油气储运-学科前沿讲座

2024年2月19日发(作者：)

XXXX大学

学科前沿讲座

题目__________________________

指导老师___________

辅导老师___________

学生姓名___________

学生学号___________

油气储运工程

_____________院(部)__________________________________专业________班

______年_____2012 06

月_____08

日

目 录

1 绪论 .................................................................................................................................................... 1

1.1

研究背景 ...................................................................................................................................... 1

1.2

行业发展历程 .............................................................................................................................. 1

2 我国油气储运新技术 ........................................................................................................................ 2

2.1

西气东输工程 .............................................................................................................................. 2

2.2

X70管线钢在西气东输中的应用 .............................................................................................. 2

2.2.1 X70管线钢的特点 .............................................................................................................. 3

2.2.2 针状铁素体X70管线钢的组织和性能 ............................................................................. 3

2.2.3 针状铁素体X70管线钢的应用 ......................................................................................... 3

2.3

我国油气储运相关技术新进展 .................................................................................................. 4

2.3.1 完整性和失效控制技术 ...................................................................................................... 4

2.3.2 冷热原油交替输送技术 ...................................................................................................... 5

2.3.3 成品油顺序输送混油控制技术 .......................................................................................... 6

2.3.4 腐蚀控制技术 ...................................................................................................................... 6

3 计算流体动力学 ................................................................................................................................ 7

3.1

CFD基本模型 ............................................................................................................................. 8

3.1.1 基本控制方程 ...................................................................................................................... 8

3.1.2 湍流模型 ............................................................................................................................ 11

3.1.3 初始条件和边界条件 ........................................................................................................ 12

3.2

CFD工作流程 ........................................................................................................................... 12

4 卫星监控在油气储运中的应用 ...................................................................................................... 15

4.1

卫星通讯技术 ............................................................................................................................ 15

4.2

北斗卫星系统在石油工业的应用 ............................................................................................ 16

4.3

管线阀室远程监控 .................................................................................................................... 17

5 海底天然气管道 .............................................................................................................................. 18

5.1

管道内残留液态水的危害 ........................................................................................................ 19

5.2

管道除水技术 ............................................................................................................................ 20

5.2.1 除水清管列车 .................................................................................................................... 20

5.2.2 分多次单发扫线清管器除水 ............................................................................................ 21

5.3

管道干燥技术 ............................................................................................................................ 21

5.3.1 干燥剂干燥法 .................................................................................................................... 22

5.3.2 真空干燥法 ........................................................................................................................ 22

5.3.3 干空气干燥法 .................................................................................................................... 23

6 液化天然气储运 .............................................................................................................................. 23

6.1

LNG简介 .................................................................................................................................. 23

6.1.1 LNG的主要优点 ............................................................................................................... 23

I

6.1.2 国外LNG产业状况 .......................................................................................................... 24

6.1.2 国内LNG产业状况 .......................................................................................................... 24

6.2

LNG工业链 .............................................................................................................................. 25

6.2.1 液化天然气工厂 ................................................................................................................ 25

6.2.2 液化天然气接收终端 ........................................................................................................ 26

6.2.3 液化天然气运输槽车和罐式集装箱 ................................................................................ 27

7 海底输油管道 .................................................................................................................................. 28

7.1

海底管道现状 ............................................................................................................................ 29

7.2

海底管道多相混输技术 ............................................................................................................ 30

7.2.1 多相混输的相关研究 ........................................................................................................ 30

7.2.2 多相混输技术研究的发展方向 ........................................................................................ 32

7.3

海底管道铺设技术 .................................................................................................................... 33

7.3.1 拖曳式铺管法 .................................................................................................................... 33

7.3.2 卷管式铺管法 .................................................................................................................... 34

7.3.3 J型铺管法 ......................................................................................................................... 34

7.3.4 S型铺管法 ........................................................................................................................ 35

参考文献 ................................................................................................................................................ 37

II

1 绪论

1.1 研究背景

油气储运高等教育迎来60诞辰，长输油气管道运营也走过了40余载，在近半个世纪的发展历程中，长输管道从无到有，发展壮大，成为国民经济的能源大动脉。目前，中国的油气管道总里程已经达到7×104km，跨国管道、陆上管道和海底管道蓬勃发展。到“十二五”末，中国的油气管道总里程将达到15×104km，形成多渠道、跨区域的全国性油气管网系统。同时，油气地下储备、LNG、城市燃气领域发展迅速，方兴未艾。经过多年的发展，油气储运工程设计理念有了新的进步，工程建设和运行管理经验不断丰富，以完整性管理技术为代表的管道科技发展迅速，管道管理体系已经系统搭建，达到了中国油气储运行业发展历程的最好水平。我国经济的快速发展及能源结构的改变，油气管道事业注定成为我国的朝阳产业，当前和今后若干年都将是我国油气储运事业发展的最佳时期。

1.2 行业发展历程

油气储运的历史，最早可以追溯到公元前200多年的秦汉时期。《华阳国志》记载，蜀郡采气煮盐，先民们将打通的竹节连接起来输送天然气，称之为“火笕”。我国近代石油工业起源于19世纪中叶，油气输送经历了公路、铁路、水运及管道等多种方式的交错发展。

1878年，台湾苗栗出磺坑以顿钻打成第一口油井，开创了中国近代石油工业的历史，当时的原油运输主要以马车拉运为主。1907年，在陕西延长西门外打成大陆第一口油井，采出原油桶装后用骡马驮运，送炼油厂加工或作为燃料出售。1942年，新疆独山子油矿年产原油达到7321t铺设了长2.5 km输送管道，这是我国第一条原油管道。

1863年，成品“洋油”进入我国，通过油轮运至港口，上岸后主要通过铁路、公路转运。应太平洋战争的需要，美国人 1945 年建设了中印输油管道，这是我国境内第一条成品油管道，至 1946年停输，累计向我国输油约10×104t 。

解放前，我国仅四川地区修建了少量钢质输气管道，总长约27.7 km。

新中国成立后，我国油气储运工业蹒跚起步，目前已在世界上占有一席之地，期间大致经历了自力更生、引进消化、自主创新3个发展阶段。

1

2 我国油气储运新技术

2.1 西气东输工程

中国西部地区天然气向东部地区输送，主要是新疆塔里木盆地的天然气输往长江三角洲地区。输气管道西起新疆塔里木的轮南油田，向东最终到达上海，延至杭州。途11省区，全长4000km。设计年输气能力120亿立方米，最终输气能力200亿立方米。2004年10月1日全线贯通并投产。“西气东输”，我国距离最长、口径最大的输气管道。2004年投产的西气东输管道干线全长 3 900 km ，管径1 016mm ，设计输量170×108m3/a ，设计压力10 MPa，采用 X70 钢，是当时我国距离最长、管径最大、管材等级最高、设计压力最高、输气能力最大、自动化程度最高的管道。该管道也是国内自行设计、建设的第一条世界级天然气输运系统工程，标志着我国油气管道工程建设水平跨入世界先进行列。西气东输二线管道线路走向示意图，如图2.1所示。

图2.1 西气东输二线管道线路走向示意图

2.2 X70管线钢在西气东输中的应用

管道运输是长距离输送石油、天然气的重要方式之一。为提高管道输送的运营效率，降低成本，管道运输向大口径、高压输送方向发展在高压、大口径输送

2

条件下，采用高强度等级的钢材更为合理，同时对制管用钢材的强度、韧性和焊接性提出了更加严格的要求。目前X70管线钢已成为国际上石油、天然气管线用钢中使用量最多的钢级。

2.2.1 X70管线钢的特点

现代管线工业的发展要求管线钢在具有高强度的同时，还需具有更高的韧性和良好的焊接性能。因此，需通过合理的成分设计与现代冶金工艺技术相结合，以获得强度、韧性和焊接性相平衡的最佳的组织结构。

从近代管线钢的发展可以看到，其成分体系是不断降低碳含量的过程。碳含量的降低可有效地提高钢的韧性，同时可显著地改善钢的焊接性能。当ωC<0.11%时管线钢可具有良好的焊接性。目前管线钢的ωC<0.11%，对需更高韧性的管线钢，通常采用ωC<0.06%的超低碳贝氏体或针状铁素体钢的含碳量设计。宝钢根据长期管线钢生产经验和具有低碳针状铁素体组织特征的管线钢试验室研究结果，针对西气东输管线工程用钢的具体要求，采用厂超低碳含量、微合金化和控制组织的Mo合金化的成分设计。通过纯净钢冶炼技术和控轧控冷热机械处理工艺相结合，开发出具有高强度、高韧性、高止裂性和良好焊接性的针状铁素体组织特征的X70管线钢。

2.2.2 针状铁素体X70管线钢的组织和性能

以超低碳、含Mo设计的X70管线钢具有典型的针状铁素体组织，而含碳量相对较高的X70管线钢则主要为等轴铁素体和部分珠光体组织。这两种成分管线钢板的拉伸强度相近，均满足制造X70大口径螺旋焊管的强度要求，而针状铁素体钢具有更低的含碳量、碳当量和低的冷裂纹指数，从而使管线钢具有更加优良的焊接性能。在低温韧性方面，针状铁素体X70的Charpy冲击功显著高于铁素体+部分珠光体的试验钢;在横向DWTT性能方面，针状铁素体X70管线钢85%FATT转变温度明显低于铁素体+珠光体的钢，表现出良好的抗低温动态撕裂能力。这均对保证大口径输气管的止裂性能具有重要作用。

2.2.3 针状铁素体X70管线钢的应用

宝钢经过多轮试制，成功地开发研制出满足西气东输管道仁程用钢具体要求的针状铁素体型X70大口径厚壁管线用钢2001年宝钢开发研制的针状铁索体x70 管线钢通过国家鉴定，并转入批量生产。产品实物质量达到国际先进水平，

3

进一步提高我国管线钢的实物水平，增强了我国管线钢产品的国际竟争能力，促进了我国管道工业的发展。

在西气东输工程用X70 管线板卷钢国际招标中，宝钢获得了半数以上的合同份额，已为西气东输管线工程提供了30 多万t以针状铁素体组织为特征的具有高强度、高韧性、高止裂性和优良焊接性能的X70管线钢，已成为西气东输工程用X70管线钢板卷的主要供应商。

2.3 我国油气储运相关技术新进展

2.3.1 完整性和失效控制技术

完整性和失效控制技术是保障油气储运系统运行安全的两项技术措施，二者同等重要、功能互补。当前，油气储运设施的完整性技术已在国内得到普遍认可并广泛应用，但在失效控制方面的意识相对薄弱。

1）完整性技术

完整性技术包括管理和技术两个层面，管理层面涉及理念、体系、业务范围等内容，体现为管理过程的完整性、资产的完整性以及决策的正确性；技术层面是基于数学、物理、计算机、地理信息、社会学等学科领域的知识，或将其有机结合，寻求有助于完整性管理的方法、评价技术以及检测手段等。

完整性管理传递的理念是防患于未然：缺陷无处不在，只有不断识别、跟踪其发展，适时适当地消除缺陷，才能确保系统的本质安全。基于此理念，完整性管理体系的建设必然需要长期地发展与完善，是一个持续更新、与时俱进的过程。完整性管理体系包括软件系统和数据库，相关标准和实施文件以及评价方法和检测手段等支持技术。早期的完整性管理基本囿于干线管道的生产运行过程，目前在空间上已经延伸至站场的储罐和工艺管道等设施，在时间上已经延伸至管道的设计和建设阶段。完整性管理业务流程可以归纳为：数据收集与分析→高后果区确定→风险评估→完整性评价→针对性维护维修→效能评价。基于半定量Kent评分法建立的RiskScore风险评价方法，能够灵活地确定管道失效影响因素的指标和权重；针对东北管网的螺旋焊缝缺陷，发展了三轴高清漏磁内检测技术；为了提高立式储罐的运行管理效率，节约运行维护成本，发展了罐底声发射在线检测技术；针对滑坡等地质灾害和第三方破坏对管道运行安全的严重威胁，发展了管道应变监测技术和卫星监测技术，均在实践中取得了良好效果。

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2）失效控制技术

失效控制是对油气储运系统的失效模式、失效原因和失效机理进行诊断，研究并提出控制失效的技术措施。在欧美等发达国家，油气管道失效控制技术已有几十年的研究和应用历史，而且目前仍在持续深化和发展。在国内，李鹤林院士首次将失效控制理念应用于中国石油集团重大科技专项“西气东输二线管道工程关键技术研究”课题的顶层设计中，取得显著效果，并因此受到鼓舞，提出将失效控制理念与完整性管理进行有机结合的思想，以期全方位保障油气管道的运行安全。

在研究油气管道安全失效的过程中，多基于故障树的方法进行定性和定量分析。陈利琼等利用该方法对油气管道危害进行辨识；针对油气管道泄漏事件影响因素多且具有模糊性而使管道可靠性难以定量评估的特点，张静等基于油气管道泄漏故障树，将模糊决策引入到可靠性评估中，建立了油气管道泄漏模糊可靠性评估模式，具有较强的适用性和可靠性。贝叶斯网络与故障树在构造方法和推理机制等方面存在相似性，但贝叶斯网络定量分析方法能够较好地描述事件状态的多态性和逻辑性，对于提高风险分析的可靠性大有裨益，具有普遍适用性。

2.3.2 冷热原油交替输送技术

冷热原油交替输送属于国际前沿原油输送技术，冷热油交替流动条件下的非稳态热力-水力耦合问题非常复杂。周建等研究了长输管道冷热油交替输送的热力影响因素，结果表明：输送距离和年输送批次是导致冷热油“温度自调和现象”的两个因素；热油的相对输量大于50 ％时，原油的流动安全对冷油相对输量的变化较敏感；相对输量不变，提高输量有利于改善原油的流动安全；低输量运行时，原油的流动安全主要取决于沿线地温；在一定范围内，提高冷油出站温度比提高热油出站温度对于改善原油的流动安全更加有利。宇波等基于有限差分法和有限容积法建立了冷热原油交替输送停输再启动过程的数学模型，研究结果显示：停输再启动过程的安全性与停输时机密切相关，时机不同，最大安全停输时间也不同。杜明俊等基于Fluent 两相流模型和有限容积法建立冷热原油顺序输送混油数值模型，并利用UDF编写混油粘度计算式进行数值求解，分析了输油顺序、流速和油温对混油质量分数的影响。鹿钦礼等对冷热原油途经变径管道的水力瞬变过程进行数值计算，分析了油品输送顺序和流速对混油性质的影响。

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2.3.3 成品油顺序输送混油控制技术

目前，成品油管道顺序输送混油下载、切割、掺混大多基于生产运行数据，通过在沿线站场适当下载干线混油尾和部分混油、在支线分输干线混油、将末站混油细分为不同质量分数的混油段等方法，最大限度地减轻干线终点的混油处理压力。郭祎等系统分析了西部成品油管道末站混油切割使用理论切割比例以及混油切割量显著攀升的原因，提出采取“3％～8％”的切割比例、修正密度偏差、改变首站油品切换模式等解决措施，有效降低了混油切割量，取得了良好的经济效益。胡煊等根据管流横截面上流速均匀且质量分数均等的特性，引入有效扩散系数，利用质量守恒和费克扩散定律，建立了管道顺序输送混油质量分数一维模型，并对管道的混油情况进行离线模拟，实现对沿线混油的有效监控，从而为控制混油量和混油切割提供了指导。郭祎等融合国内外现有混油界面跟踪方式所考虑的因素，研究开发了管道顺序输送混油界面在线跟踪软件，现场应用效果良好。

2.3.4 腐蚀控制技术

1）阴极保护数值模拟

数值模拟为预测复杂环境条件下阴极保护效果和低成本分析提供了有效的技术手段，国际上已有部分软件在输入极化曲线和环境描述后即可进行电位和电流密度计算。近年来，我国阴极保护数值模拟技术发展较快，但与发达国家相比仍有较大差距，目前尚无成熟的商业软件可供应用。杜艳霞等基于活化极化和浓差极化混合控制建立了大型储罐的阴极保护电位

计算模型，推导了阴极边界条件公式。边界元数值模拟软件BEASYCP 在研究阴极保护影响因素干扰趋势和规律方面具有明显优势，张丰等利用该软件对管道干线和站场储罐区阴极保护系统进行数值模拟，所得结果具有重要的现实意义。

2）杂散电流干扰腐蚀

埋地钢质管道与高压线、电气化铁路、大型工厂临近敷设时，会发生杂散电流干扰腐蚀。这是一个困扰油气储运行业多年的问题，至今尚无系统、成熟的技术方法予以解决。传统电参数测量方法不能用于确定交流干扰参数以及在管道上直接测量用于评估交流干扰腐蚀程度的两个参数：交流电流密度、交流电流密度与直流电流密度的比值，胡士信等基于实验室研究结论，推荐使用试片法进行电

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参数和电化学参数的测量。李自力等借助室内实验装置研究了输电线电压、电流及高度等因素对管道感应电压的影响，为总结高压线对埋地管道的耦合干扰规律提供了参考依据。张贵喜等根据理论计算模型和管道腐蚀风险交直流密度判据，设计编制了管道交流干扰评估软件，用于忠武输气管道潜在交流干扰区域的腐蚀风险预测和评价，计算结果与实测数据基本吻合。

3）油流携水机理与实验研究

水的存在是长输管道发生内腐蚀的根源所在，管输油品自身对杂质具有一定的冲刷携带能力，若能够利用油流将低洼处的积水携带出去，则有助于抑制内腐蚀的发生，因此，研究油流携水机理和过程具有重要的工程应用价值。目前仅挪威科技大学和荷兰代尔夫特科技大学开展了相关研究，但迄今未见公开发表的研究成果。徐广丽等先后建立了油水两相流几何模型和油流携水流动时的水相界面分布模型，针对不同倾角管道上游来油对积水的携带作用和水相界面的分布进行理论分析，获得油流携水能力与管道倾角的关系；为了更直观地研究油流携水系统的流型、积水分布以及出水量，借助由下倾、水平、上倾3 段测试管组成的内径为15 mm 的玻璃管和内径为25 mm 的塑料管两套实验系统，对柴油和水两相流系统的积水分布形态进行观察，并利用内径为27 mm 的钢管实验系统对上倾管段不同位置的出水量进行测量。结果表明：在实验范围内，油相流量较小时，积水以近壁偏心大水滴的形式在油流携带下向前爬行；随着油相流量的增大，偏心大水滴下游被打散成小水滴进入油流；油相流量越大，大水滴经过的距离越长，出水量越大。

3 计算流体动力学--CFD

CFD是英文Computational Fluid Dynamics(计算流体动力学)的简称。它是伴随着计算机技术、数值计算技术的发展而发展的。简单地说，CFD相当于"虚拟"地在计算机做实验，用以模拟仿真实际的流体流动情况。而其基本原理则是数值求解控制流体流动的微分方程，得出流体流动的流场在连续区域上的离散分布，从而近似模拟流体流动情况。可以认为CFD是现代模拟仿真技术的一种。即CFD=流体力学+热学+数值分析+计算机科学。

1933年，英国人Thom首次用手摇计算机数值求解了二维粘性流体偏微分

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方程，CFD由此而生。1974年，丹麦的Nielsen首次将CFD用于暖通空调工程领域，对通风房间内的空气流动进行模拟。之后短短的20多年内，CFD技术在暖通空调工程中的研究和应用进行得如火如荼。如今，CFD技术逐渐成为广大空调工程师和建筑师解决分析工程问题的有力工具。

计算流体动力学是流体力学的一个分支，它通过计算机模拟获得某种流体在特定条件下的有关信息，实现了用计算机代替试验装置完成“计算试验”，为工程技术人员提供了实际工况模拟仿真的操作平台，已广泛应用于航空航天、热能动力、土木水利、汽车工程、铁道、船舶工业、化学工程、流体机械、环境工程等领域。

3.1 CFD基本模型

流体流动所遵循的物理定律，是建立流体运动基本方程组的依据。这些定律主要包括质量守恒、动量守恒、动量矩守恒、能量守恒、热力学第二定律，加上状态方程、本构方程。在实际计算时，还要考虑不同的流态，如层流与湍流。

3.1.1 基本控制方程

1）系统与控制体

在流体力学中，系统是指某一确定流体质点集合的总体。系统以外的环境称为外界。分隔系统与外界的界面，称为系统的边界。系统通常是研究的对象，外界则用来区别于系统。系统将随系统内质点一起运动，系统内的质点始终包含在系统内，系统边界的形状和所围空间的大小可随运动而变化。系统与外界无质量交换，但可以有力的相互作用，及能量(热和功)交换。

控制体是指在流体所在的空间中，以假想或真实流体边界包围，固定不动形状任意的空间体积。包围这个空间体积的边界面，称为控制面。控制体的形状与大小不变，并相对于某坐标系固定不动。控制体内的流体质点组成并非不变的。控制体既可通过控制面与外界有质量和能量交换，也可与控制体外的环境有力的相互作用。

2）质量守恒方程(连续性方程)

在流场中，流体通过控制面A1流入控制体，同时也会通过另一部分控制面A2流出控制体，在这期间控制体内部的流体质量也会发生变化。按照质量守恒定律，流入的质量与流出的质量之差，应该等于控制体内部流体质量的增量，由

8

此可导出流体流动连续性方程的积分形式为

dxdydzvndA0tVA (3-1)

式中：V表示控制体，A表示控制面。等式左边第一项表示控制体V内部质量的增量；第二项表示通过控制表面流入控制体的净通量。

根据数学中的奥-高公式，在直角坐标系下可将其化为微分形式：

(u)(v)(w)uvw0txyz (3-2)

对于不可压缩均质流体，密度为常数，则有

uvw0xyz (3-3)

对于圆柱坐标系，其形式为

vr(vr)(v)(vz)0trrrz (3-4)

对于不可压缩均质流体，密度为常数，则有

vrvrvvz0rrrz (3-5)

3）动量守恒方程(运动方程)

动量守恒是流体运动时应遵循的另一个普遍定律，描述为：在一给定的流体系统，其动量的时间变化率等于作用于其上的外力总和，其数学表达式即为动量守恒方程，也称为运动方程，或N-S方程，其微分形式表达如下：

dupxxpyxpzxFbxdtxyzpxypyypzydvFbydtxyzdwpyzpzzpFbzxzdtxyz (3-6)

式中：Fbx、pyxFby、Fbz分别是单位质量流体上的质量力在三个方向上的分量；是流体内应力张量的分量。

动量守恒方程在实际应用中有许多表达形式，其中比较常见的有如下几种。

(1) 可压缩粘性流体的动量守恒方程

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dupu2uvwfx2xxdtx3xyzuvwuyyxzxzdvpv2uvwfy2yydty3xyzvwuvzzyxyxw2uvwdwfp2zdtzzz3xyzwuvwxzzzzyx (3-7)

(2) 常粘性流体的动量守恒方程

dvFgradpgrad(divv)2vdt3 (3-8)

(3) 常密度常粘性流体的动量守恒方程

dvFgradp2vdt (3-9)

(4) 无粘性流体的动量守恒方程(欧拉方程)

dvFgradpdt (3-10)

(5) 静力学方程

Fgradp (3-11)

(6) 相对运动方程

在非惯性参考系中的相对运动方程是研究像大气、海洋及旋转系统中流体运动的所必须考虑的。由理论力学得知，绝对速度va为相对速度vr及牵连速度ve之和，即

vavrve (3-12)

其中，vev0r，v0为运动系中的平动速度，是其转动角速度，r为质点矢径。

而绝对加速度aa为相对加速度ar、牵连加速度ae及科氏加速度ac之和，即

aaaraeac (3-13)

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其中，aedv0dr(r)dtdt，ac2vr。

将绝对加速度代入运动方程，即得到流体的相对运动方程

dvrFbdivPac2vrdt (3-14)

4）能量守恒方程

将热力学第一定律应用于流体运动，把式(1-51)各项用有关的流体物理量表示出来，即是能量方程。如式(1-52)所示。

T(E)[ui(Ep)]hjJjuj(ij)effShkefftxixixij (3-15)

ui2Eh2；keff是有效热传导系数，keffkkt，其中kt是湍流热传式中：p导系数，根据所使用的湍流模型来定义；Jj是组分j的扩散流量；Sh包括了化学反应热以及其他用户定义的体积热源项；方程右边的前3项分别描述了热传导、组分扩散和粘性耗散带来的能量输运。

3.1.2 湍流模型

湍流是自然界广泛存在的流动现象。大气、海洋环境的流动，飞行器和船舰的绕流，叶轮机械、化学反应器、核反应器中的流体运动都是湍流。湍流流动的核心特征是其在物理上近乎于无穷多的尺度和数学上强烈的非线性，这使得人们无论是通过理论分析、实验研究还是计算机模拟来彻底认识湍流都非常困难。回顾计算流体力学的发展，特别是活跃的20世纪80年代，不仅提出和发展了一大批高精度、高分辨率的计算格式，从主控方程看相当成功地解决了欧拉方程的数值模拟，可以说欧拉方程数值模拟方法的精度已接近于它有效使用范围的极限；同时还发展了一大批有效的网格生成技术及相应的软件，具体实现了工程计算所需要的复杂外形的计算网格；且随着计算机的发展，无论从计算时间还是从计算费用考虑，欧拉方程都已能适用于各种实践所需。在此基础上，20世纪80年代还进行了求解可压缩雷诺平均方程及其三维定态粘流流动的模拟。20世纪90年代又开始一个非定常粘流流场模拟的新局面，这里所说的粘流流场具有高雷诺数、非定常、不稳定、剧烈分离流动的特点，显然需要继续探求更高精度的计算方法和更实用可靠的网格生成技术。但更为重要的关键性的决策将是，研究湍流机理，建立相应的模式，并进行适当的模拟仍是解决湍流问题的重要途径。

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3.1.3 初始条件和边界条件

计算流体动力学(CFD)分析中，初始条件和边界条件的正确设置是关键的一步。现有的CFD软件都提供了现成的各种类型的边界条件，这里对有关的初始条件和边界条件作一般讨论。

1）初始条件

顾名思义，初始条件就是计算初始给定的参数，即tt0时给出各未知量的函数分布，如

uu(x,y,z,t0)u0(x,y,z)vv(x,y,z,t0)v0(x,y,z)ww(x,y,z,t0)w0(x,y,z)pp(x,y,z,t0)p0(x,y,z)(x,y,z,t0)0(x,y,z)TT(x,y,z,t0)T0(x,y,z) (3-16)

很明显，当流体运动定常时，无初始条件问题。

2）边界条件

所谓边界条件就是流体力学方程组在求解域的边界上，流体物理量应满足的条件。例如，流体被固壁所限，流体将不应有穿过固壁的速度分量；在水面这个边界上，大气压强认为是常数(一般在距离不大的范围内可如此)；在流体与外界无热传导的边界上，流体与边界之间无温差，如此等。由于各种具体问题不同，边界条件提法千差万别，一般要保持恰当：①保持在物理上是正确的；②要在数学上不多不少，刚好能用来确定积分微分方程中的积分常数，而不是矛盾的或有随意性。

3.2 CFD工作流程

为了进行CFD计算，用户可借助商用软件来完成所需要的任务，也可自己直接编写计算程序。两种方法的基本工作过程是相同的，无论是流动问题、传热问题，还是污染物的运移问题，无论是稳态问题，还是瞬态问题，其求解过程都可以下方法表示。

1）建立控制方程

建立控制方程，是求解任何问题前都必须首先进行的。一般来讲，这一步是比较简单的；因为对于一般的流体流动而言，可根据流体动力学的分析直接写出

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其控制方程。例如，对于水流在水轮机内的流动分析问题，若假定没有热交换发生，则可直接将连续方程与动量方程作为控制方程使用。当然．由于水轮机内的流动大多是处于湍流范围，因此，一般情况下，需要增加湍流方程。

2）确定边界条件与初始条件

初始条件与边界条件是控制方程有确定解的前提，控制方程与相应的初始条件、边界条件的组合构成对一个物理过程完整的数学描述。

初始条件是所研究对象在过程开始时刻各个求解变量的空间分布情况。对于瞬态问题，必须给定初始条件。对于稳态问题，不需要初始条件。

边界条件是在求解区域的边界上所求解的变量或其导数随地点和时间的变化规律。对于任何问题，都需要给定边界条件。例如，在锥管内的流动，在锥管进口断面上，我们可给定速度、压力沿半径方向的分布，而在管壁上，对速度取无滑移边界条件。对于初始条件和边界条件的处理，直接影响计算结果的精度。

3）划分计算网格

采用数值方法求解控制方程时，都是想办法将控制方程在空间区域上进行离散，然后求解得到的离散方程组。要想在空间域上离散控制方程，必须使用网格。现已发展出多种对各种区域进行离散以生成网格的方法．统称为网格生成技术。

不同的问题采用不同数值解法时，所需要的网格形式是有一定区别的，但生成网格的方法基本是一致的。目前，网格分结构网格和非结构网格两大类。简单地讲，结构网格在空间上比较规范，如对一个四边形区域，网格往往是成行成列分布的，行线和列线比较明显。而对非结构网格在空间分布上没有明显的行线和列线。

对于二维问题，常用的网格单元有三角形和四边形等形式；对于三维问题，常用的网格单元有四面体、六面体、三棱体等形式。在整个计算域上，网格通过节点联系在一起。目前各种CFD软件都配有专用的网格生成工具，如FLUENT使用GAMBIT作为前处理软件。多数CFD软件可接收采用其他CAD或CFD/FEM软件产生的网格模型。如 FLUENT可以接收ANSYS所生成的网格。当然，若问题不是特别复杂，用户也可自行编程生成网格。

4）建立离散方程

对于在求解域内所建立的偏微分方程，理论上是有真解（或称精确解或解析解）的。但由于所处理的问题自身的复杂性，一般很难获得方程的真解。因此，就需要通过数值方法把计算域内有限数量位置（网格节点或网格中心点工仁的因变量值当作基本未知量来处理，从而建立一组关于这些未知量的代数方程组，然

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后通过求解代数方程组来得到这些节点值，而计算域内其他位置上的值则根据节点位置上的值来确定。

由于所引入的应变量在节点之间的分布假设及推导离散化方程的方法不同，就形成了有限差分法、有限元法、有限元体积法等不同类型的离散化方法。

在同一种离散化方法中，如在有限体积法中，对对流项所采用的离散格式不同，也将导致最终有不同形式的离散方程。

对于瞬态问题，除了在空间域上的离散外，还要涉及在时间域上的离散。离散后，将要涉及使用何种时间积分方案的问题。

5）离散初始条件和边界条件

前面所给定的初始条件和边界条件是连续性的，如在静止壁面上速度为0，现在需要针对所生成的网格，将连续型的初始条件和边界条件转化为特定节点上的值，如静止壁面上共有90个节点，则这些节点上的速度值应均设为O。这样，连同所建立的离散的控制方程，才能对方程组进行求解。

在商用CFD软件中，往往在前处理阶段完成了网格划分后，直接在边界上指定初始条件和边界条件，然后由前处理软件自动将这些初始条件和边界条件按离散的方式分配到相应的节点上去。

6）给定求解控制参数

在离散空间上建立了离散化的代数方程组，并施加离散化的初始条件和边界条件后还需要给定流体的物理参数和湍流模型的经验系数等。此外，还要给定迭代计算的控制精度、瞬态问题的时间步长和输出频率等。

在CFD的理论中，这些参数并不值得去探讨和研究，但在实际计算时，它们对计算的精度和效率有着重要的影响。

7）求解离散方程

在进行了上述设置后，生成了具有定解条件的代数方程组。对于这些方程组，数学上已有相应的解法，如线性方程组可采用Gauss消去法或Gauss- seidel迭代法求解，而对非线性方程组，可采用Newton-Raphson方法。在商用CFD软件中，往往提供多种不同的解法，以适应不同类型的问题。这部分内容，属子求解器设置的范畴。

8）判断解的收散性

对于稳态问题的解，或是瞬态问题在某个特定时间步上的解，往往要通过多次迭代才能得到。有时，因网格形式或网格大小、对流项的离散插值格式等原因，可能导致解的发散。对于瞬态问题，若采用显式格式进行时间域上的积分，当时

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间步长过大时；也可能造成解的振荡或发散。因此，在迭代过程中，要对解的收敛性随时进行监视，井在系统达到指定精度后，结束迭代过程。

这部分内容属于经验性的，需要针对不同情况进行分析。

9）显示和输出计算结果

通过上述求解过程得出了各计算节点上的解后，需要通过适当的手段将整个计算域上的结果表示出来。这时，我们可采用线值图、矢量图、等值线图、流线图、云图等方式对计算结果进行表示。

所谓线值图，是指在二维或二维空间上，将横坐标取为空间长度或时间历程，将纵坐标取为某一物理量，然后用光滑曲线或曲面在坐标系内绘制出某一物理量沿空间或时间的变化情况。矢量图是直接给出二维或三维空间里矢量（如速度）的方向及大小，一般用不同颜色和长度的箭头表示速度矢量。矢量图可以比较容易地让用户发现其中存在的漩涡区。等值线图是用不同颜色的线条表示相等物理量（如温度）的一条线。流线图是用不同颜色线条表示质点运动轨迹。云图是使用渲染的方式，将流场某个截面上的物理量（如压力或温度）用连续变化的颜色块表示其分布。

4 卫星监控在油气储运中的应用

油气管线的安全运行对我国油气管网战略至关重要。在新疆、长庆、成渝等通讯相对落后时富气区，很难做到对管道阀室时实时监控以保证营道运输安全。基于卫星通讯技术的油气管线监控系统时出观填补了这个空白。

4.1 卫星通讯技术

石油天然气的安全性存在两个方面的意义:一方面是油气能源供给能够满足我国社会和国民经济生产的需求，另一方面是油气生产和储运过程中提供全程信息化监控，预防自然的、人为的甚至是敌对势力的破坏等灾害因素的安全保障。

石油天然气行业大部分工作区地处野外荒漠，数据采集和监控传输一直没有很好的解决方法;现有的有、无线集群、微波等通讯方式因为条件限制不能达及。目前，主要以人工巡检为主，浪费人力、物力，又不能对工作状态做到实时监测，在生产、安全等方面存在极大的隐患。因此，石油天然气行业对大范围覆盖、无缝连接的通信与信息处理系统的需求愈来愈迫切，除了信息的传输外，还涉及基础设施的远程监控(包括压强、温度、电压、流量等)、数据自动采集与处理。这

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使人们将目光投向了卫星通讯系统。

卫星通讯系统最突出的特点是:可以覆盖全球、受地理环境影响较小;网络的顽存性强，即使少量卫星被毁，系统仍可降额使用，并能在几小时之内补充发射；传播延时短、传输损耗小、用户终端小;机动灵活、功能强，包括广播、群呼、查询、位置报告等;在支持大范围大量移动用户的数据通信方面更是具有突出的优势。这些特点非常适合于军事应用以及政府、行业部门应用，也是任何一种通信手段包括地面蜂窝移动通信系统(GSM、CDMA)无法比拟的。随着技术的发展，社会对数据信息的要求愈来愈高。这些要求包括信息传输、信息处理、信息与各种设施的有机结合等。

最早的石油行业通讯网络是20世纪80年代末建成的。基于VSAT技术的中国石油卫星专用通信网，现已初步建成了以固安地球站为中心的星形网络结构，实现了集团公司与相距遥远的16个油田的迅速、稳定、可靠的通信，极大地改善了通信难的状况，并为及时了解石油勘探开发现场的生产状况、实时指挥生产调度提供了可靠保证。

4.2 北斗卫星系统在石油工业的应用

一个VSAT基站造价大约30万元人民币，主要解决油气田总部与外界的语音通信、数据传输等问题。该系统需要大容量电力的支持、专业技术人员的维护和使用，而对于无人值守的油气井、油气管线阀室等末端设备就无能为力了。打个比方说，如果基于VSAT技术的中国石油卫星专用通信网是交通的主干道，通往无人值守的油气井、油气管线阀室等地方则是土路一条。要完全实现石油生产的现代化，就要把“土路”修建成“能跑数据的支路”。既是“支路”，就必然要求比“主干道”造价低，技术要求低，无需太“专业”，于是北斗卫星系统的应用就浮出了水面。

北斗卫星系统以其应用简单、造价低廉(只有VSAT系统的十分之一)、维护容易、运营成本低的优势，成为修建“能跑数据的支路”的当然选择。北斗卫星系统应用于石油天然气行业，将为油气生产和储运过程提供全程的信息化监控和安全保障，可以解决石油天然气行业各种远程设备与生产管理部门之间实时双向通讯的难题，对于提高我国油气管线的自动化管理水平，保证油气生产和管道运输安全均有非常重要的意义。

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从安全角度来看，北斗卫星系统是我国自主开发的系统，拥有自主知识产权，可广泛安全地应用于石油、天然气行业的油气井工作状态实时监控、输油气管线阀室工作实时状态监控和输油气管线阴极保护工作参数遥测等领域。

4.3 管线阀室远程监控

针对石油管线阀室设备的安全保障，基于北斗卫星移动通讯技术，西安交通大学信息机电研究所开发研制了“涩宁兰天然气管道阀室工作状态远程监控系统”，实现了对阀室设备工作状态的实时远程监控。

通常一条石油管线可绵延一千至数千公里，在管线上每隔几十公里设有一个阀室，几百公里设有一个分输站。管线通常以油气田为起始端，以人口密集的城市为终端。广大的西部地区沿线，大部分是人烟稀少之地，为保证管线的正常工作，要对管线进行定期巡查，尤其是关键的阀室设备。目前完全靠人工进行巡查，劳动强度大，工作效率低，很难及时发现故障，阀室设备的安全也存在着一定隐患。

涩宁兰天然气管线全长900多公里，由青海的涩北气田起始，终端为兰州市，全线分布有32个阀室、4个管站、5个分输站。目前32个阀室安装的是Shafe公司的阀室设备，该阀室设备由Lineguard 2000控制器通过监测压力的超低、超高及下降速度，来控制阀门的开关。为了保障阀室设备工作安全可靠，该系统以北斗卫星技术为基础，目的是实现现场采集数据的远程传输。该技术不同于传统的VSAT基站，具有价格便宜、设备体积小，安装、维护和使用方便的优点，同时具有灵活方便、覆盖面大、不受地域状况影响、不受天气影响的特点。系统由两部分组成：阀室监控单元和监控中心单元。阀室监控单元包括卫星通信模块现场数据采集及控制接口模块、太阳能电池供电单元、防爆箱，监控中心单元则包括卫星通信模块、监控中心数据处理服务器。阀室监控单元读取现场设备Lineguard 2000控制器的参数、采集阀室主设备的开关状态、阀室房间的门禁状态、监控单自身的状态参数等，同时接收监控中心单元发来的控制命令、查询命令等。阀室监控单元以先进的高性能DSP数字信号处理技术和单片机技术为核心，采用表面封装技术，使得监控单元具有很强的数据处理能力、很高的可靠性、较低的功耗，监控单元平均功耗只有5W，完全达到了野外采用太阳能供电系统的要求。监控中心单元主要建立中心数据处理服务器软件系统，通过中心卫星通

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信模块与阀室监控单元进行双向数据通讯，读取阀室设备参数，向阀室发出各种控制命令，完成阀室数据的汇总、存储、生成报表、打印输出等任务。经过一年运行，业界人士认为，该系统能实时监测、控制采油设备安全生产，出现异常情况时报警迅速，管理部门通过计算机就可直接了解油气参数的变化规律，及时排除故障，减少停产时间，提高油气井管理水平和生产效率

输油气管线的安全运行关系到“西气东输、北油南调”的油气管网战略，对管道阀室的工作状态实时监控是保证管道运输安全运行的重要手段。我国西部新疆、长庆、成渝等富气区拥有气井近2万口，在这些通讯发展相对落后的地区，北斗卫星数据通讯正好能一展身手。全国管线现有20000公里，拥有各种自动控制阀室及分输站2000余个。在“十一五”规划中，国家还将新建原油管道5000公里，输气管线12000公里。利用卫星数据传输技术对各种设备进行远程监控，将对提高管线的现代化管理水平起到重要的作用。

5 海底天然气管道

当前国内管道建设风起云涌，高潮迭起，以西气东输为代表的一批重点工程相继动工建设，一大批代表国际先进水平的新技术、新设备也被广泛地投入到管道建设中当中，这不仅提高了管道建设水平，同时也为今后管道安全运营打下了坚实的基础。作为管道预投产前夕一项重要的工艺技术--管道干燥的成功应用，就是其中代表之一。天然气管道内若有水存在不仅会引起管内壁和附属设备的腐蚀使所输产品受到污染而且在一定温度和压力下天然气将与水结合形成水合物

水合物大量形成会造成管道堵塞而引发事故特别是阀门仪表管路系统等处更容易因水合物的形成而失灵 避免这些问题的途径是在新管道水压试验后进行干燥彻底除去管道中的游离水和绝大部分水蒸气并在投入运行后对所输天然气进行净化除去其中的水使其压力露点处于-16~-5℃之间。管道干燥是新管道投产作业的重要一环。天然气管道的投产是指管道水压或气压试验后从管道除水（或称脱水）、干燥到置换引入天然气的全过程。国外对新管道的干燥非常重视要求也很高。有文献报道许多天然气管道公司甚至要求管道干燥后大气露点要达到-39℃以下，即含水量在0.11g/m³（标准状况下）以下。在许多场合露点低于-20℃也是常见的要求，例如我国的崖城13-1海底管道要求真空干燥至露点-20℃。研究

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证实，在管道干燥至露点-18℃以下时管内壁的腐蚀几乎已经停止投产引入天然气的过程又进一步扫除了残留的水蒸气。在输送条件下，干燥后残留的水蒸气已不能析出液态水也不能生成水合物由于除水作业后残留在管道中的游离水的量会直接影响干燥的效果和时间因此管道的干燥应包括除水和干燥两个部分。

5.1 管道内残留液态水的危害

首先，管道中残留的液态水是造成管道腐蚀的主要原因。天然气中的少量酸性气体如H2S、CO2等在有水的条件下能生成酸性物质，使管道内部产生危害较大的应力腐蚀。内部腐蚀是影响管道系统使用寿命及其可靠性的重要因素，是造成管道事故的重要原因，因内部腐蚀而造成的事故在输气管道事故中占有很大比例。据资料报道，原苏联在1981～1990年这10年间，因内部腐蚀引起的事故有52次，占事故总数的6.9%；美国在1970～1984年这14年间，因内部腐蚀引起的事故有428次，占事故总数的7.3%。

其次，管道中液态水是形成天然气水合物的必要条件之一。天然气水合物是天然气与水在一定条件下形成的一种类似冰雪的白色结晶体，俗称可燃冰。形成水合物的条件第一必须是管道内有液态水或者天然气处于水蒸气的过饱和状态，第二是管道内的天然气要有足够高的压力和足够低的温度。天然气水合物一旦形成后，会减少管道的流通面积，产生节流，加速水合物的进一步形成，进而造成管道、阀门和一些设备的堵塞，严重影响管道的安全运行。

再有，管道中的液态水低温时还会造成管道低洼处的冰堵，冰堵的产生也会影响管道的安全运行。管内积水如果形成冰堵，则影响输气量，严重时会造成停输的重大事故。腐蚀则会造成大量的维修工作。

由此可见，管道内的液态水的存在会降低天然气的输送能力，造成管道输送能力下降。管道中液态水还会使天然气的含水量升高，从而导致供气品质下降，影响对供气品质要求严格的用户的正常使用。

综上所述，天然气长输管道中的液态水的危害性极大，在管道投入运行之前，必须进行除水、干燥处理，使管道内空气露点达到规定的要求。从以往经验来看，新建输气管道普遍存在气质差的问题，主要原因是管道内积水进入天然气中造成的，这给业主造成很大的经济损失和影响。因此输气管道在投产前必须进行干燥。

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5.2 管道除水技术

管道除水，是指在水压试验后，在干燥前清管，尽量除去管道中的游离水。除水应达到的要求是，除个别的低洼段外，管内大部分水已被除掉，只在管壁上遗留一层薄薄的水膜。根据国外的经验水膜的厚度一般在0.05~0.15mm之间，除水效果好的话，甚至能达到0.01mm管道内壁越光滑，清管器的密封性能越好，水膜的厚度就越小。

除水可用清管列车（pig train）一次完成，也可多次发送扫线清管器分步完成，采用哪种形式要视管道具体情况而定。对于距离较长的海底管道，国外一般情况下采用清管列车将试压用水排出管道，用干空气、氮气、天然气、等干燥介质推动清管列车前进，吹扫干燥随之进行（真空干燥法除外）。对于分段干燥的陆上管道，由于每段长度在100km左右，因此，一般采用多次单独发送扫线清管器（即接收到一个后再发下一个）的方式除水。

5.2.1 除水清管列车

除水清管列车主要有两种，以清管器和干空气段塞组成的清管列车和含有凝胶、甲醇段塞的清管列车。

1）以清管器和干空气段塞组成的清管列车

英国--欧洲内联海底天然气管道管径为1106mm，全长为235km，涂敷有内涂层，水压试验后采用清管列车除水该列车共有8个清管器，其中5个是高密封的双向清管器，3个是测径清管器.排列顺序是，第1个是带刷子的双向扫线清管器，随后3个测径清管器，接下来是4个装有磁铁的双向扫线清管器。前3个段塞是水，其中第一个是城市用水，另外两个是去离子水，各长480m，其余段塞是露点为-20℃的空气。清管列车由露点为-20℃的干空气推动前进。水段塞的作用与干燥前的除水无关，真正起除水作用的是后面的几个清管器和干空气段塞。前面第一个清管器将大量的试压水排出管道后面的4个带有磁铁的扫线清管器在依次刮扫管道往前推水的同时，利用磁性将铁渣类杂质吸走。这样，每个清管器过后，管壁上残留的游离水越来越少。由前往后分别长3.5km，1km，1km和1km的4个露点为-20℃的干空气段塞也有很强的吸水能力。使管带上的水进一步减少。洁管列车经过后，管内遗留的水被推成了薄的水膜，推动洁管列车的干空气带走更多的水，使水膜进一步减薄。控制洁管列车的速度对能否取得好的除

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水效果非常重要。内联管道洁管列车前进的速度控制在0. 5 m/s以下。在洁管列车通过后.先用氮气置换管内的干空气，再实施真空干燥完成投产。

2）含有凝胶、甲醇段塞的洁管列车

Zeepipc海底管道的管径为1 016 mm。全长814 km，涂敷有内涂层。管道中问未设置提取洁管器的竖井，要求清管除水和干燥一次性完成。由于Zeepipc管道的容积过人，不宜采用真空或空气干燥力一法，最后决定在水压试验后采用凝胶和甲醇段塞洁管列车除水。用干天然气推动洁管列车前进并扫线干燥。

该清管列车共有10个清管器，由9个段塞隔开。段塞从前到后的序列为。两个水基凝胶段塞，5个甲醇段塞（每个段塞含400m³甲醇），两个甲醇凝胶段塞。清管列车前进的速度通过排水速度进行控制，以6.0MPa的压力驱动清管列车，行进到管道1/3处时切断气源，清管列车靠膨胀作用继续向前推进，最后以2.3MPa的压力到达终点。清管列车的前进速度控制在0.6m/s左右。

为了评估除水清管列车的性能和预测其到达的情况，对清管器的间隔进行了持续跟踪监测，结果没有观测到气体窜漏到清管列车内的迹象。检验甲醇含水量的结果表明，甲醇段塞的含水量逐渐下降，末尾段塞的含水量低于1%最后的甲醇凝胶段塞中也不含气。这证明密封性能好的清管器加上高粘性液体能够有效地阻止气体向前窜漏。

5.2.2 分多次单发扫线清管器除水

在陆上管道分段干燥时一般采用分多次发送扫线清管器的方法除水。由于环境条件的约束，海底管道难以实现分段试压、除水和干燥。在海底管道中，清管器需要在较长的管道中一次运行到底，需要很长的时间，如果采用分次发送清管器的方法，在下一个清管器进入管道前，前一个清管器摊开的水膜就可能由于重力的作用又回落到管道底，部并向低洼段聚集。分段后的陆上输气管道由于距离较短，单个清管器的运行速度可以快一些（一般为1.3~2.8m/s），因此可采用多次单发清管器的方法除水。在陆上管道除水时，可使用皮碗式清管器、直板式清管器以及涂有聚氨酯外皮的泡沫清管器等各种类型和材质的清管器。

5.3 管道干燥技术

目前，应用于管道干燥的方法，大致主要有三种，即：干燥剂干燥法、真空干燥法、干空气干燥法。

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5.3.1 干燥剂干燥法

干燥剂干燥法一般用甲醇、乙二醇或三甘醇作为干燥剂，干燥剂和水可以任意比例互溶，所形成的溶液中水的蒸汽压大大降低，从而达到干燥的目的。残留在管道中的干燥剂同时又是水合物抑制剂，能抑制水合物的形成。在实际应用过程中，由于乙二醇或三甘醇的价格费用较高，故一般选用甲醇作为干燥剂。

5.3.2 真空干燥法

真空干燥法主是在控制条件下应用真空泵通过减小管内压力而除去管内自由水的方法。其原理是创造与管内温度相应的真空压力，以使附着在管内壁上的水分沸腾汽化。水的沸点随压力的降低而降低，在压力很低的情况下水可以在很低的温度下沸腾并剧烈蒸发、汽化。真空干燥就是利用这一原理，不断地用真空泵从管道中抽气，降低管道中的压力，直至达到管壁环境温度下的饱和蒸气压，使除水后残留在管道内壁上的水沸腾而迅速蒸发。随后将水蒸气抽出管道。达到干燥的目的。

在初始抽气降压阶段中，管道压力由大气压降到管壁环境温度下水的饱和蒸气压，此时大部分空气已被抽出。如果管道存在较大的漏点，此时可以发现并修补。

在蒸发阶段中，随着压力接近饱和蒸气压，水开始大量蒸发。由于抽真空仍在继续，因此促使管内压力不断降低，水不断蒸发，使管道的压力保持在饱和蒸气压状态这，个过程将持续到所有的水蒸发完为止，残余的空气将被不断蒸发的水蒸气带出管道。

在最后的干燥阶段，管道中的水都已蒸发，随着抽真空的继续，压力开始下降。此时由于几乎所有的空气已被抽出，而且管道内壁所有的液态水已蒸发，所以可将管道中的压力看作仅仅是水的蒸气压力，可以直接计算露点。一旦达到预定值，就可以认为管道已经干燥，干燥作业可以停止。在较长的管道中，摩阻将会在这一过程中严重影响达到最终露点的速度，此时可以在抽真空条件下从不抽气的另一端通入一定量的干气（一般为氮气）进行扫线，以加快干燥速度。在这一步骤中可以进行浸透试验方法是停泵并监测压力（一般为24h），以检测管道是否存在小的渗漏点。如果管道存在渗漏点，压力将明显上升，如果水没有彻底蒸发，管道的压力也将上升。为了更准确地判断水是否全部蒸发，检测渗漏的浸

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透试验往往提前，即一达到饱和蒸气压时就开始进行试验。检漏试验结束后，真空干燥继续进行，在达到最终露点对应的蒸气压后，将浸透过程持续一段时间，如果压力没有再度上升，就表明液态水已完全蒸发。

真空干燥结束后，可从真空泵直接引入天然气完成投产。当在短期内无法将天然气引入管道时，一般先注入氮气，使其充满管道以避免发生泄漏。

5.3.3 干空气干燥法

目前在我国广泛使用的是干空气干燥法，干空气干燥法的两种施工方法：第一就是直接应用干燥空气对管道进行吹扫，第二就是用通球法对管道进行干燥。从干燥效率和效果上讲，前者不如后者；从应用范围上讲，后者适用于通径管线，而前者适用于所有管线，包括变径管线。

干空气吹扫干燥法，即将干燥空气低压吹扫进入管道，凭借低露点空气对水分的吸附能力，达到对管道进行干燥的目的。在理想状态下，管道内的水会被低露点干燥空气吸附，并被后面的干燥空气吹出管道。但是在实际中，干空气完全的将已吸附水分的湿空气吹出管道是不可能的。尽管这种干燥方法的干燥效率并不高，但是对于变径管道，无法通发清管器，如果采用干空气进行管道干燥，只能应用这种施工方法。

干空气通球干燥法，即在管道中预先放置１枚或几枚泡沫清管器，以低露点干燥空气推动清管器在管道中前进，通过清管器的隔离作用，完成干空气和湿空气的置换过程。这种干燥方法适合于长距离通径管线的管道干燥，在西气东输干线管道干燥中，也是主要的干燥施工方法。

6 液化天然气储运

6.1 LNG简介

液化天然气(liquefied natural gas)简称LNG，是以甲烷为主要组分的低温液态混合物，其体积约为气态时的1/625，液化天然气是气田开采出来的天然气，经过脱水、脱酸性气体和重烃类，然后压缩、膨胀、液化而成的低温液体。

6.1.1 LNG的主要优点

1）天然气液化后便于进行经济可靠的运输。用专门的槽车、火车或轮船将LNG运输到销售地，方便灵活，适应性强。

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2）储存效率高、占地少、投资省。

3）有利于城市燃气负荷的调节，生产过程释放出的冷量可以作冷藏、冷冻、温差发电等。

4）LNG可用作优质的车用燃料。与燃油汽车相比，具有抗爆性好、燃烧完全、排气污染少；实践证明采用LNG作为汽车燃料，具有发动机寿命长、可有效降低运行成本等优点。LNG燃点650℃，比汽油高230℃；气态时比空气轻，泄露后立即挥发飘散，不易引起自燃爆炸。

5）有利于保护环境，减少城市污染。属于国家重点扶持的新兴产业。

6.1.2 国外LNG产业状况

液化天然气是天然气资源应用的一种重要形式，自二十世纪80年代起，LNG贸易年均增长率为8%，是世界发展最快的燃料之一。2000年，世界LNG贸易增长率为10.1%，达1369.6×108m3，占国际天然气贸易总量的26%，占全球天然气消费总量的5.7%。日本LNG进口占世界进口总量的53%，达725×108m3，是世界最大的LNG进口国；印尼仍是全球最大的LNG出口国，占世界LNG出口总量26%。亚洲仍然是世界LNG最主要的进出口地区，中东和非洲的出口份额仍在不断增长。

目前，世界上共有12个国家64条生产线生产出口液化天然气，年生产能力1.26×108t。LNG主要产地分布在俄罗斯、印度尼西亚、马来西亚、澳大利亚、阿尔及利亚、文莱等地，消费国主要是日本、法国、西班牙、美国、韩国和我国台湾省等。LNG自六十年代开始应用以来，年产量平均以20%的速度持续增加，进入90年代后，由于供需基本平衡，海湾战争等因素影响，LNG每年以6～8%的速度递增，这个速度仍高于同期其它能源的增长速度。

6.1.2 国内LNG产业状况

我国拥有丰富的天然气资源，是一种潜在的重要能源，加快发展我国天然气工业，对缓解我国能源供需矛盾、优化能源结构、改善生态环境、提高人民生活质量、加快城市化建设、保持国民经济持续健康发展，都具有重要和深远的战略意义。随着“西气东输”工程的实施，天然气开发和应用的突破性发展阶段已经到来。

鉴于LNG 的清洁性能，及其在发电和民用燃料方面的巨大市场，国家有关

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部门正在积极开展LNG引进工作。国内第一个LNG接收终端建于广东深圳，目前投产的一期建设规模370×104t/a。福建也正在进行LNG接收站的筹建工作。

目前，我国国内LNG产业正处于起步阶段。国内建成投产的LNG生产装置7套，分别位于上海和中原油田等。上海LNG装置液化能力为10×104m3/d，采用混合冷剂制冷液化工艺，主要用于燃气调峰和海上气田事故应急，但不对外销售；中原油田LNG装置是我国第一套商业液化天然气生产装置，其预处理规模为30×104 m3/d，采用丙烷+乙烯+节流的阶式制冷液化工艺，日产LNG 15×104 m3，液化率为50%。由于该装置采用了成熟的制冷工艺，设备严格按照工艺技术要求选择，运行过程严格按规范操作，所以自投用以来，运行和销售状况一直良好。

6.2 LNG工业链

LNG是天然气的一种独特的储存和运输形式，它有利于天然气的远距离运输有利于边远天然气的回收、降低天然气的储存成本、有利于天然气应用中的调峰。同时，由于天然气在液化前进行了净化处理，所以它比管道输送的天然气更为洁净。液化天然气工业链是非常庞大的，主要包括天然气液化、储存、运输、接收终端、气化站等。

6.2.1 液化天然气工厂

我国从20世纪80年代末开始就进行液化天然气装置的实践。下面介绍的小型液化天然气装置的研制与开发，为我国探索天然气液化技术提供了宝贵的经验。

1）中科院低温中心等单位研制的天然气液化装置

中科院低温中心与四川省绵阳燃气集团总公司、中国石油天然气总公司勘探局、吉林油田管理局等单位联合研制了两台天然气液化设备，一台容量为0.3m3/hLNG，采用了天然气自身压力膨胀制冷循环。另一台容量为0.5m3/h LNG，采用了氮气膨胀闭式制冷循环。

2）中原天然气液化工厂

2001年，我国第一座小型生产性质的天然气液化装置在中原油田试运行成功，这标志着我国在生产液化天然气方面迈开了关键的一步。其生产的LNG通过槽车运输的方式供应给山东、江苏等省的一些城市。中原油田有较丰富的天然

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气储量，天然气远景储量为2800×10sm3，现已探明地质储量为947.57×10m3/d.这些天然气能为液化装置提供较长期稳定的气源。该液化装置生产LNG的能力为15.0×104m3/d，原料气压力为12Mpa，温度为30℃，甲烷含量93．35%～95．83%。采用丙烷和乙烯为制冷剂的级联式循环。

3）上海LNG事故调峰站

建于上海的LNG事故调峰站是我国第一座调峰型天然气液化装置，该调峰站是东海天然气供应上海城市燃气工程下游部分中的一个重要组成部分。它主要用于东海天然气中上游工程因不可抗拒的因素(如台风等)停产、输气管线事故或冬季调峰时向管网提供可靠的天然气供应，确保安全供气。该LNG事故调峰站的流程由法国索菲燃气公司设计开发的整体结合式级联型液化流程(Integral

Incorporated Cascade).简称为CII液化流程。

4）新疆液化天然气工程

新疆液化天然气项目一期工程投资15.8亿元人民币，于2003年12月投产，通过公路把液化天然气运输到全国能源紧缺的地区，对国家“西气东输”主干管网以外的广阔市场供气。市场目标主要有如下三个：(1)闽东南地区，即从福州至厦门沿铁路的14个城市； (2)以江西景德镇为中心辐射湖南、湖北等华中地区；(3)华北及新疆天山北坡经济带一些地区。LNG工厂的气源来自吐哈油田。首期生产能力为150×104m3/d天然气，是我国目前最大的液化天然气生产基地LNG设计年周转量456kt；设计LNG储罐容量为3×104m3，可储存液化装置正常生产10天的LNG量。目前，广汇LNG二期工程也已启动，预计到2008年6月四期工程完成以后，天然气的液化处理能力整体规模将达到1200万m3/d以上，年供气能力将达40亿m以上。整个LNG工厂由五大部分组成，即净化部分、液化部分、LNG储罐部分、LNG外输部分和火炬放空部分。图5为液化工艺流程示意图，流程中采用的是混合制冷剂循环。

6.2.2 液化天然气接收终端

中国已规划在珠江三角洲、长江三角洲和福建等地进口LNG。深圳将建第一个LNG接受终端，一期工程2005年投产，每年进口LNG 300万吨。供气范围包括深圳、东l莞、广州和佛山市以及中国香港部分用户。二期工程2008 1年投产，每年进口的LNG增加到500万吨。广东省已开始1建造6座天然气发

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电厂，现有的燃油电厂将转变为天然气电厂。投资85亿美元的惠州LNG电厂是广东LNG一体化项目的重要配套项目，设计总装机容量200万kW，建成投产后将为惠州市及中海油一壳牌南海石化项目提供电力保障。澳大利亚LNG公司已与广东省签署液化天然气供货合同总金200亿～250亿澳元，从2005～2006年度开始，每年向中国供应液化天然气300万吨，为期25年。福建LNG接收站填海工程已于去年8月在福建省莆田市秀屿港动工，总规模为500万t/a。其中，一期工程投资超过220亿元，其中接收站项目投资约60亿元，包括接收站及输气干线、三个燃气电厂和福州、莆田、泉州、厦门、漳州5城市燃气项目，年接收能力为260万吨LNG，计划2007年4月投运。上海LNG接收站项目目前进入实质性阶段。项目按年接收600万吨设计，分两期建设，工程内容包括LNG接收站、LNG专用船码头和海底输气干线。一期计划于2008年6月建成投产，届时可年接收处理300万吨LNG，形成年供应上海40亿m，天然气的能力。广东第二个LNG接收站拟选址珠海市，并首选高栏港的平排山为站址。接收站主要为珠江三角洲西岸的部分电厂和城市工业与民用提供可靠的燃料，设计首期接卸量为300万t/a，最终接卸量为900万t/a。预计2008年建成投产的浙江宁波LNG接收站项目已取得实质进展，项目由接收站、码头、输气干线及液化天然气电厂组成。其中，一期建设规模300万t/a，二期扩建到600万t/a，一期工程总投资约43亿元人民币，其中包括建设一座停靠8到16．5万m。液化天然气运输船单泊位接卸码头。即将在山东青岛建设LNG接收终端项目，处理能力为300万t/a。

6.2.3 液化天然气运输槽车和罐式集装箱

目前，我国LNG从生产地运往使用地是用槽车或罐式集装箱方式运输的，已有四川、江苏和河北的制造商在试制、生产，并投入运行。

1）LNG运输槽车

运输槽车一次可装运27m3或40 m3LNG产品。考虑到LNG等介质的低温特性，采用真空纤维绝热技术对槽车进行绝热，贮槽内筒及管道材料选用0Crl8Ni9奥氏体不锈钢，外筒选用16MnR低合金钢钢板。内外筒支承选用耐低温的，且绝热性能较好的环氧玻璃钢。槽车包括进排液系统、进排汽系统、自增压系统、吹扫置换系统、仪控系统、紧急截断阀与气控系统、安全系统、抽空系统、测满

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分析取样系统。针对 LNG的易燃易爆特点，设计已采取了以下安全措施：紧急截断控制措施、易熔塞、阻火器、吹扫置换系统、导静电接地及灭火装置。

2）罐式集装箱

罐式集装箱一次可装运 17.5 m3 、40 m3 或 43.9 m3 LNG产品。采用高真空多层绝热，绝热性能好，无损贮存时间长，自重轻。罐式集装箱运输灵活机动，可公路、水路、铁路联运，也可直接作为贮存容器。

3）液化天然气运输船

LNG船是国际公认的高技术、高难度、高附加值的“三高”产品，是一种“海上超级冷冻”被喻为世界造船“皇冠上的明珠”，目前只有美国、日本、韩国和欧洲的少数几个国家的13家船厂能够建造。LNG船主要有独立球型(MOSS)和薄膜型两种。薄膜型LNG船是法国GTT公司的技术，在船型性能方面要优于MOSS型LNG船。由沪东中华造船公司承建，价值达4亿美元的两艘 LNG船已在上海开工建造，这标志着中国的造船工业在技术上进入了一个新的领域。该船舱容量14．72万m3，船长292m，宽43.35m，为GTTNO.96型。低温内壁直接由双层外壳直撑，内壁由两层材料相同的膜和两个独立的绝热层组成，之间有珍珠岩绝热材料。内壁材料为0.7ram的不胀钢(36%Ni合金钢)。

7 海底输油管道

海底输油管道是海上油田开发生产系统的主要组成部分。它是连续地输送大量油最快捷、最安全和经济可靠的运输方式。通过海底管道能把海上油田的生产集输和储运系统联系起来，也使海上油田和陆上石油工业系统联系起来。近几十年来，随着海上油田的不断开发，海底输油管道实际上已经成为广泛应用于海洋石油工业的一种有效运输手段。

海底管道的优点是可以连续输送，几乎不受环境条件的影响，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。故输油效率高，运油能力大。另外海底管道铺设工期短，投产快，管理方便和操作费用低。它的缺点是：管道处于海底，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。我国海域已经

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发生多起渔船的打鱼网破坏海底管道的事故。海底管道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等，从结构上看可划分为双重保温管道和单层管道。海底管道，如图7.1所示。

图7.1 海底管道

7.1 海底管道现状

据资料介绍，经过几十年的不断建设，美国墨西哥湾已经建成长达约37000km的海底管道，将该海域3800多座大小平台和沿岸的油气处理设施连成一张四通八达的海底管网，为经济有效地开发墨西哥湾的石油资源，发挥了巨大作用。这些管道直径由51mm到1321mm之间。铺设在几米到数百米深的海底。在欧洲的北海，近30多年来，由于许多大型天然气田的发现和开发，使远距离输送并销售天然气至西欧各国的海底管道建设发展迅速，现已建成上万公里的国际输气管网。

我国海洋石油经过近20年的开发，据统计到目前为止，已经建成的海底管道约2000km，其中渤海8个油（气）田建成的海底管道累计约186km。南海13个油（气）田铺设的海底管道累计超过1000km，其中从海南岛近海某气田至香港的一条直径711mm的海底输气管道长达800km左右，是我国目前最长的一条

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海底管道。另外，东海某气田到上海附近铺设的一条输油、一条输气海底管道共751km，也于1999年投入运行。

7.2 海底管道多相混输技术

随着油气田勘探开发向海洋、沙漠、极地等自然环境恶劣地区的发展，多相流技术得到越来越广泛的应用，多相混输技术成为油气储运领域的研究热点。

7.2.1 多相混输的相关研究

1）流型与流型识别

多相流的流型直接影响其流动的压降规律和温降规律，在不同倾斜程度的管道(从水平管到垂直管)中流型差异很大，且影响因素多。对于流型的识别，比较经典的方法是使用流型图，在现场应用中，通常需要对流型图进行修正。常用的流型图有贝克流型图、曼德汉流型图、SCOTT流型图等;工程研究中多利用经验数据回归，找到不同流型的转换标准，进而确定不同参数条件下的流型图。

试验是一种直接而有效的流型识别手段，包括观察法、压力测量法、射线衰减法、接触探头法、压差波动法。观察法是用肉眼或高速摄影机观察识别流型。在低流速情况下，可以直接用肉眼观察；在高流速情况下，可以借助高速摄影机进行分析识别。由于该方法观察到的视野范围小，识别结果不很精确，因此带有一定的盲目性和主观性。当流型发生变化时，压力梯度曲线的坡度降也随之发生变化，压力测量法是根据不同流型下坡度降的变化，识别流型。由于与坡度降变化相关联的流型仍然由观察法获得，因此识别结果不够精确，带有许多人为因素。射线衰减法是通过分析X射线或γ射线沿截面信号的衰减规律，根据不同流型所对应的概率密度函数的特点识别流型。由于该方法经济性很差，且需要特殊安装和运行才能确保操作人员的人身安全，因此其应用受到很大局限。接触探头法是根据不同介质的物性差异，例如导电率或对管子折射率的不同来分析管内各相的分布规律，识别流型。由于该方法要求的工作环境条件苛刻，因此难以应用于工程实际。压差波动法是利用试验段在不同流型下压力降的脉动特性来确定流型。

针对海底混输管道，应结合现场实际，选择合适的方法，确定流型变化规律。

2）压降规律

海底管道多相流的流动压降包括3部分，即管道高程差、摩阻损失和相间滑

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脱损失。采用双流体模型和均相流模型可以得到相对满意的压降计算结果，但对于冲击流等复杂流型，该问题尚未得到很好的解决。目前，用于油气混输管道的压降模型很多，研究表明，Dubler和Beggs-brill 模型的计算结果相对较好。

周晓红研究了混输压降的影响因素，以黑油模型和PIPEFLOW计算软件为基础，分析了压降模型、管道启输温度、气体流量对混输压降计算结果的影响，指出不同压降模型的计算结果差别很大。较高的启输温度可以降低高粘原油管道中的介质粘度，但同时会增加海洋平台的热力消耗和设施的建设维护费用，因此，原油的起始温度应设计适当;低粘原油管道应在满足末端温度的条件下尽可能降低启输温度，因为温度越高，气体所占体积越大，流速增大导致的压降损失越大。原油中溶入一定量的气体，有降粘减阻的作用，但是，无论高粘原油管道还是低粘原油管道，都存在某一最佳气液比，此时压降损失最小，即最小压降气液比。

在海底混输管道的设计中，应注重不同模型的建立基础和适用性，结合历史工程的反馈信息，选择适当的模型；同时根据工程实际，对启输温度、气体流量等进行合理设计。

3）温降规律

在多相流流动的温降规律方面，针对埋地集输管道开展了大量研究，其中多为基于苏霍夫公式，在稳态传热的基础上开展的工作。周晓红指出，低输量下的高粘原油管道，总传热系数的变化对原油温降的影响显著，因而需要对粘温特性敏感的高粘原油管道采用有效的保温措施;对于低粘原油管道，总传热系数的变化对原油温降和粘度的影响均很小。

目前，尚未获得多相流流动的温降规律，特别是海底混输管道的温降规律。一般认为，混输距离越长，温降越显著，影响温降的因素也越复杂。温降规律中值得研究的有管流及环境温度场，沿程温度变化等多方面，温降规律与管道总传热系数及其他热物性参数有关。

4）模拟计算

瞬态模拟以连续性方程、动量方程和能量方程为基础，采用双流体模型、漂移流模型、黑油模型或组合模型。瞬态模拟能够解决很多问题，例如段塞预测、段塞释放以及液塞和清管器的跟踪等。

双流体模型和漂移流模型的能量方程都是按照多相流综合考虑的。虽然动量方程都是对油、水、气相单独列出的连续性方程，但漂移流模型考虑了各相间的滑移，列出的是混合相的动量方程;而双流体模型则是各相分开考虑，列出的是

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单一相的动量方程。

目前， 稳态模拟软件主要有PIPEPHASE、PIPESIM和PIPEFLOW， 瞬态模拟软件主要有OLGA和TRAFLOW。利用OLGA 软件和PIPEFLOW软件进行多相流混输管道压降预测等的计算结果与现场实测值吻合较好。OLGA软件主要基于双流体模型，辅以漂移流模型，多相综合考虑。OLGA软件利用的数值方法是有限体积法，能够进行水力和热力计算，但具体采用何种计算程序和数据修正方法尚不可知，有待于深入调研和分析。

受计算机运行功能的限制，关于多相流管道计算模拟的范围很有限，虽然可以进行设备内的流场分析，但尚无法进行整条长距离多相流混合输送管道的模拟。

7.2.2 多相混输技术研究的发展方向

随着国际石油公司之间的市场竞争越来越激烈，海洋油田、沙漠油田以及已建油田的外围边远区块已成为今后石油勘探开发的重点地区，多相混输技术仍将被视为降低这类油田油气生产成本极具吸引力的一项技术。可以预见，多相混输技术的应用前景广阔，相关技术的研究也仍将持续下去。

1）在经济效益最大化原则下，多相混输系统应包含若干单项技术，其中最核心的技术是多相混输管道的压降计算和多相增压设备的研发。多相混输工艺技术通常应用在海洋、沙漠等自然条件相对恶劣的油田，生产管理难度大，需要采用无人值守的操作管理方式，因而要求混输泵能够长期无故障运行。目前，欧美发达国家研发的多相增压设备虽然已经达到相当高的水平，但仍无法满足寿命长和故障率低的实际生产需求;我国尚无多相混输泵等设备，应通过引进、消化和自主研发，制造出与国际先进水平接近的国产化多相混输泵系列产品，以取代昂贵的进口产品。

2）温降规律是研究多相流流动规律的基础。由于海底混输管道所处的散热环境比较复杂，因此管输介质的温度值很难确定，现场技术人员往往忽视温度值的获取或单凭经验判断温度值。到目前为止，尚无系统研究海底混输管道稳态抑或瞬态温降规律的报道。要获得准确的热物性参数，就需要准确的温度值和传热规律，为此，开展海底混输管道介质温降规律研究十分必要。特别是建立较准确的物理模型，以期利用数值方法求得数值解，是一个重要的研究方向。

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3）多相混输管道的压降计算属于国际性难题，特别是油气水三相流动和长距离起伏管道的多相流动，预测其管流压降尤其困难。尽管国内外已经推出若干种计算方法，并有几个商品化计算软件应用于工程实际，但这些软件大都只在一定条件下适用，不具有普遍适用性。

4）在海底混输管道的工程实际中，经常会遇到类似段塞流、水合物等技术难题，且迄今没有较好的解决办法。应继续以扎实的理论研究为基础，深入剖析海底混输管道的工艺特性和输送介质的流动特点，力争取得实质性突破。

5）与单相流动相比，气液多相流的流动特性要复杂得多，至今还不能从根本上对其准确预测。陆地油田中已建的短距离多相混输管道，已经使设计者获得了丰富的多相混输管道的实践经验，凭借这些经验可以设计出较符合生产实际的短距离混输管道。但是，多相混输技术领域面临的真正挑战来自于长距离输送，因为多相管流特性难以准确预测等若干复杂的技术问题与高昂的投资风险交织在一起，且没有经验可循。

多相混输技术在我国具有广阔的市场应用前景，制约多相混输技术应用的主要因素体现在技术本身的不完善和适用程度。我国石油工业迫切需要一整套完善的、适用性强的长距离多相混输技术，以提高海洋油田、滩海油田、沙漠油田和边远外围油田开发的经济效益，从而为石油工业实施低成本战略提供技术支持。

7.3 海底管道铺设技术

一般地，海底管道可以分为：从海底卫星井到管汇之间的油气输送管道，从海底管汇到生产平台之间的油气输送管道，生产平台之间的油气内输送管道，从生产平台到陆上的油气外输送管道，通过海底注水管汇，从生产平台到注水井之间的水或其它化学物质的输送管道。结合国内外的铺管实际工程经验，对于海底管道的铺设方法主要有：拖曳式铺管法、卷管式铺管法、J型铺管法和S型铺管法。

7.3.1 拖曳式铺管法

拖曳式铺管法包括以下几种方法：水面拖行、水面下拖行、近底拖行和海底拖行。所有拖曳方法的管道组装都是一样的，可以在陆上组装场或在浅水避风水域中的铺管船上完成；在管道组装完成之后，就可以进行拖行铺设。

1）水面拖行，采用浮箱使管段漂浮在水面。水面下拖行，它利用漂浮装置

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使所铺设的管段位于波浪作用范围以下。这两种拖行方法中，水面拖行铺设管道的主要缺点是容易受到水面情况的影响、影响海上交通和需要考虑管子的沉放等。

2）近底拖行，是近水面拖行技术的一种改进，也需要一条主拖船和一条牵制拖船。浮箱按规定的间距系在管段上，每个浮箱上还需要悬挂一段铁链。在拖行时，铁链升离海床，利用它的重量和浮力平衡而将管道保持在离海床预定的设计高度处。这种铺设方式通过设计铁链的长度来保证拖行时提供给管段的稳定力，通过牵制张力的大小控制附加高度使管段提升。这种铺设方法的主要优点是拖行的动力要求较低，减少了坏天气的不利影响。

3）海底拖行，是利用拖船的牵引力直接在海床拖行管段至指定位置。拖行路线在底拖法中占有十分重要的位置，它影响到按摩损条件所作的涂层设计、拖行期内的稳定性、拖船的大小以及所拖管道的最佳长度。这种方法不需要牵制拖船，受天气的影响是最小的；但是底拖法对拖船的马力要求较高，管道的涂装层有损坏的危险，管道有可能在海底被障碍物绊住。

7.3.2 卷管式铺管法

卷管式铺管法是20世纪开始发展起来的一种新型的铺管法，这种铺管法是将管道在陆地预制场上接长，然后卷在专用滚筒上，送到海上进行铺设施工的方法。该方法的优点是99.5％的焊接工作可以在陆地完成，海上铺设时间短，成本低，每段管道可连续铺设，作业风险小。每个专用的卷管滚筒都和特定的铺管船一起搭配使用，普通卷管的管径可以从2英寸到12英寸不等，单层管的最大铺设管径可以达到16英寸，最大作业水深可以达到1800m。这种铺管法需要的主要设备包括：陆地接长预制场地、卷管滚筒、管道矫直器、铺管船和其他常规施工机具设备等。

目前，卷管式铺管船可以分为水平式和垂直式两种。水平式卷管铺管船，其转动轴垂直于铺管船甲板，采用S型铺设，适用于浅水或中等水深作业；而垂直式卷管铺管船，其转动轴与铺管船甲板保持水平，采用J型铺设，适用于中等水深或深水作业。

7.3.3 J型铺管法

J型铺管法，是从20世纪80年代以来为了适应铺管水深的不断增加而发展

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起来的，是目前最适于深海进行管道铺设的方法，该方法用于刚性的管道时效果最佳。由于铺设过程中管道几乎是垂直进入水中，管道形状呈现大J型而得名J型铺管法。该方法在铺设过程中借助于调节托管架的倾角和管道承受的张力来改善管道的受力状态，达到安全作业的目的。到目前为止，J型铺设法主要有两种形式，一种是钻井船J型铺设法，还有一种是带斜型滑道的J型铺管法。J型铺管法主要应用于深海区域的管道铺设，目前已经得到了广泛应用。

J型铺管设备主要由以下部分组成：(1) 管道连接站--用来将提升的管段的最下端连接到前一次释放的管段的最上端；(2) 管道支撑装置--竖立的铺管塔，该塔位于管道连接站的上方，它将提升后的管段维持在满足铺设路径的一定的角度，其中管段的最下端对准着管道连接站；(3) 静态夹具--用来夹住前一次释放管段最上端的夹子，同样夹住使管段对准管道连接站；(4) 管道释放装置--用来在静态夹具松开时可控地释放上述提升的管段。

7.3.4 S型铺管法

S型铺管法，是目前铺设海底管道最为常用的方法。由于是在一个水平线上作业，不仅安全稳定而且效率高。这种铺管法一般需要安排一艘或者多艘起重抛锚拖轮来支持铺管作业。在开始作业前，需要将一个锚定位在海床上，然后将锚缆引过托管架并系到第一根管子的端部。管道在托管架的支撑下，自然地弯曲成S型曲线，通常被划分为三个部分：(1) 上弯段：张力器到管线与托管架分离点之间，即被托管架托起的管线部分；(2) 下弯段：管线与托管架分离点到与海底接触点之间悬起的部分；(3) 边缘段：托管架倒数第三个滑轮到管线拐点间的受力复杂的部分。另外，也有的将其分成两个区域，即拱弯区和垂弯区。拱弯区一般是从驳船甲板上的张紧装置开始，沿托管架向下延伸到管道开始脱离托管架支撑的抬升点为止的一段区域 (抬升点一般就是管道弯曲状态时的拐点)；垂弯区是从拐点到海床着地点的一段区域。管道在垂弯区的曲率通过沿生产线放置的张紧器产生后拖力来控制，管道在拱弯区的曲率和弯曲应力则一般依靠合适的滑道支撑和托管架的曲率来控制。

传统的S型铺管法的特点是管道的弯曲程度小，整条管道变形都在弹性范围之内，弯曲应变一般小于屈服极限的应变，这样就可以避免弯曲破坏和过大的残余变形。因此，管道在水中一般与水平方向的夹角不大，铺设的深度也不大。当

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S型铺管法的铺设深度达到600m以上，技术上就会遇到很多挑战，即拱弯段要求更大的转角，垂弯段要求避免压力带来的失稳。目前大多用加长托管架的长度来满足拱弯段的转角要求，用施加轴向拉力的方法来避免垂弯段失稳。

在传统S型铺管法中，过长的托管架和过大的水平推进力使其在深海领域遇到技术上的瓶颈。为此，新型S型铺管法应运而生，大大缩短了托管架的长度，而且也降低了铺管船的水平推进力要求。新型S型铺管法的出现，为S型铺管法应用于深海开辟了开阔的前景。

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