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海底管道集肤效应电伴热在渤南油气田中的应用初探 总被引:1,自引:0,他引:1
渤南油气田渤中13-1平台向渤中26-2平台输送油气的海底管道距尾端约13 km需要伴热,由于距离较长,普通的电伴热不能满足要求.集肤效应电伴热适合长距离管道的伴热,陆地使用已较普遍,但在国际上用于海底管道还没有成熟的经验.从理论上对集肤效应电伴热用于海底管道的可行性、施工过程中可能出现的问题进行了探讨. 相似文献
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如何防止混输的油气在海底管道中凝固结蜡、保证油气的正常输送是合理高效开发海上边远区块的关键。文章介绍了集肤效应电伴热的原理、特点及配套设施,从理论上对集肤效应电伴热用于埕岛油田海底输油管道的可行性进行了探讨,并通过计算分析了集肤效应的效果。理论分析及模拟计算表明,集肤效应电伴热用在海底榆油管道上是可行的,并提出了在实施过程中需要注意的问题。 相似文献
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鉴于海底输油管道集肤效应电伴热系统在加热降凝时的重要性,以集肤效应电伴热系统的机理为基础,分析集肤效应伴热系统的磁场分布,进而获得集肤效应电伴热系统的等效电路模型,并引入加热功率作为中间变量,从而建立电源频率与集肤效应伴热温度之间的关系。针对集肤效应电伴热系统,从整体上提出一种基于Hammestein模型的非线性 预测控制方法,首先采用辅助模型运用标准粒子群算法对Hammerstein模型的参数进行辨识及优化,然后对线性环节设计广义预测控制器,利用所需伴热温度求解出中间变量加热功率,再对非线性环节求逆反解出所需的电源频率,从而达到高效伴热的目的,并通过仿真研究验证了该控制策略的可行性和有效性。 相似文献
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集油管线集肤效应电伴热技术 总被引:3,自引:0,他引:3
集油管线电伴热法可分为集肤效应电伴热法和电热带电伴热法。电热带电伴热法因成本高 ,使用寿命短而不利于推广 ,集肤效应电伴热技术则是一种新型的管道伴热技术。集肤效应电伴热法在国外很受重视 ,得到了广泛的应用 ,是近 2 0年来国际上油品伴热的首选方法。1 原理及优点集肤效应电伴热的原理是利用交变电流的电磁感应产生焦耳热 ,如图 1所示。穿管普通电缆的远端与伴热钢管短接 ,在穿管电缆的近端与钢管之间通以交变电流 ,钢管内建立了交变的磁场。在磁场作用下 ,钢管管壁内部产生涡流 ,涡流接近于短路 ,发出大量的焦耳热。由此可见 ,集肤… 相似文献
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文章结合了国内外学者对集肤效应电伴热系统和超稠油管道输送过程的研究成果,首先通过试验研究辽河油田超稠油的流变特性,再通过对辽河油田超稠油集肤效应电伴热试验确定实际伴热效果、伴热功率和伴热可靠性.通过比较多种的超稠油管道输送方式,结合辽河油田超稠油的特点,确定了加热输送为最优的输送方式.稠油管道输送伴热方式上,电伴热法比传统的热媒伴热法更先进,不但有利于环境,同时也大大降低了管道输送的人力和占用面积. 相似文献
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在高凝原油输送管道的设计与运营管理中,流动安全保障问题尤为突出。以中海油国外某高凝原油管道设计为例,针对管道与转运站分属不同管理作业方的特殊模式,提出两种热输送设计方案。在加热、热水预热与置换方案中,经计算预热时预热水最佳温度为84℃,预热水流量越大越好,建议管道设计输量为6 359 m3/d,并对正、反向置换预热的优缺点进行了比较;在集肤效应电伴热方案中,通过技术经济性比选确定了管道保温层厚度取80 mm,集肤效应电伴热系统加热功率设置为2 534 k W,同时对集肤效应电伴热方案相对于加热、热水预热与置换方案的优势进行了分析探讨。 相似文献
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文章介绍了"十一五"期间我国海洋石油工程海底管道技术创新项目及其应用情况,即双金属复合钢管、集肤效应电伴热海底管道、柔性管海底输气管道、单层保温管等新技术研究开发及应用的情况。新技术的应用降低了开发成本,促进了边际油气田的有效开发,为实现中国海油的产能目标起到了重要的保障作用。 相似文献
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《油气田地面工程》2016,(10)
为降低产能工程投资,从2006年开始,在大庆外围油田大量应用以碳纤维、穿槽式电热带电热管为主的电伴热集油工艺。该工艺在运行2~3年后,普遍暴露出故障率高、寿命短、维修难度大等问题,严重影响原油生产。为此,自2012年起,方兴公司在台105、台1区块应用内置式集肤效应电伴热技术逐步对原有电伴热管线进行改造。内置式集肤效应电伴热工艺技术较原有的碳纤维电伴热、穿槽式电伴热减少了接头数量,从而降低了故障率和生产运行成本,有效避免了因管线电伴热故障而造成的原油减产;集肤效应电伴热热效率较高,和其他电加热工艺相比耗电量更低,更加节能;该技术与其他伴热方式相比减少了对庞大配电系统的需要。 相似文献
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论述了抚顺石化公司石油一厂长距离输送疑点在50℃以上高蜡含量原料油的管道设计原则和依据。5.6km架空管道用借水珍珠岩保温,蒸汽伴热;9.4km埋地管道用集肤效应电流法(SECT法)进行电住热,成功地解决了高凝点原料油的长距离输送问题。 相似文献
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海底管道用于海上油田生产平台之间或生产平台到陆地终端处理厂的油气传输。海底管道服役环境恶劣,不稳定海流冲击、过往船舶锚挂拖拽等会导致海底管道悬空,悬空的海底管道存在损坏或折断造成油气泄漏的风险,本文对渤中28-2南区域海底管道悬空治理过程进行了描述分析。 相似文献
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埕北35井组平台及海底管道油气集输系统的工艺设计 总被引:1,自引:1,他引:0
经多方案技术经济对比,决定胜利浅海油田埕北35井组平台及海底管道油气集输系统采用无人值守平台和海底管运输油、油气混输上岸方式,即利用井口剩余压力(达2.0MPa)将油气经海底管道直接混输至桩古46加热站,经加热后再输送至海二接转站。该系统具有平台小型化、流程简单、设施少、井口平台与生产平台分开布置,管理方便、投资与运行费用低等特点。该系统主要是由平台流程(包括油气收集流程、加药流程和海水流程组成)与海底管道(采用保温双层管结构)组成,主要设备有计量分离器、电加热器、海水泵、药剂泵、药剂罐及流量计。最后介绍了井口平台与生产平台的结构,并对配电及自控设计进行了简要说明。 相似文献
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崖13—1气田处于我国南海热带气候区,全年气温高,海浪大,受台风和热带风暴影响。崖13—1气田的主要工程设施包括井口平台、处理平台、香港输气管线、海南输油管线、香港终端站和海南终端站;其生产设施设计的处理能力为1132×104m3/d;其生产、处理及集输工艺设备主要分布在海上平台,南山终端、香港终端及海底输油(气)管线。简要介绍了崖13—1气田生产处理设施的设计参数,工艺流程设备及处理能力、处理工艺等。 相似文献
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海底天然气管线由于运行条件、环境温度、输送工艺的特殊性 ,极易形成水合物。凝析天然气在海底管线中的输送过程属于两相流动范畴 ,沿线运行参数、水汽含量的计算方法与一般的天然气管线不同 ,文章根据平湖 -上海和锦州 2 0 - 2两条凝析气海底管线的实际生产数据 ,优选出适合海底凝析气管线工艺计算的两相流水力学和热力学模型 ,结合水合物生成条件和饱和含水量的统计热力学理论计算方法 ,能有效地预测海底管线水合物可能形成区域 ,对防止水合物形成 ,确保管线安全运行具有重要指导意义 相似文献