SY/T 7635——2021
基本信息
标准号： SY/T 7635——2021
中文名称：海底输油管道工艺设计规范
标准类别：石油天然气行业标准(SY)
标准状态：现行
出版语种：简体中文
下载格式：.zip .pdf
下载大小：3825260
标准分类号
关联标准
出版信息
相关单位信息
标准简介
SY/T 7635——2021.
1范围
SY/T 7635规定了海底输油管道的输送工艺设计原则、设计内容、设计方法。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。
2规范性引用文件
下列文件中的内容涌过文中的规.范性引用而构成本文件必不可少的条款。其中，注日期的引用文件，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)适用于本文件。
GB 50253——2014输油管道工程设计规范
sY/T 0605—2016凝析气田地面工程设计规范
3术语和定义
GB 50253、SY/T 0605界定的以及下列术语和定义适用于本文件。
3.1
海底输油管道subsea oil pipeline document
用以输送原油、凝析油，且输送条件下没有气相的海底管道。
3.2
操作压力operation pressure
在稳定操作条件下，一个系统内介质的压力。[来源:GB 50253—2014，2.0.18]
3.3
操作温度operation temperature
在稳定操作条件下，一个系统内介质的温度。[来源:GB 50253—2014，2.0.19]
3.4
水击压力surge pressure
在管道中，由于液流速度突然改变而引起管道内的压力变化现象称为水击，该压力的幅值称为水击压力。
「来源:GB 50253—2014，2.0.22]3.5
总传热系数overall heat transfer coefficient
1范围
SY/T 7635规定了海底输油管道的输送工艺设计原则、设计内容、设计方法。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。
2规范性引用文件
下列文件中的内容涌过文中的规.范性引用而构成本文件必不可少的条款。其中，注日期的引用文件，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)适用于本文件。
GB 50253——2014输油管道工程设计规范
sY/T 0605—2016凝析气田地面工程设计规范
3术语和定义
GB 50253、SY/T 0605界定的以及下列术语和定义适用于本文件。
3.1
海底输油管道subsea oil pipeline document
用以输送原油、凝析油，且输送条件下没有气相的海底管道。
3.2
操作压力operation pressure
在稳定操作条件下，一个系统内介质的压力。[来源:GB 50253—2014，2.0.18]
3.3
操作温度operation temperature
在稳定操作条件下，一个系统内介质的温度。[来源:GB 50253—2014，2.0.19]
3.4
水击压力surge pressure
在管道中，由于液流速度突然改变而引起管道内的压力变化现象称为水击，该压力的幅值称为水击压力。
「来源:GB 50253—2014，2.0.22]3.5
总传热系数overall heat transfer coefficient
标准图片预览
标准内容
ICS75.180.10
CCSE94
中华人民共和国石油天然气行业标准SYIT76352021
海底输油管道工艺设计规范
Specificationfor process design of subsea oilpipeline行业标准信息服务平台
2021—11—16发布
国家能源局
2022一02一16实施
行业标准信息服务平台
1范围
2规范性引用文件
术语和定义
设计原则
设计内容和设计方法
管径选择
保温分析
水力计算
热力计算
安全停输时间
停输置换
安全输量
附录A（资料性）
附录B（资料性）
附录C（资料性）
附录D（资料性）
原油物性测定项目
海厂输油管道水击压力计算公式海底输油管道停输工况热力计算公次
SY/T76352021
稠油管道冷肩动门页挤时间计算公式准信息服务平台
SY/T7635-2021
本文件按照GB/T1.1一2020《标准化工作导则第1部分：标准化文件的结构和起草规则》的规定起草。
请注意本文件的某些内容可能涉及专利。本文件的发布机构不承担识别专利的责任。本文件由石油工业标准化技术委员会海洋石油工程专业标准化技术委员会提出并归口。本文件起草单位：中海油研究总院有限责任公司。本文件起草人：路宏、陈宏举、周良胜、王军、陈晶华、张文欣、李濛。S
行业标准信息服务平台
1范围
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、设计内容、设计方法。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。2规范性引用文件
SY/T76352021
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可少的条款。其中，注日期的引用文件，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）适用于本文件。
GB50253—2014输油管道工程设计规范SY/T0605—2016凝析气田地面工程设计规范3术语和定义
GB50253、SY/T0605界定的以及下列术语和定义适用于本文件。3.1
subsea oilpipelinedocument
海底输油管道
用以输送原油、凝析油，且输送条件下没有气相的海底管道。3.2
操作压力
joperatiorpressure
在稳定操作条件下，一个系统内个质的压标准信息服务
【来源：GB50253—2014，2.C1]3.3
操作温度operationtemperature在稳定操作条件下，一个系统内介质的温度【来源：GB50253—2014，2.0.19]3.4
水击压力surgepressure
在管道中，由于液流速度突然改变而引起管道内的压力变化现象称为水击，泛压力的幅值称为水击压力。
【来源：GB50253—2014，2.0.22]3.5
总传热系数overallheattransfercoefficient台
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。3.6
置换displacement
SY/T7635-2021
使用另一种介质将管内现有介质替换出去的操作。3.7
预热preheating
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。3.8
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。3.9
安全停输时间safetyshutdowntime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。3.10
restart
再启动
管道停输之后重新恢复生产的操作。3.11此内容来自标准下载网
高凝原油highsolidifyingpointcrudeoil凝点高于环境温度的原油。
原油crudeoil
石油采出后的液相部分。
【来源：GB50253—2014，2.0.14]3.13
凝析油condensateoil
从凝析气井井流物中回收的液体烃类混合物的总称。「来源：SY/T0605—2016，3.5]3.14
反常点abnormaloint
原油由牛顿流体特性封非牛顿流体特性的温度转变点。注：原油呈现牛顿流体特征的量低温度标准食
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+度规精油品物性、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，通过经济技术比校，是出安全、合理、经济、节能的管输方案。
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330老虑。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。2
SY/T76352021
4.6输送高凝原油时，宜采用保温输送方式，也可采用加热输送或进行原油改性处理后输送。4.7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，并应进行加剂剪切失效实验分析。
4.8稳态和动态模拟的计算软件应经工程实践验证。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。5设计内容和设计方法
5.1总则
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：
e）安全停输时间；
f）停输置换；
g）启动；
h）安全输量；
i）清管。
5.2管径选择
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。5.2.2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。
5.3保温分析
5.3.1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。5.3.2管道正常输送时沿线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。
5.3.3管道的保温形式、材料选择和保温层度考虑输送流体的性质及输送压力的要求，并进行技术经济比较。
5.4水力计算
5.4.1水力计算应包括沿程压降、输送压力、管内流速、水击压力等。5.4.2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。5.4.3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。5.4.4当管内输送原油为牛顿流体时，沿程摩阻损失按照GB50253—2014中3.2.6的规定计算。5.4.5当管内输送原油为幂律流体时，沿程摩阻损失按照GB50253一2014中3.2.8的规定计算。5.4.6管道的水力计算可采用经工程实践验证的工程软件。5.5热力计算
管内平均温度计算按照GB50253—2014中3.2.7的规定计算。5.5.1
SY/T7635-2021
5.5.2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。5.65
安全停输时间
海底管道停输工况应进行停输温降和安全停输时间分析。停输温降计算可参考附录C。
安全停输时间的计算可参考附录C。5.7停输置换
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，若停输和再肩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启动
5.8.1管道启动包括初始投产启动和停输后再启动。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℃。5.8.2
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惊、流量、温度、压力、时间等要求。准信息
5.9安全输量
安全输量应满足停输置换的要求。文务平台
5.9.2区域开发的管网，安全输量应满足整个管网的安全翰送和停的置换要求5.10清管
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。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。5.10.3
A.1原油一般物理性质测定项目
附录A
(资料性）
原油物性测定项目
原油一般物理性质测定内容参见表A.1。表A.1原油一般物理性质测定项目序号
析蜡起始点
析蜡高峰点
动力黏度
初馏点
含水率
闪点（闭口）
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）
摩尔质量
比热容
低热值
原油析蜡分布数据
凝析油一般物理性质测定质目
凝析油一般物理性质测定内容参表A.2单位
J/（kg-℃)
2凝折油一物理性质测定项目
析蜡点
动力黏度
含水率
闪点（闭口）
含蜡量（质量分数）
含硫量（质量分数）
胶质（质量分数）
沥青质（质量分数）
SY/T7635-2021
SY/T7635-2021
原油及凝析油流变性测定项目
原油及凝析油流变性测定内容参见表A.3。表A.3
测定项目
析蜡点
反常点
届服值
含水率
流变指数
稠度系数
表观黏度
原油及凝析油流变性测定项目
注：根据需求分析不同含水率下的黏温数据。数据
行业标准信息服务平台
附录B
（资料性）
海底输油管道水击压力计算公式管道水击压力计算见公式（B.1）：4H=-(% -)
式中：
AH瞬时停止液流或速度变化引起的压头增值，单位为米（m），水击波的传播速度，单位为米每秒（m/s）；g
重力加速度，单位为米每二次方秒（m/s2）：-水击前管道中液流的流速，单位为米每秒（m/s），瞬时变化后管道中液流的流速，单位为米每秒（m/s)。(B.2)：
水击波传播速度a的计算见公式
式中：
水击波的传播速度，单位为米每秒（m/s）液体的体积弹性系数，单位为帕（Pa）液体密度，单位为千克每立方米（kg/m）；管壁厚度，单位为米（m），
管道内径，单位为米（m）
SY/T7635-2021
管道弹性模量，单位为帕（Pa）。行业标准信息服务平台
SY/T7635-2021
附录C
(资料性）
海底输油管道停输工况热力计算公式管线停输温降计算见公式（C.1）：式中：
T=T+(T-T)exP C.P.d+2Cp(d.-d)-4584元DK2
停输t小时后管内介质温度，单位为摄氏度（℃）：管线外围环境温度，单位为摄氏度（℃）；开始停输时管内介质温度，单位为摄氏度（℃）：管线保温层外径，单位为米（m）：钢管内径，单位为米（m）：
各层管外径，单位为米（m）
各层管内径，单位为米（m）：
管线总传热系数，单位为瓦每平方米摄氏度【W/（m2·℃)】；停输时间，单位为小时（h）；
钢材及保温材料的比热容，单位为焦每千克摄氏度[J/（kg·℃）]钢材及保温材料的密度，单位为千克每立方米（kg/m）；管内介质比热容，单位为焦每千克摄氏度[J/（kg·c)】；（kg/ma）
管内介质密度，单位为千克每立方米管线安全停输时间计算见公式（C.2）：Cpd
式中：
停输时间，单位为秒（s），
原油密度，单位为千克每立力米（om）：To
原油比热容，单位为焦每千克摄+度［（kg·℃）】息服务平台
管内径，单位为米（m）；
开始停输时的油温，单位为摄氏度（℃），原油凝点，单位为摄氏度（℃）；管外环境温度或水流温度，单位为摄氏度（℃）：管线总传热系数，单位为瓦每平方米摄氏度「W/（m2·℃)1(c.1)
小提示：此标准内容仅展示完整标准里的部分截取内容，若需要完整标准请到上方自行免费下载完整标准文档。
CCSE94
中华人民共和国石油天然气行业标准SYIT76352021
海底输油管道工艺设计规范
Specificationfor process design of subsea oilpipeline行业标准信息服务平台
2021—11—16发布
国家能源局
2022一02一16实施
行业标准信息服务平台
1范围
2规范性引用文件
术语和定义
设计原则
设计内容和设计方法
管径选择
保温分析
水力计算
热力计算
安全停输时间
停输置换
安全输量
附录A（资料性）
附录B（资料性）
附录C（资料性）
附录D（资料性）
原油物性测定项目
海厂输油管道水击压力计算公式海底输油管道停输工况热力计算公次
SY/T76352021
稠油管道冷肩动门页挤时间计算公式准信息服务平台
SY/T7635-2021
本文件按照GB/T1.1一2020《标准化工作导则第1部分：标准化文件的结构和起草规则》的规定起草。
请注意本文件的某些内容可能涉及专利。本文件的发布机构不承担识别专利的责任。本文件由石油工业标准化技术委员会海洋石油工程专业标准化技术委员会提出并归口。本文件起草单位：中海油研究总院有限责任公司。本文件起草人：路宏、陈宏举、周良胜、王军、陈晶华、张文欣、李濛。S
行业标准信息服务平台
1范围
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、设计内容、设计方法。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。2规范性引用文件
SY/T76352021
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可少的条款。其中，注日期的引用文件，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）适用于本文件。
GB50253—2014输油管道工程设计规范SY/T0605—2016凝析气田地面工程设计规范3术语和定义
GB50253、SY/T0605界定的以及下列术语和定义适用于本文件。3.1
subsea oilpipelinedocument
海底输油管道
用以输送原油、凝析油，且输送条件下没有气相的海底管道。3.2
操作压力
joperatiorpressure
在稳定操作条件下，一个系统内个质的压标准信息服务
【来源：GB50253—2014，2.C1]3.3
操作温度operationtemperature在稳定操作条件下，一个系统内介质的温度【来源：GB50253—2014，2.0.19]3.4
水击压力surgepressure
在管道中，由于液流速度突然改变而引起管道内的压力变化现象称为水击，泛压力的幅值称为水击压力。
【来源：GB50253—2014，2.0.22]3.5
总传热系数overallheattransfercoefficient台
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。3.6
置换displacement
SY/T7635-2021
使用另一种介质将管内现有介质替换出去的操作。3.7
预热preheating
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。3.8
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。3.9
安全停输时间safetyshutdowntime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。3.10
restart
再启动
管道停输之后重新恢复生产的操作。3.11此内容来自标准下载网
高凝原油highsolidifyingpointcrudeoil凝点高于环境温度的原油。
原油crudeoil
石油采出后的液相部分。
【来源：GB50253—2014，2.0.14]3.13
凝析油condensateoil
从凝析气井井流物中回收的液体烃类混合物的总称。「来源：SY/T0605—2016，3.5]3.14
反常点abnormaloint
原油由牛顿流体特性封非牛顿流体特性的温度转变点。注：原油呈现牛顿流体特征的量低温度标准食
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+度规精油品物性、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，通过经济技术比校，是出安全、合理、经济、节能的管输方案。
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330老虑。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。2
SY/T76352021
4.6输送高凝原油时，宜采用保温输送方式，也可采用加热输送或进行原油改性处理后输送。4.7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，并应进行加剂剪切失效实验分析。
4.8稳态和动态模拟的计算软件应经工程实践验证。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。5设计内容和设计方法
5.1总则
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：
e）安全停输时间；
f）停输置换；
g）启动；
h）安全输量；
i）清管。
5.2管径选择
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。5.2.2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。
5.3保温分析
5.3.1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。5.3.2管道正常输送时沿线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。
5.3.3管道的保温形式、材料选择和保温层度考虑输送流体的性质及输送压力的要求，并进行技术经济比较。
5.4水力计算
5.4.1水力计算应包括沿程压降、输送压力、管内流速、水击压力等。5.4.2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。5.4.3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。5.4.4当管内输送原油为牛顿流体时，沿程摩阻损失按照GB50253—2014中3.2.6的规定计算。5.4.5当管内输送原油为幂律流体时，沿程摩阻损失按照GB50253一2014中3.2.8的规定计算。5.4.6管道的水力计算可采用经工程实践验证的工程软件。5.5热力计算
管内平均温度计算按照GB50253—2014中3.2.7的规定计算。5.5.1
SY/T7635-2021
5.5.2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。5.65
安全停输时间
海底管道停输工况应进行停输温降和安全停输时间分析。停输温降计算可参考附录C。
安全停输时间的计算可参考附录C。5.7停输置换
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，若停输和再肩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启动
5.8.1管道启动包括初始投产启动和停输后再启动。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℃。5.8.2
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惊、流量、温度、压力、时间等要求。准信息
5.9安全输量
安全输量应满足停输置换的要求。文务平台
5.9.2区域开发的管网，安全输量应满足整个管网的安全翰送和停的置换要求5.10清管
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。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。5.10.3
A.1原油一般物理性质测定项目
附录A
(资料性）
原油物性测定项目
原油一般物理性质测定内容参见表A.1。表A.1原油一般物理性质测定项目序号
析蜡起始点
析蜡高峰点
动力黏度
初馏点
含水率
闪点（闭口）
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）
摩尔质量
比热容
低热值
原油析蜡分布数据
凝析油一般物理性质测定质目
凝析油一般物理性质测定内容参表A.2单位
J/（kg-℃)
2凝折油一物理性质测定项目
析蜡点
动力黏度
含水率
闪点（闭口）
含蜡量（质量分数）
含硫量（质量分数）
胶质（质量分数）
沥青质（质量分数）
SY/T7635-2021
SY/T7635-2021
原油及凝析油流变性测定项目
原油及凝析油流变性测定内容参见表A.3。表A.3
测定项目
析蜡点
反常点
届服值
含水率
流变指数
稠度系数
表观黏度
原油及凝析油流变性测定项目
注：根据需求分析不同含水率下的黏温数据。数据
行业标准信息服务平台
附录B
（资料性）
海底输油管道水击压力计算公式管道水击压力计算见公式（B.1）：4H=-(% -)
式中：
AH瞬时停止液流或速度变化引起的压头增值，单位为米（m），水击波的传播速度，单位为米每秒（m/s）；g
重力加速度，单位为米每二次方秒（m/s2）：-水击前管道中液流的流速，单位为米每秒（m/s），瞬时变化后管道中液流的流速，单位为米每秒（m/s)。(B.2)：
水击波传播速度a的计算见公式
式中：
水击波的传播速度，单位为米每秒（m/s）液体的体积弹性系数，单位为帕（Pa）液体密度，单位为千克每立方米（kg/m）；管壁厚度，单位为米（m），
管道内径，单位为米（m）
SY/T7635-2021
管道弹性模量，单位为帕（Pa）。行业标准信息服务平台
SY/T7635-2021
附录C
(资料性）
海底输油管道停输工况热力计算公式管线停输温降计算见公式（C.1）：式中：
T=T+(T-T)exP C.P.d+2Cp(d.-d)-4584元DK2
停输t小时后管内介质温度，单位为摄氏度（℃）：管线外围环境温度，单位为摄氏度（℃）；开始停输时管内介质温度，单位为摄氏度（℃）：管线保温层外径，单位为米（m）：钢管内径，单位为米（m）：
各层管外径，单位为米（m）
各层管内径，单位为米（m）：
管线总传热系数，单位为瓦每平方米摄氏度【W/（m2·℃)】；停输时间，单位为小时（h）；
钢材及保温材料的比热容，单位为焦每千克摄氏度[J/（kg·℃）]钢材及保温材料的密度，单位为千克每立方米（kg/m）；管内介质比热容，单位为焦每千克摄氏度[J/（kg·c)】；（kg/ma）
管内介质密度，单位为千克每立方米管线安全停输时间计算见公式（C.2）：Cpd
式中：
停输时间，单位为秒（s），
原油密度，单位为千克每立力米（om）：To
原油比热容，单位为焦每千克摄+度［（kg·℃）】息服务平台
管内径，单位为米（m）；
开始停输时的油温，单位为摄氏度（℃），原油凝点，单位为摄氏度（℃）；管外环境温度或水流温度，单位为摄氏度（℃）：管线总传热系数，单位为瓦每平方米摄氏度「W/（m2·℃)1(c.1)
小提示：此标准内容仅展示完整标准里的部分截取内容，若需要完整标准请到上方自行免费下载完整标准文档。