外输系统

外输系统（精选7篇）

外输系统 篇1

一、概况

塔河油田重质原油主要通过塔库、塔轮外输管道输送至雅克拉末站、塔轮末站火车、汽车外运和库车末站销住塔河分公司。

塔库外输管道于2003年10月投用, 设计规模500×104t/a。共辖有塔库首站、一号中间热泵站、雅克拉末站、二号中间热泵站、库车末站输油站库五座, 外输管线154km。

塔轮外输管道投产于1999年12月, 设计规模300×104t/a, 辖有塔轮首站、中间站、塔轮末站输油站库三座, 外输管线70km, 油源由塔库首站通过联络管道反输提供。

塔河油田重质原油均从塔库首站出去, 塔库首站共有8台外输螺杆泵, 6台正输塔库管道, 2台反输塔轮管道。

二、外输系统现状

随着塔河油田在“建设三个塔河的目标下”奋进, 塔河油田原油产量不断攀升, 总外销量以65万吨/年的速度稳步增长。重质原油销量从2003年的110×104t/a增加到2011年的638×104t/a。2012年分公司全年重质原油销售任务约650×104t/a, 按照分公司要求, 塔库首站自2009年6月开始向一号联输送掺稀用混配油, 每日混配油输量约3000t, 即塔库首站2012年管输量达到760×104t/a, 每天需外输20808t, 约22050m3。

重质原油外输系统的外输双螺杆泵设计排量135m3/h, 实际输量达不到设计排量。目前塔库首站输往雅克拉末站运行5台泵时, 外输泵压力仅为3.0MPa左右, 而单台泵的平均排量已经降为110 m3/h, 1#中间热泵站单泵平均排量更是低于110m3/h, 均比设计排量低了25m3/h。目前塔库首站8台泵满负荷最大外输量每天仅为21120 m3, 造成塔库首站每日欠输原油930m3, 全年欠输约40×104m3;如果考虑设备维护、维修和火车销售不均等因素, 管输量缺口将更大。重质原油外输系统的实际输油能力将阻碍塔河油田原油销售任务的顺利完成, 重质原油外输系统瓶颈凸显。

三、问题分析

1. 汇管供油不足

塔库首站1#汇管接入5台泵, 2#汇管接入3台泵, 正输泵进口来油主要由1#汇管提供, 反输泵进口来油主要由2#汇管提供。多台泵同时吸液, 可能造成汇管储油不足, 单泵吸油量降低, 排量下降。

2. 粘度影响

通过对原始设计参数、泵出厂试验数据等进行分析, 7T.3系列双螺杆泵设计粘度500~750cst, 实际输送介质粘度150cst。泵进出口压差相同时, 介质粘度越大, 从高压腔回流到低压腔的介质越少, 粘度越小, 回流越多。即在相同压力下, 泵输送介质粘度降低, 泵排量随之降低。

导程38在介质粘度为150cst和750cst时理论计算性能参数对比如图1。

3. 泵体内部泄漏与回流

长期高压运转造成泵体安全阀出现内漏;泵体内部高压腔与低压腔之间压差过大, 回流造成介质与衬套及螺旋套摩擦加剧, 间隙增大, 外输排量减小。

四、增输能力研究

要解决塔河油田重质原油外输瓶颈的问题, 需及时采取相关措施提升重质原油外输系统输油能力, 通过对输量不足原因分析, 影响输量最大的是由于设计粘度远远高于运行粘度导致双螺杆泵运行输量低于设计输量, 决定从外输双螺杆泵研究达到增输目的。

1. 双螺杆泵工作原理及泵效分析

双螺杆泵是利用螺杆的回转来吸排液体, 由于各螺杆的相互啮合以及螺杆与衬筒内壁的紧密配合, 在泵的吸入口和排出口之间, 就会被分隔成一个或多个密封空间。随着螺杆的转动和啮合, 这些密封空间在泵的吸入端不断形成, 将吸入室中的液体封入其中, 并自吸入室沿螺杆轴向连续地推移至排出端, 将封闭在各空间中的液体不断排出, 犹如一螺母在螺纹回转时被不断向前推进那样。

通过双螺杆泵的工作原理分析, 认为影响该泵排量的主要因素有三个:泵缸的有效截面积、泵的转速和螺杆螺纹的导程。

2. 技术改造的方法和要点

增加泵的排量有三个途径:a、加大泵缸的有效截面积, b、提高泵的转速, c、加大螺杆螺纹的导程。

分析认为加大泵缸的有效截面积无法改造, 提高泵的转速需更换电机及相匹配的控制系统和电路, 只有加大螺杆螺纹的导程, 可以保持双螺杆泵的电机与功率不变, 达到提高排量的目的, 是优选的改造方法。

拟进行理论计算与现场试验, 在保证外输泵安全运行的基础上, 通过改造双螺杆泵螺旋套导程提高泵排量, 以解决目前外输任务艰巨的紧张局面。

当双螺杆泵运行数量增加时, 泵出口压力随之增大, 回流增加, 泵轴功率提高, 单台泵排量降低;当双螺杆泵运行台数一定时, 螺旋套导程增加, 泵出口压力相应增大, 泵轴功率提高, 泵效率增加, 泵回流相对增加更多, 但单台泵排量的绝对值是提高的。

根据塔库首站、一号中间站运行参数及外输量要求, 通过理论计算及相关试验得出, 在保证满足泵性能曲线及电机性能核算情况下, 对塔库首站4台双螺杆泵进行50导程改造, 一号中间站5台双螺杆泵进行44导程改造, 是可行的。

五、增输能力改造内容

改造部件:外输高压双螺杆泵螺旋套。

改造的优点:

1. 流量明显增加, 泵的工作效率显著提高;

2. 泵轴功率增加, 电机功率的利用率相应地提高;

3. 原有的泵配、电机、底座及配电控制系统等能充分利用, 节约资金。

六、实施效果及效益

1. 实施效果

经现场测试:

塔库首站泵机组改造后, 5台泵运行时改造泵实际排量为:

4台改造泵实际排量平均为137.3 m3/h, 较改造之前提高27.3 m3/h。

一号中间站泵机组改造后, 5台泵运行时改造泵实际排量为:

5台改造泵实际排量平均为125.4m3/h, 较改造之前提高20.4m3/h。

2. 经济效益

以塔库首站外输量为基准, 改造泵排量在原基础上增加的排量平均为27.3 m3/h, 每台泵一天工作24小时, 一年运转365天, 标密为0.945g/cm3, 则4台改造泵提升输油能力日计:

提升输油能力年计:

4×27.3×24×0.945×365=90.40万吨

3. 社会效益

重质原油外输系统提升输油能力改造, 提高了现有外输系统泵机组等设备的利用率, 提升了西北油田分公司重质原油外输系统的输油能力, 解决了分公司在近期所面临的重质原油外输瓶颈, 社会效益显著, 意义重大。

七、推广应用规模及前景

此改造通过对重质原油外输设备双螺杆泵的改造, 提高了外输系统的输油能力, 有效地缓解了西北油田分公司重质原油外输压力, 无排放, 无污染, 投资相对较少, 经济效益与社会效益巨大。此次改造项目对其他外输系统的设计与改造具有重要的借鉴意义, 在相关行业单位的同类设备改造中具有广泛的推广价值。

参考文献

[1]张维志, 超稠油管道输送水力及热力计算[J], 油气储运, 2007, 26 (4) , 11-13.

[2]蒋勇, 双螺杆泵螺旋套的改造与应用效果, 油气储运, 2005, 24 (4) , 55-56.

[3]塔河油田重质原油外输系统设计总说明书.

[4]天津泵业机械集团有限公司《关于中国石化西北油田分公司高压外输泵问题分析及改造可行性分析》.

外输系统 篇2

石油化工企业中储存的原油因其产地不同, 成分也不同, 原油经过长时间的罐内储存, 其中的碳氢化合物、蜡、沥青质、泥砂和水等物质便在油罐底部淤积成半固态的沉积物。分析原油罐中的沉积物发现油和蜡占整个沉积物的绝大部分 (约为80~95%) , 除水以外的无机沉积物的量并不多, 因此沉积物中包含许多应该回收再利用的有益成份。这些沉积物经过长期的堆积其高度可以达到1米以上, 如此大量的沉积物不仅降低了油罐的有效容积, 并且当沉积物过多时, 浮盘下降到油罐底部时, 将不能均衡落地, 从而有可能造成浮盘倾斜。大量的沉积物也会造成大罐维修清洗困难、污染环境、增加原油损耗等诸多问题。

目前, 解决油泥沉积的方法有两种:一种是传统的定期清理方法.就是机械或人工清罐;另一种方法就是安装旋转喷射混合系统。旋转喷射混合系统主要由旋转喷嘴和传动箱内的传动装置组成。将喷射混合系统安装在油罐底板上, 外部设置的循环油泵 (可利用现有输油泵) 作为驱动源。通过循环泵提供循环原油, 高压油流从喷嘴中高速射出, 利用喷射力迅速打碎罐内的堆积淤渣, 使沉积物溶解。由于喷嘴的喷射方向偏离其中心, 会因喷射的反动力而驱动旋转喷嘴进行360度自动旋转运转, 同时径向喷射高速油流使罐内原油发生对流, 从而起到全方位搅拌的作用, 很好地解决了常规搅拌器无法解决的搅拌死角问题, 使罐内介质均匀、防止沉积物堆积的同时延长了油罐清罐周期。

1.1 旋转喷射混合系统喷射流的打碎效果

喷射流是指高速喷射流动的液体。它经过物理的动力效果对堆积的沉积物进行喷射打击, 并使之搅拌溶解, 以下是喷射流对沉积物进行冲击、搅拌、溶解的示意图。

F=p×Q (Vm) 2

F:对污泥的冲力 (Kgf) p:液体密度 (Kg/m 3)

Q:液体流量 (m 3/s e c) P:喷流的压力 (Kg/m 2)

Vm:流体流速 (m 3/s e c) G:重力

通过上式可知喷射打碎的效果随喷射流量和喷射压力变大而变大。

1.2 喷射流的搅拌效果

喷射流喷射作用在相对静止的低速流体中、高速流体与低速流体相碰时产生剪断作用力、低速流体的一部分加入喷射的主流而形成伴随流动。

喷射流的搅拌效果因伴随流动作用而定。喷射的搅拌能力是伴随流量, 喷射流量Q增大时搅拌的效果也随之增大。

1.3 喷射流产生的顶部与底部介质对流达到的均匀混合效果

喷嘴在由罐中心向两侧罐壁底角喷射时, 射流遇罐壁阻挡, 改变方向向上流动。根据流体力学, 流速与压力是成反比的, 那么, 在喷嘴出口的周围就形成了一个相对高流速、低压力的区域, 而与其相对的罐顶部等流速缓慢的区域也形成了一个相对低流速、高压力的区域。由于压差的存在, 罐顶部的介质自动流向罐底部中心。由于旋转喷射混合系统的工作过程是一个旋转喷射的状态, 当其旋转一周的同时, 也就完成了整个罐内介质的对流置换和搅拌, 从而达到一种理想的均匀混合搅拌效果。

目前, 世界各国石油企业已陆续采用旋转喷射混合系统取代传统的叶轮式搅拌器, 国内近几年也同步开始采用。仪征15万m3储油罐旋转喷射混合系统的使用, 不但解决了罐底沉积物的堆积问题, 而且保证了不同原油油品调配输送的质量, 降低了人工及生产成本的同时产生了一定的经济效益。新建黄岛国家原油储备库在建设过程中采用了许多国内外先进的新技术、新设备, 其中就有旋转喷射混合系统。

2 黄青管线概况及配输过程中的主要问题

黄青管道起自黄岛油库, 终到青石化末站油库。采用先炉后泵, 一泵到底的密闭 (加温、加剂) 输油工艺, 管线长度68.6km, 管径Ф377×7mm, 管线设计输油能力为300×104t/a, 设计承压8.0Mpa。黄青输油管道大部分沿海滩铺设, 尚有部分管段浸泡于海水中, 沿线共穿越铁路、公路28次, 大小河流10处, 最宽河流宽度为820米, 在距末站4公里处翻越女姑山, 高度29m。为确保管线平稳安全运行以及青石化炼化需求, 目前黄青管线基本全年均为混合输送, 也就是两种以上油品按一定比例配输。

以黄岛油库2010年为青岛石化输送的蜡油为例, 蜡油是原油经常减压装置一次加工产生的重油减压蒸馏后产生的, 含蜡量高达16%, 凝点为45℃, 黄岛首站设计出站油温最高为70℃时, 到达末站时进站油温仅有30℃左右, 为此蜡油不能单独外输, 只能与其它低凝点油混输。

因青岛石化厂炼油设备所限, 对含硫量、蜡油比例等一些物性指标有着严格的指标要求, 混输时其它低凝点油比例不能过大, 且输送过程中温度稍低就会凝滞, 造成凝管事故。而且由于油品性质差别较大, 如果原油混合不均匀, 不同管段内的油品性质将产生较大的差别, 给管道的安全运行造成重大隐患, 同时, 停输过程中较重的油品沉积在管道的底部, 重新启动后很难将这部分油品带走。

黄岛油库目前基本采用的是管道混合, 而原油的混合方式主要有两种, 一种是管道混合, 另一种是罐内混合即将不同油品输送到同一罐内混合, 然后经泵进入管道。就这两种混合方式而言, 管道混合拥有可随时按需调配, 无须担心原油在罐内发生分层等优点;缺点是只要不是按1∶1比例调配, 随着液位变化就需要操作人员及时控制阀门以达到按比例配送的目的, 在增加工作量的同时也大大增加了人为误操作的可能性。管道混合也可以通过加装流量计、给油泵、调节阀及相应的监护、远控等自动化设备实现给油泵出口比例混合, 达到精确配输功能。但也会造成场地占用、设备投资、维护保养等大幅度增加的一系列问题。罐内混合的优点则体现了以人为本的原则, 在降低操作人员劳动强度的同时避免了人为误操作的可能性, 确保了安全生产的平稳运行;目前安装传统叶轮式搅拌器的原油罐, 普遍存在的缺点就是原油混合不完全充分, 根本无法防止沉积物的堆积, 且长时间储存易发生分层及结壳现象, 即使加密及延长原油罐搅拌时间亦无法解决。而旋转喷射混合系统通过喷射嘴把油高速喷射出, 打碎罐内的堆积淤渣使其溶解, 同时该喷射流使罐内原油发生对流, 从而起到全方位搅拌的作用, 较好地解决了罐内混合的难题。

3 经济效益分析

3.1 投资成本降低带来的经济效益

以5万立方原油罐为例:每台进口叶轮式搅拌器约40万人民币, 每座油罐中安装2台叶轮式搅拌器, 投资约80万元人民币。如将青石化外输罐搅拌器拆除, 可做为其它油罐搅拌器维修配件使用, 或做它用;而每座油罐中安装旋转喷射搅拌系统, 投资约50万元人民币左右, 如果安装旋转喷射搅拌系统不仅解决了沉积物堆积和油品不均匀问题, 还立即在投资上节省30万元人民币。

3.2 油罐清洗效率提高带来的经济效益

一般5万立方米油罐的清洗时间为12天左右。但是如果罐内安装了旋转喷射混合系统, 罐底淤积的沉积物必然大大减少, 清洗工期据有关数据显示可以再提前3天左右, 从而大大缩短工期, 降低蒸汽、电力消耗, 节约清罐费用。

4 结论

综上所述, 旋转喷射混合系统的使用不单单解决了罐底沉积物的堆积问题、确保油罐的储运能力、防止储油罐的损伤等, 更可以将不同粘度、不同流动点的原油进行搅拌, 使粘度、含硫量、流动性被调和成适中的一个位置上, 确保管线安全输送的同时降低了人工及生产成本, 提高了经济效益。

参考文献

[1]杨筱蘅, 张国忠.输油管道设计与管理.石油大学出版社, 1996.

外输系统 篇3

FPSO (Floating Production Storage and Offload-ing) 是海洋原油开采作业的重要装置, 被称为"海上石油工厂"。它集生产处理、储存外输及生活、动力供应于一体。而FPSO的艉部外输系统则是FPSO海上原油外输作业的主要设备集成, 它主要包括货油泵、外输总管、氮气吹扫管系、洗舱管线、惰气管线支管、外输计量装置、艉部外输端口、外输软管等。该系统对于FPSO海上原油外输作业起着关键性作用。

按照使用特点分类, 目前中国海域内FPSO的艉部外输系统中的外输端口主要采用滚筒式外输端口和悬挂式外输端口两种, 而与之匹配使用的外输软管也分为两种, 一种为额定弯曲半径较小、弯曲强度较高的双层软管 (Double Carcass Hose) , 另一种则是额定弯曲半径相对较大、弯曲强度相对较低的单层软管 (Single Carcass Hose) 。两种端口及软管图示如下:

从外观上, 我们可以直观地看出FPSO的艉部滚筒式外输端口和悬挂式外输端口这两种外输端口的差别。那么, 究竟该如何选择一个合适的艉部外输端口呢?

2.0两种端口的差异分析

在FPSO的ODP阶段, 设计人员会对其所在服役的油田环境进行调研和系统分析, 并充分考虑其安全性、可操作性、经济性等各项因素之后, 最终确认采用何种艉部外输端口。

同样, 如果需要对滚筒式外输端口和悬挂式外输端口进行差异性分析, 我们也需要从各个方面进行考量。为方便理解和对比, 本文将影响端口选择的因素分为内部因素和外部因素两种:

内部因素:指设备本身的特性因素。主要包括设备经济成本、技术成熟度、可操作性、设备安全性等。

外部因素:则指设备本身之外的特性因素。主要包括与设备配套的外输软管性能、设备使用环境等。

总结出上述两类因素后, 我们可以依照各项指标来分析滚筒式外输端口和悬挂式外输端口的差异性。

2.1内部因素

(1) 经济成本

滚筒式:对于FPSO而言, 滚筒式外输端口需要额外购买滚筒设备, 同时匹配相应的液压系统和绞车。通常这样整套的设备总价在150万美元左右。此外, 滚筒式使用的双层外输软管每根价格比单层外输软管价格贵1-2万美元。即:使用滚筒式端口要比使用悬挂式端口的设备成本高出近200万美元。

悬挂式:不需要额外购买滚筒式的大型设备, 单层外输软管即可适用。

(2) 技术成熟度

滚筒式:技术成熟度高, 设备较为复杂。由于外输作业时需要收放软管, 因此对滚筒式端口匹配的液压系统和绞车质量以及相应的作业操作要求较高。渤海海域和南海西部海域多家作业者的长期使用证明了滚筒式端口设备的可靠性, 但也有某些因为操作原因或设备故障导致的问题出现。

悬挂式:技术成熟度高, 且设备简单。2008年以前投产的南海东部海域FPSO均采取此外输端口方式, 同样有着长期安全无故障使用的可靠性。

(3) 可操作性

滚筒式:设备体积庞大, 操作较为复杂, 需要配合相应的液压系统和绞车完成外输软管收放作业, 作业操作要求较高。

悬挂式:无需外输软管收放作业, 操作便捷。

(4) 设备安全性

滚筒式:由于滚筒式设备较为复杂, 同时需要配套的液压系统和绞车配合使用, 对操作要求较高, 此外设备检查手段也比较复杂, 因此设备安全性相对较低。

悬挂式:设备简单, 方便检查。设备安全性相对较高。

2.2外部因素

(1) 配套外输软管性能

滚筒式:滚筒式端口的外输系统中, 外输软管需要盘绕在滚筒上, 因此它所配套使用的外输软管一般为额定弯曲半径较小、弯曲强度较高的双层软管。双层软管在溢油预警和保护、保温方面有着一定的优势。另外, 滚筒和软管之间需要配套使用快速释放阀 (Quick Release Coupling) 以确保整套系统的安全性。但由于外输软管长时间在滚筒上受到挤压, 常常会发生外观变形的情况, 甚至有可能会引起脱胶进而影响软管漂浮性能。

悬挂式:对外输软管的性能要求相对较低, 通常采用弯曲半径相对较大、弯曲强度相对较低、制造工艺更为成熟的单层软管。无论外输与否, 外输软管始终都漂浮在海面上。此外, 单层软管在使用中需要配套使用破断阀 (Breakaway Coupling) , 以防止潜在的溢油风险。悬挂式的优点在于软管不需要频繁地收放, 不会受到类似于滚筒式的挤压。但悬挂式端口通常所使用的单层软管在溢油预警和保护、保温方面不如双层软管。

(2) 使用环境

滚筒式:根据滚筒式端口的外输系统和滚筒配套使用的双层软管的特性, 可以知道滚筒式的优点在于可以有效地避免台风天气、恶劣海况以及过往船只对软管造成的影响。滚筒式端口外输系统一般常见于渤海海域和南海西部的FPSO。

悬挂式:悬挂式端口的外输系统常见于中国南方的外海油田, 比如南海东部海域。由于海上油田所在的海域开阔, 海温合适, 过往船只较少, 除了台风的影响以外, 软管使用环境相对较好。面临台风天气时, 整组软管需要从海上解脱拉回锚地避台, 待到台风过后, 又需将软管拉回油田。

2.3差异性分析 (右图)

3.0结论

联合站外输管线温控问题研究 篇4

在热油沿管道向前输送的过程中, 由于管内温度高于环境温度, 油流所携带的热量将不断的向管外散失, 因而油流在前进的过程中不断的温降, 即引起轴向温降。轴向温降的存在, 使油流的粘度在前进的过程中不断上升, 单位管长的摩阻逐渐增加。因此要降低管线阻力损失, 得到要求的末站温度就要对沿程温降、出站温度、出站排量等进行研究, 才能经济、安全的输送原油。

1 计算模型的建立

油流在出站时加热到一定的温度后进入管道。沿管道流动中不断向周围介质然热, 使油流温度降低。散热量及沿线油温分布受很多因素的影响, 如输油量、加热温度、环境条件、管道散热条件等。工程上将正常运行工况近似为热力、水力稳定状况进行轴向温降计算。

1.1 轴向温降计算式

设管道周围介质温度为T0, dl微元段上的油温为T, 管道输油量为G, 水力坡降为i。流经d l段后, 油流产生温降为。在稳定工况下, dl微元段上的能量平衡式如下:

式 (1-1) 中左端为dl管段单位时间内向周围介质的散热量, 右端第一项为管内油流温降d T的放热量, 第二项为dl段上油流摩擦损失转化的热量。因dl与d T的方向相反, 故为负号。

设管长L的段内总传热系数K为常数, 忽略水力坡降i沿管长的变化, 对式 (1-1) 可进行积分, 可得沿程温降公式。令:

所以可以得到:

式中G油品的质量流量, kg/s;c输油温度下的比热容, J/ (kg﹒℃) ;D管道外径, m;L管道总长, m;K管道总传热系数, W/ (m2﹒℃) , TR管道起点温度, ℃;TL距管道起点L温度, ℃;T0管中心埋深处自然地温, ℃;i油流水力坡降;g重力加速度, m/s2。

1.2 管道总传热系数K的计算

埋地管道散热的传递包括三部分, 即油流至管壁的放热, 钢管壁、保温层的热传导和塑料层至周围土壤的传热。

管输时, 管内流体处于紊流状态, 所以油流对管内壁的放热系数α1对总穿热系数影响不大, 故忽略不计。所以:

2 出站温度TR、沿程温降TL及最小输量Gmin的确定

2.1 出站温度TR的确定

输油时由于末站对进站温度有要求, 所以就要合理的控制好出站温度, 既不使末站的温度过高, 或是过低, 达到节约经济上保障安全。已知末站温度T0由公式 (1-2) 得到:

已知末站要求进站温度在30~35℃, 则根据辅助公式及公式 (2-1) , 计算结果如下图:

从图中可以得到在冬季选择排量为13m3/h, 出站温度在70℃时就能达到末站最低温度30℃的要求。

在夏季, 计算结果图4。在夏季, 环境温度较高, 在管线埋深处的温度为20℃, 想要得到末站温度在35℃, 出站的排量控制在13m3/h, 出站温度在56℃就能满足要求。

2.2 沿程温降TL

管理好长输管线, 就要知道沿程管线的温降问题。在公式 (1-2) 中可以得到沿程管线的温降公式:

在冬季, 管线埋深处的温度为3.6℃, 外输排量在13 m3/h, 出站温度的不同, 来研究沿程温降问题。

在上图中可以得到, 出站油温高, 油流与周围介质的温差大, 温降就快;在进站前的管段上, 由于油流温度较低, 温降就慢。加热温度愈高, 散热愈多, 温降愈快。因此, 过多的提高出站的油温, 试图提高末站的油温, 在计算表中可以看出往往收益不大。出站温度提高10℃, 进站温度才提高了3℃。因此, 想得到合理的进站温度, 必须综合考虑出站排量和温度。

2.3 最小输量Gmin的确定

当输油管道运行后, 其K、D、T0就一定, 在两站相距l时, 出站温度允许的最高温度Tmax及末站允许的最低温度Tmin已定的情况下, 可以确定管道的最小输量。由公式 (1-2) 可得:

由于加热因素的影响, 元162站的外输温度一般不超过80℃, 则:

冬季:

夏季:

所以可得在冬季排量小于11.9m3/h, 在末站是很难收到30℃;同样在夏季如果出站排量低于7m3/h, 末站也收不到理想的温度。

3 结论

(1) 根据某联合站的产能300方每天, 冬季排量选择排量为13m3/h, 出站温度在70℃;夏季在13m3/h, 出站温度在56℃就能满足要求。

(2) 出站油温高, 散热愈多, 温降愈快。因此, 过多的提高出站的油温, 试图提高末站的油温, 往往收益不大。想得到合理的进站温度, 必须综合考虑出站排量和温度。

(3) 冬季排量小于11.9m3/h, 在末站是很难收到30℃;同样在夏季如果出站排量低于7m3/h, 末站也收不到理想的温度。

参考文献

[1]冯叔初编.油气集输与矿场加工.中国石油大学出版社

[2]杨筱蘅编.输油管道设计与原理.中国石油大学出版社

原油外输泵机械密封失效分析 篇5

1 原因分析[1]

对原油外输泵机械密封进行拆解, 发现机械密封的主要破坏形式是过度磨损。机械密封摩擦副采用的材料是浸树脂碳石墨 (动环) 和耐蚀镍铸铁 (静环) , 其中浸树脂碳石墨环的磨损量超过3mm。碳石墨环的磨损严重, 但是比较均匀, 说明泵轴运行中不存在过量变形, 造成机械密封过度磨损的可能原因是制造和安装不良等造成的振动。

在原油外输泵的装配过程中, 微小的安装误差难以避免, 振动也必然存在。为了减少振动对机械密封的性能和寿命上的影响, 有必要进行振动分析, 提出针对性的解决办法。

2 研究方法

为了找到振动原因, 本文应用solidworks建立了外输泵的3D模型, 并通过有限元分析软件simulation进行了振动分析。

2.1 模型的建立

振动分析的主体是外输泵, 外输泵与电机通过联轴器连接, 并通过地脚螺栓与水泥基座连接。他们之间存在连接关系, 因此要分别建立三者的模型, 进行分析 (见图1) 。

2.2 分析过程

(1) 定义频率算例。频率分析用于计算共振频率以及对应的模式形状。模式形状可以说明振动发生时, 系统各不同位置的振动变形, 反映出振动对不同位置的影响大小。

(2) 定义各零部件材料:基座材料定义为标号32.5的水泥, 泵轴定义为40Cr, 泵体定义为铸铁, 其他零件分别定义为铸铁和低合金钢等材料。

(3) 定义连接方式:认为螺栓连接良好因此螺栓连接被定义成刚性连接。外输泵与基座接触面刚性连接, 电机与基座接触面刚性连接, 联轴器的两联轴节采用刚性接头, 基座底面固定。

(4) 网格划分:外输泵的内部结构比较复杂, 难以进行结构划网格, 因此采用非结构化网格。网格最大尺寸25mm, 在细小结构中自动过渡, 雅克比点数定义为4。

(5) 运行分析。

2.3 分析结果

系统自振频率是158Hz, 在泵的启动阶段会经过这一振动频率, 只是时间很短不会形成共振。正常运行阶段的振动主要是泵的转子旋转引发的振动。

图1显示了振动分析的位移结果, 图中颜色越深表示振幅越大, 可以看到振动最大的区域是泵的两端及进出口。这些区域同时也是结构中刚度最低的区域, 说明刚度是影响系统局部振幅的主要因素。而机械密封及轴承的安装位置处在这些区域使振动对机械密封及轴承的寿命造成更大的影响。

3 解决办法

从分析中可以看到, 原油外输泵的系统中, 整体的振幅不是完全一样的, 泵两端可以视为在系统振动上存在的局部振动。系统刚度是影响局部振动振幅的主要因素, 因此解决办法从提高系统刚度和增加机械密封耐磨性等方面入手。

(1) 增加地基重量, 是增加系统重量的最直接办法, 而系统重量的增加能够有效降低振动幅度。

(2) 在泵的设计中, 在其他条件允许的情况下, 缩短轴承座和密封函体的轴向尺寸;增加主轴刚度, 适当增加轴径或者采用强度、刚度更大的材料。这些措施可以增加泵的刚度, 减小泵的局部振动。

(3) 更换机械密封摩擦副材料[2]。现在采用的机械密封摩擦副材料是浸树脂碳石墨和耐蚀镍铸铁, 磨损系数为10-6。如果采用浸青铜碳石墨和碳化钨摩擦副, 磨损系数为10-8, 可以大大降低磨损量。

参考文献

[1]卢慧春.油田输油离心泵振动致使机械密封失效的解决措施[J].机械研究与应用, 2005 (4) :51～53.

FPSO旁靠与串靠外输比较 篇6

全海式生产模式, FPSO必须有能力将成品原油安全、高效地输送给穿梭油轮。经过多年的经验积累和技术进步, 目前串靠外输和旁靠外输成为FPSO海上原油外输的主要方式, 其中串靠外输方式中占主导地位。与世界其他海域一样, 中国的FPSO也是以串靠外输方式居多。但在某些海域和特定条件下旁靠外输也具有一定优势。

2.0旁靠外输

2.1概述

旁靠外输方式虽然有较多不利因素, 但对于海况条件较好的海域, 由于旁靠系泊方式所要求的系泊设施和原油输送软管要比串靠系泊方式少, 投资也较省, 所以还是一种可选方案。对于特殊海域和特殊要求的外输作业, 旁靠外输也有一定优势。如在渤海SZ36-1油田上, 由于该海域冬季有冰情, 串靠外输方式中的漂浮软管易受到浮冰碰撞与摩擦, 可能造成软管破损, 直接威胁到油气安全生产和环境保护, 在这种特定条件下, 旁靠外输优于串靠外输。在今后LNG和FPSO的设计中, 有可能采用旁靠卸载方式, 主要原因是软管不宜进行低温液体输送, 而旁靠卸载方式可使用输油臂作业。

海上油气开发工程中, 由于油田生产和原油外输的需求, 一艘FPSO上可以存在既有串靠外输设施, 又有旁靠外输设施。如墨西哥湾中投产的一艘28万吨级FPSO, 由于油田产量非常大, 除使用串靠外输方式外, 还使用了旁靠外输方式, 以缓解一种方式带来的穿梭油轮的滞留问题, 加速了原油外输频率。在渤海PL19-3油田的可行性研究中, 为30万吨级FPSO外输原油, 曾考虑了串、旁靠外输作业共存的方式, 原因之一是保证冬季恶劣环境下原油外输作业的时效, 其二是与30万吨级FPSO理想匹配的穿梭油轮应为15万吨级, 但国内没有这么大的运输油轮, 因此使用两条6万吨级运油轮, 或一条10万吨级和一条6万吨级运油轮的外输方案, 当两条运油轮到达时, FPSO应同时具备向两条运油轮输油的能力。因此, 该FPSO上曾考虑串、旁靠并存的作业方式。

2.2限制条件

因为旁靠外输对波浪和风的影响非常敏感, 特别是在旁靠的两船形状、尺寸差别很大时, 这种原油外输方式最容易受天气条件限制;然而在一些情况下, 两条油轮可同时停靠在浮式生产系统的两旁进行作业, 或以头头同向方式, 或以头尾同向方式。过高的波浪是造成旁靠外输停输的主要原因, 推荐以2m~3m浪高作为允许两船旁靠的最大设计条件;然而这个浪高限制也可能因为下列条件而改变:

*浮式生产系统的类型;

*浮式生产系统与外输油轮在尺寸上及船舷外形上的不同;

*风、浪、流相对方向、速度及特性;

*浮式生产系统随风向旋转的能力;

*适当的防护和系泊设备;

*输送设备的设计;

*接油船的机动性。

浮式生产系统中系泊系统的设计应把外输方式作为一个操作条件。旁靠外输操作的环境限制应通过数值分析或水池模型试验来验证。如果使用的外输油轮与浮式生产系统相比, 具有更大的尺寸、吃水范围和 (或) 排水量, 无论是设计者还是操作者都应特别的小心。几何形状可能使旁靠变得困难, 并能导致设计卸载设备中考虑不到的情况。然而, 浮式生产系统系泊和外输系统的设计基础可能受卸载条件所决定。

对于扩展式系泊或顺应式的浮式生产系统, 旁靠外输很少使用, 也不推荐;然而, 如果规划合理, 浮式生产系统和它的系泊系统应设计成吸收由外输油轮产生的最大的系泊载荷和碰撞载荷, 同时使油轮与系泊腿保持安全的间距。

2.3护舷系统

旁靠卸载的浮式生产系统的护舷装置应首选漂浮型并充满空气或泡沫的橡胶。在任何情况下, 护舷装置都应设计成能吸收计划中最大油轮停靠在浮式生产系统旁边而对其造成的冲击, 护舷装置的布置应使碰撞力沿浮式生产系统船侧均匀分布。护舷装置的数量和尺寸取决于预计靠在浮式生产系统旁的最大油轮, 以及油轮的接触速度和角度。为了避免外输油轮靠近或离开浮式生产系统时造成碰撞, 小的辅助性的防护装置可以安装在船首或船尾来提供额外的保护。

护舷装置可以通过系在专用的可收放的吊杠上的绳索来管理。这些吊杠通常装在浮式生产系统的甲板上, 或者通过导缆孔和转动机构, 把绳索安装在浮式生产系统的固定绞车上。护舷管理设备应设计成满足所用最大尺寸和最大重量类型的护舷。动力载荷的冲击系数至少应取2.0, 并且应符合API Spec2C。应对护舷装置上的局部变形进行检查, 并应在设计中给予合适的考虑。

2.4外输系统

采用旁靠系泊的两条船之间使用一条或多条标准的船舶软管输送原油, 软管应符合油公司国际海事论坛 (OCIMF) “软管标准”。这些软管可由安装在浮式生产系统甲板上的一座或多座吊车、“A”字形构架或塔架来管理。软管提升设备必须能够提起预计最大旁靠外输油轮所需最大、最长软管的操作重量。并且提升时要有SY/T l0029—2004一定的旋转半径和悬臂外伸长度, 以便能跨接到最大外输油轮的进舱管汇, 同时并能到达在浮式生产系统的主甲板上指定的软管储存和维护区域。

应该用一种垫子、波纹板或类似的东西来防止软管在浮式生产系统边缘上的磨损, 一种自动的断开型接口可以安装在每一输送软管的外输油轮端, 以防止在过强的拉力和碰撞时造成软管破裂。如果使用这种连接接口, 它应设计成在断开时原油溢出量最少。

2.5明珠号旁靠案例分析

明珠号是海总系统内唯一采用旁靠外输的FP-SO, 其为什么采用旁靠外输可以从以下几个方面找到答案;

1) 气象与水文数据

渤海弯的油田基本上都处于中高纬地区, 太阳辐射随季节性变化大, 受西风带和副热带系统影响, 属暖温带亚湿润季风气候区。冬季寒冷期较长, 夏季高温天气较短。

(1) 气温:

夏日最高温35℃, 日均温度22℃

冬日最低温度-17℃日平均温度0℃

(2) 海水温度

夏季最高温度27℃平均温度22℃

冬季平均温度2℃最低温度0.5℃

(3) 波浪和海流数据

由于该海域冬季有冰情, 串靠泄油方式中的漂浮软管易受到浮冰碰撞与摩擦。可能造成软管破损, 直接威胁到油气安全生产和环境保护, 在这种特定条件下, 旁靠外输优于串靠外输。

2) 旁靠外输所要求的系泊设施和原油输送软管要比串靠外输少, 投资上比较经济。

3) 明珠号载油量比较小 (52050t) , 不需要较长外输时间和较大外输油轮, 所以可以考虑旁靠外输。

3.0串靠外输

3.1概述

串靠外输方式即一前一后的串列式外输原油方式。串靠外输通常用将低压原油输送到用系缆系泊在FPSO艉 (或艏) 部的外输油轮上。外输油轮的尺寸可以比FPSO大, 它的限制尺寸取决于FPSO系泊系统和串靠缆绳系统的强度。具有侧推器和 (或) 动力定位系统的油轮与没有这些系统的油轮相比, 将对FPSO系泊系统带来更低的冲击, 并能在更强的风浪条件下作业。若运油轮是舯部接油, 则使用漂浮软管, 一般软管长度为250~300 m, 需视FPSO和油轮的大小而定。目前输油软管采用可回收式, 采用何种软管回收设施和串靠系泊设施, 需视操作者常规习惯而定。在串靠系泊方式中, FPSO也有旁靠系泊设施供油水供应船和三用工作船使用, 这套装置常布置在左舷。

串靠外输方式在 (两船之间的) 快速解脱和迅速脱离方面可以提供更大的弹性, 对两船吨位匹配、装载工况、海况条件等要求较低, 适用于单点系泊的FPSO。运输油轮可以通过一条或多条大缆系在FPSO上。动力定位辅助的供应船或拖船辅助的油轮可以增加外输操作的安全性。动力定位系统的能力也可提高操作限制值。

3.2限制条件

串靠外输方法是受天气限制的, 但能在比旁靠外输的条件更为恶劣的波浪环境下进行原油外输作业。经验证明, 如果使用动力定位降低缆绳的爆发力, 串靠外输可以设计在大约5m (约16ft) 有义波高下进行输油作业。系泊和装载操作的实际波浪限制高度应根据以下情况确定:

*浮式生产系统与外输油轮之间的距离;

*外输油轮和浮式生产系统的尺寸;

*风和海流的状况;

*浮式生产系统的系泊系统的类型;

*现场的运动范围;

*外输油轮定位能力;

*支持船的系柱的拉力;

*浮式生产系统缆绳和装载连接的自动程度;

*管汇与软管连接的位置;

*海上操作人员的经验和技能;

*操作人员安全进入连接与解脱区域的可能性;

*浮式生产系统定位能力。

外输油轮的尺寸可以比浮式生产系统大, 它的限制尺寸取决于浮式生产系统中系泊系统和串靠缆绳系统的强度。具有侧推器和 (或) 动力定位系统的油轮与没有这些系统的油轮相比, 将对浮式生产系统系泊系统带来更低的冲击, 并能在更强的风浪下操作。

串靠外输的软管系统可以受使用软管数量的限制, 同时受软管尺寸152.4 mm~609.6 mm (6in~24in) 的可变范围的限制, 也受浮式生产系统的外输泵排量的限制, 而外输泵的排量限制了软管的尺寸。漂浮软管的尺寸同时也受外输油轮的软管提升能力的限制。

当环境条件使穿梭油轮和浮式生产系统两条船不稳或不安全时, 对系泊在浮式生产系统尾部的穿梭油轮, 可能需要反向推动力来提高稳性。反向的推动力可由穿梭油轮自己提供或由拖轮提供。应提供油轮应急解脱后的停泊位置。

串靠外输的方法与漂浮或半潜软管的输送方式不同。因为这种输送方式的卸载软管或带旋转接头的硬管很少接触到水, 并由FPSO上的外伸支架支撑。穿梭油轮最好配备有动力定位功能的推进器, 以维持两船之间的安全距离。两船之间的安全距离和相配套的装载系统取决于支撑架的长度和高度、缆绳的拉伸量 (如果不是动力定位的话) 。应使用弱连接和应急解脱措施, 以防止系统因偶然过载造成破坏而导致漏油事件。

3.3串靠外输软管设计

串靠卸载软管的长度、尺寸和构造取决于以下参数:

*环境条件;

*浮式生产系统和装载油轮的运动;

*基于系泊要求的两船的距离;

*缆绳能延伸的最大量;

*浮式生产系统上卸载管汇的位置;

*外输油轮上装油管汇的位置;

*两船的最大干舷高度;

*松弛裕量。

建议在水平软管与管汇连接时使用穿越栏杆类型的软管, 因为软管的末端必须弯曲以越过船舷。而在垂直连接的情况下使用加强型的软管, 因为软管必须悬挂在管汇的连接端上。尾部型软管 (例如, 哑铃类型) 应在易于引起软管扭结或连续弯曲的地方使用, 例如在吃水线处。在油轮上的软管端部应配备有吊链、快速关断或打开的配件、盲法兰、拾起线和浮标。一条或多条小尺寸的尾部型软管段可以连接到漂浮软管的外输端, 以减少它的提升重量。这样就可保证预计的所有外输油轮可以用来输油, 特别是最小尺寸的油轮, 能安全地将软管的外输管口提出水面, 以便与油轮的管汇连接。如果软管在浮式生产系统上进行维护的话, 应装备将极重的可断开的漂浮软管段提升到浮式生产系统上的装置。

一个双重的干式断开软管接头应安装在外输油轮的端部或附近, 作为与每个漂浮软管的弱连接, 以防在偶然过载的情况下导致漂浮软管破坏, 从而达到减小原油溢出量。装载管汇和卸载管汇下面都要安装滴油盘。当卸载的原油倾点比环境或海水温度高或者含蜡高时, 应采用海水或其它低倾点、不含蜡的流体冲洗软管和卸载管线的措施, 每次完成卸载操作之后应进行冲洗, 作为冲洗的替代方法, 卸载系统可以使用伴热或装有热油的循环系统, 以防原油结蜡和凝固。应建立在任何情况下都可以冲洗软管的措施, 其液体可排到穿梭油轮上或排到浮式生产系统舱内, 以便作常规维护。

3.4水上串靠外输系统的设计

水上串靠外输的方法与漂浮或半潜软管的输送方式不同。因为这种输送方式的软管或带旋转接头的硬管很少接触到水, 并由浮式生产系统上的外伸支架支撑。油轮和 (或) 浮式生产系统应配备有动力定位功能的推进器或其他的定位方式, 以维持两船之间的安全距离。两船之间的安全距离和相配套的装载系统的长度取决于支撑架的长度和高度、缆绳的拉伸量 (如果不是动力定位的话) 和油轮保持精确定位于支撑架的能力。应使用弱连接和应急解脱措施, 以防止系统因偶然过载而造成破坏。

3.5缆绳设计

用于停泊外输油轮 (旁靠方式外输除外) 的缆绳或系泊缆通常是尼龙、聚丙烯或聚酯纤维材料的, 并应是8股编织结构的。船形的浮式生产系统应装备有快速释放缆绳的总成连接系统, 以便在需要快速解脱时使用。缆绳的尺寸和规格总体上应该符合API RP 2SK和公认船级社的相关规范要求。为了确保安全作业, 建议使用缆绳张紧力监测器和记录设备, 缆绳相对于导缆孔的角度同样也要进行监测, 并在规定的时间间隔内要对缆绳进行周期性的检查和测试。

3.6中海油FPSO外输方式统计

表1列出了中海油系统现有的16艘FPSO外输方式的相关信息, 可以看出大多数FPSO都采用了串靠的外输形式。

4结论

串靠外输主要优点是比旁靠式外输更能适合恶劣的海况作业条件, 更适合于不同大小的运油轮系泊, 运油轮连接、解脱安全、方便, 对FPSO的单点系泊力较小。此外, 由于两艘巨型油轮相距50~100m远, 相互保持独立, 一旦某一方发生意外事故时不至于立即波及到另一方, 从这个角度上讲, 串靠外输更具有安全性。串靠外输的主要缺点是需要很长的水上漂浮软管, 使整个外输系统管路阻 (下转第76页) (上接第72页) 力较大, 加大了外输泵的功率;漂浮软管价高、易损坏;在冰区作业时漂浮软管容易受损或者为避免受损和管内货油凝固, 需要复杂而价格贵的一整套软管回收装置。另外, FPSO和运油轮串联起来的回转半径较大, 占据很大的海上作业面积。漂浮软管价格昂贵, 而且每2.5年必须更换一次, 漂浮软管里的原油必须用柴油置换, 增加额外费用, 一次投资高。外输时需有2~3条工作船进行推顶、拖拉等辅助作业。对穿梭油轮要求比较苛刻。如须有大于10吨起重负荷的吊杆以便起吊漂浮软管及必须有惰气保护系统等。

旁靠外输方式虽然有较多不利因素, 但对于海况条件较好的海域, 由于旁靠系泊方式所要求的系泊设施和原油输送软管要比串靠系泊方式少, 投资也较省, 所以还是一种可选方案。

摘要：FPSO外输作业一方面受油田海域风浪、流、冰等自然环境条件的影响。同时, 不同的外输作业方式对FPSO和穿梭油轮两个浮体之间的运动性能也有较大影响。旁靠或串靠是根据穿输油轮对FPSO靠泊位置的不同而言的。因此, 两者带来的操作限制和作业风险存在一定的区别。本文介绍了两种外输方式, 并重点分析比较了两者之间的不同。

关键词：FPSO,串靠,旁靠,外输,穿梭油轮,对比分析

参考文献

【1】西江23-1油田终端资料和规则手册.中海石油 (中国) 有限公司深圳分公司, 2008.

【2】《海洋石油工程设计指南》第九册:FPSO与单点系泊系统设计

外输系统 篇7

1 外输温度控制方法

在外输泵频率固定的情况下, 在外输排量14.5m3时, 外输温度从45℃提高到60℃, 外输压力从4.75MPa下降到2.81MPa, 说明提高外输温度可降低管线外输压力。

在目前的运行温度下, 随着时间的推移, 外输压力轻微上升, 而外输排量不断下降, 原油在沿线温降的影响下析蜡, 蜡块在管壁堆积使输油管径减小。外对这一问题, 需提高外输温度, 减少原油中蜡的析出, 从而保证管线的平衡运行。

目前给外输加温的设备为一台800KW常压水套式加热炉, 合作Ⅰ号盘管, 功率为400KW, 传递热量为

其中:Q:热量 (J) ;q:热功率 (KW) ;t:时间 (h) ;η:热效率

将公式1代入吸热公式Q吸=Cm (t-t0) , 得

其中:C:原油的比热容J/ (kg·℃) ;v:外输排量 (m3) ;t0:进口温度 (℃) 。

站内原油油温为36℃, 代入公式1-2可计算外输排量为14.7m3时出口温度为70℃。

根据现场生产运行情况外输压力随着温度升高而降低, 温度从45℃提升到60℃, 外输管线的运行还是不能平稳, 需提高外输温度, 目前站内产液量只能满足外输排量为14.7m3时的连续外输, 在此排量下, 外输温度能提高到70℃, 因此, 为保证外输管线的正常运行, 外输温度需提升至70℃。

2 外输排量控制方法

假定热力、水力条件稳定, 即温度均不随时间而变化, 输量不随时间而变化油流至周围介质的总传热系数K、沿线地温T0和油品的比热C为常数。由于流速不高, 沿线温降大, 不考虑摩擦热的影响;由轴向温降基本公式 (苏霍夫公式) ,

校核站间允许的最小输量Gmin, 当, 对应的输量即为该热力条件下允许的最小输量:

周一联至起一联外输管线中间有加温站一座, 使用400k W加热炉一台, 加热能力与周一联外输加热能力一样, 要保证管线的正常运行, 出口温度在70℃以上, 就需要保证加温站进口温度不低于35℃。因此将Tmax=70, Tmin=35代入前面的热交换公式要保证计算出最小输量为16.4m3。

目前站内的日处理水平为350m3/d, 24小时连续平稳外输排量为14.7m3, 站内目前处理水平不能满足最小输量要求。根据站能生产情况与外输气温变化影响, 将站内的外输量定为 (见表1) 。

根据一段时间实验表明, 该运行方式能保证管线的正常运行, 图4为按表1要求运行的管线压力和排量变化趋势曲线图, 管线运行排量为16.4m3时外输压力不高于3Mpa, 出站压力24小时运行平稳, 未出现随压力随时间升高、排量随时间降低的情况。

3 结束语

通过对站外输管线运行参数分析, 保证管线平稳运行, 从09:00至21:00外输排量定为13m3, 外输温度由换热公式 (2) 计算出为71℃, 从21:00至次日09:00外输排量定为16.4m3, 外输温度由换热公式 (2) 计算出为68℃。在此模式下运行管线最高压力不高于3Mpa, 且运行压力一直平稳。

摘要：原油长输管线的试运投产是管道由工程建设转入生产运行的关键环节, 可以检测管线设计是否与生产运行相符。分析周-起外输管线投产运行阶段管线压力不断上升的问题并提出解决方案, 有助于该管线的后期正常运行, 同时也为该区域其他长输管线的投产运行积累经验。