三塘湖原油管道大落差工艺设计
三塘湖原油外输管道大落差工艺设计摘要在三塘湖原油外输管道的设计中，考虑高点与末点2062m的高差，采取了设置减压站和变径管的工艺设计减少末站动静压，降低管材承压等级，既保证了管道运行安全，又节约了钢材用量，同时充分利用了高点位能，从高点至末站86.9km未设增压站，同时变径还减少了散热损失并将更多的位能转换为摩擦热，减少了加热炉的负荷，输油管道系统更经济环保和节能。
关键词管道工艺设计大落差减压站变径
1 概况
三塘湖油田盆地石油总资源量5.7亿吨，可探明石油地质储量2.5亿吨。
原油汽车运输距离约490km，全程运费为254.8元/t；管道输送至西部管道的距离约205km，全线管输费约为132.8元/t。
由于汽车拉运油气损耗大，并受自然条件制约，管理难度较大，安全可靠性差。
由此造成原油生产成本上升，严重制约了油田的持续发展。
采用管道输送原油方式，能够大幅度降低原油生产成本和输油损耗，有利于环境保护。
因此，经中国石油天然气股份有限公司批准建设100×104t/a规模的三塘湖原油外输管道工程。
管道总体呈南北走向，起始于巴里坤自治县，经伊吾县至哈密市西部原油管道四堡泵站。
线路沿途穿越三塘湖盆地、巴-伊盆地、哈密盆地，两次翻越天山，高点1位于管线里程57.2km处的北天山，高程2764m；中间为盆地，盆地最低点里程68.4km，高程1998m，高点2在翻越南天山118.1km处，高程2767m，末点高程为706m，详见线路纵断面示意图1。
图1 管线纵断面示意图
管线所经过的地区主要为盆地和山地。
盆地地表层以砾质戈壁为主，表层覆盖碎屑物质，成分以全风化～强风化的基岩碎块为主。
山地，地势变化较大，地表多为洪冲积块石或泥石流携带物，成分以中等风化基岩碎块为主。
输油管道线路全长205km，管线采用D273、D219 二种管径规格，材质L390，全线采用光纤通信方式和SCADA系统进行仪表自控，输油生产调度中心设在哈密石油基地。
管道设
计输量100×104t/a，最小启输量为59×104t/a，最大输量为113×104t/a。
全线设有9座工艺站场，分别为牛圈湖首站（热泵站）、1＃泵站、2＃泵站、3＃热站、4＃减压站、哈密末站，2个RTU高点检测，1个RTU截断阀室。
由于站场多，天山地形复杂，气候恶劣，洪水频发，受条件限制站场位置调整的空间小，站场布置见表1。
表1 站场设置
2输油工艺研究
2.1原油物性
原油物性数据见表2。
表2 原油性质参数表
2.2相关计算参数
管道任务输量100×104t/a，管道计算年工作天数350天。
管线采用40mm聚氨酯泡沫塑料保温层，传热系数按油气集输设计规范（GB50350-2005）稍湿土壤选取，D273.1、D219.1管线总传热系数分别取0.89、0.95w/（m2.℃），其中南天山部分管段会经过积水地区，传热系数根据实际情况局部调整为1.1、1.15 w/（m2.℃）。
管道埋深处地温根据通过的不同地段根据气候条件分别取值，见表3。
表3 管线不同埋深地温取值表
2.3管径方案比选
不同管径方案的水力计算结果见表4。
表4 水力计算结果
从表4的水力计算结果可以看出，管道采用前段管径D273.1，后段变径为D219.1的方案，沿程水力损失适中，与全线D273.1相比下坡段既能利用高点位能不用再设置增压站，同时能降低末站进站压力，还能降低4#减压站到末站的热损失，更好的利用摩擦热，显著降低加热炉负荷，更环保节能。
选择在4#站变径目的是可以将清管站与减压站合建，避免操作人员在天山恶劣的自然环境下进行清管操作。
若全线采用D219，则摩阻显著增加，需要将3#热站建成热泵站，同时首站、1#泵站输油主泵扬程超过1100m，要求的管线承压能力更高，见规模输量下的水力坡降示意图1。
推荐的变径方案能减少泵站数，节约投资，运行的稳定性和安全性更高，规模输量下的水力坡降示意图见图2。
图1 全线D219水力坡降示意图
图2 D273变径D219水力坡降示意图
2.4推荐管径的站场设置方案
三塘湖原油外输管道所经地区气候恶劣，冬季最低气温达零下30多度，冻土层最大到250cm。
所经地区地形复杂多变，包括戈壁，山地，草原，河流，沼泽等；地形起伏巨大，全线有两处大落差，首站与1#高点高程差达2076m，2#高点与末点落差达2062m。
受以上条件制约，在站场设置中必须考虑几种站场，即泵站、热站、减压站、清管站。
在布站中遵循下述原则进行：（1）泵站的布置主要考虑上坡段高差和沿程摩阻（2）热站主要考虑距离（3）减压站主要考虑下坡段高程及地形（4）清管站主要考虑管径变化和清管距离（5）尽量将不同功能的站场合建，减少站场数量。
按照以上原则站场布置方案见表5、表6
表5 线路站场设置方案一
表6 线路站场设置方案二
注：在两个站场布置方案中牛圈湖首站均为热泵站
上述表中的站场布置中可以看出，站场位置及数量均一致，只有3#站功能不同；站场设置明显偏密，这主要是受地形地势限制决定的。
具体理由有（1）三塘湖原油外输管道的牛圈湖首站需和三塘湖油田的牛圈湖联合站合建以利用联合站内已建设施。
（2）受高差限制，首站到高点在设置三个泵站的情况下规模输量时泵扬程已经达到或接近1000m，若减少泵站设置，则泵扬程及管道设计压力均有明显上升，影响管道的经济性运行的安全性，同时受地形限制，2#泵站附近没有合适的建站场地，可挪动范围小。
（3）3#站主要是受热站距离限制，达到热站之间的最小启输量平衡。
（4）4#减压站设置主要是降低末站的压力，节约钢材用量，而4#减压站从工艺上减少进站压力特别是水击时进站压力考虑，4#站高程应该再略微上移，但是受地形限制，4#减压站上移无合适的建站位置，若上移需要的工程量大且易受洪水破坏。
（5）3#RTU阀室设置的主要目的是防止管道泄露时在静压的作用下发生大量的漏油，因此它的设置主要按管道容量分，及按站间里程设置。
通过将3#热泵站改成热站，实行更好的利用了高点位能，
2.5推荐方案的最小启输量计算
三塘湖油田部分区块的原油初馏点为常压下63℃。
经输油工艺计算全线运行压力最低为0.2MPa，根据压力对初馏点的影响，在0.2MPa下计算初馏点为75℃，各站的出站温度按照不高于70℃考虑。
各中间站的原油进站温度均高于牛圈湖（J2X）原油的凝点3～5℃以上，考虑原油凝固点试验时正、负2℃的误差值，进站温度不低于12℃。
根据以上条件，经计算在首站、3#热站出站温度为 70℃时，管道最小输油量为59×104t/a。
管道最小输量下的水力、热力坡降线见图3和图4。
图3 最小启输量下的水力坡降图
图4 最小启输量下的轴向温降图
2.3.3推荐方案的安全停输时间的计算
管线经过的天山山区在冬季时气候寒冷，积雪覆盖，维抢修人员到达事故地点的道路不易行走，为防止出现凝管恶性事故，计算安全停输时间，可以为维抢修的人员和设备的准备提供依据，计算结果见表5。
表7 安全停输时间计算结果表
由以上计算结果可以看出，安全停输时间最短处为冬季最小输量运行时3#热站进口段管道，计算的安全停输时间为28.7h。
3 结束语
在大落差管道的工艺设计中，需要解决主要是降低由于高差产生的巨大静水压力和更好的利用高点位能达到经济输油的目的。
在三塘湖的设计中通过设置减压站、采用变径管和压力越站的工艺措施成功的解决了上述问题，并且通过对最小启输量和安全停输时间的计算对管道的安全运行和管理提供了数据参考和技术保证。
大落差重力输水在供水工程中的应用
大落差重力输水在供水工程中的应用大落差重力流管道输水技术具有省电、节能、投资省、成本低、运行管理简单、方便等优点。
本文介绍了有压重力输水管道设计中水力计算，管线布置，减压消能，压力水锤防护措施，排气阀的设置及注意事项，为具备重力供水条件的工程提供参考。
标签：大落差；重力输水；供水工程；应用油田供水工程为大落差、长距离的重力流管道输水工程，为大落差、长距离的重力流输水管道工程积累了经验，通过大落差重力输水在昆北油田供水工程中的应用。
一、工程概况油田位于地面海拔在3000～3200m，水源地地貌為沙丘和草地，海拔高度在3448.89米。
工程主要为供该油田生活用水和油田注水。
供水管线线路总长度为29.67km，其中水源地距接转站14.82km，采用供水管线管径为：DN200。
管线材质定为Q235螺旋焊缝钢管，管线规格为D219×6。
二、水压线计算方法根据相关规范及工程经验，水压线计算自控制点起，逐段计算至起点。
控制点的水压根据使用要求已定，起点水压通过计算方可确定，这就是通常所说的“自下游向上游的水压计算方法”。
这种计算方法为输水管道设计规定了一个不容易出错、不容易走入误区的计算方法。
但是，目前的一些重力流管道设计没有严格执行这个计算方法。
相反的采用一种在水泵压力供水中工程，设计人员经常采用的并经工程设计检验为正确的“自上游向下游的计算方法”。
在重力流管道设计中，当采用自上游向下游计算方法，调整管径使得上游起点和下游终点的水头损失相等或略小于地形高差，这种计算结果与“自下游向上游的水压计算方法”得出的结果是一样的，不会出现问题。
但是，当存在大管径小流量运行状态时，即水头损失小于地形高差时，就要看重力输水管道的流量调节方式。
重力输水管道流量调节方式分为上游和下游两种方式。
如果采用上游调节流量的方式，还采用这种计算方法，就会出现计算谬误。
因为流量小于设计流量，管道中就会出现无压流，却用压力管道流的公式计算，就会得到接近落差的压力水头的错误结果。
三塘湖盆地致密油水平井增能压裂力学机理
断块油气田FAULT-BLOCK OIL&GAS FIELD第28卷第1期2021年1月doi:10.6056/dkyqt202101010三塘湖盆地致密油水平井增能压裂力学机理郭建设#，2,周福建D,胡晓玲“,刘雄飞D,王博D"1.东北石油大学石油工程学院，黑龙江大庆163318；2•中国石油吐哈油田分公司，新疆哈密838202；3.中国石油大学(北京)非常规油气科学研究院，北京102249；4.中国石油西部钻探工程有限公司地质研究院，新疆克拉玛依834000)基金项目：国家科技重大专项课题“低渗油气藏钻井液完井液及储层保护技术"(2016ZX05021-004)摘要重复压裂是三塘湖盆地油藏提高产能和采收率的必备手段&文中通过基于黏聚层单元的有限元数值模拟、室内岩石力学实验、j发射监测和岩石力学屈服破坏准则理论等手段，系统研究了该区块重复压裂改造中的增能力学机理&研究结果表明：增能压裂的核心是提升全局范围内地层孔隙压力，而暂堵转向是局部范围提升已有裂缝内的净压力，二者配合使用，使整体压力和局部净压力提升，在较大范围内激活天然裂缝系统&增能压裂的应力应变曲线特征、j发射特征呈现多次起伏波动和多次破裂特征，破裂压力相对较低&增能压裂裂缝扩展参数与地层孔隙压力提升比例、岩石力学参数及水岩相互作用时间等因素密切相关，其孔隙压力增加存在某一最优化值&关键词致密油；水平井；重复压裂；增能；力学机理中图分类号：TE357.1文献标志码：AMechanical mechanism of horizontal well energized fracturing of tight oil inSantanghu BasinGUO Jianshe1-2,ZHOU Fujian3,HU Xiaoling4,LIU Xiongfei3,WANG Bo C(l.Northeast Petroleum University,Daqing16331&China;2.Tuha Oilfield Company,PetroChina,Hami838202,China;C.Unconventional Petroleum Research Institute,China University of Petroleum,Beijing102249,China;4.Geological ResearchInstitute of CNPC Xibu Drilling Engineering Company Limited,Karamay834000,China) Abstract：The refracturing stimulation is the necessary means to improve the reservoir productivity and recovery in Santanghu basin.In this paper,by means of finite element numerical simulation based on cohesive zone,the rock mechanics experiment in the laboratory,acoustic emission monitoring and the related Mohr-Coulomb yield failure criterion theory,the energized mechanical mechanism in the refracturing of this area is systematically studied.The result shows that the core of energized fracturing is to increase the pore pressure of the formation in the global scope,while the temporary plugging and diverting are to locally increase the net pressure in the existing cracks.The two methods are used together to make the overall pressure and the net pressure increased, which will activate the natural fracture system in a large range.The stress-strain curve and acoustic emission characteristics of energized fracturing show multiple fluctuations and multiple rupture characteristics,and the rupture pressure is relatively low.The parameters of crack propagation in energized fracturing are closely related to those factors such as the increase ratio of formation pore pressure,rock mechanics parameters and water-rock interaction time.There is also an optimum value for pore pressure increase.Key words：tight oil;horizontal well;refracturing;energization;mechanical mechanism孔隙度为16.5%,平均渗透率为0.2%10[3!m2；天然裂缝发育密度为33条/m,方解石充填、半充填；油藏压力0引｝三塘湖盆地位于新疆维吾尔自治区的东北部，盆地内致密油区块主要集中在马朗凹陷，已发现二叠系条湖组、芦草沟组2套致密油层。
输油管道工程设计规范
1总则1. 0. 1为在输油管道工程设计中贯彻执行国家现行的有关方针政策，保证设计质量，提高设计水平，以使工程达到技术先进、经济合理、安全可靠及运行、管理、维护方便，制定本规范。
1.0.2本规范适用于陆上新建、扩建或改建的输送原油、成品油、液态液化石油气管道工程的设计。
1. 0. 3输油管道工程设计应在管道建设、营运经验和吸取国内外先进科技成果的基础上合理选择设计参数，优化设计。
1. 0. 4输油管道工程设计除应符合本规范外，尚应符合国家现行的有关强制性标准的规定。
2术语2. 0. 1输油管道工程oil pipeline project用管道输送原油、成品油及液态液化石油气的建设工程。
一般包括输油管线、输油站及辅助设施等。
2.0.2管道系统pipeline system各类型输油站、管线及输送烃类液体有关设施的统称。
2.0.3输油站oil transport station输油管道工程中各类工艺站场的统称。
2.0. 4首站initial station输油管道的起点站。
2. 0. 5末站terminal输油管道的终点站。
2. 4. 6中间站intermediate station在输油首站、末站之间设有各类站场的统称。
2. 0. 7中间热泵站intermediate heating and pumping station在输油首站、末站之间设有加热、加压设施的输油站。
2. 0. 8中间泵站intermediate pumping station在输油首站、末站之间只设有加压设施的输油站。
2.0.9中间加热站intermediate heating station在输油首站、末站之间只设有加热设施的输油站。
2. 0. 10输人站input station向管道输入油品的站。
2. 0. 11分输站off-take station在输油管道沿线，为分输油品至用户而设置的站。
2. 0. 12减压站pressure reducing station由于位差形成的管内压力大于管道设计压力或由于动压过大，超过下一站的允许进口压力而设置减压装置的站。
原油输油管道安全检查表(GB 50253-2014)
2
当管道翻越高差较大的长陡坡时，应校核管道的稳定性。
GB50253-2014第4.5.2条
3
当管道采取锚固墩（件）锚固时，管道同锚固墩（件）之间应有良好的电绝缘。
GB50253-2014第4.5.3条
七
管道标志
1
管道沿线应设置里程桩、标志桩、转角桩、阴极保护测试桩和警示牌等永久性标志，管道标志的标识、制作和安装应符合现行行业标准《管道干线标记设置技术规范》SY/T 6064的有关规定。
1输油管道在土堤中的径向覆土厚度不应小于1.0m；土堤顶宽应大于管道直径两倍且不得小于1.0m。
2土堤边坡坡度应根据当地自然条件、填土类别和土堤高度确定。对黏性士土堤，堤高小于2.0m时，土堤边坡坡度可采用1：0.75~ 1：1；堤高为2m～5m时，可采用1：1.25~ 1：1.5。
3土堤受水浸淹部分的边坡应采用1 : 2的坡度，并应根据水流情况采取保护措施。
二
线路选择
1
管道线路的选择，应根据该工程建设的目的和资源、市场分布，结合沿线城镇、交通、水利、矿产资源和环境敏感区的现状与规划，以及沿途地区的地形、地貌、地质、水文、气象、地震自然条件，通过综合分析和多方案技术经济比较确定线路总体走向。
GB50253-2014第4.1.1条
2
中间站场和大、中型穿跨越工程位置选择应符合线路总体走向；局部线路走向应根据中间站场和大、中型穿跨越位置进行调整。
GB50253-2014第4.1.4条
55
埋地输油管道同地面建（构）筑物的最小间距应符合下列规定：
1原油、成品油管道与城镇居民点或重要公共建筑的距离不应小于5m；
2原油、成品油管道临近飞机场、海（河）港码头、大中型水库和水工建（构）筑物敷设时，间距不宜小于20m；
输油管道工程设计规范
考虑环境保护和可持续发 展要求
输油管道工程设计的目标：确保输 油管道的安全、可靠、高效和经济。
设计流程：初步设计、技术设计和 施工图设计三个阶段，每个阶段都 有相应的设计内容和审查要求。
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设计的主要内容：输油管道的线路选 择、管道材料和规格、管道强度计算、 管道防腐设计、管道附属设施设计等。
设计依据：国家相关法律法规、技 术标准、工程地质勘察资料等。
PART THREE
管道材料：根据 输油介质和环境 条件选择合适的 管道材料，如碳 钢管、不锈钢管 等。
质量要求：管道 材料应符合相关 标准和规范，确 保耐压、耐腐蚀、 耐温等性能。
管道连接：采用 可靠的连接方式， 如焊接、法兰连 接等，确保管道 密封性和稳定性。
输油管道工程设计的重要性：输油管道工程设计是确保输油管道安全、稳定、高效运行的关键环节，直接关系到国家能源安 全和经济发展。合理的设计能够降低建设成本、减少运营风险、提高输油效率，为管道的长期稳定运行奠定基础。
确保输油管道的安全、稳 定和可靠性
优化输油管道的线路和布 局
遵守国家和行业相关法律 法规和标准
管道防腐：根据 实际情况选择合 适的防腐涂层和 阴极保护措施， 提高管道使用寿 命。
管道布置：根据地形、地质、水文等条件，合理规划管道走向和支架位置，确保管道安 全稳定。
管道敷设：采用直埋、架空、穿越等方式，确保管道不受外界因素干扰，同时考虑施工 和维护的便利性。
特殊情况处理：针对河流、山谷等复杂地形，采取相应的措施如跨越、穿涵等，保证管 道连续畅通。
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实际应用案例：某输油管道工程的 设计、施工与运行
三塘湖自动化系统完善与实施
三塘湖自动化系统完善与实施摘要：三塘湖采油厂隶属中国石油吐哈油田公司，包括牛圈湖、牛东、西峡沟、北小湖4个区块油田，每个区块单元之间相隔遥远、最远相距100多公里，本文针对三塘湖油田自动化的现状进行分析，制定自动化建设方案，采取“总体设计、分步实施”的原则，根据产能建设变化和采油厂发展的需要，逐步开展自动化项目建设。
本项目主要完成了以联合站为调度中心，实现了在中控画面上对全厂工艺流程数据实时采集、控制与管理；单井功图量油系统实现站外100余口油井生产状态监控；视频监控系统实现厂区及重点设备的视频监控，降低了安全风险。
关键词：自动化功图量油技术视频监控数据监控一、论文背景将自动化技术应用到生产和经营管理过程，在技术上可实现生产过程全面监控，数据采集齐全准确；在管理上可实现管理自动化、网络化、保证运行组织迅捷高效；在安全上可实现安全防范灵敏可靠，避免安全事故的发生，从而改变生产现状、提高生产效率、提升管理水平、加强安全防范，由此可见三塘湖采油厂自动化系统建设的重要性。
三塘湖采油厂管辖着牛圈湖、牛东、西峡沟、北小湖4个区块油田，牛圈湖联合站、牛东接转站、三塘湖至哈密原油外输管道及各类生产设备。
可将三塘湖采油厂的管辖范围分为站内和站外。
三塘湖采油厂的自动化现状：一是站外油井，大都分布在戈壁滩上，单井信号未采集，工况无法监测，不利于油井的管理与维护，不能及时发现并处理工况异常的油井；二是站外配水间仅有就地流量显示，无法准确调整配注量；三是站内仅有联合站一套dcs自控系统，只能满足自身需求，牛东接转站未实施自控系统；四是厂区及重点设备无视频监控。
由此可见，三塘湖采油厂自动化系统不能满足生产与安全需要，急需扩建与完善。
二、建设内容及原则1.建设内容针对三塘湖采油厂自动化系统现状，我们提出如下建设方案：一是扩建自控系统：完成牛东接转站plc系统建设，实现联合站和牛东接转站站内实时数据的监测与控制，保障站内设备安全运行。
阿-独原油管道二期工程和独-乌原油管道工程初步设计方案分析
阿-独原油管道二期工程和独-乌原油管道工程初步设计方案分析姚峰;陶志江;王慧庆;黄冬;吴全;靳毅【摘要】以加剂综合热处理输送工艺设计的鄯-兰原油管道,实现了低输量下冬季最冷月"两站点炉"、其他月"一站点炉"的准常温输送,为2011年拟建的阿-独原油管道二期工程和独-乌原油管道工程初步设计方案优化积累了经验.通过对阿-独管道、独-乌管道、阿-独-乌管道水力、热力计算分析得出:鉴于哈萨克斯坦原油物性的不确定性,已建管道与拟建管道承压不同导致的操作方式和压力保护差异,保持现状和已有设计是比较现实的.【期刊名称】《石油规划设计》【年(卷),期】2010(021)006【总页数】3页(P42-44)【关键词】原油管道;初步设计;方案分析;水力计算;热力计算【作者】姚峰;陶志江;王慧庆;黄冬;吴全;靳毅【作者单位】中国石油西部管道分公司;中国石油工程设计有限公司;中国石油西部管道分公司;中国石油西部管道分公司;中国石油天然气股份有限公司规划总院;中国石油西部管道分公司【正文语种】中文鄯-兰原油管道设计压力为8MPa、设计输量为2000万t/a，冬季最小设计输量为900万t/a，2008年底，该管道工程开展了500万t/a输量下48h停输试验，获得了成功，并最终实现了冬季非最冷月鄯善首站55℃出站、中间站不加热安全输送至兰州末站的准常温输送和冬季最冷月鄯善首站55℃出站、玉门中间站55℃出站安全输送至兰州末站的“两站点炉”输送方式。
拟建的阿拉山口—独山子原油管道二期工程将使该管道输量由1000万t/a提高至2000万t/a，为此需增设托托中间站，在阿拉山口和托托站各增加1台加热炉［1］。
拟建的独山子—乌鲁木齐原油管道输送来自哈萨克斯坦的原油，设计输量为1000万t/a，在大风镇设中间热泵站［2］。
为了使拟建的阿-独原油管道（二期）和独-乌原油管道达到或接近鄯-兰原油管道的水平，现对两项工程的初步设计工艺方案进行分析。
石油化工中装置用管道设计
计算管道的压力 损失和流量
• 设计原则：安全、经济、环保 • 管道类型：输油管道、输气管道、输水管道等 • 管道材料：碳钢、不锈钢、合金钢等 • 管道布置：根据炼油厂工艺流程和设备布局进行合理布置 • 管道连接：采用焊接、法兰连接等方法 • 管道防腐：采用涂层、阴极保护等方法进行防腐处理 • 管道检测：采用超声波、射线等方法进行管道检测 • 管道维护：定期进行管道检查、维修和更换 • 管道安全：设置安全阀、压力表等安全装置，确保管道运行安全 • 管道优化：根据实际运行情况，不断优化管道设计和管理，提高管道运行效率
某化工厂管道设计
01
设计原则：安全、 经济、环保、可靠
05
管道连接：焊接、 法兰连接、螺纹连
接等
02
管道类型：压力管 道、真空管道、高 温管道、低温管道
等
06
管道防腐：采用涂 层、衬里、阴极保 护等方法进行防腐
处理
03
管道材料：碳钢、 不锈钢、合金钢、
塑料等
04
管道布置：根据工 艺流程、设备布局、 操作方便等因素进
施工等数据
方案设计
1
确定管道类型：根据输送介质、压力、
温度等要求选择合适的管道类型
2
确定管道尺寸：根据流量、流速、压力
损失等因素计算管道的直径和壁厚
3
确定管道布局：根据工艺流程、设备布 局等因素确定管道的走向和连接方式
4
确定管道材料：根据输送介质的腐蚀性、 温度等因素选择合适的管道材料
5
确定管道附件：根据管道类型和布局选
04 流量波动计算：根据管道
输送的介质、温度、流速 等因素，计算管道内的流 量波动，确定管道的直径 和长度。
管道设计流程
加工高硫原油重点装置主要管道设计选材导则
SH/T 3129—2002加工高硫原油重点装置主要管道设计选材导则Material selection guideline for design of major piping in key unitsprocessing sour crude oil前言本导则是根据中国石化(2001)建标字088号文的通知，由中国石化集团洛阳石油化工工程公司主编的。
本导则共分4章3个附录，其中附录A、附录B、附录C均为规范性附录。
本导则在实施过程中，如发现需要修改补充之处，请将意见和有关资料提供给主编单位(地址：河南省洛阳市中州西路27号，邮政编码：471003)，以便今后修订时参考。
本导则由主编单位负责解释。
本导则的主编单位：中国石化集团洛阳石油化工工程公司参加编制单位：中国石油化工股份有限公司茂名分公司上海石化金山工程公司主要起草人：刘洪福陈跃双岳进才李苏秦顾望平SH/T 3129—2002加工高硫原油重点装置主要管道设计选材导则1 范围本导则规定了加工高含硫原油企业的重点装置主要管道的材料选用。
本导则适用于石油化工企业加工高硫低酸值原油和高硫高酸值原油的新建和改、扩建工程重点装置主要管道的设计选材。
2 术语和定义2.1 高硫原油sour crude oil总硫含量大于或等于1.0％(重量比)的原油，包括高硫低酸值原油和高硫高酸值原油。
2.2 高硫低酸值原油high sulfide and low acid content crude oil总硫含量大于或等于1.0％(重量比)，酸值小于等于O．5mgKOH/g的原油。
2.3 高硫高酸值原油high sulfide and high acid content crude oil总硫含量大于或等于1.0％(重量比)，酸值大于0.5mgKOH/g的原油。
2.4 管道元件piping elements管道系统与介质接触的各金属组成件的通称，包括管子、弯头、三通、异径管、封头(管帽)、法兰、阀门等。
穿越原油管线施工方案
中电投乌苏热电厂一期（2×300MW级机组）工程补给水管线穿越阿独原油管道施工方案中电投新疆能源有限公司乌苏热电分公司2009年8月一、编制依据及原则：1.1 编制依据1.1.1 中电投乌苏热电厂一期（2×300MW级机组）工程补给水管线施工招标文件。
1.1.2 我方对施工现场的实地勘察。
1.13 《石油天然气管道保护条例》1.14 《中华人民共和国安全生产法》1.15 《石油天然气管道安全监督与管理暂行规定》1.2 编制原则1. 2. 1 以“双优”即优质的工程质量和优质的服务为基本方针，科学组织、精心施工、优化施工方案，保质量、保工期、保安全，合理降低工程造价。
1.2.2 科学管理、加强协调，建立高效的现场指挥机构，合理组织、精心施工，确保全部工程项目按要求一次验交成功。
1.2.3 建立项目经理负责制的安全管理体系，确保施工全过程的施工安全，实现独山子石化公司安全生产目标。
二、工程概况2．1 工程名称：中电投乌苏热电厂厂外补给水管线系统工程2．2 建设单位：中电投新疆能源有限公司2．3 施工单位：未进行招标2．4 监理单位：中电投电力工程公司乌苏项目部2．5 中电投乌苏热电厂补给水管线在奎屯河老龙口水电站压力前池处取水，送至电厂内，管线为直埋，直埋段两道DN350管线需穿过一道DN800的阿独原油管线（X=.96，Y=.74处）。
三.施工要求3.1在穿越管道两侧各5m以内范围采用人工开挖方式进行管沟的开挖。
3.2.在施工前必须首先与阿独管道的主管部门联系，取得同意后方可施工，现场施工时管道权属单位应派专人进行现场监督。
3.3在穿越施工前，应将穿越管道段预制完成并进行防腐补口、补伤。
3.4新建管道管顶距已建管道管底的最小间距不小于0.7m。
交叉点处不允许有焊口，新建管道的焊口距已建管道边缘的最小距离应大于4m。
3.5.管道防腐、补口、补伤及管道焊接、无损探伤等工序同线路施工设计图纸要求。