有如下的关系：在流速和冲刷腐蚀层之间有如下的关系：Ce冲蚀常数冲蚀常数Ve气体冲蚀流速气体冲蚀流速气体密度气体密度8.28.2海底管道工艺计算海底管道工艺计算8.2.48.2.4油气混输管道油气混输管道（1 1）适用于在不便于安装油气分离和初加工设备地区。）适用于在不便于安装油气分离和初加工设备地区。（2 2）在近海开采中，采用混输管路直接将生产的油、气）在近海开采中，采用混输管路直接将生产的油、气送往陆上加工厂，可以大大减小海洋平台面积和建造、操送往陆上加工厂，可以大大减小海洋平台面积和建造、操作费用，降低海底管路的铺设费用和海上油气加工设备的作费用，降低海底管路的铺设费用和海上油气加工设备的安装及经营费用。安装及经营费用。混输管路常用计算方法：杜克勒混输管路常用计算方法：杜克勒I I法、杜克勒法、杜克勒IIII法、洛克法、洛克哈特马蒂尼里法、曼德汉法、布里尔法、泰特尔法、贝哈特马蒂尼里法、曼德汉法、布里尔法、泰特尔法、贝克法、弗莱尼根法、贝格斯布里尔法等。克法、弗莱尼根法、贝格斯布里尔法等。8.28.2海底管道工艺计算海底管道工艺计算8.2.48.2.4油气混输管道油气混输管道海上油气集输中，油气混输管路大致可以分为海上油气集输中，油气混输管路大致可以分为油气混输油气混输、油水混输油水混输和和油气水三相混输油气水三相混输三种情况。三种情况。（1 1）气液两相混输管道）气液两相混输管道一种是一种是在管道入口处流体就是气液两相在管道入口处流体就是气液两相，也就是重烃，也就是重烃（凝析油）在管道入口条件下以液相形式存在，全线均（凝析油）在管道入口条件下以液相形式存在，全线均为气液两相流流动。如锦州为气液两相流流动。如锦州20-2 20-2 凝析气田中高点至陆凝析气田中高点至陆上终端的上终端的50km50km、12in12in油气混输管道。油气混输管道。8.28.2海底管道工艺计算海底管道工艺计算8.2.48.2.4油气混输管道油气混输管道（1 1）气液两相混输管道）气液两相混输管道另一种是另一种是管道起点条件下进入管到的流体为单相气体管道起点条件下进入管到的流体为单相气体，距起点一段距离后，由于温度降低幅度较大，天然气距起点一段距离后，由于温度降低幅度较大，天然气中的重烃析出从而形成气液两相流动中的重烃析出从而形成气液两相流动。如此类输气管。如此类输气管道中也可能存在反凝析现象，即当输气温度高于临界道中也可能存在反凝析现象，即当输气温度高于临界温度、但低于临界凝析温度时，随着压力的降低，天温度、但低于临界凝析温度时，随着压力的降低，天然气中重烃反而析出的现象。然气中重烃反而析出的现象。如：平湖油气田如：平湖油气田陆上终端的陆上终端的386km386km、14in14in天然气输天然气输送管道。送管道。8.28.2海底管道工艺计算海底管道工艺计算8.2.48.2.4油气混输管道油气混输管道（2 2）油水两相混输管道）油水两相混输管道油水两相混输管道指油和水，或油、油水乳状液和水油水两相混输管道指油和水，或油、油水乳状液和水两相共存的管道。此类管道多存在于两相共存的管道。此类管道多存在于油田群联合开发油田群联合开发或半海半陆式开发或半海半陆式开发的海上油田。为了避免油气水三相的海上油田。为了避免油气水三相混输压降大的问题，也为减少海上平台面积及利用伴混输压降大的问题，也为减少海上平台面积及利用伴生气为平台设备发电，在平台上脱除伴生气和部分游生气为平台设备发电，在平台上脱除伴生气和部分游离水，将油、油水乳状液和剩余的水通过管道输送至离水，将油、油水乳状液和剩余的水通过管道输送至目标平台或陆上终端。目标平台或陆上终端。如绥中如绥中36-136-1油田中心平台油田中心平台陆上终端陆上终端70km70km、20in20in油油水混输管道，渤西油田群中心平台水混输管道，渤西油田群中心平台陆上终端陆上终端50km50km、8in8in油水混输管道。油水混输管道。8.28.2海底管道工艺计算海底管道工艺计算8.2.48.2.4油气混输管道油气混输管道（3 3）油气水三相混输管道）油气水三相混输管道井口平台到中心平台间的集输管道、井口平台到井口平台到中心平台间的集输管道、井口平台到FPSOFPSO的集输管道，甚至一些海上油田到陆上终端的管道都的集输管道，甚至一些海上油田到陆上终端的管道都是典型的油气水三相混输管道。如歧口是典型的油气水三相混输管道。如歧口17-217-2至歧口至歧口18-18-1 1中心平台中心平台15km15km、10in10in油气水三相混输管道。油气水三相混输管道。在油气水三相混输管道中，油气水在输送条件下以连在油气水三相混输管道中，油气水在输送条件下以连续相存在于管道内。续相存在于管道内。气相和油相之间存在速度差，油气相和油相之间存在速度差，油相合水相之间也可能存在速度差相合水相之间也可能存在速度差。由于流体物性和流。由于流体物性和流动特性的差异，混输过程中常形成动特性的差异，混输过程中常形成气液界面、液液界气液界面、液液界面间的传质、传热面间的传质、传热。8.28.2海底管道工艺计算海底管道工艺计算8.2.48.2.4油气混输管道油气混输管道段塞流处置段塞流处置油气混输或油气水三相混输是经济地开发海洋石油的油气混输或油气水三相混输是经济地开发海洋石油的重要手段，但混输管道中常常产生段塞流，特别是立重要手段，但混输管道中常常产生段塞流，特别是立管段较长的海底管道。段塞流的特点是管段较长的海底管道。段塞流的特点是液体段和气泡液体段和气泡交替流动通过全管线交替流动通过全管线。8.28.2海底管道工艺计算海底管道工艺计算8.2.48.2.4油气混输管道油气混输管道严重段塞流情况下可能导严重段塞流情况下可能导致柔性立管疲劳、失效致柔性立管疲劳、失效段塞载荷导致结构损坏段塞载荷导致结构损坏8.28.2海底管道工艺计算海底管道工艺计算8.2.48.2.4油气混输管道油气混输管道8.28.2海底管道工艺计算海底管道工艺计算8.2.48.2.4油气混输管道油气混输管道段塞流分类段塞流分类u水动力段塞流水动力段塞流：管道内气液折算速度正好处于流型图段塞流的管道内气液折算速度正好处于流型图段塞流的范围内所诱发的段塞流。可细分为普通稳态水力段塞流和由于气液范围内所诱发的段塞流。可细分为普通稳态水力段塞流和由于气液流量变化诱发的瞬态段塞流，发生这种段塞流量变化诱发的瞬态段塞流，发生这种段塞流时一般气液流量流时一般气液流量较大。较大。u地形起伏诱发段塞流地形起伏诱发段塞流：由于液相在管道低洼处聚积堵塞气体通由于液相在管道低洼处聚积堵塞气体通道而诱发的段塞流，常在低气液流量下发生。道而诱发的段塞流，常在低气液流量下发生。u强烈段塞流强烈段塞流：通常在海洋平台之间的连接管道上发生。液塞长度通常在海洋平台之间的连接管道上发生。液塞长度大于立管高度的段塞流。这是一种压力波动最大、管道出口气液瞬大于立管高度的段塞流。这是一种压力波动最大、管道出口气液瞬时流量变化最大的段塞流，对管道和管道下游相应设备正常工作危时流量变化最大的段塞流，对管道和管道下游相应设备正常工作危害最大的一种段塞流。与地形起伏诱发段塞流相似，常在低气液流害最大的一种段塞流。与地形起伏诱发段塞流相似，常在低气液流量下发生。量下发生。8.28.2海底管道工艺计算海底管道工艺计算8.2.48.2.4油气混输管道油气混输管道u水动力段塞流水动力段塞流在管道内气液流量较小时，呈在管道内气液流量较小时，呈分层流型分层流型。当管内液体流量较大、液位较高时，被气流吹起的液波可能高达管顶，当管内液体流量较大、液位较高时，被气流吹起的液波可能高达管顶，阻塞整个管路流通面积形成液塞，流型由分层流转变为阻塞整个管路流通面积形成液塞，流型由分层流转变为段塞流段塞流。这是。这是由于波浪顶峰处，由于由于波浪顶峰处，由于伯努利效应伯努利效应，气体流速增大使该处的压力降低，气体流速增大使该处的压力降低，在波峰周围压力下，波浪有增大趋势。另一方面，液体所受重力将使在波峰周围压力下，波浪有增大趋势。另一方面，液体所受重力将使波浪减小。如前者的影响大于后者，则波浪增大直至管顶，形成段塞。波浪减小。如前者的影响大于后者，则波浪增大直至管顶，形成段塞。可根据管道条件由可根据管道条件由流型图流型图判别，或用以判别，或用以Taitel-DuklerTaitel-Dukler流型划分法为流型划分法为基础的各种流型计算相关法判别。基础的各种流型计算相关法判别。段塞流形成机理段塞流形成机理8.28.2海底管道工艺计算海底管道工艺计算8.2.48.2.4油气混输管道油气混输管道u地形地形起伏诱发起伏诱发段塞流段塞流低输量下低输量下湿天然气管顶湿天然气管顶的流动情况。在的流动情况。在下坡管段下坡管段中，含液率仅百分之中，含液率仅百分之几，几，气液处于分层流气液处于分层流。下坡段的液体下坡段的液体达到管道底部达到管道底部，下游上坡段的，下游上坡段的部分液体倒流部分液体倒流，使管道，使管道底底部聚集液体部聚集液体，并阻碍气体流动。，并阻碍气体流动。在在管道底部的气体流速增大管道底部的气体流速增大，带液能力增强，使上坡段的含液率大幅，带液能力增强，使上坡段的含液率大幅增加，可达增加，可达50%50%左右，在左右，在上坡段形成段塞流上坡段形成段塞流。这类段塞流在低气液流。这类段塞流在低气液流量下发生。量下发生。8.28.2海底管道工艺计算海底管道工艺计算8.2.48.2.4油气混输管道油气混输管道u强烈段塞流强烈段塞流A A、液体堵塞和液塞变长液体堵塞和液塞变长。在立。在立管内较小气流速度下，管内的管内较小气流速度下，管内的液体向下流动，积聚在立管底液体向下流动，积聚在立管底部部。它堵塞了管道内流来的。它堵塞了管道内流来的 气气液混合物，使液塞上游的管道液混合物，使液塞上游的管道压力增大，液塞变长。压力增大，液塞变长。管道出管道出口几乎没有液体流出，排出的口几乎没有液体流出，排出的气量很小气量很小。8.28.2海底管道工艺计算海底管道工艺计算8.2.48.2.4油气混输管道油气混输管道b b、气体压力增大气体压力增大。管道内压力。管道内压力增大，同时液体继续积聚，液增大，同时液体继续积聚，液塞增长，立管内的液位逐渐上塞增长，立管内的液位逐渐上升。升。当管道压力高于立管液体当管道压力高于立管液体静压头时，才有液体从立管顶静压头时，才有液体从立管顶部流出部流出。8.28.2海底管道工艺计算海底管道工艺计算8.2.48.2.4油气混输管道油气混输管道c c、液塞流出液塞流出。当。当管道压力管道压力足以举升立管内的液柱时，足以举升立管内的液柱时，液体开始由立管顶部排出液体开始由立管顶部排出。起初排液速度较低，当气体起初排液速度较低，当气体窜入立管后液体加速，在很窜入立管后液体加速，在很短时间内液体流量达到峰值短时间内液体流量达到峰值流量（常为平均流量的几倍）流量（常为平均流量的几倍），如果分离器或捕集器没有，如果分离器或捕集器没有控制，系统将淹没容器。控制，系统将淹没容器。8.28.2海底管道工艺计算海底管道工艺计算8.2.48.2.4油气混输管道油气混输管道D D、管道气体排出管道气体排出。最后，。最后，液塞上游积聚的气体极快排液塞上游积聚的气体极快排出立管，进入平台的接收装出立管，进入平台的接收装置，使装置工作失常置，使装置工作失常。此时，。此时，立管内气体流速减小，管道立管内气体流速减小，管道压力下降，又开始新一轮循压力下降，又开始新一轮循环。环。8.28.2海底管道工艺计算海底管道工艺计算8.2.48.2.4油气混输管道油气混输管道由上述形成机理可以看出：由上述形成机理可以看出：u第二、第三类段塞流的形成机理类同，与第一类有所第二、第三类段塞流的形成机理类同，与第一类有所区别区别u管愈管愈高（或地形起伏愈大）形成的强烈段塞流愈严重高（或地形起伏愈大）形成的强烈段塞流愈严重u形成强烈段塞流时管道出口的气液流量极不形成强烈段塞流时管道出口的气液流量极不均匀均匀u气液流量较小时才能形成强烈段塞流气液流量较小时才能形成强烈段塞流8.28.2海底管道工艺计算海底管道工艺计算8.2.48.2.4油气混输管道油气混输管道（三）段塞流抑制方法（三）段塞流抑制方法p水动力和地形诱发段塞流的抑制水动力和地形诱发段塞流的抑制在多相流管道设计中，可在多相流管道设计中，可选择合适的管径选择合适的管径使管道处于非使管道处于非段塞流工况下工作。若必须在段塞流下工作，由于水动段塞流工况下工作。若必须在段塞流下工作，由于水动力、地形起伏以及陆上集油管线进入油气分离器时配有力、地形起伏以及陆上集油管线进入油气分离器时配有立管（高度较小）引发的段塞流，常立管（高度较小）引发的段塞流，常在分离器入口处安在分离器入口处安装消能器装消能器，吸收油气混合物的冲击能量即可。，吸收油气混合物的冲击能量即可。8.28.2海底管道工艺计算海底管道工艺计算8.2.48.2.4油气混输管道油气混输管道p强烈段塞流的抑制强烈段塞流的抑制方法较多，基本上从设计和增加附加设备两个方面解决方法较多，基本上从设计和增加附加设备两个方面解决减小出油管径，增加气液流速减小出油管径，增加气液流速立管底部注气，减小立管内气液混合液柱的静压，使气体带液立管底部注气，减小立管内气液混合液柱的静压，使气体带液能力增强能力增强采用海底气液分离器（如海下液塞捕集器）采用海底气液分离器（如海下液塞捕集器）气体自举气体自举立管顶部节流立管顶部节流最经济、实用的抑制方法最经济、实用的抑制方法上述措施中，立管底部注气和顶部节流已有应用，但用注上述措施中，立管底部注气和顶部节流已有应用，但用注气法解决强烈段塞流的费用太高，因而常采用各种顶部节气法解决强烈段塞流的费用太高，因而常采用各种顶部节流法。流法。8.28.2海底管道工艺计算海底管道工艺计算8.2.48.2.4油气混输管道油气混输管道8.28.2海底管道工艺计算海底管道工艺计算8.2.48.2.4油气混输管道油气混输管道段塞流捕集器段塞流捕集器p作用作用（1 1）有效分离和捕集液体，确保下游设备正常工作）有效分离和捕集液体，确保下游设备正常工作（2 2）在最大液塞到达时，可作为带压液体的临时储存器，）在最大液塞到达时，可作为带压液体的临时储存器，能连续向下游供气能连续向下游供气8.28.2海底管道工艺计算海底管道工艺计算8.2.48.2.4油气混输管道油气混输管道p分类分类（1 1）容器式容器式：对于泡沫常成为气液分离主要问题的原油：对于泡沫常成为气液分离主要问题的原油/伴生气混合流体，往往采用容器式液塞捕集器；另外，伴生气混合流体，往往采用容器式液塞捕集器；另外，由于容器式液塞捕集器占地面积小，所以安装在海上平由于容器式液塞捕集器占地面积小，所以安装在海上平台上的液塞捕集器通常都是容器式。台上的液塞捕集器通常都是容器式。8.28.2海底管道工艺计算海底管道工艺计算8.2.48.2.4油气混输管道油气混输管道分离作用分离作用捕集和处理段塞流作用捕集和处理段塞流作用8.28.2海底管道工艺计算海底管道工艺计算8.2.48.2.4油气混输管道油气混输管道p分类分类（2 2）管式：在处理）管式：在处理气体凝析液流气体凝析液流的设备中，管式应用的设备中，管式应用较广。虽然气体比较干净而且产生的液量也较少，但较广。虽然气体比较干净而且产生的液量也较少，但清管时往往产生很大的液塞。在正常操作和清扫管线清管时往往产生很大的液塞。在正常操作和清扫管线过程中，液体流量差别很大，所以这种捕集器应能吸过程中，液体流量差别很大，所以这种捕集器应能吸收合理的收合理的液体波动量液体波动量。管式液塞捕集器与容器式液塞。管式液塞捕集器与容器式液塞捕集器相比，虽然占地面积大，但操作简单，而且能捕集器相比，虽然占地面积大，但操作简单，而且能处理处理较大流量较大流量。8.28.2海底管道工艺计算海底管道工艺计算8.2.48.2.4油气混输管道油气混输管道通常由多根通常由多根大直径长管大直径长管组成。位于捕集器前部的是组成。位于捕集器前部的是分离段分离段，用于气液分离。后部是带有倾角的用于气液分离。后部是带有倾角的液体储存段液体储存段，用于接收和，用于接收和储存管道来的大的液体段塞流，同时将存于捕集器液体储存储存管道来的大的液体段塞流，同时将存于捕集器液体储存段内的气体供给下游设备，以保证在最大的段塞流进入捕集段内的气体供给下游设备，以保证在最大的段塞流进入捕集器的期间能够向下游设备正常供气。器的期间能够向下游设备正常供气。由于多管式段塞流捕集器设在陆上，所以其液体储存段有条由于多管式段塞流捕集器设在陆上，所以其液体储存段有条件做的足够大，以保证向下游连续供气。件做的足够大，以保证向下游连续供气。8.28.2海底管道工艺计算海底管道工艺计算8.2.48.2.4油气混输管道油气混输管道由于储存能力强、体积大、占地多，常用于和海底管由于储存能力强、体积大、占地多，常用于和海底管道相连的陆上天然气处理终端。道相连的陆上天然气处理终端。8.28.2海底管道工艺计算海底管道工艺计算8.2.48.2.4油气混输管道油气混输管道8.28.2海底管道工艺计算海底管道工艺计算8.2.48.2.4油气混输管道油气混输管道8.28.2海底管道工艺计算海底管道工艺计算8.2.48.2.4油气混输管道油气混输管道分层流液面高度分层流液面高度流型确定和流型确定和压力梯度压力梯度8.28.2海底管道工艺计算海底管道工艺计算8.2.48.2.4油气混输管道油气混输管道水平管线，气液入口流量相等，管道中气液界面如何变化水平管线，气液入口流量相等，管道中气液界面如何变化8.38.3海底管道输油工艺技术海底管道输油工艺技术输油管道的工况调节：输油管道的工况调节：（1 1）泵站特性的改变泵站特性的改变：通过改变运行的泵站数和泵机组：通过改变运行的泵站数和泵机组数，或更换离心泵的叶轮和级数，可以大幅度地调整输量。数，或更换离心泵的叶轮和级数，可以大幅度地调整输量。日常运行中的自动调节常用改变泵机组转速的方法。日常运行中的自动调节常用改变泵机组转速的方法。（2 2）管路特性的改变管路特性的改变：改变管路工作特性，常用的调节：改变管路工作特性，常用的调节方法是节流调节和变速调节。近年来，采用化学方法改变方法是节流调节和变速调节。近年来，采用化学方法改变管路工作特性的输油工艺技术发展迅速，效果极为显著。管路工作特性的输油工艺技术发展迅速，效果极为显著。8.38.3海底