海底管道输送集技术
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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 路输油过程中压力能的消耗主要包括两部分：
（1）用于克服地形高差所需的能量；对某一管路，它是 不随输量变化的固定值；
（2）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，通常称为摩阻损失。它是随流速及原油物理性 质等因素而变化。
8.1概述
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，应根据油气田开发规模、油气 物性、产品方案、海况条件等，结合油气处理、储运工 艺流程，通过技术经济比较进行管径、操作参数等选择， 并符合下列原则：
1）海上油气管道输送能力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 道最大输送能力应根据配产特点，考虑1.1~1.2流量波动 系数。
8.1概述
《中国能源报》2013年12月02日
8.1概述
我国目前共拥有海底管道6000 多公里，其中90%的海底管道从投 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5000 多公里；20%的海底管道根本无法 接受内检，涉及约1000多公里。
我国最早一条海底管道也已经有40年历史。1973年我国首次在山东 黄海采用浮游法铺设了三条500米长从系箔装置至岸上的海底输油管 道。1985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 设了1.6千米长钻采平台之间的海底输油管道。
在用管线：根据流速、管径和油流粘度等，可以计算出雷 诺数。根据雷诺数判别油流在管路的状态。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。
8.2海底管道工艺计算
8.2.1液体管线的工艺计算
8.2.1.2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能损失和压力能损 失两部分。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， 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，热能损失起着 主导作用。
8.1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100~300 ft、距海岸0~20 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％。
热油管道工艺计算的实质：解决对输送油流的加热与沿线 散热的平衡问题。
8.2海底管道工艺计算
8.2.1液体管线的工艺计算 8.2.1.2热油管路的工艺计算 对原油加热的目的： （1）保证油流温度在输送过程中总是处于比凝固点高的温 度，以防止原油在管路内凝固，这对海底管道极为重要； （2）降低油流在输送过程中的粘度，以减少管路的摩阻损 失和便于输送。
8.1概述
中海油在渤海海域海底管线累计超过200千米，南海海域约 2000千米，其作业水深可达300米。其中，南海崖城13-1 气田至香港的海底输气管道长达800千米左右，是我国目前 最长的一条海底管道。
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 的胜利油田，中石化先后建成了170条总计超过360千米的 海底油气管线和注水管线，铺设海底电缆82条共201千米。
（3）海底管道铺设工期短，投产快，管理方便和操作费 用低。
8.1概述
海洋管道运输的缺点：
（1）海洋管道运输工程风险较大，一次性投资较大；
（2）管道通常处于海底，多数又需要埋设于海底土中一 定深度，检查和维修困难，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， 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，一旦出事故，修复极为困难。
H L L V 2
d 2g
8.2海底管道工艺计算
8.2.1液体管线的工艺计算
8.2.1.1等温输油管道的工艺计算
3）输油管线工艺计算一般计算程序 新建管线:根据要求的输送量规定其流量。由已知的流量和 大致选定的流速（一般采用经济流速或极限流速），初步 决定管线的直径。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。
8.2海底管道工艺计算
8.2.1液体管线的工艺计算 8.2.1.2热油管路的工艺计算 （1）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 计算：
ln TB TO KdL
TE TO W C
KdL
TE TO TB TO e WC
TB管路入口温度；TE管路出口温度；To周围介质温度；K总传热系 数；d管线内径；L管线长度；W油流重量流量；C油流重量热容
8.2海底管道工艺计算
8.2.1液体管线的工艺计算 8.2.1.1等温输油管道的工艺计算 （1）摩阻损失的计算 原油管路的摩阻损失包括两部分，即原油通过直管段所产 生的沿程摩阻损失和通过各种阀件、管件所产生的局部摩 阻损失。 1）沿程摩阻损失的计算
Hl
L d
V2 2g
f Re ,
8.2海底管道工艺计算
8.1概述
8.1概述
海洋管道运输的优点：
（1）运输的连续性，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 力远远大于陆运和水运。
（2）管道运输是密闭的，可以大大减少运输过程中产生 的损失，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 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。
温降公式在热油管道设计和管理中的应用： ①当K、W、d、To以及TB、TE一定时，确定加热站的间距LC； ②在加热站间距LC已定的情况下，当K、W、d、To一定时， 确定为保持要求的终点温度TE所必须的加热站出口温度TB ；
8.1概述
4）采用半海半陆式开发的海上油气田，油气长距离外 输管道需要经过多方案技术、经济论证来确定输送工 艺和输送参数。 5）根据流体性质、管道长度、环境条件，选择高效保 温材料，合理确定管道总传热系数值和保温层厚度， 降低工程造价。 6）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预热方案、安全输量、 安全停输时间、停输再启动方案研究，确保安全输送。
②油（气）外输管道：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 终端之间。
8.1概述
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
8.1概述
在下列情况下，通常不宜铺设海底管道： （1）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； （2）海底有天然障碍而不能铺设管道； （3）长距离输送高凝固点和高粘度原油。
8.1概述
海洋管道分类： 按输送介质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 从结构上可划分为双重保温管道和单层管道
8.1概述
海洋管道分类：
海底管道按工作范围可分为：
①油（气）集输管道：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 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。
H
V2 2g
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 失，可以用管路直线段当量长度来替代
H
L d
V2 2g
8.2海底管道工艺计算
8.2.1液体管线的工艺计算 8.2.1.1等温输油管道的工艺计算 2）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 按沿程摩阻公式计算，即得整个管路的摩阻损失。
8.1概述
1967-2012 年，墨西哥湾共发生海底管道泄漏事故184 起，其中泄 漏量10~49 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10~49 bbl 的事故2.3 起/年，50 bbl 以上的事故1.7 起/年。
第8章 海底管道输送技术
8.1概述 8.2海底管道的工艺计算 8.3海底管道输油工艺技术 8.4海底管道维护技术
8.1概述
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 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 上油气田，海底管道更是油气生产系统的主动脉。
8.2.1液体管线的工艺计算
8.2.1.1等温输油管道的工艺计算
各流态区水力摩阻系数 A
Re m
管路的沿程摩阻损失的计算综合为流量—压降计算式
Hl
Q 2m m d 5m
L
8A 4m 2m g
8.2海底管道工艺计算
8.2.1液体管线的工艺计算
8.2.1.1等温输油管道的工艺计算
2）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 大或缩小等处所引起的能量损失
8.1概述
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、 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。
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 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。
8.1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％。
84海底管道维护技术841海底管道的清管技术8412清管作业装置1气体管道清管器发射接收装置典型的气体管道清管器发射装置84海底管道维护技术841海底管道的清管技术8412清管作业装置1气体管道清管器发射接收装置典型的气体管道清管器接收装置84海底管道维护技术841海底管道的清管技术8412清管作业装置2液体管道清管器发射接收装置典型的液体管道清管器发射装置84海底管道维护技术841海底管道的清管技术8412清管作业装置2液体管道清管器发射接收装置典型的液体管道清管器接收装置84海底管道维护技术841海底管道的清管技术8413清管器的选择及其流速计算方法清除管道内的外来物质和沉积物或结垢物应选用清洁作用的清管刷
其中 7%引起了泄漏； 在墨西哥湾由管道附件、法兰和阀门引起的失效事件为10%。
8.1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， / ）、英国健康安全委员会（HSE， /pipelines/ ）的PARLOC 数据库、世界海洋事故 数据库（WOAD， /services/software/campaigns_2014/woad.asp ）等。
8.1概述
2）平台间管道应根据油气田特点，优先考虑采用混输 工艺，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。 经分析比较后，选择适合的流型预测方法、压降模型 和滞液量模型组合。条件具备时，应进行不同软件的 校核计算。
3）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 热）设施关系的方案研究，合理利用油气井流体的天 然气能量，以减少或推迟增压（加热）设施的建设， 提高项目经济效益。
中石油海洋管道建设累计不足100千米。中国石油天然气管 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 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。
8.1概述
根据《PARLOC 2001》数据显示，从1971年至2001年间，北 海和墨西哥湾海底管道主要失效原因是内部和外部腐蚀。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 的缘故。 在北海海底管道失效事件中，30%都源于管道附件、法兰等，
8.2海底管道工艺计算
8.2.1液体管线的工艺计算
8.2.1.2热油管路的工艺计算
（1）热油管路的轴向温降
作用：
确定管路中间加热站位置 和加热温度；
判断管路内油流的流态；
热油管的温降曲线
计算热油管道的压降。
8.2海底管道工艺计算
8.2.1液体管线的工艺计算 8.2.1.2热油管路的工艺计算 （1）热油管路的轴向温降
8.2海底管道工艺计算
海底管道设计的目的： （1）选择合理的管径及其附属材料，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 流速和压降的损失都适合。 （2）确定输送时初始需要加热的温度和中途需要 加热的温度。
8.2海底管道工艺计算
8.2.1液体管线的工ห้องสมุดไป่ตู้计算
8.2.1.1等温输油管道的工艺计算
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：
（1）用于克服地形高差所需的能量；对某一管路，它是 不随输量变化的固定值；
（2）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，通常称为摩阻损失。它是随流速及原油物理性 质等因素而变化。
8.1概述
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，应根据油气田开发规模、油气 物性、产品方案、海况条件等，结合油气处理、储运工 艺流程，通过技术经济比较进行管径、操作参数等选择， 并符合下列原则：
1）海上油气管道输送能力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 道最大输送能力应根据配产特点，考虑1.1~1.2流量波动 系数。
8.1概述
《中国能源报》2013年12月02日
8.1概述
我国目前共拥有海底管道6000 多公里，其中90%的海底管道从投 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5000 多公里；20%的海底管道根本无法 接受内检，涉及约1000多公里。
我国最早一条海底管道也已经有40年历史。1973年我国首次在山东 黄海采用浮游法铺设了三条500米长从系箔装置至岸上的海底输油管 道。1985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 设了1.6千米长钻采平台之间的海底输油管道。
在用管线：根据流速、管径和油流粘度等，可以计算出雷 诺数。根据雷诺数判别油流在管路的状态。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。
8.2海底管道工艺计算
8.2.1液体管线的工艺计算
8.2.1.2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能损失和压力能损 失两部分。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， 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，热能损失起着 主导作用。
8.1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100~300 ft、距海岸0~20 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％。
热油管道工艺计算的实质：解决对输送油流的加热与沿线 散热的平衡问题。
8.2海底管道工艺计算
8.2.1液体管线的工艺计算 8.2.1.2热油管路的工艺计算 对原油加热的目的： （1）保证油流温度在输送过程中总是处于比凝固点高的温 度，以防止原油在管路内凝固，这对海底管道极为重要； （2）降低油流在输送过程中的粘度，以减少管路的摩阻损 失和便于输送。
8.1概述
中海油在渤海海域海底管线累计超过200千米，南海海域约 2000千米，其作业水深可达300米。其中，南海崖城13-1 气田至香港的海底输气管道长达800千米左右，是我国目前 最长的一条海底管道。
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 的胜利油田，中石化先后建成了170条总计超过360千米的 海底油气管线和注水管线，铺设海底电缆82条共201千米。
（3）海底管道铺设工期短，投产快，管理方便和操作费 用低。
8.1概述
海洋管道运输的缺点：
（1）海洋管道运输工程风险较大，一次性投资较大；
（2）管道通常处于海底，多数又需要埋设于海底土中一 定深度，检查和维修困难，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， 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，一旦出事故，修复极为困难。
H L L V 2
d 2g
8.2海底管道工艺计算
8.2.1液体管线的工艺计算
8.2.1.1等温输油管道的工艺计算
3）输油管线工艺计算一般计算程序 新建管线:根据要求的输送量规定其流量。由已知的流量和 大致选定的流速（一般采用经济流速或极限流速），初步 决定管线的直径。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。
8.2海底管道工艺计算
8.2.1液体管线的工艺计算 8.2.1.2热油管路的工艺计算 （1）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 计算：
ln TB TO KdL
TE TO W C
KdL
TE TO TB TO e WC
TB管路入口温度；TE管路出口温度；To周围介质温度；K总传热系 数；d管线内径；L管线长度；W油流重量流量；C油流重量热容
8.2海底管道工艺计算
8.2.1液体管线的工艺计算 8.2.1.1等温输油管道的工艺计算 （1）摩阻损失的计算 原油管路的摩阻损失包括两部分，即原油通过直管段所产 生的沿程摩阻损失和通过各种阀件、管件所产生的局部摩 阻损失。 1）沿程摩阻损失的计算
Hl
L d
V2 2g
f Re ,
8.2海底管道工艺计算
8.1概述
8.1概述
海洋管道运输的优点：
（1）运输的连续性，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 力远远大于陆运和水运。
（2）管道运输是密闭的，可以大大减少运输过程中产生 的损失，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 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。
温降公式在热油管道设计和管理中的应用： ①当K、W、d、To以及TB、TE一定时，确定加热站的间距LC； ②在加热站间距LC已定的情况下，当K、W、d、To一定时， 确定为保持要求的终点温度TE所必须的加热站出口温度TB ；
8.1概述
4）采用半海半陆式开发的海上油气田，油气长距离外 输管道需要经过多方案技术、经济论证来确定输送工 艺和输送参数。 5）根据流体性质、管道长度、环境条件，选择高效保 温材料，合理确定管道总传热系数值和保温层厚度， 降低工程造价。 6）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预热方案、安全输量、 安全停输时间、停输再启动方案研究，确保安全输送。
②油（气）外输管道：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 终端之间。
8.1概述
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
8.1概述
在下列情况下，通常不宜铺设海底管道： （1）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； （2）海底有天然障碍而不能铺设管道； （3）长距离输送高凝固点和高粘度原油。
8.1概述
海洋管道分类： 按输送介质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 从结构上可划分为双重保温管道和单层管道
8.1概述
海洋管道分类：
海底管道按工作范围可分为：
①油（气）集输管道：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 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。
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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 失，可以用管路直线段当量长度来替代
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8.2海底管道工艺计算
8.2.1液体管线的工艺计算 8.2.1.1等温输油管道的工艺计算 2）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 按沿程摩阻公式计算，即得整个管路的摩阻损失。
8.1概述
1967-2012 年，墨西哥湾共发生海底管道泄漏事故184 起，其中泄 漏量10~49 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10~49 bbl 的事故2.3 起/年，50 bbl 以上的事故1.7 起/年。
第8章 海底管道输送技术
8.1概述 8.2海底管道的工艺计算 8.3海底管道输油工艺技术 8.4海底管道维护技术
8.1概述
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 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 上油气田，海底管道更是油气生产系统的主动脉。
8.2.1液体管线的工艺计算
8.2.1.1等温输油管道的工艺计算
各流态区水力摩阻系数 A
Re m
管路的沿程摩阻损失的计算综合为流量—压降计算式
Hl
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8A 4m 2m g
8.2海底管道工艺计算
8.2.1液体管线的工艺计算
8.2.1.1等温输油管道的工艺计算
2）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 大或缩小等处所引起的能量损失
8.1概述
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、 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。
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 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。
8.1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％。
84海底管道维护技术841海底管道的清管技术8412清管作业装置1气体管道清管器发射接收装置典型的气体管道清管器发射装置84海底管道维护技术841海底管道的清管技术8412清管作业装置1气体管道清管器发射接收装置典型的气体管道清管器接收装置84海底管道维护技术841海底管道的清管技术8412清管作业装置2液体管道清管器发射接收装置典型的液体管道清管器发射装置84海底管道维护技术841海底管道的清管技术8412清管作业装置2液体管道清管器发射接收装置典型的液体管道清管器接收装置84海底管道维护技术841海底管道的清管技术8413清管器的选择及其流速计算方法清除管道内的外来物质和沉积物或结垢物应选用清洁作用的清管刷
其中 7%引起了泄漏； 在墨西哥湾由管道附件、法兰和阀门引起的失效事件为10%。
8.1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， / ）、英国健康安全委员会（HSE， /pipelines/ ）的PARLOC 数据库、世界海洋事故 数据库（WOAD， /services/software/campaigns_2014/woad.asp ）等。
8.1概述
2）平台间管道应根据油气田特点，优先考虑采用混输 工艺，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。 经分析比较后，选择适合的流型预测方法、压降模型 和滞液量模型组合。条件具备时，应进行不同软件的 校核计算。
3）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 热）设施关系的方案研究，合理利用油气井流体的天 然气能量，以减少或推迟增压（加热）设施的建设， 提高项目经济效益。
中石油海洋管道建设累计不足100千米。中国石油天然气管 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 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。
8.1概述
根据《PARLOC 2001》数据显示，从1971年至2001年间，北 海和墨西哥湾海底管道主要失效原因是内部和外部腐蚀。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 的缘故。 在北海海底管道失效事件中，30%都源于管道附件、法兰等，
8.2海底管道工艺计算
8.2.1液体管线的工艺计算
8.2.1.2热油管路的工艺计算
（1）热油管路的轴向温降
作用：
确定管路中间加热站位置 和加热温度；
判断管路内油流的流态；
热油管的温降曲线
计算热油管道的压降。
8.2海底管道工艺计算
8.2.1液体管线的工艺计算 8.2.1.2热油管路的工艺计算 （1）热油管路的轴向温降
8.2海底管道工艺计算
海底管道设计的目的： （1）选择合理的管径及其附属材料，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 流速和压降的损失都适合。 （2）确定输送时初始需要加热的温度和中途需要 加热的温度。
8.2海底管道工艺计算
8.2.1液体管线的工ห้องสมุดไป่ตู้计算
8.2.1.1等温输油管道的工艺计算