海上原油外输方案的模糊综合评价系统研究

介绍了海上原油外输方式及模糊综合评价方法,建立了海上原油外输方案的模糊综合评价系统;并编制了计算机程序。该系统可以通过学习专家对以往案例的评价,对新案例作出综合评价。     

浮式软管在半潜式FPSO油气外输上的应用

介绍陵水17-2气田半潜式浮式生产储却油装置(Floating Production Storage and Offloading,FPSO)外输软管的基本设计方案.采用热辐射计算以评估火炬臂对外输软管的影响.采用有效方式实现非标准管径软管与穿梭油船首装载系统的连接、软管回收滚筒后的固定和冲洗.模拟外输工况下软管的运动...     

氮气吹扫外输软管技术在渤海油田FPSO装置上的应用

介绍了氮气发生装置的工作原理,阐述了利用氮气发生装置产生的氮气吹扫外输软管的技术思路及其在BZ28-1油气田FPSO外输中应用的效果。使用氮气替代柴油进行FPSO外输作业外输漂浮软管置换,实现了节省柴油、降低操作成本的目的,同时该技术的应用也符合国家和公司节能减排、环保的要求,经济效益非常显著。     

海上平台原油外输系统管道阻力特性分析

基于原油外输系统管道阻力特性分析,建立了管道阻力损失的计算模型,并依据管道中原油流动仿真分析结果制订减小管道阻力损失的有效措施。实例分析结果表明,管道阻力损失对有效汽蚀余量的影响较大,其比值为40%左右,研究外输泵的汽蚀问题时需分析管道阻力特性。管道阻力损失中,滤器等引起的局部阻力损失约占70%,需合理设置滤器进出口压差最大值,必要时可增大流通比。管道中流动原油在阀门两侧发生湍流而弯头处出现漩涡,使得管件引起的局部阻力和能耗损失较大,约占总损失的25%,需尽量减少管件数量,必要时采用全通径阀门。管道中输送原油的沿程阻力损失影响较小,外输量不大时常可忽略。     

孤东油田降低外输原油含水的措施及设想

孤东油田开发进入特高含水期,原油综合含水已达到９４％,尤其是油田开发进入后期,原油乳化程度越来越严重,造成油水沉降分离困难,外输原油含水不断上升（从１９９６年到１９９８年外输原油含水由０．６６％上升到目前的０．９３％）。１９９８年４￣１０月中,其中有４个月外输油含水大于１．０％,高值１．６３％,超过外输油含水指标。降低外输原油含水的技术措施：（１）采用高效游离水脱除工艺;（２）优选出ＨＢＤ－２,Ｗ     

原油外输泵机械密封及冲洗方案国产化改造

为提高原油外输泵的安全性和稳定性,对3台进口泵原有单端面机械密封和PLAN 11冲洗方案进行了改造。改造后采用国产双端面机械密封和PLAN 53B冲洗方案,运行情况表明,国产双端面机械密封和PLAN 53B冲洗方案可替代进口泵的单端面机械密封和PLAN 11冲洗方案。本次改造提高了原油外输泵的安全性和稳定性,降低了后续机械密封的维护费用,现场使用效果良好。     

一种FPSO外输采样系统优化方案

FPSO外输计量自动采样系统的作用是在原油外输期间,对外输原油均匀取样,然后由化验人员对取样原油进行化验,确定外输原油品质。为了保障原油外输的稳定性,避免因原油外输出现问题导致的减产,对原油外输过程中经常出现问题的采样系统进行研究。该文主要介绍采样系统取样开关在使用时经常出现的问题,通过与其他在用系统中更加稳定的压力检测元件比较,对采样开关进行换型优化：在有效利用原系统架构和功能的情况下,将微动式压力开关升级为压力变送器。采用压力变送器后,有效避免了原压力开关带来的一些问题,提高了原油外输的稳定性。该升级思路,对其他同类型设备,或其他压力开关问题有借鉴和指导意义。     

绥中36—1海底软管泄漏原油回收系统的设计、试验及海上安装

针对绥中36-1油田海底软管漏油问题，提出一种在水下封闭漏油点并直接回收泄漏原油的特殊修复系统。在室内原型试验检验的基础上，对系统进行了成功的设计和海上安装，从而保证了油田的正常生产.     

海上平台原油外输泵汽蚀余量计算方法

对海上平台原油外输泵的汽蚀问题展开研究,分析了外输泵发生汽蚀的条件,建立了外输泵汽蚀余量的计算模型,给出了适用于海上平台原油外输泵汽蚀余量的计算方法,利用该方法对恩平、垦利和锦州等平台原油外输泵的有效汽蚀余量进行计算。计算结果表明,分层高度和管道阻力损失对有效汽蚀余量影响较大,增加下沉甲板及减少阀门和弯头等管件数量是防止汽蚀的有效方法;泵有效汽蚀余量与装置参数及输送原油性质有关,并随原油输送量的增大而逐渐减小,可通过降低原油流速或加大吸入管径的方式来减弱泵的汽蚀。     

转油站低含水原油外输工艺设计

1.大庆外围油田转油站原油集输流程 大庆外围油田区块分散,远离老区已建设施,油品性质除具有“三高”外,还具有产量低,油气比低的特点,新区块距已建区块距离一般在5km以上,远的可达15km。目前多数转油站采用大站供水密闭流程和大罐沉降放水流程。     

适用于渤海湾的海上核电平台方案比选研究

渤海是我国海上油气开发的重要海域,对电、热的需求迅速增加,而传统采用的燃油或燃气发电方式又受制于燃料供应问题,海上核电站是解决上述问题的有效措施。此文探讨了海上核电站方案比选的原则,针对渤海海域作业的平台载体开展初步比选。对人工岛、导管架平台、重力式平台、浮式平台、可移动式平台等载体型式进行了对比,推荐浮式和可移动式平台作为渤海海域海上核电平台的载体方案。     

海上工程中电加热器的选用

讨论海上油气田开发工程中使用电加热器的优缺点,着重论述了决定海上工程中是否选用电加热器的几个关键因素。     

煤气化装置关键阀门技术参数的比选

针对煤气化装置苛刻工况的关键切断阀,如氧气切断阀、氮气切断阀、锁渣阀等,介绍了这些切断阀选型的重要技术参数:固定球和浮动球、双向密封、铸造和锻造、喷涂和堆焊、动作时间等,对这些技术参数进行比较和论述,让技术人员在考虑这几个技术参数时有相对明晰的认识和理解,重点介绍了阀门扭矩,双向密封等内容。     

海上某油田防膨剂的筛选与评价

针对海上油田储层特点筛选黏土防膨剂,对控制储层水敏伤害和保障整个油田的持续高效开发有非常重要的意义。综合多种防膨剂评价方法的长处,采用静态与动态相结合的实验评价方法,筛选了适用于海上某油田注水开发的黏土防膨剂。对于优选出质量分数为1%的FP-3A黏土防膨剂,静态评价离心法防膨率为79.1%,X-射线衍射法防膨率为54.6%,膨胀仪法防膨率为80.7%,岩心线性膨胀率为0.73%,每100 g静态吸附量0.29 g;动态评价渗透率保留率大于70%,最佳注入浓度0.5%～1.0%,且渗透率波动范围小,防膨效果稳定且作用时间长,适于海上某油田注水开发应用。     

基于输油系统的海上漂浮软管静力学特性研究

海上漂浮输油软管是目前海上油田进行外输作业的重要设备,对海上漂浮输油软管进行受力分析对海上软管的安全运行具有重要作用。建立了1个软管组与浮筒相连接的整体静态力学模型。考虑管组中首管和主管的影响,在重力和浮力载荷的作用下,推导获得了漂浮管组垂向形态及所受弯矩分布函数关系。研究结果表明:作用在管组上的载荷是关于自重、外径以及海水密度的函数;漂浮管组在静态载荷作用下,最大弯矩发生在浮筒和首管接口法兰处,且最大值为52.4 k N·m,最大弯曲主要取决于软管抗弯刚度、管组与浮筒管汇接口的倾斜角;首管相对于主管在竖直平面内发生较大位移,首管的最大位移为1.2 m。计算结果为软管组几何构型的设计提供了一定的理论依据,为其动态性能分析奠定了基础。     

海上油田酸化酸液的选择及现场应用

针对海上油田地层疏松、孔隙度大、渗透率高、油层易出砂、完井多采用砾石充填等特点及造成地层污染的原因,采用低浓度复合酸作为酸化施工主处理液,这样既减少了对地层及充填砾石的损害,又保证了处理液对地层有适宜的、较高的溶蚀率,对解除钻井液和固井水泥浆造成的污染堵塞也有明显效果。海上油田酸化施工对环境保护有更高的要求,残酸需进一步处理,达到海洋环保标准要求后安全排放。经过酸液类型及浓度的确定、添加剂的筛选、流动模拟及残酸分析、处理等室内试验研究,确定了适用于海上酸化的酸液配方及泵注工艺,应用于渤海绥中 3 6- 1油田,取得了良好的酸化效果。     

自升式海洋平台钻井系统选型及配置

分析自升式海洋平台钻井系统结构组成及工艺流程,对提升系统、旋转系统、循环系统、井控系统、隔水管张紧系统等的主要技术参数进行分析计算,得出适用于自升式钻井平台的钻井系统选型及配置方案,为其他类型海洋平台钻井系统设计提供借鉴和参考.     

油罐金属软管的变形原因及选型和使用

通过对三起油罐金属软管产生变形的原因分析,介绍了金属软管的选型、安装和使用管理应注意的事项,以保证油罐区的正常生产和安全。     

海洋平台燃气透平电站的选型设计

讨论海洋平台燃气透平电站的选型,以及燃气透平电站所涉及的操作与维修等,为海洋平台电站选型设计提供借鉴。     

海洋平台燃气透平电站的选型设计

讨论海洋平台燃气透平电站的选型,以及燃气透平电站所涉及的操作与维修等,为海洋平台电站选型设计提供借鉴.