外輸
- 降低LNG接收站首次啟動(dòng)高壓外輸系統(tǒng)用電量工藝研究
化等工藝單元加工外輸至下游。LNG 經(jīng)接收站有三種外輸方式，分別是第一種低壓LNG 槽車外輸方式；第二種低壓BOG 直供外輸方式；第三種是高壓LNG 氣化外輸方式。其中高壓LNG 氣化方式是LNG 外輸是接收站最重要的外輸方式，具有安全性高，外輸量大等優(yōu)點(diǎn)，是大部分接收站首選外輸方式。根據(jù)下游天然氣管網(wǎng)的用氣需求LNG 接收站起著下游天然氣的調(diào)峰作用。按照天然氣管網(wǎng)的用氣需求變化量決定了LNG 接收站每2d 啟停1次外輸系統(tǒng)以及每次提前1h 的特點(diǎn)。提前1
電力設(shè)備管理 2023年17期2023-10-25
- 某沙漠油田未穩(wěn)定凝析油長距離輸送投產(chǎn)異常原因分析及對策
2臺(tái)壓縮機(jī)、3臺(tái)外輸泵。前期油氣混輸,隨著油氣快速增長,混輸改為油氣分輸,經(jīng)一級兩相分離器分離后,天然氣經(jīng)DN400 PN100 82 km管線輸聯(lián)合站處理,凝析油經(jīng)DN250 PN63 82 km管線輸聯(lián)合站處理?；燧敻姆州敃r(shí),從節(jié)能角度出發(fā),考慮只投用一級分離器,不投用二級分離器、壓縮機(jī)和泵,試投產(chǎn)證明天然氣管線運(yùn)行正常,凝析油輸量遠(yuǎn)低于設(shè)計(jì)值。經(jīng)分析,是未穩(wěn)定凝析油在輸送過程中隨著壓力降低,凝析油中溶解氣析出,在大型沙丘地段出現(xiàn)氣阻現(xiàn)象,造成管線輸送
山東化工 2023年13期2023-09-05
- 提升海上油田群原油集中外輸系統(tǒng)的安全穩(wěn)定性
產(chǎn)出原油的處理和外輸任務(wù)，外輸任務(wù)重、壓力大。其中，1號油田群A、B、C、D油田井口產(chǎn)出液混合后進(jìn)入A油田原油處理流程，進(jìn)行油氣水三相分離，處理合格的原油進(jìn)入原油緩沖罐，與2號油田群E、F、G、H油田輸送的合格原油混合，經(jīng)原油外輸泵或者應(yīng)急置換泵增壓后通過58.8 km的海底管道輸送至原油終端[1]，見圖1。圖1 油田群原油物流關(guān)系2 項(xiàng)目背景A油田是8個(gè)油田原油增壓外輸的唯一通道，日外輸原油約22 000 m3，其原油外輸系統(tǒng)的穩(wěn)定連續(xù)性、可靠安全性至關(guān)
石油工程建設(shè) 2022年1期2022-03-03
- 一種深水半潛式儲(chǔ)卸油平臺(tái)惰氣系統(tǒng)應(yīng)用
深海環(huán)境下存儲(chǔ)和外輸時(shí)的安全逐漸成為人們關(guān)注的熱點(diǎn)，惰氣系統(tǒng)作為其中一項(xiàng)重要的安全保護(hù)設(shè)施，具有產(chǎn)氣量大、易維護(hù)、價(jià)格低等優(yōu)勢，被廣泛應(yīng)用于油船、液化天然氣船、液化化學(xué)氣船等船艙的惰化中，但同時(shí)惰氣系統(tǒng)也表現(xiàn)出許多不足。通過調(diào)研國內(nèi)外相關(guān)文獻(xiàn)，目前惰氣系統(tǒng)主要以燃燒柴油和空氣或者引用鍋爐產(chǎn)生的廢氣來獲取惰氣，模式有直燃式、煙氣式和補(bǔ)燃式3種，并且利用甲板水密封和止回閥防止艙室內(nèi)的氣體回流，從安全、環(huán)保和應(yīng)用的角度分析惰氣系統(tǒng)存在著對環(huán)境污染風(fēng)險(xiǎn)高、系統(tǒng)穩(wěn)定
機(jī)電工程技術(shù) 2022年1期2022-02-24
- 首站區(qū)域管網(wǎng)混輸液流動(dòng)形態(tài)水力計(jì)算
某接轉(zhuǎn)站至首站的外輸壓力持續(xù)升高，液量無明顯提升的情況下干壓提升25%。針對以上突出問題，通過單井、計(jì)量站、接轉(zhuǎn)站進(jìn)出站管輸流程溫壓變化跟蹤分析，摸清此段管線內(nèi)流體相態(tài)、流體流型，從而明確壓力上升原因，保障了濱南采油廠稠油首站區(qū)域外輸系統(tǒng)正常、降低區(qū)域油氣綜合能耗。關(guān)鍵詞：外輸;壓力異常;流體相態(tài)1稠油—水兩相管流流型對于油水兩相流動(dòng)，管道壓降與流型密切相關(guān)，為更好的分析壓降變化，首先需要對流型進(jìn)行判定。根據(jù)油和水在管道中的分布情況，流型可大體分為以下幾類
油氣·石油與天然氣科學(xué) 2021年10期2021-11-20
- 原油外輸軟管熱硫化修復(fù)技術(shù)應(yīng)用研究
原油產(chǎn)量的增加，外輸也越發(fā)頻繁，外輸軟管在使用過程可能與拖輪甲板摩擦、提油輪船舷摩擦及漁船撞擊導(dǎo)致外膠層的破損。同時(shí)對于纏繞在外輸滾筒上的可纏繞式外輸軟管在長期纏繞和擠壓過程中導(dǎo)致法蘭端口外膠層開裂。國內(nèi)外通常使用常溫硫化的修補(bǔ)膠進(jìn)行修復(fù)，并配以加強(qiáng)帶增加強(qiáng)度。此方法的好處是通過添加固化劑使修補(bǔ)膠在常溫狀態(tài)下就可以進(jìn)行硫化，具備各種環(huán)境條件下的應(yīng)急修復(fù)，其缺點(diǎn)是修補(bǔ)膠與管體粘合強(qiáng)度不高容易再次剝離。所以選擇和外輸軟管外膠層相同配方的生膠料通過加熱硫化的方式
天津科技 2021年8期2021-09-16
- 油田聯(lián)合站外輸水沿程二次污染研究
聯(lián)合站 污水? 外輸1 現(xiàn)狀油田污水主要包括原油脫出油田生產(chǎn)、環(huán)境等因素可以有多種方式。當(dāng)油田需要注水時(shí)，油田污水經(jīng)處理水（又名油田采出水）、鉆井污水及站內(nèi)其它類型的含油污水。油田污水的處理依據(jù)后回注地層，此時(shí)要對水中的懸浮物、油等多項(xiàng)指標(biāo)進(jìn)行嚴(yán)格控制，防止其對地層產(chǎn)生傷害。如果處理后排放，則根據(jù)當(dāng)?shù)丨h(huán)境要求，將污水處理到排放標(biāo)準(zhǔn)。2 研究內(nèi)容2.1 沿程水質(zhì)分析及腐蝕結(jié)垢趨勢預(yù)測2.1.1注水站及注水井井口水質(zhì)監(jiān)測數(shù)據(jù)試驗(yàn)期間對注水站及注水井井口水質(zhì)進(jìn)行
油氣·石油與天然氣科學(xué) 2021年2期2021-09-10
- 新型干樹半潛平臺(tái)凝析油外輸方案分析
產(chǎn)生的凝析油定期外輸，以便騰出艙容從而持續(xù)生產(chǎn)。在當(dāng)前低油價(jià)的嚴(yán)峻形式下，經(jīng)濟(jì)性、安全性等是確定凝析油外輸方案要考慮的影響因素。為此，針對新型干樹半潛平臺(tái)進(jìn)行凝析油外輸方案進(jìn)行對比分析，確定最優(yōu)外輸方案。1 平臺(tái)概況新型干樹半潛平臺(tái)見圖1。該平臺(tái)與現(xiàn)有典型深水浮式平臺(tái)不同，綜合了SPAR平臺(tái)、張力腿平臺(tái)和半潛式平臺(tái)的優(yōu)點(diǎn)。針對凝析油天然氣田，該型平臺(tái)適應(yīng)中國南海惡劣環(huán)境條件，運(yùn)動(dòng)性能優(yōu)良、海上安裝難度低、可以實(shí)現(xiàn)干式采油(氣)、油氣生產(chǎn)處理、凝析油儲(chǔ)存與卸
船海工程 2021年4期2021-08-17
- 浮式軟管在半潛式FPSO油氣外輸上的應(yīng)用
潛式浮式生產(chǎn)儲(chǔ)油外輸平臺(tái)，采用浮式軟管外輸平臺(tái)產(chǎn)生的凝析油。平臺(tái)由船體、上部組塊和生活樓組成，船體部分包括旁通和4個(gè)立柱。外輸軟管是安裝在輸油終端與轉(zhuǎn)運(yùn)油船之間的重要設(shè)備，承擔(dān)著原油輸送的重任，結(jié)構(gòu)復(fù)雜、技術(shù)要求高[2]。采用浮式軟管進(jìn)行油氣外輸主要適用于船形FPSO，陵水17-2平臺(tái)是半潛式FPSO。與船形FPSO相比，半潛式FPSO水線面面積小、干舷高，常規(guī)的干舷甲板無法提供足夠的面積用來布置軟管滾筒。將軟管滾筒布置在船體上方的組塊上，一方面增大了外輸
中國海洋平臺(tái) 2021年3期2021-07-07
- 小型多邊形FPSO兩點(diǎn)外輸方案分析
方式，關(guān)于系泊式外輸方式，已有的報(bào)道[1-6]未見涉及類似無風(fēng)標(biāo)效應(yīng)FPSO的外輸方案比選、外輸方式配置、大纜張力及偏移角計(jì)算、外輸操作模式及其可靠性分析。本文提出基于多點(diǎn)系泊方式的多邊形FPSO兩點(diǎn)外輸方式，論證其外輸方案可行性。1 方案基本情況采用多邊形FPSO，儲(chǔ)油量約3萬～5萬t，5口水下井口開發(fā)，電潛泵開采，由于浮體各向同性，采用張緊式多點(diǎn)系泊方式定位，動(dòng)態(tài)電纜、臍帶纜及柔性立管從浮體底部穿入，通過舷側(cè)艙室，在主甲板穿出，接至管匯。多邊形FPSO
船海工程 2021年3期2021-06-28
- 高凝高粘原油海管輸送工藝探討
field 2 外輸方式選擇該油田原油屬于特稠油范疇，其在低溫下粘度較大。因此該油田井口平臺(tái)至接收端中心平臺(tái)的混輸管道采用雙層保溫管結(jié)構(gòu)，埋深1.5m，保溫層采用聚氨酯泡沫材料，保溫層厚度50mm，管道總傳熱系數(shù)按0.85W/(m2·K)考慮，粗糙度按0.05mm考慮。國內(nèi)外高粘原油最為常用的輸送方式為加熱輸送和摻稀輸送，基于該油田原油物性，分別對這2種輸送方式進(jìn)行水力和熱力計(jì)算，選擇適合于本項(xiàng)目高粘原油的輸送方式。2.1 加熱輸送根據(jù)采油工藝提供參數(shù)，井
天津科技 2021年5期2021-06-04
- 天然氣水合物成因分析及防治措施
運(yùn)行。1 天然氣外輸海管中水合物的成因分析某平臺(tái)天然氣通過濕氣的方式輸送到主天然氣管網(wǎng)，為防止天然氣水合物的生成，加注甲醇抑制劑，多年未發(fā)生天然氣水合物凍堵的情況。2018年對壓縮機(jī)組進(jìn)行了改造，外輸量對比去年同期增加10萬m3/d，天然氣外輸壓力比去年同期增加了1MPa，外輸溫度比去年同期增加了約10℃。2019年2月頻繁出現(xiàn)凍堵現(xiàn)象。1.1 天然氣含水量計(jì)算有多種氣體含量的測定方法，常見的有露點(diǎn)法，吸收質(zhì)量法、卡爾-費(fèi)希爾法和查圖法。查詢《氣體加工工程
化工設(shè)計(jì)通訊 2021年5期2021-05-26
- 新型干樹半潛平臺(tái)凝析油外輸計(jì)算分析
的凝析油，凝析油外輸是整個(gè)氣田開發(fā)不可或缺的一個(gè)重要環(huán)節(jié)[1-2]。在實(shí)際海上生產(chǎn)作業(yè)過程中，儲(chǔ)油平臺(tái)需要將產(chǎn)生的凝析油定期外輸，以便騰出艙容從而持續(xù)生產(chǎn)，一旦出現(xiàn)故障會(huì)導(dǎo)致整個(gè)海上生產(chǎn)作業(yè)出現(xiàn)停產(chǎn)，嚴(yán)重還會(huì)出現(xiàn)癱瘓。目前，海洋工程儲(chǔ)油平臺(tái)常用的外輸方式主要分為浮筒外輸、旁靠外輸與串靠艉輸?shù)刃问絒3]。經(jīng)中外大量研究表明，基于中國南海實(shí)際海況條件，旁靠外輸技術(shù)對海況的限制較強(qiáng)，作業(yè)效率低，而串靠艉輸方式[4]對海況要求較低，其外輸作業(yè)操作簡單，安全性較高，
科學(xué)技術(shù)與工程 2021年10期2021-05-14
- 終端處理廠輕油代替淡水置換外輸管線工藝優(yōu)化實(shí)踐
及銷售，通過兩條外輸鋼管將原油輸送至離岸外轉(zhuǎn)塔式單點(diǎn)。提油輪通過漂浮軟管與外轉(zhuǎn)塔式單點(diǎn)連接，如圖1 所示。外輸作業(yè)前，需要利用外輸原油置換外輸管道，即從A管線輸入原油，從B管線循環(huán)返回（或從B管線輸入原油，從A管線循環(huán)返回），直至將外輸管線中的淡水完全置換，以免影響外輸原油含水率的計(jì)量，避免產(chǎn)生原油銷售商務(wù)糾紛[1]。循環(huán)頂替過程中，初期循環(huán)返回的基本為含油量較少的淡水，進(jìn)清水罐儲(chǔ)存，用于原油銷售后頂替原油，循環(huán)頂替后期返回的流體中，原油含量逐步增多，需要
石油石化綠色低碳 2021年1期2021-03-06
- 某海上油氣田L(fēng)PG外輸可行性研究
回收處理、儲(chǔ)存、外輸的整套工藝流程，其中，LPG外輸作業(yè)過程中，存在諸多風(fēng)險(xiǎn)，例如：船舶碰撞、LPG泄漏、壓力傷人等[3-4]。文章針對該設(shè)施LPG外輸過程展開研究，對其中的風(fēng)險(xiǎn)進(jìn)行分析，制定相應(yīng)的控制措施，并在此基礎(chǔ)上對現(xiàn)有外輸方案進(jìn)行優(yōu)化，提出優(yōu)化建議。1 LPG回收處理系統(tǒng)介紹該FPSO的LPG回收處理系統(tǒng)位于生產(chǎn)甲板BS模塊。該套系統(tǒng)設(shè)計(jì)壽命25年，設(shè)計(jì)處理能力640 m3/d，主要由1座脫乙烷塔、1座脫丁烷塔、4個(gè)LPG儲(chǔ)罐、1套LPG外輸系統(tǒng)以
化工管理 2021年11期2021-01-08
- 外輸泵變頻器一拖二電路技改
塊采油站，原油日外輸量在1000M3左右，站內(nèi)配有三臺(tái)外輸機(jī)泵，其中兩臺(tái)外輸離心泵、一臺(tái)旋轉(zhuǎn)活塞泵。由于外輸液量高，以及保證輸油干線壓力平穩(wěn)，就需要外輸泵處于全天運(yùn)轉(zhuǎn)狀態(tài)，由于旋轉(zhuǎn)活塞泵運(yùn)行時(shí)輸出壓力低，且只能輸稠油，所以基本上一直處于停運(yùn)狀態(tài)，一直是兩臺(tái)外輸離心泵輪流運(yùn)轉(zhuǎn)，一臺(tái)離心泵運(yùn)行，另一臺(tái)離心泵備用。由于該站產(chǎn)量比較高，外輸離心泵一直處于高速運(yùn)轉(zhuǎn)狀態(tài)，因此外輸油管線干線壓力很高，最高可以達(dá)到2.9Mpa左右，一旦當(dāng)外輸管線壓力高時(shí)，外輸離心泵的外輸
錦繡·中旬刊 2020年11期2020-12-28
- 海上外輸軟管方案比選
漂浮輸油系統(tǒng)是由外輸泵、計(jì)量撬、漂浮輸油軟管和提油輪接收端組成[2]，海上漂浮輸油系統(tǒng)見圖1。外輸軟管是連接FPSO（Floating Production Storage and Offloading，即浮式生產(chǎn)儲(chǔ)油卸油裝置）和提油輪之間收受貨油的通道，具有耐油性、抗拉性、彎曲性等特性[3-4]。某油田FPSO外輸過程中，由于提油輪入口關(guān)斷閥意外關(guān)閉產(chǎn)生水擊，外輸軟管受到一定損傷，需要重新更換軟管。本文對廠家設(shè)計(jì)的三個(gè)軟管配置方案進(jìn)行比選，在保證外輸安全
海洋石油 2020年3期2020-11-09
- 中頻加熱裝置在歡二聯(lián)合站外輸管線中的應(yīng)用
二聯(lián)至歡一聯(lián)合站外輸油管線油溫下降，冬季運(yùn)行工況不穩(wěn)定因素增加，外輸困難。因此，改善外輸溫度成為解決歡二聯(lián)合站外輸困難的重要因素，中頻輔助加熱自控系統(tǒng)將完成管線油溫的補(bǔ)充加熱任務(wù)。關(guān)鍵詞：外輸;加熱爐;中頻加熱裝置1?應(yīng)用背景在油田的開發(fā)生產(chǎn)中，天然氣和套管氣逐年遞減，生產(chǎn)所用天然氣日趨緊張，導(dǎo)致歡二聯(lián)至歡一聯(lián)合站外輸油管線油溫下降，冬季運(yùn)行工況不穩(wěn)定因素增加，外輸困難。因此，改善外輸溫度成為解決歡二聯(lián)合站外輸困難的重要因素，中頻輔助加熱自控系統(tǒng)將完成管線
石油研究 2020年3期2020-07-10
- LNG接收站外輸管網(wǎng)充壓和泄壓的動(dòng)態(tài)模擬計(jì)算
程中，通常天然氣外輸管道的操作壓力隨著下游用戶用氣特點(diǎn)會(huì)在一定范圍內(nèi)無規(guī)則地波動(dòng)。此外，在某些電力緊張的地區(qū)，當(dāng)?shù)卣疄榱苏{(diào)整用電高峰通常規(guī)定商業(yè)用電的白天電價(jià)遠(yuǎn)遠(yuǎn)高于夜晚電價(jià)。為了降低運(yùn)行成本，LNG 接收站通常按照白天小流量外輸，晚上大流量外輸的運(yùn)營方式，因此造成管道的操作壓力波動(dòng)較大，這就需要能夠準(zhǔn)確掌握天然氣管網(wǎng)充壓過程的時(shí)間、充壓速率等規(guī)律，以指導(dǎo)實(shí)際操作過程?？山柚鷦?dòng)態(tài)模擬離線研究計(jì)算獲得上述數(shù)據(jù)和規(guī)律。此外，LNG 接收站內(nèi)天然氣管道的設(shè)計(jì)壓
石油工程建設(shè) 2020年1期2020-03-21
- LNG接收站BOG直接外輸可行性分析
此階段接收站氣化外輸系統(tǒng)尚未平穩(wěn)運(yùn)行,同時(shí)由于外輸氣量較小，無法完全回收站內(nèi)產(chǎn)生的BOG，導(dǎo)致大量的BOG通過火炬放空。此外，在接收站正常運(yùn)行后，處理BOG同樣面臨能耗較高的問題。因此，BOG的合理利用對于提高各接收站的經(jīng)濟(jì)效益具有重要意義。1 BOG的來源及性質(zhì)1.1 BOG的來源外輸BOG為接收站在儲(chǔ)存及生產(chǎn)過程中產(chǎn)生的，主要來源如下：(1)儲(chǔ)罐儲(chǔ)存過程中，吸熱導(dǎo)致LNG氣化所產(chǎn)生的蒸發(fā)氣。(2)站場內(nèi)LNG管道、容器機(jī)泵等設(shè)備吸熱導(dǎo)致LNG氣化所產(chǎn)生
石油與天然氣化工 2019年6期2019-12-24
- 明珠號FPSO串靠艉輸改造方案研究
0451FPSO外輸系統(tǒng)按系泊方式不同可分為旁靠（橫向輸油）外輸和串靠外輸（艉部輸油）兩種方式，串靠艉輸是目前國內(nèi)外FPSO的主流外輸方式[1]。1 明珠號FPSO艉輸方案研究1.1 油田周邊設(shè)施影響評估相對于旁靠外輸，明珠號FPSO 改為串靠艉輸后具有更大的回轉(zhuǎn)半徑（如圖1所示），需校核與周邊海上構(gòu)筑物的安全距離。圖1 FPSO 艉輸示意艉輸回轉(zhuǎn)半徑R 計(jì)算見式（1）[2]：式中：L1為單點(diǎn)最大運(yùn)動(dòng)位移，m；L2為單點(diǎn)至FPSO艏距離，m；L3為FPSO
石油工程建設(shè) 2019年3期2019-07-22
- 外輸工況影響下的LNG接收站工藝參數(shù)優(yōu)化
運(yùn)行狀態(tài)還會(huì)受到外輸條件變化的影響。由于接收站調(diào)峰作用明顯,外輸壓力、外輸溫度及外輸量均處于不斷波動(dòng)狀態(tài),對站內(nèi)設(shè)備運(yùn)行穩(wěn)定性均會(huì)造成一定的影響[7]。因此,有必要針對不同外輸工況進(jìn)行具體分析,優(yōu)化運(yùn)行工藝參數(shù),從而達(dá)到降低能耗的作用,具有一定的經(jīng)濟(jì)效益。1 LNG接收站工藝模擬接收站具有接卸、儲(chǔ)存和氣化外輸的作用[8-9]。船運(yùn)LNG經(jīng)卸料泵加壓,通過卸料臂、卸船管線進(jìn)入儲(chǔ)罐進(jìn)行儲(chǔ)存,當(dāng)有外輸需要時(shí)通過低壓泵加壓輸出,經(jīng)過高壓泵二次加壓進(jìn)入氣化器氣化得到
天然氣與石油 2019年3期2019-07-12
- 南海擴(kuò)展式系泊FPSO外輸方案
串聯(lián)方式進(jìn)行原油外輸。近年來，隨著國際油價(jià)下跌，集油氣處理、鉆修井、原油/凝析油儲(chǔ)存和外輸等多功能于一體的新型平臺(tái)，如獨(dú)柱式SPAR平臺(tái)、半潛式平臺(tái)、圓筒形FDPSO等裝置日益成為眾多邊際油田及氣田開發(fā)方案的研究熱點(diǎn)。這些平臺(tái)與采用單點(diǎn)系泊的FPSO典型區(qū)別之一在于采用多點(diǎn)擴(kuò)展式系泊。由于擴(kuò)展式系泊系統(tǒng)無法像單點(diǎn)FPSO那樣具有風(fēng)標(biāo)效應(yīng)，以及受南海多變的季風(fēng)氣候條件影響，安全、高效、經(jīng)濟(jì)的原油/凝析油外輸已逐漸成為制約擴(kuò)展式系泊儲(chǔ)油平臺(tái)在南海應(yīng)用的瓶頸。本
中國海洋平臺(tái) 2019年3期2019-07-11
- FPSO原油外輸系統(tǒng)研究
）引 言所謂原油外輸系統(tǒng)即是與船體原油外輸硬管連接的輸油終端設(shè)備，其主要負(fù)責(zé)與穿梭油輪的系泊連接及外輸管線連接，是FPSO非常重要的設(shè)備之一， 一旦出現(xiàn)故障，會(huì)使整個(gè)海上油田的生產(chǎn)作業(yè)陷入停頓和癱瘓狀態(tài)，從而造成巨大的經(jīng)濟(jì)損失。目前為止主要應(yīng)用的原油外輸系統(tǒng)包括串靠外輸、旁靠外輸、串旁聯(lián)合式、浮筒外輸、HiLoad以及海底管線運(yùn)輸?shù)葞追N型式，本文即針對上述幾種主要外輸型式的應(yīng)用條件進(jìn)行論述，針對不同型式的外輸系統(tǒng)配置方案進(jìn)行研究。需要說明的是，海底管線運(yùn)輸
船舶 2018年6期2019-01-11
- 艏裝載模式在提油作業(yè)中的優(yōu)勢探討
：在我國南海原油外輸作業(yè)中，提油輪普遍采用外輸軟管連接方式為船舯接管，而船舯接管模式最早是為岸上終端外輸所設(shè)計(jì)的，將其用于海上外輸終端始終存在著設(shè)計(jì)上的局限性。近年來，國際海上油田為提油輪設(shè)計(jì)的艏裝載系統(tǒng)逐漸成為發(fā)展趨勢，隨著技術(shù)的日益成熟，也被納入了OCIMF的推薦，并開始為眾多油運(yùn)公司接受。本文從介紹艏裝載系統(tǒng)出發(fā)，分析艏裝載模式相比船舯接管模式在提油作業(yè)中的優(yōu)勢，進(jìn)行我國南海海上外輸終端作業(yè)模式的迭代思考。關(guān)鍵詞：船舯接管模式；艏裝載模式1 艏裝載模
航海 2018年6期2018-12-06
- LNG接收站2套壓力系統(tǒng)技術(shù)探討
式實(shí)現(xiàn)氣態(tài)和液態(tài)外輸功能，由工藝系統(tǒng)、公用系統(tǒng)及輔助設(shè)施組成，其最大氣化外輸能力為680 m3/h。二期項(xiàng)目由工藝系統(tǒng)、公用系統(tǒng)及輔助設(shè)施組成，采用常規(guī)陸上接收站的模式實(shí)現(xiàn)氣態(tài)和液態(tài)外輸功能，其最大氣化外輸能力為3 400 m3/h。二期項(xiàng)目涉及到的系統(tǒng)主要有LNG儲(chǔ)存系統(tǒng)、低壓外輸系統(tǒng)、BOG處理系統(tǒng)、高壓氣化外輸、燃料氣系統(tǒng)和公用工程系統(tǒng)。LNG儲(chǔ)存系統(tǒng)增建3座2.2×105m3全容儲(chǔ)罐；低壓外輸系統(tǒng)需要新增罐內(nèi)低壓泵；BOG處理系統(tǒng)在原有BOG壓縮機(jī)
石油管材與儀器 2018年4期2018-09-11
- 海上特稠油摻水集輸方案
處理，采用合適的外輸方式輸送至距離較近的B平臺(tái)與B平臺(tái)原油混合處理。表1為A油田2個(gè)層系的原油基本性質(zhì)，可以看出：20 ℃時(shí)稠油密度均大于1，50 ℃時(shí)黏度為30 000～50 000 MPa·s，屬于超重質(zhì)特稠油，含硫量低，膠質(zhì)瀝青質(zhì)、含蠟量和凝固點(diǎn)高。高黏的特性給海管輸送帶來了極大的挑戰(zhàn)。表1 A油田原油基本性質(zhì)2 A特稠油油田集輸方案分析目前陸地用于稠油輸送降黏減阻的主要技術(shù)[5-7]有：加熱降黏法、摻輕質(zhì)油稀釋降黏法、加藥劑降黏法、改質(zhì)降黏法、摻水
中國海洋平臺(tái) 2018年3期2018-07-03
- 海上“蜜蜂式”開發(fā)邊際油田原油外輸方案現(xiàn)狀分析及優(yōu)化思路
處理、原油儲(chǔ)存及外輸，原油通過軟管外輸至穿梭油輪，再由穿梭油輪運(yùn)至碼頭收油終端。圖1 “蜜蜂式”開發(fā)模式示意圖Fig.1 Bee development model2 “蜜蜂式”開發(fā)模式原油外輸方案現(xiàn)狀分析2.1 兩點(diǎn)系泊原油外輸方案簡介采用“蜜蜂式”開發(fā)的油田一般通過穿梭油輪進(jìn)行海上原油的輸送，首先需要解決穿梭油輪的系泊問題，然后再據(jù)此設(shè)計(jì)外輸系統(tǒng)方案。如圖 1所示的開發(fā)方案，外輸作業(yè)時(shí)，穿梭油輪通過兩點(diǎn)系泊系統(tǒng)錨泊于移動(dòng)式采油平臺(tái)的一端，由漂浮軟管與移
天津科技 2018年3期2018-03-28
- 圓筒形FPSO在南海的作業(yè)效率分析
在目前南海海域的外輸可作業(yè)率比較，得出相對客觀的研究結(jié)果，將會(huì)給決策層起到重要參考作用。關(guān)鍵詞：圓筒形FPSO 外輸 可作業(yè)率1 作業(yè)效率分析針對圓筒形FPSO外輸方案設(shè)計(jì)，結(jié)合天氣海況因素計(jì)算出可作業(yè)率，并對外輸方案的作業(yè)效率進(jìn)行分析。計(jì)算可作業(yè)率需要引入不利風(fēng)向的概念。所謂不利風(fēng)向，是指圓筒形FPSO 兩個(gè)設(shè)計(jì)外輸點(diǎn)（根據(jù)南海第一主導(dǎo)風(fēng)向和第二主導(dǎo)風(fēng)向，本別在東北和西南方位設(shè)立外輸點(diǎn)）方位±90°左右方向來風(fēng)。不利風(fēng)向會(huì)造成提油輪靠泊或在泊困難。本文通
航海 2018年1期2018-03-08
- 外輸浮筒水動(dòng)力計(jì)算方法比較
150001)外輸浮筒水動(dòng)力計(jì)算方法比較康莊，徐祥，付森，張橙(哈爾濱工程大學(xué) 深海工程技術(shù)研究中心，哈爾濱 150001)為準(zhǔn)確預(yù)報(bào)外輸浮筒的水動(dòng)力性能，分別對基于輻射/繞射理論和細(xì)長體理論的水動(dòng)力計(jì)算方法進(jìn)行改進(jìn)，并給出了相應(yīng)的理論計(jì)算模型。提出一種莫里森單元+碟形單元的組合模型以計(jì)算浮筒主體及其裙板的黏性載荷。設(shè)計(jì)模型試驗(yàn)對2種計(jì)算方法進(jìn)行驗(yàn)證對比，發(fā)現(xiàn)2種方法的計(jì)算結(jié)果與試驗(yàn)結(jié)果在運(yùn)動(dòng)幅值和總體趨勢上基本保持一致，驗(yàn)證了外輸浮筒水動(dòng)力計(jì)算模型的正
船海工程 2017年6期2018-01-10
- 海洋石油112外輸系統(tǒng)常見故障分析及處理
）海洋石油112外輸系統(tǒng)常見故障分析及處理李 鋼（中海油能源發(fā)展采油服務(wù)公司曹妃甸FPSO作業(yè)公司 天津 300457）本文主要從設(shè)備維修及安全的角度介紹海洋石油112外輸系統(tǒng)從2004年投入使用到現(xiàn)在近八年的時(shí)間里出現(xiàn)的典型故障及解決辦法，圍繞這些故障闡述外輸系統(tǒng)在安裝過程、使用過程、維修保養(yǎng)過程中應(yīng)注意和避免哪些問題，進(jìn)一步探討在以后的日常工作中應(yīng)如何減少外輸系統(tǒng)的故障率，目的在于為海洋石油的一線人員提供一些可以借鑒的經(jīng)驗(yàn)和教訓(xùn)，喚起大家的憂患意識，提
資源節(jié)約與環(huán)保 2017年12期2017-12-27
- LNG接收站BOG處理工藝的選擇與分析
凝工藝與直接加壓外輸工藝。分析了這兩種工藝的方法特點(diǎn)，以及在不同工況下如何選擇經(jīng)濟(jì)或合理的工藝方式。LNG接收站；BOG處理；再冷凝工藝；直接加壓外輸LNG接收站主要建立在沿海，主要包括碼頭區(qū)、儲(chǔ)罐區(qū)、低壓輸送區(qū)、高壓增壓區(qū)、氣化區(qū)、BOG處理區(qū)、公用工程區(qū)。LNG船舶經(jīng)海運(yùn)過來的LNG，通過特殊設(shè)備接卸到儲(chǔ)罐進(jìn)行儲(chǔ)存。然后經(jīng)過低壓泵、高壓泵、氣化器等設(shè)備加壓氣化處理輸送到外輸天然氣管道。LNG在儲(chǔ)存和加工的過程中會(huì)產(chǎn)生大量BOG，BOG可在接船期間返回船
化工管理 2017年32期2017-11-24
- 八角形FPSO與穿梭油輪串靠外輸中碰撞風(fēng)險(xiǎn)分析
O與穿梭油輪串靠外輸中碰撞風(fēng)險(xiǎn)分析唐友剛1，肖泥土1，陳勃任1，何 鑫1，王泳輝2(1. 天津大學(xué) 建筑工程學(xué)院水利工程仿真與安全國家重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室，天津 300072; 2. 煙臺(tái)中集來福士海洋工程有限公司，山東 煙臺(tái) 264000)針對300 m作業(yè)水深下的八角形FPSO，提出采用穿梭油輪串靠的外輸作業(yè)方案，研究外輸過程中穿梭油輪與FPSO之間由于過分縱蕩運(yùn)動(dòng)而引起的碰撞風(fēng)險(xiǎn)發(fā)生概率。建立由八角形FPSO及其系泊系統(tǒng)、穿梭油輪、系泊大纜等組成的浮式多體系統(tǒng)
海洋工程 2017年2期2017-11-07
- 油田集輸計(jì)量誤差分析與應(yīng)對措施探討
：油田；計(jì)量站；外輸；計(jì)量誤差；控制措施引言現(xiàn)代社會(huì)對于能源的消耗量極大，石油是能源行業(yè)中極為重要的組成部分，其對于我國國民經(jīng)濟(jì)的發(fā)展有著極為重要的意義。石油行業(yè)在該社會(huì)形勢下不斷發(fā)展，形成了完整的產(chǎn)業(yè)鏈。對于石油的運(yùn)輸，根據(jù)運(yùn)輸介質(zhì)的不同可以分為兩種輸送方式，即管道輸送和汽車運(yùn)輸。由于管道輸送具有較多的優(yōu)勢，是現(xiàn)代石油工業(yè)采用的主要運(yùn)輸方式，在總產(chǎn)量中的占比約為93%左右，其中計(jì)量的誤差也較大，直接影響到企業(yè)的經(jīng)濟(jì)效益，有著極為重要的意義，但是在外輸過程
科學(xué)與財(cái)富 2017年24期2017-09-06
- 多點(diǎn)系泊的 FLNG艉輸作業(yè)可行性
業(yè)可行性，并對其外輸臨時(shí)系泊系統(tǒng)進(jìn)行優(yōu)化設(shè)計(jì)。研究表明：艉輸作業(yè)時(shí)FLNG的多點(diǎn)系泊纜繩張力、外輸纜繩張力、FLNG與LNG運(yùn)輸船之間的間距、立管頂部水平偏移等結(jié)果均可滿足設(shè)計(jì)基礎(chǔ)要求。隨著外輸海況的提升以及環(huán)境載荷入射角度的增大，外輸系泊纜張力與生產(chǎn)立管頂部最大偏移量快速增大。外輸系泊纜載荷受纜繩材料的影響較大，對于外輸系泊纜繩布置而言，采用單根布置優(yōu)于2根布置。浮式液化天然氣船；多點(diǎn)系泊；艉輸；作業(yè)可行性0 引 言浮式液化天然氣船(Floating L
中國海洋平臺(tái) 2017年4期2017-09-03
- 自升式儲(chǔ)油平臺(tái)原油外輸方式論證
升式儲(chǔ)油平臺(tái)原油外輸方式論證劉學(xué)濤1劉海超2（1中海油能源發(fā)展股份有限公司邊際油田開發(fā)項(xiàng)目組天津300457 2勝利石油鉆井工藝研究院山東東營257017）隨著海上小型邊際區(qū)塊的開發(fā)蓬勃發(fā)展，小型的艙室儲(chǔ)油自升式平臺(tái)被原來越多的使用，由艙室儲(chǔ)油平臺(tái)組成的“蜜蜂式”開發(fā)模式摒棄了海底管線的鋪設(shè)，有效地減小了油田開發(fā)成本。然而從儲(chǔ)油平臺(tái)將油液傳輸至穿梭油輪的過程中可采用多種方案——分支撐輸油臂、軟管外輸、桁架輸油臂、懸掛式軟管等，本文將對其進(jìn)行具體介紹，并進(jìn)一
資源節(jié)約與環(huán)保 2017年6期2017-08-02
- 某站低常溫外輸可行性分析
00）某站低常溫外輸可行性分析張浩（大慶油田有限責(zé)任公司第八采油廠基建工程管理中心，黑龍江 大慶 163000）隨油田開發(fā)的進(jìn)行，某站外輸含水進(jìn)入高含水范圍，外輸液粘度降低，低溫條件下管壁結(jié)蠟減少，本文結(jié)合某站實(shí)際運(yùn)行情況利用溫降公式，對某站常溫外輸進(jìn)行可行性的初步分析，并對常溫外輸后管壁結(jié)蠟情況進(jìn)行理論預(yù)測，結(jié)果表明在某站實(shí)施4-10月份常溫外輸，冬季低溫外輸即可以降低氣耗又避免了過多改造，明顯提高了效益。常溫外輸；溫降公式；結(jié)蠟；粘度；高含水近年來國際
化工管理 2017年17期2017-07-18
- 外輸軟管修復(fù)質(zhì)量影響因素分析
7,china)外輸軟管修復(fù)質(zhì)量影響因素分析周毅1Zhou Yi邱海平2（1中海油能源發(fā)展采油服務(wù)公司天津300457 2中國石油大港油田熱電公司天津300280）(CNOOC Energy Technology＆Service-Oil Production Services Company,Tianjin 300457,china)外輸軟管作為FPSO外輸常用設(shè)備，在使用過程中經(jīng)常發(fā)生外膠層[1]破損的情況，本文結(jié)合外輸軟管結(jié)構(gòu)特點(diǎn)及多年的外輸軟管修復(fù)經(jīng)
資源節(jié)約與環(huán)保 2017年2期2017-05-10
- 凝析油外輸泵變頻運(yùn)行優(yōu)化改造
7162）凝析油外輸泵變頻運(yùn)行優(yōu)化改造朱曉威（中原油田天然氣處理廠，河南 濮陽 457162）雅克拉集氣處理站兩臺(tái)凝析油外輸泵由分別由兩個(gè)變頻器控制，可以實(shí)現(xiàn)手動(dòng)更改頻率到達(dá)低頻運(yùn)行效果，不能完全自動(dòng)變頻控制。因此，在生產(chǎn)外輸發(fā)生較大變化時(shí)，不能及時(shí)變頻滿足需求，影響了裝置安全平穩(wěn)運(yùn)行，必須對外輸泵變頻運(yùn)行進(jìn)行優(yōu)化改造。凝析油；泵；變頻器；優(yōu)化；改造1 凝析油外輸現(xiàn)狀雅克拉集氣處理站（以下簡稱雅站）有兩個(gè)凝析油儲(chǔ)罐，存儲(chǔ)能力為4000 m3。雅站凝析油產(chǎn)量
化工管理 2017年6期2017-03-20
- FPSO原油外輸安全保護(hù)系統(tǒng)集成設(shè)計(jì)技術(shù)
)?FPSO原油外輸安全保護(hù)系統(tǒng)集成設(shè)計(jì)技術(shù)韋 濤，范 旭，牛志剛(中海油能源發(fā)展股份有限公司采油服務(wù)分公司，天津 300452)結(jié)合FPSO原油外輸安全保護(hù)系統(tǒng)的必需性，介紹安全保護(hù)系統(tǒng)設(shè)計(jì)原則，即監(jiān)測、預(yù)測、預(yù)警，F(xiàn)PSO原油外輸安全保護(hù)系統(tǒng)系統(tǒng)構(gòu)成，船舶位置、姿態(tài)、速度與航向角度預(yù)測計(jì)算原理，以及FPSO、提油船坐標(biāo)轉(zhuǎn)換方法，通過實(shí)際應(yīng)用說明該系統(tǒng)能夠保證原油外輸的安全可靠性。浮式生產(chǎn)儲(chǔ)卸油裝置；原油外輸；安全保護(hù)系統(tǒng)；提油船；預(yù)警外輸作業(yè)是FPSO
船海工程 2016年5期2016-11-23
- 南海FLNG外輸系統(tǒng)研究
7）南海FLNG外輸系統(tǒng)研究趙會(huì)軍 徐業(yè)峻（中海油能源發(fā)展股份有限公司采油服務(wù)公司天津300457）依托FLNG（LNG-FPSO）開發(fā)南海深水氣田已經(jīng)是我國的必然趨勢，南海惡劣的環(huán)境條件嚴(yán)重制約了FLNG產(chǎn)業(yè)的發(fā)展，尤其是LNG外輸已經(jīng)成為制約FLNG開發(fā)南海氣田的關(guān)鍵技術(shù)因素，本文陵水FLNG外輸系統(tǒng)的進(jìn)行研究，從使用環(huán)境限制、設(shè)備性能、外輸周期要求等綜合因素進(jìn)行外輸系統(tǒng)比選研究，最終提出適用于南海FLNG的外輸方式，解決了南海FLNG的外輸難題，為后
資源節(jié)約與環(huán)保 2016年12期2016-02-15
- 天然氣自壓工藝改造減少能源消耗
明二中轉(zhuǎn)站天然氣外輸工藝現(xiàn)狀明二中轉(zhuǎn)站是由明二聯(lián)合站改造而成，主要擔(dān)負(fù)著文明寨兩個(gè)采油區(qū)來液的處理和外輸，每日產(chǎn)生伴生氣量約1.4萬方，其中五線伴生氣量約為9000方，緩沖罐氣量約為4500方，站內(nèi)天然氣的消耗主要是為外輸原油加熱以及冬季鍋爐供暖。外輸原油溫度控制在85攝氏度左右，加熱爐日消耗氣量約2000方左右，鍋爐只在冬季運(yùn)行四個(gè)月，日耗氣量約為1200方左右，剩余天然氣全部混合外輸至液化氣站，每日外輸氣量約為1.1萬方以上。1.1 改造前明二中轉(zhuǎn)站天
化工管理 2015年11期2015-12-20
- 板翅式換熱器工藝在大牛地氣田的試驗(yàn)研究
逐步增大。為保證外輸天然氣氣質(zhì)，前期開展了板翅式換熱器工藝試驗(yàn)，該換熱器具有結(jié)構(gòu)緊湊、輕巧及傳熱效率高等特點(diǎn)［1］，在大牛地氣田得到推廣應(yīng)用。為了提高換熱器換熱效率，近期開展了換熱器制度優(yōu)化試驗(yàn)工作，主要是選擇多組工況不同的集氣站，通過調(diào)節(jié)二級節(jié)流壓差及換熱器進(jìn)口溫度，找出在不同工況集氣站條件下提高換熱器換熱效率的方法。1 換熱器優(yōu)化試驗(yàn)站場基本情況及試驗(yàn)?zāi)康暮蛯ο?.1 試驗(yàn)站基本生產(chǎn)情況試驗(yàn)站基本生產(chǎn)情況如表1所示。表1 4個(gè)試驗(yàn)集氣站氣井生產(chǎn)基本情況
長江大學(xué)學(xué)報(bào)(自科版) 2014年34期2014-12-03
- 外輸滾筒主油泵頻繁停泵故障分析
石油161平臺(tái)的外輸滾筒作為外輸系統(tǒng)的關(guān)鍵設(shè)備，負(fù)責(zé)外輸軟管的下放及回收，滾筒由液壓馬達(dá)驅(qū)動(dòng)，帶動(dòng)滾筒正、反向旋轉(zhuǎn)，并帶剎車裝置，在2011年海洋石油161平臺(tái)升級改造時(shí)增加一套與之配套的排管器裝置。外輸滾筒的可靠運(yùn)行是外輸的關(guān)鍵，在海況惡劣時(shí)，為保證外輸軟管的及時(shí)下放和回收，外輸滾筒的可靠性尤為重要[1-2]。1 故障分析在外輸軟管收放期間，頻繁出現(xiàn)外輸滾筒主油泵停泵現(xiàn)象，再次啟泵主油泵可再次運(yùn)行，外輸滾筒收放和排管器不能同時(shí)運(yùn)行，這一故障現(xiàn)象已嚴(yán)重影響
船海工程 2014年5期2014-06-27
- 內(nèi)蒙古擬建兩條天然氣外輸管道
擬建設(shè)2條天然氣外輸管道，分別為呼倫貝爾—天津—河北天然氣輸送管道和鄂爾多斯—天津—山東天然氣輸送管道，預(yù)計(jì)年輸送天然氣能力達(dá)500×108m3，天然氣輸送管線累計(jì)長達(dá)2 930km，預(yù)計(jì)總投資額550億元，這兩條外輸管道不僅輸送天然氣，還包括煤制氣的向外輸送。本次管道建設(shè)是由新成立的內(nèi)蒙古油氣投資股份有限公司投資，預(yù)計(jì)2017年建成投產(chǎn)。擬建設(shè)的2條天然氣外輸管道可以將內(nèi)蒙古的氣田氣、油田伴生氣、煤層氣、焦?fàn)t氣、煤制氣輸送并銷售到京、津、冀、魯?shù)鹊貐^(qū)。
天然氣工業(yè) 2014年10期2014-02-11
- 接轉(zhuǎn)站集油管線降壓技術(shù)研究應(yīng)用
高44斷塊來液，外輸至高一聯(lián)，集油管線規(guī)格D114×4—13.88km，管線設(shè)計(jì)壓力4MPa，隨著近年新建產(chǎn)能增多，致使外輸管線的液量不斷增大，外輸壓力不斷升高，管線壓力升高至3.5Mpa，嚴(yán)重影響原油日常生產(chǎn)，因此，有必要進(jìn)行管線降壓技術(shù)研究與應(yīng)用，研究出適合管線現(xiàn)場運(yùn)行的降壓技術(shù)，保證管線安全運(yùn)行。二、外輸管線運(yùn)行壓力升高原因研究1、研究思路室內(nèi)試驗(yàn)、理論計(jì)算分析原因，提出解決方案，現(xiàn)場管線試驗(yàn)，結(jié)論總結(jié)。2、室內(nèi)試驗(yàn)2.1 原油物性試驗(yàn)2.2 原油5
化工管理 2013年12期2013-06-27
- 海洋石油161外輸滾筒旋轉(zhuǎn)接頭軟連接裝置設(shè)計(jì)應(yīng)用
自升式采油平臺(tái)的外輸系統(tǒng)軟管收放。外輸滾筒轉(zhuǎn)接頭是連接外輸滾筒與平臺(tái)/船上原油輸送管線的連接裝置，目前與旋轉(zhuǎn)接頭相連接的外輸滾筒輸油管都為金屬硬管。由于旋轉(zhuǎn)接頭法蘭的對中精度、法蘭偏心、管道應(yīng)力及振動(dòng)等會(huì)影響旋轉(zhuǎn)接頭正常使用，從而影響其使用壽命，需要對此處連接進(jìn)行優(yōu)化。1 技術(shù)方案該方案是對外輸滾筒旋轉(zhuǎn)接頭增加一套軟連接裝置，該裝置把常用的外輸滾筒與旋轉(zhuǎn)接頭之間的金屬硬管用橡膠接頭替代，并增加旋轉(zhuǎn)接頭撥桿裝置及旋轉(zhuǎn)接頭彈性支承。旋轉(zhuǎn)接頭撥桿裝置包括相匹配的
船海工程 2013年5期2013-01-11
- FPSO艉部滾筒式外輸端口和懸掛式外輸端口的差異性淺析
集生產(chǎn)處理、儲(chǔ)存外輸及生活、動(dòng)力供應(yīng)于一體。而FPSO的艉部外輸系統(tǒng)則是FPSO海上原油外輸作業(yè)的主要設(shè)備集成，它主要包括貨油泵、外輸總管、氮?dú)獯祾吖芟怠⑾磁摴芫€、惰氣管線支管、外輸計(jì)量裝置、艉部外輸端口、外輸軟管等。該系統(tǒng)對于FPSO海上原油外輸作業(yè)起著關(guān)鍵性作用。按照使用特點(diǎn)分類，目前中國海域內(nèi)FPSO的艉部外輸系統(tǒng)中的外輸端口主要采用滾筒式外輸端口和懸掛式外輸端口兩種，而與之匹配使用的外輸軟管也分為兩種，一種為額定彎曲半徑較小、彎曲強(qiáng)度較高的雙層軟管
資源節(jié)約與環(huán)保 2012年5期2012-12-05
- 兩種FPSO外輸系統(tǒng)中斷開式聯(lián)軸節(jié)的使用分析
開發(fā)過程中，原油外輸作業(yè)是一項(xiàng)非常重要的工作。作業(yè)時(shí)，需要FPSO、穿梭提油輪、守護(hù)船等各方面配合，同時(shí)對相應(yīng)的原油外輸設(shè)備及輔助設(shè)施質(zhì)量（如外輸軟管、系泊大纜等）也有很高要求，因此如何降低因原油外輸作業(yè)事故而導(dǎo)致的原油泄漏風(fēng)險(xiǎn)，是海上作業(yè)風(fēng)險(xiǎn)控制的重中之重。在外輸作業(yè)過程中，有這樣一種風(fēng)險(xiǎn)：由于外輸軟管內(nèi)外部壓力的突然異常，可能會(huì)引起軟管破斷因而導(dǎo)致原油泄漏。為了降低這種風(fēng)險(xiǎn)，在實(shí)際的外輸軟管使用中，油田通常會(huì)配套使用斷開式聯(lián)軸節(jié)（Breakaway C
資源節(jié)約與環(huán)保 2012年5期2012-12-05
- 外輸原油質(zhì)量管理體系建設(shè)方法的探討
163511）外輸原油質(zhì)量管理體系建設(shè)方法的探討姜志強(qiáng)中國石油大慶油田有限責(zé)任公司 第四采油廠 （黑龍江 大慶 163511）針對原油外輸質(zhì)量管理持續(xù)改進(jìn)問題，從運(yùn)行聯(lián)動(dòng)管理系統(tǒng)、實(shí)行精細(xì)控制措施、推行跟蹤培訓(xùn)方法的3個(gè)方面進(jìn)行探討，明確了原油外輸過程質(zhì)量控制的目的；論證了采油廠原油外輸過程質(zhì)量控制方法改進(jìn)，既是油田質(zhì)量管理的重點(diǎn)，又是質(zhì)量管理創(chuàng)新的核心，只有在質(zhì)量管理體系運(yùn)行中不斷探索與創(chuàng)新，才可以確保油田質(zhì)量管理工作與時(shí)俱進(jìn)、持續(xù)發(fā)展。原油外輸 質(zhì)量
石油工業(yè)技術(shù)監(jiān)督 2012年9期2012-09-14
- 外輸軟管共享圈建立的商務(wù)可行性分析研究
2）1.0 前言外輸軟管（以下簡稱軟管）是目前海上油田進(jìn)行原油外輸作業(yè)的重要設(shè)備，它也叫艉輸軟管、輸油軟管，英文名稱通常為Marine Cargo Hose或是Offloading Cargo Hose。隨著海上油田開采技術(shù)的快速發(fā)展，原油外輸頻率逐漸增加，相應(yīng)對外輸軟管的安全使用也提出了更高要求。外輸軟管制造工藝復(fù)雜，技術(shù)要求較高，損壞之后的維修難度大。并且由于其使用在特定范圍，有生產(chǎn)能力的供應(yīng)商都是根據(jù)訂單加工，基本不儲(chǔ)備存貨，因此軟管成本昂貴，訂貨周
資源節(jié)約與環(huán)保 2012年5期2012-01-27
- FPSO外輸漂浮軟管性能水壓試驗(yàn)分析
452)FPSO外輸過程使用的外輸漂浮軟管是以鋼筋為骨架[1]，鋼筋內(nèi)外主要是簾線和橡膠材料的軟管，它重量輕、強(qiáng)度高[2]，空管和輸油時(shí)漂浮在海面上，抗彎模量小，可盤卷在滾筒上，敷設(shè)和撤收都很方便，因此，被廣泛應(yīng)用于海洋石油開發(fā)。目前，海洋外輸漂浮軟管以良好的結(jié)構(gòu)性能及經(jīng)濟(jì)性成為FPSO外輸的惟一運(yùn)輸裝置。我國對外輸漂浮軟管的自主研發(fā)尚存不足，為此，對國內(nèi)生產(chǎn)的外輸漂浮軟管進(jìn)行試驗(yàn)，驗(yàn)證外輸漂浮軟管的性能，在此基礎(chǔ)上對外輸漂浮軟管進(jìn)行優(yōu)化設(shè)計(jì)。1 外輸漂浮
船海工程 2012年6期2012-01-22
- LNG接收站間斷外輸儲(chǔ)罐壓力控制選擇
其他原因?qū)е抡?span id="j5i0abt0b" class="hl">外輸無法連續(xù)進(jìn)行時(shí)對BOG 不同的外輸處理方式。1 BOG生成量的計(jì)算1.1 儲(chǔ)罐吸熱產(chǎn)生的BOG量在實(shí)際操作中對于儲(chǔ)罐實(shí)際蒸發(fā)量的計(jì)算通常采用經(jīng)驗(yàn)值估算[1]，其公式如下：式中，M1為儲(chǔ)罐吸熱產(chǎn)生的BOG量，kg／h；A為儲(chǔ)罐的蒸發(fā)系數(shù)，通常為（0.05%～0.08%）／d；ρ1為儲(chǔ)罐中LNG 的密度，kg／m3；Ve為儲(chǔ)罐中LNG的實(shí)際體積，m3。LNG 全容罐A 一般取0.05%，ρ1按436 kg／m3計(jì)算。在福建LNG3號、4號罐
天然氣技術(shù)與經(jīng)濟(jì) 2011年1期2011-11-08
- 京唐港海域原油外輸船舶安全保障對策
受關(guān)注。保障原油外輸船舶的安全，采取積極的措施使其達(dá)到合理化、科學(xué)化的水平，防范重、特大事故發(fā)生，對維護(hù)海洋環(huán)境清潔、保障國家海上能源運(yùn)輸安全具有十分重要的現(xiàn)實(shí)意義。一、京唐港海域油田及原油外輸情況介紹1. 轄區(qū)油田情況介紹轄區(qū)海域主要有秦皇島32-6、秦皇島33-1和南堡35-2油田。秦皇島32-6（見圖1）投產(chǎn)于2001年9月，目前油田共有井口平臺(tái)7座，1艘FPSO“渤海世紀(jì)”（總噸為16.35萬t，儲(chǔ)油能力為12.5萬m3）。其中，F(xiàn)PSO作為油田的
世界海運(yùn) 2011年6期2011-03-06