由於中國近海油田產出的原油多具有高凝固點、高黏度以及高含蠟特性，因此在渤海灣、北部灣和珠江口海域已開發的海上油田所鋪設的海底輸油管道，全部采用熱油輸送工藝和保溫管道結構。
海底高凝、高黏原油管道輸送技術，是我國從海底管道工程起步階段就註意研究和引進的。從20世紀80年代初期渤海的埕北、渤中28-1、到渤中34-2/4油田和南海北部灣潿10-3油田開發配套的海底輸油管道工程，都涉及如何解決好原油輸送技術的問題。我們結合油田原油特性，與日本和法國石油工程界合作，研究采用了安全可靠的工程對策，學習引進了相關設計、施工和運行管理技術。隨後在渤海灣和北部灣自營開發的諸多油田開發工程中，設計、鋪設了眾多海底輸油管道，形成了我國壹套完整的海底高凝、高黏原油管道輸送技術。通過大量工程實踐應用和檢驗，證明該技術是實用和可靠的。
壹、輸送工藝
針對高凝、高黏原油的管道輸送，國內外在油田及外輸管道工程上使用了各種減阻、降黏方法，諸如加化學藥劑、乳化降黏、水懸浮輸送以及黏彈性液膜等，進行過大量研究和試驗，但由於技術上、經濟上的種種原因，均未得到廣泛應用。目前，最實用、最可靠的方法仍是采用加熱降黏防止凝固的輸送工藝。
對高凝原油，為防止原油在管道輸送過程中凝固，依靠加熱使管道中的原油溫度始終維持在凝固點以上。
對高黏原油，采用加熱降低黏度，滿足管道壓降需求和節約泵送能耗。當然，在采用熱油輸送工藝的同時，壹般都相應采用保溫管道結構。
（壹）工藝模擬計算分析
海上油田開發工程涉及到的海底輸油管道，其輸送工藝模擬計算，壹般要根據油田地質開發提供的逐年產量預測（並考慮壹定設計系數），計算不同情況（管徑、輸量、入口溫度等）下的壓降、溫降以及管道內液體滯留量和壹些必要的工藝參數。依此選擇最佳管徑，確定出不同情況下的工藝參數（不同生產年的輸送壓力、溫度等）。
近年來，原油管道輸送工藝模擬計算分析普遍采用計算機模擬程序進行。中國海油從加拿大NEOTEC公司引進了PIPEFLOW軟件，該軟件與流行的PIPESIM、PIPEPHASE等商業軟件類同，匯編了各種計算方法及壹些修正系數、參考數據庫，供設計分析者選用。
（二）保溫材料的選擇和厚度確定
對采用熱油輸送工藝的海底管道，熱力計算是非常重要的環節，而其中管道傳熱系數K值又是管道熱力條件的綜合表現。K值除受管道結構影響外，埋地的地溫條件、保溫材導熱系數和保溫材厚度是三大影響因素。
從計算分析結果看，由於地溫變化不大對K值影響不明顯，只是在低輸量時，要註意其對終溫的影響。
保溫材性質和保溫層厚度是影響K值最關鍵的因素，也是影響管道終溫的關鍵因素。目前國內選用的保溫材料與國外最常用的壹樣，是采用聚氨酯泡沫塑料。這是壹種有機聚合物泡沫，能形成開孔或閉孔蜂窩狀結構，優點是導熱系數小（≤0.03W/m2·h．℃）、密度低（40～100kg/m3）和吸水率小（≤3%），且化學穩定性好，同時工業生產成熟，價格相對便宜。從保溫效果考慮，當然是保溫層厚度越大越好，但是，當保溫層厚度達到壹定值時，保溫效果的增加和厚度的增量不再呈線性增加的關系，而是增加十分平緩。特別是對海底管道，保溫層厚度增加意味著外管直徑增加，就長距離管道而言，外管增加壹級管徑，鋼管用量和施工費增加都是十分可觀的。因此，根據計算分析和優化設計，認為選用保溫層厚度為50mm是合理的。
（三）停輸和再啟動計算分析
停輸和再啟動計算分析是高凝、高黏原油海底管道工藝設計的重要內容，將直接關系到管輸作業的安全和可靠。
停輸後的溫降分析，視為最終確定管道安全時間。對於采用熱油輸送工藝的管道停輸後，隨著存油熱量散失，原油將從管壁向管中心凝固，凝層的加厚及凝結時釋放的潛熱將延緩全斷面凝固的過程。存油凝固時間取決於管道保溫條件、油品熱容、停輸時的溫度和斷面直徑。通常這些數值越大，全斷面凝固時間就越長。壹般凝油層厚度在管道軸向是壹個變化值，通常以管道終斷面凝油厚度作為安全停輸時間的控制值。
對於加熱輸送的高凝、高黏原油管道發生停輸，且預計在安全停輸時間內時，不能恢復管道輸油，為保證管道安全，最有效的措施是在管內存油開始凝固時，用水或低凝油將其置換。
停輸後的再啟動分析，是考慮管道發生停輸後可能出現的最不利工況和環境條件，此時要恢復通油，需計算所需的再啟動壓力和提出實現再啟動要采取的措施以及增設必要的設備和設施。
通常，再啟動壓力（P），用下式計算：
中國海洋石油高新技術與實踐
式中：P為再啟動壓力（Pa）;P。為管道出口壓力（Pa）;Di為管道內徑（m）；τ為原油在停輸環境溫度下的屈服應力（Pa）;L為管道可能凝固的長度（m）。
（四）水化物和沖蝕的防止措施
海上油田開發工程涉及的輸油管道，是壹種與陸上原油長輸管道和海上原油轉輸管道不同的管道，它是從井口平臺產出的原油氣水混輸至中心處理平臺或浮式生產貯油裝置的油田內部集輸管道。該類海底管道輸送時伴有從井口采出的水和氣，屬於混輸管道，對這類油管道，也是采用加熱輸送工藝和保溫管道結構。
做這類混輸油管道的工藝設計，除做凈化原油輸送管道通常要進行的模擬計算分析外，還要增加段塞流分析和防止水化物和沖蝕產生的分析。
段塞流現象是油氣混輸過程中的壹個重要問題。正常輸送過程中，如何判定是否出現嚴重的段塞流，以及如何確定段塞流長度，目前已經有了通用的分析計算判斷方法。在清管作業過程中，由於管道內存在壹定的滯留液量，因此在清管器前將形成液體段塞流。在下遊分離設備設計中必須考慮清管作業引起的段塞流影響，壹般是設計壹定的緩沖容量，使容器操作始終維持在正常液位與高液位報警線之間，確保生產正常。
水化物是影響海底混輸管道操作的壹大隱患，特別是在以下三種工況下可能出現水化物，為此提出了防止形成水化物的措施：①低輸量狀況，為防止水化物生成，要求在輸送過程中，管道內油氣溫度始終維持在水化物生成溫度以上。但在低輸量狀況下，溫降很快，根據水化物生成曲線判斷，可能會生成水化物。此時應及時註入甲醇之類的防凍液（水化物抑制劑），以防止水化物生成；②停輸過程，在長期停輸狀態下，由於管道內油氣溫度降到了環境溫度，且管內壓力仍保持較高壓力狀態，所以可能生成水化物。此時，應采取的措施，壹是給管道卸壓，二是往管道內註入水化物抑制劑；③重新啟動，通常停輸後再啟動，需要高於正常操作壓力的啟動壓力，而這時溫度又往往很低，故很容易生成水化物。此時應采取連續註入水化物抑制劑的做法，直到管道內溫度達到正常操作溫度為止。
防止產生沖蝕是油氣混輸管道工藝設計不容忽視的問題。對多相混輸管道，若流速超過壹定值時，液體中含有的固體顆粒會對管道內壁形成壹種強烈的沖刷腐蝕，特別是在急轉彎處如海底管道立管及膨脹彎處。因此設計時要計算避免沖蝕的最大流速，其公式為：
中國海洋石油高新技術與實踐
式中：Ve為沖蝕速度（ft
lft=0.3048m。/s）；
pm為在輸送狀態下，多相混合物的密度（磅1磅＝0.453592kg。
/立方英尺l立方英尺＝20831685×10-2m3。
）；C為經驗系數，連續運行取100，非連續運行取125。沖蝕速度是混合物密度的函數，混合物密度越大，沖蝕速度越小，混合物密度越小則沖蝕速度越大。為保證在管道內不產生沖蝕現象，應控制管內流體流速壹定低於計算出的最低沖蝕速度。
（五）操作管理
對海底高凝、高黏原油管道特別要註意以下操作管理問題。
1．初始啟動
初始投產運營，壹般采用以下作業步驟：①用熱水或熱柴油預熱管道，使管道建立起適應投產作業的溫度場；②待測得出口溫度達到設計要求後，按要求開井投產。
2．停輸及再啟動
停輸壹般分應急停輸和計劃停輸兩大類，停輸情況不同，再啟動方式也不同。為確保管道停輸後的再啟動，壹般在井口平臺上設置高壓再啟動泵。
a．對短期停輸，指管內流體最低溫度在某個設計值（如原油凝固點）以上，可使井口油氣直接進管道或用高壓泵啟動。
b．對長期停輸，在停輸之前，應啟動高壓泵完成管內流體置換作業。如果事先沒有準備，屬於意外突然停輸，壹旦停輸時間較長，管道內降至環境溫度，原油析蠟並凝固。此時，要采用啟動高壓泵，用柴油置換出原油，然後按初始啟動步驟進行。
3．清管
在正常生產過程中，應根據生產情況經常進行清管作業，清除管內蠟沈積和滯留液體，以提高輸送效率和減小腐蝕。
4．化學劑註入
在正常輸送過程中，應考慮註入以下化學劑：
防垢劑——防止管內由於原油含水而結垢使輸量減少；
防蠟劑——防止原油中蠟凝結在管內沈積；
防腐劑——可在管內壁形成壹層保護膜，使腐蝕液與管內壁隔離，起到保護作用；
防凍劑——甲醇之類，為防止水化物生成。
二、保溫海底管道結構
對采用熱油輸送工藝的海底高凝、高黏原油管道，為使沿程溫降減慢減小，最常見也是最實用的是將輸油鋼管做成保溫結構。我們廣泛應用了海底保溫管道結構，形成了完整的設計和施工技術。
（壹）已應用的結構類型及特點
海底鋼管保溫管道結構（在此不涉及可撓性軟管海底管道），可歸結為兩大類型：壹是雙層鋼管保溫結構；二是單層鋼管保溫結構。
1．雙層鋼管保溫結構。
或稱復壁管結構，其管體斷面如圖15-3所示。在這壹類型中，又存在三種形式。
圖15-3 雙鋼管保溫結構
圖15-4 帶封隔法蘭的雙層鋼管保溫結構
第壹種形式：管體結構如圖15-4所示。單根管節（壹般長度為12m或40ft）每端均設較強的封隔法蘭。在內外管之間的環形空間，註入發泡材料，形成封閉止水保溫單元。這個單元內外管靠兩端封隔法蘭連為壹體，內管的熱伸縮靠封隔法蘭強行約束，使內外管不發生相對錯動。海上鋪管時，相鄰兩個管節的外管，用兩個半瓦短節相接。這種形式的優點在於萬壹管道外管或接口處發生破損，保溫失效就被限制在最小範圍內。缺點是接口焊接工作量大，用鋪管船法鋪管，速度上不去，致使工程費用高。
圖15-5 帶特殊接頭的雙層鋼管保溫結構
圖15-6 內外管可相對移動的雙鋼管保溫結構
第二種形式：保溫管節兩端內外管采用特殊接頭連接，如圖15-5所示。最早是由殼牌石油公司等提出研究，後來為意大利Snamprogetti公司開發成專利產品，它已在壹些海底管道工程中投入使用。顯然，這種形式已經保留了第壹種形式的優點，又克服了其不足。在鋪管船上它可以像鋪單層鋼管壹樣，多個焊接站進行流水作業，使海上鋪管速度大大增加。這種形式的問題在於接頭是專利產品，費用高。我國南海東部惠州26-1油田的海底輸油管道應用了該專利產品。
第三種形式，如圖156所示。這種形式，內外管可做相對移動。在海上連接時，內管接口焊好後，補上接口保溫材料，然後拉動外管進行對接，無需采用半瓦管。相對來講，可減少海上焊接工作量，提高鋪管速度。中國海油通過與日本的公司合作，引進了這種形式保溫海底管道設計與海上安裝技術，在已經鋪設的諸多海底輸油管道上均采用了這種結構形式。
2．單層鋼管保溫結構。
這類結構與雙層鋼管保溫結構的區別在於外面的護套管不用鋼管。按照外套管材料不同，又可分為以下五種。
第壹種，高密度聚乙烯外套（Highdensity polyethylene jacket）。高密度聚乙烯是壹種超高分子量聚合物，它是阻止水蒸氣通過的極好材料。這種超高分子量改善了鋼管抗磨、抗沖擊、抗撕裂和整體物理強度力學性質。這種預成型的外套系統，與鋼管外套相比，具有重量輕、無需作防腐蝕保護的特點。暴露在管節兩端的保溫泡沫采用熱縮性聚合物端帽保護，現場接點處也用熱收縮套作止水防腐蝕處理。這種外套系統已被歐美國家的公司在阿拉伯灣、加蓬外海的海底管道工程中應用，最近幾年，應用水深已達43m。
第二種，鎖接螺旋鋼外套（Spirally crimped steel jacket）。這種外套的特點是用鋼量遠低於采用常規鋼管的管道外套。現場接口處不需對焊，暴露在管節端部的泡沫保溫材料仍用熱縮性端帽保護。這種外套系統，在國外已廣為應用，最大應用水深已達55m。
第三種，模制的聚氨酯外套（Molded polyurethane jacket）。這種外套將防腐蝕材料和聚氯乙烯（PVC）泡沫保溫材料結合為壹體（圖15-7）。其優點是：①管道能保持較好的柔度，可用卷繞船鋪設。②在海底萬壹外套被損傷，暴露在水中的保溫材料很少，不像其他系統會整個管節泡水。③在保證泡沫幹燥方面有較高可靠度。
圖15-7 模制聚氨酯外套保溫結構
圖15-8 橡膠外套保溫結構
第四種，橡膠外套（Rubberjacket）。與模制聚氨酯外套相似（圖15-8）。只是外套是由PVC泡沫與橡膠層組成。大約每層PVC厚5～8mm，橡膠層厚1mm，層數的多少取決於保溫要求，但最外層的PVC泡沫要用較厚的橡膠層來覆蓋保護。
第五種，取消外護套系統。在輸油鋼管的外面施加的保溫材料，既能防水也有良好的保溫性能，同時又能抗較高的靜水壓力和具有抗機械破壞較強的能力。這種結構應該說是真正意義上的單層鋼管保溫結構。
（二）設計和施工關鍵技術
在我國建成的海底鋼管保溫管道絕大多數是雙重鋼管保溫結構。該項保溫結構的設計和施工技術是由中國海油從日本引進的。
1．設計關鍵技術
雙重鋼管保溫結構的海底管道設計，關鍵技術是平管部分結構分析和立管膨脹彎系統的整體分析。
對平管部分的結構分析，應用日本新日鐵公司開發的“DPIPE”計算機分析程序。該分析程序的結構模型如圖15-9所示。
圖15-9 平管結構分析模型
A,A′—外管的不動點；B,B′，E,E′壹內外管之間的錨固點（隔艙壁）；D—內管的不動點；KB,KB?—彈簧常數；Wf—與土壤的摩擦荷載；A-A′—不動部分（外管）；Li+Lm,Li′＋Lm′—可動部分（外管）
圖中，模擬兩端立管膨脹彎約束的彈簧剛度KB、KB?由其後說明的立管膨脹彎和平管連接整體分析模型求出。
對埋地管道，管土之間的摩擦荷載Wf由下式計算：
中國海洋石油高新技術與實踐
式中：W=r'hDo；μ是摩擦系數；Do為管道外徑；ws為管道水下單位重量；r?為土壤水下容重；h為埋深。
對立管膨脹彎系統的整體分析，采用日本新日鐵公司開發的大型三維管道結構分析程序“PIDES”軟件。
圖15-10給出按該軟件建立三維結構分析模型的壹個工程實例圖。
圖15-10 立管膨脹彎系統結構分析模型實例示意圖
圖15-11 工況組合分析實例示意圖
對所建立的系統結構分析模型，要按規範要求和工程實際情況進行充分和必要的多種荷載工況組合分析，壹般要考慮的荷載有功能荷載（壓力、溫度、質量等）、環境荷載（風、浪、流、冰等）、特殊荷載（如地震）以及立管依附的平臺位移和平管膨脹伸長施加的荷載。
圖15-11給出了壹個立管膨脹系統工況組合分析的實例，荷載作用方向是要考慮的重要因素。
2．施工關鍵技術
從日本引進的雙重鋼管保溫結構的海底管道陸上預制和海上安裝技術，主要特點是：預制時單根管節（12m長）保溫材固定在內管上，保溫材與外管內壁間有壹定量空氣層，允許內外鋼管相互移動，只是在壹定長度上（比如2km或1km）才設置剛性錨點法蘭形成環形空間的水密隔艙。這樣，在海上鋪管法安裝時，管節連接將能如前圖15-6所示，內管焊接合格再補上接口防腐塗裝和相應保溫材後，采用拉移外管對口焊接的做法，會明顯減少外管接口焊接工作量，提高海上鋪管速度。
（三）在渤海蓬萊（PL)19-3油田I期海底管道工程中的應用
雙重鋼管保溫結構的海底管道，通過我國諸多工程實踐的檢驗表明是安全可靠的，但也存在用鋼量大、海上安裝速度慢導致工程造價高的缺點。研究和采用單管保溫結構，是保溫海底管道技術發展方向。
其中采用鎖接螺旋薄鋼板（厚1mm）作外套的單管保溫結構在2002年由PHILLIPS公司操作的蓬萊19-3油田I期海底管道工程中成功地被應用了。圖15-12給出了該保溫管道的斷面結構。
中國海油正在研究試制用高密度聚乙烯（PE）作外套的單管保溫結構管道。這項技術在國外早有應用，結合我國具體情況，特別是在渤海水深小於30m，甚至諸多灘海油田水深小於5米的情況下，采用這種保溫結構經濟可靠，所用材料和技術均可實現本地化和國產化，有很好的應用前景。
圖15-13示出正在研制的PE外套保溫管道斷面結構。
圖15-12 PL19-3海底管道斷面結構
圖15-13 PE外套保溫管斷面結構
表15-3給出所研制保溫管道的技術參數。
表15-3 保溫管道技術參數表
當然，真正意義上的單管保溫結構管道，應該是取消外護套系統，在輸油鋼管外面施加既能防水也具良好保溫性能且有較強抗靜水壓力及抗機械破損能力的保溫材，無疑這是該項技術發展的最終方向。目前，在我國南海東部惠州26-1北油田（水深約120m）壹條直徑為254mm、長約8.7km的海底保溫輸油管道，通過深入研究和招標推動，已經具備了工程實用基礎，其技術可行性和價格被接受性都得出了較好的結論。