海上油氣集輸

1、第三講海上油氣集輸工藝技術(shù)3.1 海上油氣集輸系統(tǒng)的組成和類型海上油氣集輸系統(tǒng)是指把海上油井生產(chǎn)出來的原油、伴生氣進(jìn)行集中、計(jì)量、處理、初加工，最后將合格的油、氣外輸給用戶的整個(gè)生產(chǎn)流程，以及為上述生產(chǎn)流程提供的生產(chǎn)設(shè)備、工程設(shè)施的總稱。3.1.1 油氣集輸?shù)娜蝿?wù)油氣集輸是繼地質(zhì)勘探、油田開發(fā)、鉆井采油之后的油田生產(chǎn)階段。這階段的任務(wù)是從油井井口開始，將油井的產(chǎn)出物在油田集中、油氣分離、計(jì)量、凈化處理、必要的初加工，生產(chǎn)出符合質(zhì)量要求的油、氣及副產(chǎn)品，而后輸送給用戶。3.1.2 海上油氣集輸系統(tǒng)的組成海上油氣集輸系統(tǒng)包括海上油氣生產(chǎn)設(shè)備系統(tǒng)以及為其提供生產(chǎn)場(chǎng)地、支撐結(jié)構(gòu)的工程設(shè)施。海上油氣集輸

2、包括了整個(gè)油田生產(chǎn)設(shè)備及其工程設(shè)施。這些工程設(shè)施有井口平臺(tái)、生產(chǎn)平臺(tái)、生活平臺(tái)、儲(chǔ)油平臺(tái)、儲(chǔ)油輪、儲(chǔ)油罐、單點(diǎn)系泊、輸油碼頭等。根據(jù)所開發(fā)油田的生產(chǎn)能力、油田面積、地理位置、工程技術(shù)水平及投資條件，可分別組成不同的油氣集輸系統(tǒng)。3.1.3 海上油氣集輸類型隨著海上油田開發(fā)工程由近海向遠(yuǎn)海發(fā)展，海上油氣集輸形成了以下三種類型。（一）全陸式集輸系統(tǒng)海上油田開發(fā)初期，是在離岸不遠(yuǎn)的地方修筑人工島，建木質(zhì)或混凝土井日保護(hù)架（平臺(tái)）打井采油。油井的產(chǎn)出物靠油井的壓力經(jīng)出油管線上岸集油、分離、計(jì)量、處理、儲(chǔ)存及外輸。這種把全部的集輸設(shè)施放在陸上的生產(chǎn)系統(tǒng)叫全陸式集輸系統(tǒng)。該系統(tǒng)的海上工程設(shè)施一般為：井口保

3、護(hù)架（平臺(tái)）通過海底出油管上岸，見圖3-1;井口保護(hù)架（平臺(tái)）通過棧橋與陸地相連；人工島通過路堤與陸地相連，見圖3-2。全陸式生產(chǎn)系統(tǒng)在海上只設(shè)井口保護(hù)架（平臺(tái)）和出油管線，大大減少了海上工程量，便于生產(chǎn)管理。陸地生產(chǎn)操作費(fèi)用比較低，而且受氣候影響小，與同等生產(chǎn)規(guī)模的海上生產(chǎn)系統(tǒng)相比，其經(jīng)濟(jì)效益好。該系統(tǒng)一般適用于淺水、離岸近、油層壓力高的油田。我國(guó)灘海油田開發(fā)多采用這一集輸方式。圖3-1全陸式油氣集輸系統(tǒng)圖3-2人工島全陸式集輸系統(tǒng)圖（二）半海半陸式集輸系統(tǒng)隨著油田開發(fā)地點(diǎn)水深的增加、離岸距離加大、鋼導(dǎo)管架平臺(tái)的發(fā)展和應(yīng)用，全陸式集輸系統(tǒng)已不能適用。為了解決油氣長(zhǎng)距離混輸上岸效率低及油層壓力

4、不足的問題，逐步把油氣分離及部分處理設(shè)備放在海上。油井開采出來的油氣在海上經(jīng)過分離初處理后，再將原油加壓管輸上岸處理、儲(chǔ)存及外輸。如伴生氣的量小，除作平臺(tái)燃料外，其余在海上放空燒掉；如天然氣量較大，則油、氣在海上分離后，分輸上岸再處理。這種在海上僅進(jìn)行油氣初處理，而把主要的油氣集輸設(shè)備及儲(chǔ)存、外輸工作放在陸上的油氣集輸系統(tǒng)，稱為半海半陸式集輸系統(tǒng)。該系統(tǒng)適用于離岸不遠(yuǎn)、油田面積大、產(chǎn)量高、海底適合鋪設(shè)管線以及陸上有可利用的油氣生產(chǎn)基地或輸油碼頭條件的油田。它尤其適用于氣田的集輸。因?yàn)樵诤Ｉ喜灰捉鉀Q天然氣的儲(chǔ)存和加工問題，所以一般氣田采用半海半陸式的集輸系統(tǒng)，如我國(guó)渤海灣錦州20-2氣田就采用半

5、海半陸式集輸系統(tǒng)，如圖3-3所示。圖3-3渤海灣錦州20-2氣田半海半陸式集輸系統(tǒng)（三）全海式集輸系統(tǒng)隨著世界主業(yè)的迅猛發(fā)展，對(duì)石油的需求量在不斷增加。為了簡(jiǎn)化海上生產(chǎn)的原油上岸后再通過海運(yùn)外輸?shù)沫h(huán)節(jié)，憑借現(xiàn)代海洋工程技術(shù)在海上建儲(chǔ)油罐和輸油碼頭，使油氣直接從海上外運(yùn)。這種將油氣的集中、處理、儲(chǔ)存和外輸工作全部放在海上，從而形成了全海式集輸系統(tǒng)。由此也使海洋油田的開發(fā)向遠(yuǎn)海、深海和自然條件惡劣的極地發(fā)展。全海式的集輸系統(tǒng)可以是固定式，也可以是浮動(dòng)式；井口生產(chǎn)系統(tǒng)可以在水上，也可以在水下。這種集輸生產(chǎn)系統(tǒng)既適合小油田、邊際油田，也適合大油田；既適合油田的常規(guī)開發(fā)，也適合油田的早期開發(fā)。這是當(dāng)今世

6、界適應(yīng)性最強(qiáng)、應(yīng)用最廣的一種集輸生產(chǎn)系統(tǒng)。圖3-4是1987年我國(guó)投產(chǎn)的渤海埋北油田，該油田水深15.8m,設(shè)計(jì)年產(chǎn)量為500kt,它采用的工程系統(tǒng)為組合式固定生產(chǎn)平臺(tái)+儲(chǔ)油平臺(tái)+海中島式外輸碼頭。圖3-5是在我國(guó)南海珠江口投產(chǎn)的惠州21-1油田。該油田水深116m,設(shè)計(jì)年產(chǎn)量為1200kt,采用浮式生產(chǎn)系統(tǒng)，其組成為固定式井口平臺(tái)+海底管線+單點(diǎn)生產(chǎn)儲(chǔ)油輪。圖3-6為1975年6月英國(guó)在北海投產(chǎn)的阿蓋爾油田浮式早期生產(chǎn)系統(tǒng)。該系統(tǒng)是世界一套浮式生產(chǎn)系統(tǒng)，其作業(yè)水深80m,平均年產(chǎn)原油約800kt,該系統(tǒng)的組成是水下井口+浮式生產(chǎn)平臺(tái)+較接立柱單點(diǎn)儲(chǔ)油輪。圖3-4渤海堤北油田工程設(shè)施圖3-5南

7、海惠州油田生產(chǎn)設(shè)施圖3-6阿蓋爾油田浮式生產(chǎn)系統(tǒng)綜上所述，海上油氣集輸系統(tǒng)是從全陸式發(fā)展到半海半陸式，又從半海半陸式發(fā)展到全海式。它們的根本區(qū)別在于集輸?shù)纳a(chǎn)處理設(shè)施是放在海上還是陸上，如全部的油氣集輸生產(chǎn)設(shè)施放在陸上，則稱為全陸式；如全部設(shè)施放在海上，稱為全海式；如部分設(shè)施放在陸上、部分設(shè)施放在海上,稱為半海半陸式。3.2 海上油氣集輸工藝流程海上油氣集輸處理工藝與陸上大體相同。不同之處是海上處理設(shè)備放得很集中、很緊湊、自動(dòng)化程度高、設(shè)備重量輕；用于浮式生產(chǎn)裝置上的處理設(shè)備，還要在晃動(dòng)狀態(tài)下能保持正常工作。而在陸地上便沒有這些特殊的要求。因?yàn)槿Ｊ接蜌饧斚到y(tǒng)可實(shí)現(xiàn)全部油氣集輸任務(wù)，本節(jié)就以

8、全海式生產(chǎn)平臺(tái)為例，介紹油氣集輸主要工藝流程及設(shè)備。圖3-7為海上油氣生產(chǎn)流程示意圖，從圖中可以看出油氣集輸生產(chǎn)包括油氣水分離、原油處理、天然氣處理、污水處理等主要生產(chǎn)項(xiàng)目。石油是碳?xì)浠衔锏幕旌衔铮诘貙永镉?、氣、水是共生的，又由于油氣生成條件各異，因此各油田開采出的原油的組分是不同的。此外，油中還含少量氧、磷、硫及沙粒等雜質(zhì)。油氣生產(chǎn)處理的任務(wù)就是將油井液經(jīng)過分離凈化處理，能給用戶提供合格的商品油氣。由于各油田生產(chǎn)出來的油氣組分和物性不同，生產(chǎn)處理流程也不完全相同，如我國(guó)海上生產(chǎn)的原油普遍不含硫和鹽，因此就沒有脫鹽處理的環(huán)節(jié)。有的油田生產(chǎn)的原油不含水，就沒有脫水環(huán)節(jié)。海上原油處理包括油氣計(jì)

9、量、油氣分離、原油脫水及原油穩(wěn)定幾部分。由于海上油田普遍采用注水增補(bǔ)能量的開采方法，因此原油脫水是原油處理的主要環(huán)節(jié)之一。油層注氣一油井氣舉天然排放天穌氣壓用L耳原油處理脫水、脫鹽.折觸回收*油、氣.水生產(chǎn)分離污水污水處理浮油隨選過渡儲(chǔ)油物送井口管工在水注水屎統(tǒng)提升處理系人海上或堆層水儲(chǔ)油層圖3-7平臺(tái)油氣生產(chǎn)流程示意圖3.3 海上儲(chǔ)運(yùn)設(shè)施海上油氣的儲(chǔ)存與運(yùn)輸在整個(gè)海上油田開發(fā)工程系統(tǒng)中是一個(gè)獨(dú)立的項(xiàng)目，它包括海底管線、海上儲(chǔ)油和裝油系統(tǒng)。據(jù)北海油田統(tǒng)計(jì)，儲(chǔ)運(yùn)設(shè)施的投資約點(diǎn)油田總投資的23%。海上油氣儲(chǔ)存和運(yùn)輸有各種不同的組合分式，其主要區(qū)別在于原油是在陸上儲(chǔ)存還是海上儲(chǔ)存，是管線輸送還是船舶

10、運(yùn)輸。3.3.1 海底管線從海上原油輸送的安全和管理角度看，海底管線輸送是最理想的方式，而且也是海上油田開發(fā)必不可少的手段。雖然海上油田開發(fā)式正向全海式和浮式生產(chǎn)系統(tǒng)發(fā)展，但還需要海底出油管線、集油管線、輸油管線、注水管線、注氣管線、海上立管等，所以海底管線是海上油田開發(fā)必不可少的工程設(shè)施。(一)海底管線輸送的優(yōu)點(diǎn)海底管線輸送的優(yōu)點(diǎn)如下：操作費(fèi)用低，操作條件好；需要人員少，管理方便；易于遙控和自動(dòng)化；可連續(xù)生產(chǎn)，不會(huì)因海上儲(chǔ)油設(shè)施容量有限或油船接運(yùn)不及時(shí)而造成停產(chǎn)；運(yùn)輸距離短，運(yùn)輸能力大。(二)選用海底管線考慮的因素由于海底管線需要很大的一次性投資，據(jù)北海油田統(tǒng)計(jì)，管線投資占開發(fā)總投資的15%

11、,因此下面幾種情況不宜采用海底管線：離岸遠(yuǎn)、水深、開采壽命短的油田，邊際油田及油田的早期開發(fā)階段；海底有天然障礙，如海溝、巨礫、珊瑚礁等；所輸送的原油凝固點(diǎn)很高，粘度很大，管輸有困難。(三)海底管線結(jié)構(gòu)海底管線不同于陸地管線，必須保證管線在使用期間不能發(fā)生斷裂、漏油或輸送堵塞事故。由于海底管線施工困難、費(fèi)用高，尤其是發(fā)生斷裂漏油引起海洋污染，其維修費(fèi)及環(huán)境污染賠償費(fèi)往往高于管線工程的投資，這樣勢(shì)必造成巨大的經(jīng)濟(jì)損失。因此設(shè)計(jì)施工一定要保證安全、可靠，不發(fā)生事故。管線結(jié)構(gòu)是根據(jù)使用要求和所處的環(huán)境條件確定的。其斷面構(gòu)造一般有兩種基本形式，即單層管結(jié)構(gòu)和雙層管結(jié)構(gòu)。我國(guó)渤海海區(qū)生產(chǎn)的原油，大多數(shù)是

12、“三高”(高凝、高粘、高含蠟)性質(zhì)的原油，輸送時(shí)需要保溫，故都采用雙層鋼管保溫結(jié)構(gòu)。19851989年渤海海區(qū)先后鋪設(shè)了5條這種結(jié)構(gòu)的管線，管線概況見表3-1。實(shí)踐證明這種保溫結(jié)構(gòu)管線是安全可靠的，但同時(shí)也存在以下一些問題。(1)用鋼量大一般外套管比內(nèi)管管徑大152.4mm(6in)左右，這樣外套管用鋼量常常是內(nèi)管用鋼量的2倍。也就是說，這種保溫結(jié)構(gòu)管線，2/3的鋼材用在了外套管上。(2)海上焊接工作量大，鋪管速度低渤海石油公司用“濱海109”鋪管船鋪設(shè)單層鋼管海底管線，每天可鋪800m左右，而鋪設(shè)雙層鋼管保溫結(jié)構(gòu)的管線，每天只能鋪設(shè)250m左右。(3)工程費(fèi)用高渤海石油公司鋪設(shè)的5條短管線，

13、平均造價(jià)在100萬美元/km以上。圖3-8為一單層鋼管保溫結(jié)構(gòu)。這種結(jié)構(gòu)形式主要優(yōu)點(diǎn)在于省鋼材、造價(jià)低，因此我國(guó)淺海油田正在研究采用這種結(jié)構(gòu)形式。在國(guó)外，高密度聚乙烯外套是最主要、最多用的一種單層鋼管保溫管線。90年代末，美國(guó)和法國(guó)的公司已在阿拉伯灣和加蓬外海試鋪了多條這種結(jié)構(gòu)的海底管線，并開展了較為系統(tǒng)的試驗(yàn)研究工作，應(yīng)用水深已達(dá)43m。表3-1渤海海區(qū)已建成投產(chǎn)的保溫海底管道建成年份管道位置基本參數(shù)1985堤北油田“A”平臺(tái)一“B”平臺(tái)，長(zhǎng)1.6km內(nèi)管小168.3X9.5mmAPI5LX56外管小323.9X11.1mmAPI5LX52保溫材料：巖棉厚50mm1988BZ28-1油田北平

14、臺(tái)SPM,第16.5km南平臺(tái)SPM,長(zhǎng)16.5km內(nèi)管4168.3X14.3mmAPI5LX56外管小323.9X15.9mmAPI5LX52保溫材料：預(yù)預(yù)制的聚氨酯泡沫塊厚50mm1989BZ34-2/4油田4EP-SPM,長(zhǎng)2.95內(nèi)管小219.1X12.7mmAPI5LX56外管小355.6X12.7mmAPI5LX52保溫材料：預(yù)預(yù)制的聚氨酯泡沫塊厚50mm2EPSPM,長(zhǎng)1.1km內(nèi)管4273.1X14.3mmAPI5LX56外管小406.4X12.1mmAPI5LX52保溫材料：預(yù)預(yù)制的聚氨酯泡沫塊厚50mm和康土閩晝（掘需要）圖3-8海底管線的斷面結(jié)構(gòu)（四）海底管線的鋪設(shè)目前國(guó)

15、內(nèi)外海底管線鋪設(shè)方法主要有漂浮法、牽引法和鋪管船法。1 .漂浮法管線是在陸上加工制作場(chǎng)制作，并組裝成需要的管段長(zhǎng)度和根數(shù)，經(jīng)試壓和安裝浮筒后溜放到海上。為了使管段能漂浮在海面上，除利用管子本身的浮力外，還需配輔助浮筒，如圖3-9所示。漂浮管線拖運(yùn)至管線鋪設(shè)位置，然后用工作船支撐控制，管內(nèi)充水，解下浮筒，將管線沉放在預(yù)定海底位置或海底溝槽內(nèi)。我國(guó)黃島海底管線成功地使用了漂浮鋪設(shè)法鋪設(shè)。焊接船圖3-9漂浮法示意圖2 .牽引鋪設(shè)法管線也是在陸上加工制作場(chǎng)制作，而且要求下水滑道是在管線軸線方向的延長(zhǎng)線上。牽引鋪設(shè)法如圖3-10所示。對(duì)于近岸的海底管線，往往利用其登陸或下海處的岸邊建設(shè)管線加工制作場(chǎng)（包

16、括下水滑道），牽引入水鋪設(shè)。3 .鋪管船鋪設(shè)法目前國(guó)外廣泛使用專門鋪管船鋪設(shè)海底管線。鋪管船鋪設(shè)海底管線始于1940年，首先是美國(guó)用于墨西哥灣，到目前為止世界上大型鋪管船已有百余艘。用鋪管船鋪設(shè)海底管線的特點(diǎn)是：以鋪管船為中心，組成鋪管船隊(duì)，并配以必要的船機(jī)設(shè)備，如起重船、潛水設(shè)備等；單節(jié)鋼管或雙節(jié)鋼管由制管廠按照規(guī)格加工好，在鋪管船上再一根根地接起來，并按照要求加工制作防腐絕緣層、隔熱保溫層和外包混凝土防護(hù)層；加工好的鋼管直接在船甲板上焊接，邊加工邊利用托管架鋪設(shè)管線，如圖3-11所示。圖3-11鋪管船鋪設(shè)法示意圖鋪管船的種類很多，圖3-12是一種傳統(tǒng)式托管架式鋪管船。托管長(zhǎng)度一般為5025

17、0m,把管線直接鋪設(shè)到海底，最大鋪設(shè)水深為90120m。渤海油田的濱海109號(hào)船就屬這類鋪管船。81-6m_g,T10T圖3-12傳統(tǒng)鋪管船示意圖海上油田常用一種小直徑管線的卷筒式鋪管船，如圖3-13所示。它是利用卷筒在基地將小直徑管線（100300mm）強(qiáng)力卷入卷筒的大鼓筒上，鋪管船到達(dá)鋪設(shè)地點(diǎn)后，再將卷筒上的管線松開，將管線鋪設(shè)至海底，鋪設(shè)深度可達(dá)150m左右。圖3-11卷筒式鋪管船示意圖為了適應(yīng)深水大管徑的管線鋪設(shè)，目前多采用新型鋪管船，即半潛式起重鋪管兩用船。除了鋪管外，其超重能力可達(dá)10.0MN以上，是國(guó)外近期建造最多的一種鋪管船。人們稱這種半潛式鋪管船為新型的第二代鋪管船。（五）海

18、底管線的防護(hù)管線沉放到海底以后，為了避免鋼管在波浪或海流的作用下移動(dòng)或被附近船舶拋錨破壞，所以必須采取穩(wěn)管或保護(hù)的措施。比較可靠和常用的方法是將輸油管線埋入海底面2m以下。如海底面為軟泥或沙質(zhì)土壤，在淺水地段可以用挖泥船挖溝，而在深水地段則需使用水下挖溝的專門裝置（挖溝機(jī)），也可以采用在海底噴射高壓空氣使土壤液化的挖溝方法：當(dāng)海底面為巖基時(shí)，就需要用水下爆破挖溝的方法，這將給挖溝工作帶來很大的困難，遇有這種情況，多數(shù)就將管線直接鋪設(shè)在海底面上。采用直接鋪于海底表面方法時(shí)，為了防止管線高低不平，需在管線底下鋪設(shè)一薄層沙墊層或碎石基床。此時(shí)應(yīng)特別注意，不允許在管線周圍拋錨。3.3.2海上儲(chǔ)油設(shè)施對(duì)

19、一些不具備鋪設(shè)輸油管線的油田，就得在海上設(shè)原油儲(chǔ)存設(shè)施。目前普遍采用的儲(chǔ)油方式有：平臺(tái)儲(chǔ)油、油輪儲(chǔ)油、海底油罐儲(chǔ)油及裝油、系泊、儲(chǔ)油的聯(lián)合裝置儲(chǔ)油。（一）平臺(tái)儲(chǔ)油對(duì)油田產(chǎn)量小、離岸遠(yuǎn)或淺水海區(qū)，鋪設(shè)海底管線不經(jīng)濟(jì)，或者油田雖大，離岸也不太遠(yuǎn)，但處于開發(fā)初期，海底管線尚未鋪設(shè)，這時(shí)就需要在平臺(tái)上設(shè)儲(chǔ)油罐臨時(shí)儲(chǔ)油，然后再用油船裝運(yùn)上岸或直接運(yùn)到用戶。根據(jù)墨西哥灣的經(jīng)驗(yàn)，平臺(tái)儲(chǔ)罐容量一般不超過1370m3。我國(guó)渤海埋北油田就采用這種儲(chǔ)油方式，參看圖6-5。這種方式儲(chǔ)油受固定平臺(tái)甲板面積和承載能力的限制，容量小，建支承平臺(tái)要增加投資，不經(jīng)濟(jì)，同時(shí)受風(fēng)浪影響較大，不安全，故目前采用較少。（二）油輪儲(chǔ)油油

20、輪儲(chǔ)油容量大，不受水深條件限制，可停泊在平臺(tái)附近，亦可用單點(diǎn)系泊或多點(diǎn)系泊錨底，參看圖67Q隨著海上油田開發(fā)向深海發(fā)展以及浮式生產(chǎn)技術(shù)的應(yīng)用，油輪不僅作為儲(chǔ)油設(shè)施，而且可作為油田的生產(chǎn)設(shè)施，如將油田的油氣處理設(shè)施安裝在油輪的甲板上，使其發(fā)展成為生產(chǎn)儲(chǔ)油輪。這種方法可廣泛應(yīng)用于海上油田開發(fā)。它的缺點(diǎn)是受環(huán)境影響大，在惡劣的氣候條件下不能連續(xù)生產(chǎn)。目前我國(guó)已能自己設(shè)計(jì)建造生產(chǎn)儲(chǔ)油輪，已有多艘投入使用。生產(chǎn)儲(chǔ)油輪要接收油田各油井開采出來的油井液，并進(jìn)行油氣計(jì)量、油氣分離，使原油經(jīng)過油氣處理達(dá)到商品原油質(zhì)量標(biāo)準(zhǔn)后儲(chǔ)存待運(yùn)。因此，在生產(chǎn)儲(chǔ)油輪上不僅要有商品原油儲(chǔ)油艙，還要有未處理原油艙以及油氣處理后的污

21、水艙等。在甲板上要能設(shè)置油氣分離、原油脫水、污水處理、天然氣放空等生產(chǎn)設(shè)施，及動(dòng)力發(fā)電、消防、救生、系泊、裝船等輔助設(shè)施，因此要求儲(chǔ)油輪具有足夠的儲(chǔ)油艙室和安裝設(shè)備的甲板面積。確定油輪系泊點(diǎn)與平臺(tái)距離時(shí)的特點(diǎn)是：應(yīng)考慮停泊海區(qū)風(fēng)、浪、流條件及運(yùn)油輪的?？糠绞?，一般距離不應(yīng)小于3倍船長(zhǎng)。（三）海底儲(chǔ)油海底儲(chǔ)油的特點(diǎn)是：由于它位于水面以下，同火源、雷電隔離，不僅油氣損耗小、不易著火、使用安全，而且在天氣惡劣時(shí)，油井可以繼續(xù)生產(chǎn)；油罐置于水下，受波浪力小；與水上儲(chǔ)油方式相比，可以省去昂貴的平臺(tái)建造費(fèi)用，而且罐容不受限制，具有巨大的儲(chǔ)油能力。隨著我國(guó)海上油氣田開發(fā)技術(shù)的發(fā)展，現(xiàn)已著手于水下儲(chǔ)油設(shè)施的研

22、究工作。下面介紹水下儲(chǔ)油工藝及國(guó)外采用的兩種海底原油儲(chǔ)罐。1 .水下儲(chǔ)油工藝水下儲(chǔ)油是采用油水置換工藝將儲(chǔ)油罐穩(wěn)定在海床上。油水置換土藝是利用油水重力差的原理，在水下油罐就位后，立即向罐內(nèi)充滿水。當(dāng)儲(chǔ)油時(shí)，原油注入油罐，將海水置換出去：輸油時(shí)，向油罐注入海水將油置換出來，即進(jìn)油排水，進(jìn)水排油，使油罐始終處于充滿液體狀態(tài)，以保持罐體在水下的重力穩(wěn)定，罐壁內(nèi)外壓力保持基本平衡。實(shí)踐證明，這是一種降低工程投資、保證油罐結(jié)構(gòu)安全行之有效的方法。水下儲(chǔ)油技術(shù)安全、經(jīng)濟(jì)，早在20世紀(jì)70年代初我國(guó)海上油田開發(fā)不久，就著手該項(xiàng)技術(shù)的應(yīng)用研究。我國(guó)海上生產(chǎn)的原油大部分屬于含蠟、高凝原油，高凝原油需要加熱至凝固

23、點(diǎn)以上方可儲(chǔ)存。對(duì)這類原油能否采用水下儲(chǔ)存？能否采用油水置換工藝？海洋石油公司和大連理工大學(xué)前后進(jìn)行了近20年的專項(xiàng)研究，揭示出油水置換中油水界面的傳熱規(guī)律，取得了可喜的成果，并獲國(guó)家技術(shù)發(fā)明專利，為今后我國(guó)采用水下儲(chǔ)油提供了技術(shù)準(zhǔn)備。2 .無底儲(chǔ)油罐無底儲(chǔ)油罐是利用油比水輕，油總是在上部，海水在下部的原理制成的。它適用于大容量的儲(chǔ)油罐。圖3-14是1969年在中東波斯灣迪拜海區(qū)建成使用的，形狀如一把搖鈴的鋼質(zhì)無底油罐。該罐容積80km3,油罐工作水深49m,上部露出海面13.8m,罐體總質(zhì)量12.7kt,下部罐體直徑76.2m。油罐下部的圓柱形部分的側(cè)壁是由雙層薄金屬板構(gòu)成，板間距為1.2m

24、,中間灌滿混凝土，這樣可以降低油罐的重心，提高其穩(wěn)定性；油罐底部是開口的；側(cè)壁用24根直彳5為0.6m、橫跨底部的肋條連接，以增加結(jié)構(gòu)的剛性；油罐中間設(shè)有一個(gè)直徑為24m呈瓶狀的內(nèi)罐。整個(gè)油罐向海底下沉?xí)r先將內(nèi)罐充滿水，以提高下沉?xí)r罐的穩(wěn)定性。油罐沉底就位以后，內(nèi)罐上的所有人孔均打開，使內(nèi)罐成為整個(gè)儲(chǔ)油容器的一部分，油品可自由出入內(nèi)圖罐。油罐就位后，在其四周打樁30根，樁的直徑為914mm,樁深30m,并把樁柱與罐體連接在一起。圖3-15雙圓筒混凝土水下油罐圖3-14無底水下油罐油品的收發(fā)作業(yè)采用油水置換的原理。利用設(shè)置在罐內(nèi)的深井泵向外發(fā)油，海水從底部進(jìn)入罐內(nèi)，使油罐始終充滿油或海水。罐內(nèi)油

25、水界面隨著向外發(fā)油而不斷上升。由于油罐的截面積很大，進(jìn)出油時(shí)油水界面白升降速度只有0.3m/h,界面不會(huì)出現(xiàn)劇烈的波動(dòng)，因而不會(huì)造成油品的乳化。油水界面的位置可從專門的測(cè)量?jī)x表測(cè)知，也可以根據(jù)力的平衡原理，從上部圓筒中的油面高出海面的高度計(jì)算出來。油罐的內(nèi)表面涂瀝青，外表面涂錚和環(huán)氧樹脂，并采用陰極保護(hù)，防止罐內(nèi)、外表面的腐蝕。3 .雙圓筒混凝土水下油罐油罐采用預(yù)應(yīng)力鋼筋混凝土建成，呈雙每個(gè)殼體又被一些橫向艙壁隔成幾個(gè)艙室。分隔艙室的目的是為了在油罐向海底下沉?xí)r罐內(nèi)水面不致過分晃動(dòng)。油罐就位后，打開艙壁上的連通口，使油或海水在整個(gè)圓筒殼體內(nèi)自由出入。每個(gè)罐的長(zhǎng)度為99.4m,寬31.7m,高1

26、6.5m,容積為32000m3,放置在水深48m的海底。當(dāng)需要的儲(chǔ)油容積較大時(shí)，可將幾個(gè)油罐平行排列在一起，將輸油管與各個(gè)罐都接通，管線架設(shè)在罐的支架上。每個(gè)儲(chǔ)罐的雙圓筒殼體之間有上下兩個(gè)小室。上面小室充油，下面小室充海水。輸油管中的來油先進(jìn)入上部小室，再經(jīng)過過濾器進(jìn)入圓筒殼體內(nèi)，這樣就降低了進(jìn)入圓筒時(shí)的油流速度。油進(jìn)入儲(chǔ)罐把罐中的海水置換出來，海水從下部小室經(jīng)海水進(jìn)出管排出。深井泵的操作平臺(tái)露出海面，把海水泵人油罐就可以把油從罐中擠壓出來。當(dāng)油罐所處的海底較深，上部的海水液柱較高時(shí)，可利用油柱和海水液柱的壓差，使海水自流進(jìn)罐而把油擠壓出來。油罐是在岸上建造這種油罐的結(jié)構(gòu)形式和城市地下車輛隧道

27、相似，它受力性能好，節(jié)省材料。好后拖運(yùn)至預(yù)定地點(diǎn)下沉。它有較好的穩(wěn)定性。（四）儲(chǔ)油、系泊、裝油聯(lián)合裝置這種裝置把海上油田設(shè)施和油輪的系泊與裝油設(shè)施聯(lián)合在一起，因而緊湊實(shí)用。實(shí)際上，這是把系泊浮簡(jiǎn)擴(kuò)大作為儲(chǔ)罐，并在上面增加原油裝卸設(shè)備。北海布倫特油田的SPAR（單錨腿單點(diǎn)系泊）的儲(chǔ)油浮筒如圖3-16所示。此浮筒由上、中、下三個(gè)部分組成。上部為平臺(tái)結(jié)構(gòu)，安裝發(fā)電設(shè)備、控制設(shè)備、生活設(shè)施、直升飛機(jī)降落臺(tái)、系泊轉(zhuǎn)盤和輸油軟管等；下部直徑大，有可容原油約40000t的油艙和壓載艙，組成浮筒的主體；中部直徑最小，以減少波浪力，內(nèi)裝油泵和污水處理設(shè)備。中部和下部之間有一浮力控制艙。浮筒下部有軟管，與從生產(chǎn)平

28、臺(tái)來的輸油管線連接。此裝置的裝油速度為5000t/h,儲(chǔ)油能力40000t。除上述海上儲(chǔ)油設(shè)施外，還有半潛式、自升式油罐和海底儲(chǔ)油囊等，但這些儲(chǔ)油設(shè)施容量有限，故采用不多。£浮力控塞情糧險(xiǎn)通生產(chǎn)平白皆線得臺(tái)帶宜升飛機(jī)甲板，起意機(jī)和括和直生活和設(shè)備甲板一二圖3-16儲(chǔ)油、系泊、裝油聯(lián)合裝置3.3.3海上裝油系統(tǒng)海上裝油系統(tǒng)即海上輸油碼頭，國(guó)外稱為油田終端。無論采用哪種儲(chǔ)運(yùn)方式，都涉及到海上裝卸油問題，即使是管輸上岸也需要岸邊的輸油碼頭裝船外運(yùn)，這是海上油田開發(fā)系統(tǒng)的重要組成部分。海上裝油系統(tǒng)的作用為：提供海上油輪?？吭O(shè)施：提供油輪系泊設(shè)施；提供原油及壓艙水裝卸設(shè)施。（一）海上裝油系統(tǒng)的

29、分類海上裝卸油的碼頭按其結(jié)構(gòu)形式可分為固定式和浮動(dòng)式。固定式又稱為島式碼頭或固定船臺(tái)，分棧橋結(jié)構(gòu)和墩式結(jié)構(gòu)；浮動(dòng)式主要有多點(diǎn)系泊浮動(dòng)碼頭和單點(diǎn)系泊碼頭。圖3-18多點(diǎn)系泊油碼頭圖3-17裝卸油碼頭的形式（a）棧橋式；（b）單點(diǎn)系泊式；（c）墩式；（d）多點(diǎn)系泊式由于這些裝卸油碼頭離岸較遠(yuǎn)，或要求靠油處水較深，因此都屬于開敞式碼頭，參看圖3-17。1 .固定式碼頭這種碼頭結(jié)構(gòu)基礎(chǔ)坐落在海床上，故適用于較淺的水域，如渤海埋北油田及大連新港輸油碼頭。這種碼頭操作條件好、維修費(fèi)用低，但建造周期長(zhǎng)、投資費(fèi)用高、適應(yīng)性差。2 .浮動(dòng)式碼頭1）多點(diǎn)系泊碼頭這是一種簡(jiǎn)易而經(jīng)濟(jì)的海上系泊設(shè)施。它采用48個(gè)系泊浮

30、筒，借助于一個(gè)多點(diǎn)系泊的浮船，作為浮動(dòng)式裝油作業(yè)平臺(tái)，進(jìn)行裝卸油作業(yè)。1974年我國(guó)在青島建造的黃島臨時(shí)原油碼頭，是用一條舊油輪作浮動(dòng)碼頭，用四個(gè)浮筒系泊，如圖3-18所示。勝利油田的原油從陸地管線輸至黃島，通過500m的海底管線送至浮碼頭。它是勝利油田原油外輸?shù)呐R時(shí)碼頭。多點(diǎn)系泊簡(jiǎn)單、經(jīng)濟(jì)，但抗風(fēng)浪能力差，船必須迎著強(qiáng)風(fēng)停泊。這對(duì)于風(fēng)浪方向多變的海區(qū)，使用受到限制。此外它系纜復(fù)雜，油船?？繒r(shí)間長(zhǎng)。2）單點(diǎn)系泊系統(tǒng)它采用一個(gè)大直徑的圓筒形系泊浮筒，用錨及錨鏈固定在海底，油輪系泊在浮筒上可轉(zhuǎn)動(dòng)的系泊構(gòu)件上，可隨海流和風(fēng)向沿浮筒旋轉(zhuǎn)360。浮筒的甲板上有裝油、卸壓艙水、裝卸燃油等管線設(shè)施，原油從海

31、底管線通過立管或軟管進(jìn)入浮筒的中央旋轉(zhuǎn)裝置，延伸至油輪的管匯系統(tǒng)。單點(diǎn)主要由浮筒及其錨系、系船設(shè)備等組成。懸鏈?zhǔn)絾吸c(diǎn)系泊系統(tǒng)如圖3-19所示。圖3-19懸鏈?zhǔn)絾吸c(diǎn)系泊系統(tǒng)浮筒是單點(diǎn)的主要組成部分，是一個(gè)鋼質(zhì)的扁圓形筒，直徑一般為1015m,高3.15.5m,內(nèi)部有許多艙格。浮筒頂部設(shè)有轉(zhuǎn)盤、油管回轉(zhuǎn)接頭、系船臂、輸油臂和平衡臂等。這些設(shè)備都是為了適應(yīng)船舶繞單點(diǎn)旋轉(zhuǎn)而設(shè)置的。浮筒的側(cè)面還裝有防沖設(shè)施。有時(shí)將浮筒加高，下部作儲(chǔ)油罐用，如圖3-16裝油儲(chǔ)油聯(lián)合裝置所示。浮筒一般用48條錨鏈和錨系碇，錨鏈直徑通常都在100mm以上。單點(diǎn)系泊的優(yōu)點(diǎn)是不受港口水域的限制，適應(yīng)性強(qiáng)，在一般風(fēng)浪情況下可進(jìn)行裝

32、卸作業(yè)，它比固定的島式碼頭造價(jià)低，建造速度快；缺點(diǎn)是操作條件差。當(dāng)前國(guó)內(nèi)外裝油系統(tǒng)主要采用單點(diǎn)系泊、多點(diǎn)系泊及固定碼頭三種類型。為了比較，現(xiàn)對(duì)一般情況下三種裝油系統(tǒng)的操作性能進(jìn)行分析，結(jié)果匯于表3-2。表3-2裝油系統(tǒng)操作性能比較一一一_裝油系統(tǒng)比較內(nèi)容f''_固定碼頭多點(diǎn)系泊塔式單點(diǎn)系泊年理論工作天數(shù)280300330陸地人員和設(shè)備的通路直接海路海路船身自動(dòng)與風(fēng)、浪及海流的合力對(duì)中的可能性不能小范圍內(nèi)能能軟管數(shù)（根）181413開始系泊至泵油所需的時(shí)間（h）252在30nmile/h風(fēng)速下仍可系泊的最大浪高（m）121.5222.5在40nmile/h風(fēng)速下仍可系泊的最大浪高

33、（m）1.5222.52.53.5在超過40nmil/h風(fēng)速下油輪必須離開系泊設(shè)施的最低浪高（m）一2334易于系泊和解纜的等級(jí)342淘汐的影響受不受不受最易發(fā)生事故的設(shè)備碼頭護(hù)舷浮筒鏈塔架及漂浮軟管系泊所需的外界援助拖輪及拖繩艇拖繩艇或拖輪拖繩艇或拖輪解纜所需的外界援助拖輪及拖繩艇拖繩艇拖輪（二）海上單點(diǎn)系泊系統(tǒng)的發(fā)展根據(jù)單點(diǎn)系泊系統(tǒng)原理，結(jié)合不同的工作海區(qū)和使用要求，目前已研制出多種不同形式的單點(diǎn)系泊系統(tǒng)，下面簡(jiǎn)要介紹幾種。1 .懸鏈?zhǔn)礁⊥蚕挡聪到y(tǒng)（CALM系統(tǒng)）這是最基本的一種系泊形式，見圖3-19及相關(guān)內(nèi)容。2 .單錨腿系泊系統(tǒng)（SALM系統(tǒng)）單錨腿系泊系統(tǒng)分為帶立管和不帶立管兩種。不

34、帶立管的系泊系統(tǒng)如圖3-20所示。它具有一個(gè)細(xì)長(zhǎng)的圓柱形浮筒，直徑一般為47m,高度10m以上?；脴豆潭ㄔ诤４采希斢托D(zhuǎn)接頭固定在基座上，通過上下兩個(gè)萬向接頭，錨鏈（亦稱錨鏈張力腿）分別與浮筒和旋轉(zhuǎn)接頭相連。輸油軟管F端與旋轉(zhuǎn)接頭出口相連，軟管的下半段沉沒于水中，上半段漂浮在海面上，以便與油輪連接。不帶立管的SALM系統(tǒng)適用水深約3050m。帶立管的SALM系統(tǒng)（圖3-21）與前者不同之處是在基座和錨鏈之間加進(jìn)一段稱為立管的鋼管,立管的上端和下端分別用萬向接頭與浮筒及基座連接，適用水深達(dá)100m以上。拼采外覆抽輪用火蜜界向下款臂施地轉(zhuǎn)盤雷庫(kù)費(fèi)轉(zhuǎn)黠即著都分訕輯森一圖3-20單錨腿系泊系統(tǒng)圖

35、3-21帶立管的SALM（統(tǒng)tns/家范箱急出口敢融方向接3 .鍍接塔式系泊系統(tǒng)（ALT系統(tǒng)）其構(gòu)造如圖3-22所示。它與SALM系統(tǒng)相似，但其浮筒則與用鋼管或型鋼制成的剛性桁架腿連成一體，形成所謂塔柱，而桁架腿的下端利用萬向接頭連接在用樁固定于海底的基座上。為了調(diào)節(jié)浮力，桁架腿下部的四周裝有壓載物。因浮筒在水面附近，故能產(chǎn)生較大的恢復(fù)力矩。ALT系統(tǒng)上部設(shè)有可轉(zhuǎn)動(dòng)的平臺(tái)，平臺(tái)上可停放直升飛機(jī)，塔柱的浮筒內(nèi)有收放輸油軟管和系泊纜的絞車，輸油軟管經(jīng)過轉(zhuǎn)動(dòng)平臺(tái)上的輸油臂至運(yùn)油船。ALT系統(tǒng)比CALM系統(tǒng)和SALM系統(tǒng)穩(wěn)定，對(duì)惡劣海況適應(yīng)能力強(qiáng)，適用水深為100300m,但其結(jié)構(gòu)規(guī)模大，造價(jià)也高。4

36、 .永久性系泊系統(tǒng)60年代中期，中東和遠(yuǎn)東地區(qū)將單點(diǎn)系泊作為原油出口終端，后來發(fā)展為將油輪永久地系泊在單點(diǎn)上，用穿梭油輪來接運(yùn)。這種方法擴(kuò)大了單點(diǎn)系泊的應(yīng)用范圍。為防止系泊油輪和單點(diǎn)浮筒相撞而發(fā)展了剛性單點(diǎn)系泊系統(tǒng)。目前大部分永久性系泊都采用剛性連接，如圖3-23所示。我國(guó)渤海油田使用的單點(diǎn)生產(chǎn)儲(chǔ)油輪系泊系統(tǒng)，單點(diǎn)與儲(chǔ)油輪之間采用剛臂錢鏈連接，使油輪和單點(diǎn)保持一定距離，既避免碰撞，又能隨風(fēng)浪相對(duì)上下運(yùn)動(dòng)，這種結(jié)構(gòu)形式稱為軟剛臂單點(diǎn)，如圖3-24所示。該單點(diǎn)為導(dǎo)管架式結(jié)構(gòu)，屬于固定塔式單點(diǎn)系泊形式之一。它適用于水深在60m以內(nèi)的淺海海區(qū)。圖3-22ALT系統(tǒng)圖3-23永久性剛臂單點(diǎn)系泊系統(tǒng)圖3-

37、24軟剛臂單點(diǎn)生產(chǎn)儲(chǔ)油輪系泊系統(tǒng)又如南?；葜?1-1油田采用可解脫的單點(diǎn)生產(chǎn)儲(chǔ)油系統(tǒng)如圖3-25所示。這是一種浮筒式系泊系統(tǒng)，由系泊浮筒與系泊轉(zhuǎn)臺(tái)兩部分組成。浮筒包括浮簡(jiǎn)體和系鏈臺(tái)。用來固定浮筒的8根均布的錨鏈，一端系在浮筒的系鏈臺(tái)上，另一端系在海底的8個(gè)重力錨上。油輪未系油時(shí)，由于錨鏈重力牽拽，系泊浮筒潛沒于海面以下約30m處：油輪系泊時(shí)，駛到預(yù)定海面，將系泊浮筒上提，通過系泊轉(zhuǎn)臺(tái)底部的結(jié)構(gòu)連接器將油輪系泊到浮筒上。油輪系泊力通過底部的滾柱軸承傳到系泊浮筒上。轉(zhuǎn)臺(tái)是直徑2.5m的圓筒式鋼結(jié)構(gòu)，高39m,它安裝在船舶的轉(zhuǎn)臺(tái)艙內(nèi)，便于進(jìn)行室內(nèi)維修保養(yǎng)。轉(zhuǎn)臺(tái)體貫穿整個(gè)船體，下部通過一個(gè)三滾道的軸承

38、裝置連接在船底上；下部伸出油輪甲板以上約13m。用來進(jìn)行定位、回接與解脫的設(shè)備，以及油、氣、水、電的旋轉(zhuǎn)接頭都安裝在轉(zhuǎn)臺(tái)上部的3層甲板上，參看圖3-25。圖3-25可解脫的單點(diǎn)浮式儲(chǔ)油裝置該系統(tǒng)工作在118m水深處，是為適應(yīng)中國(guó)南海有臺(tái)風(fēng)的自然環(huán)境而專門設(shè)計(jì)的。在正常氣候條件下，生產(chǎn)儲(chǔ)油輪與單點(diǎn)剛性連接；當(dāng)氣候惡劣，單點(diǎn)中心位移超過22.5m時(shí)，儲(chǔ)油輪可與單點(diǎn)系泊裝置解脫，駛離單點(diǎn)避風(fēng)。可解脫單點(diǎn)系泊是由傳統(tǒng)懸鏈?zhǔn)絾吸c(diǎn)系泊演變而來的。3.4陸上油氣集輸技術(shù)的發(fā)展3.4.1 國(guó)內(nèi)先進(jìn)輸油管道技術(shù)現(xiàn)狀庫(kù)都線、東黃線、鐵大線、鐵秦線代表了我國(guó)輸油管道的最高技術(shù)水平。（一）庫(kù)都輸油管道該管道西起庫(kù)爾勒

39、，東到鄱善末站，全長(zhǎng)476km管徑610mm,年輸量5001000X104t,1997年6月30日建成投產(chǎn)。該管道被譽(yù)為我國(guó)第一條具有90年代國(guó)際先進(jìn)水平的現(xiàn)代化輸油管道。庫(kù)鄱輸油管線建設(shè)水平，從采用國(guó)際標(biāo)準(zhǔn)，實(shí)現(xiàn)高壓大站距輸送，實(shí)現(xiàn)常溫密閉輸送，通過減壓閥解決大落差，采用國(guó)際一流輸油設(shè)備，實(shí)現(xiàn)了高度自動(dòng)化，輸油能耗低，防腐層壽命長(zhǎng)，操作運(yùn)行人員少，建設(shè)周期短等十個(gè)方面比較，認(rèn)為達(dá)到了90年代國(guó)際先進(jìn)水平。該管道的主要特點(diǎn)有以下幾個(gè)方面：工程設(shè)計(jì)采用了國(guó)際先進(jìn)標(biāo)準(zhǔn)為把庫(kù)都線建設(shè)成具有90年代國(guó)際先進(jìn)水平的樣板工程的要求，庫(kù)鄱輸油管道設(shè)計(jì)是由國(guó)際著名的油氣管道設(shè)計(jì)公司一一意大利斯南普吉提公司和中

40、國(guó)管道設(shè)計(jì)院合作完成的，大部分設(shè)計(jì)采用了國(guó)際先進(jìn)標(biāo)準(zhǔn)，如：美國(guó)國(guó)家標(biāo)準(zhǔn)（ANSI）、美國(guó)石油學(xué)會(huì)（API）等。實(shí)現(xiàn)了高壓、大站距輸送經(jīng)過對(duì)多種方案進(jìn)行技術(shù)經(jīng)濟(jì)優(yōu)選，確定庫(kù)都輸油管道設(shè)計(jì)運(yùn)行壓力為8.0MPa,采用X65高強(qiáng)度管材，實(shí)現(xiàn)高壓輸油。庫(kù)爾勒首站與馬蘭中間泵站（一期工程僅為清管站）間距為154km,馬蘭中間站與末站間距為322kmo一期工程年輸500X104t原油，實(shí)現(xiàn)了首站一泵到底。這些技術(shù)指標(biāo)與國(guó)內(nèi)直徑600mm以上輸油管道最高設(shè)計(jì)運(yùn)行壓力6.4MPa和約80km的站距（東營(yíng)一黃島復(fù)線）相比高出較多，與國(guó)際著名的美國(guó)阿拉斯加管道（全長(zhǎng)1200km,管徑1220mm,年輸量0.6億至

41、1億t,運(yùn)行壓力820MPa,平均站100km）及美國(guó)全美管道（從加利福尼亞州芭芭拉至德克薩斯州休斯敦，全長(zhǎng)2816km,管徑762mm,年輸量2100X10%運(yùn)行壓力6.4MPa,平均站距118km）相比也在相近或略高水平上?？v觀世界各國(guó)管徑在600mm以上的輸油管道，運(yùn)行壓力等于或超過8.0MPa的并不多。實(shí)現(xiàn)了常溫、密閉輸送庫(kù)都線針對(duì)塔中油和塔北油物性的不同特點(diǎn)，經(jīng)過科研攻關(guān)，采用冬季添加降凝劑改善混合油物性和流變性來實(shí)現(xiàn)全年常溫輸送，這在國(guó)內(nèi)長(zhǎng)輸管道中還是首次從設(shè)計(jì)就立足于加劑降凝降粘。與澳大利亞及哈薩克斯坦的一條輸油管道采用添加降凝劑的方法實(shí)現(xiàn)常溫輸送相比，它也是比較領(lǐng)先的（體現(xiàn)在加

42、劑量小、輸送距離大、降凝降粘效果好上）。通過設(shè)置減壓站來解決大落差問題國(guó)外80年代前建成的具有大落差的管道多是采用在低點(diǎn)設(shè)置壓力泄放罐和加大管道壁厚的方法來解決大落差問題，這種方法的缺點(diǎn)是耗費(fèi)管道鋼材多，且因要設(shè)置原油注人站，把泄放進(jìn)罐的原油注回管道而造成能耗增加和運(yùn)行操作復(fù)雜。庫(kù)都線通過設(shè)置減壓站，用“減壓閥節(jié)流調(diào)節(jié)技術(shù)”來解決在約105km范圍內(nèi)高達(dá)1660m的大落差問題，具有以下優(yōu)點(diǎn)和先進(jìn)性：（1）調(diào)節(jié)平穩(wěn)，能確保安全可靠運(yùn)行。（2）能根據(jù)管輸流量的變化而自動(dòng)改變減壓閥上游壓力調(diào)節(jié)設(shè)定值，減壓閥節(jié)流壓差（減壓）隨輸量增大而減?。ㄔ?.16.0MPa范圍內(nèi)變化），能有效地避免能量浪費(fèi)。（3

43、）降低了減壓站下游至末站間管道的壁厚，有效地節(jié)省了投資。（4）在1660m落差上只設(shè)一級(jí)減壓站，在國(guó)際上是屬最先進(jìn)的。在保證安全可靠性前提下，節(jié)約了設(shè)備投資，方便了運(yùn)行管理。國(guó)外90年代新建的具有類似庫(kù)都線這樣大落差管道也采用了這種技術(shù)，如：沙特阿拉伯石油公司和美國(guó)阿莫科石油公司修建的橫貫沙特東西部的“西一東原油管道”就在翻越點(diǎn)（最高點(diǎn)）至洋布（yanbu）末站之間就設(shè)置了減壓站，用減壓閥節(jié)流調(diào)節(jié)技術(shù)來解決大落差問題（該管線的最大落差約為庫(kù)鄱線的50%）。采用了成熟可靠、高效節(jié)能、在西方工業(yè)化國(guó)家中處于技術(shù)領(lǐng)先水平的輸油配套設(shè)備庫(kù)都線的主要輸油設(shè)備給油泵和變頻調(diào)速輸油主泵分別是從日本和德國(guó)引進(jìn)

44、的，具有配備檢測(cè)儀表完善、故障保護(hù)靈敏、維修周期長(zhǎng)（2X104h以上）、運(yùn)行效率高（泵效為85%86%）等特點(diǎn)；輸油工藝流程上使用的電動(dòng)閥門是從意大利引進(jìn)的；35kV、6kV電氣開關(guān)及其監(jiān)控系統(tǒng)是德國(guó)1994年以后投放市場(chǎng)的最新產(chǎn)品（第三代智能化SF6絕緣全封閉真空開關(guān)）；自動(dòng)化系統(tǒng)是從加拿大引進(jìn)的代表當(dāng)今油氣管道和供配電系統(tǒng)最新自控水平的開放型監(jiān)控和數(shù)據(jù)采集（SCADA）系統(tǒng)，美國(guó)著名的全美管道和科洛尼爾成品油管道都經(jīng)過改造使用了這套系統(tǒng)；光纜通信系統(tǒng)也引進(jìn)了芬蘭諾基亞公司的先進(jìn)的數(shù)字傳輸系統(tǒng)設(shè)備（光端機(jī)系統(tǒng)）。自動(dòng)化程度高只需在控制中心發(fā)一個(gè)計(jì)算機(jī)鍵盤命令，就可以完成全線自動(dòng)順序啟動(dòng)或自動(dòng)

45、順序停運(yùn)。高度自動(dòng)化輸油管道自動(dòng)化水平（或自動(dòng)化程度）一般有以下幾種：（1）自動(dòng)監(jiān)測(cè)自動(dòng)采集和監(jiān)測(cè)主要工藝運(yùn)行和關(guān)鍵設(shè)備狀態(tài)（單純數(shù)據(jù)采集、不具備控制功能）（2）單體設(shè)備遙控操作自動(dòng)監(jiān)測(cè)全線工藝運(yùn)行參數(shù)、設(shè)備狀態(tài)與運(yùn)行參數(shù)；能夠完成工藝運(yùn)行參數(shù)自動(dòng)調(diào)節(jié)和設(shè)備自動(dòng)保護(hù)停運(yùn)；從控制中心發(fā)一個(gè)計(jì)算機(jī)命令只能完成對(duì)單臺(tái)設(shè)備（或閥門等）的啟?；蜷_關(guān)操作（單體設(shè)備遙控操作）。（3）單元機(jī)組（設(shè)備）自動(dòng)順序邏輯控制從控制中心自動(dòng)監(jiān)測(cè)全線各站工藝運(yùn)行參數(shù)、設(shè)備狀態(tài)與運(yùn)行參數(shù)；能夠完成運(yùn)行參數(shù)自動(dòng)調(diào)節(jié)和設(shè)備自動(dòng)定值保護(hù)及其它自動(dòng)邏輯保護(hù)；既可遙控操作單體設(shè)備又能完成“單元機(jī)組（設(shè)備）自動(dòng)順序邏輯”遙控操作（即：

46、發(fā)一個(gè)鍵盤命令，可以完成一臺(tái)主體設(shè)備及其與之相關(guān)的所有輔助設(shè)備或配套設(shè)備的自動(dòng)順序邏輯啟動(dòng)或停運(yùn)。如：輸油泵機(jī)組的啟停及其進(jìn)、出口閥門的開關(guān)等；或發(fā)一個(gè)鍵盤命令就可以完成一個(gè)輸油流程的自動(dòng)切換，如：自動(dòng)倒罐和自動(dòng)收、發(fā)球控制等）。國(guó)內(nèi)東黃線、鐵大線及國(guó)外大多數(shù)輸油管道的自動(dòng)化水平均屬這一類，是很完善的和高水平的監(jiān)控和數(shù)據(jù)采集（SCADA）系統(tǒng)。（4）單站自動(dòng)順序邏輯控制在上述第（3）種水平的基礎(chǔ)上增加一一“全站自動(dòng)順序邏輯控制”。也就是，在控制中心監(jiān)控終端上發(fā)一個(gè)鍵盤命令，就可以完成對(duì)一座泵站（或清管站或減壓站或末站）所需投入運(yùn)行的全部設(shè)備（包括工藝流程閥門）的自動(dòng)順序啟動(dòng)或正在運(yùn)行的全部設(shè)備

47、的自動(dòng)順序停運(yùn)。庫(kù)都線就做到了這一點(diǎn)。（5）全線自動(dòng)順序邏輯控制在上述第（4）種水平的基礎(chǔ)上再增加一一“全線自動(dòng)順序邏輯控制”。也就是，在控制中心監(jiān)控終端上發(fā)一個(gè)鍵盤命令，就可以完成全線各站場(chǎng)所需投入運(yùn)行的全部設(shè)備（包括工藝流程閥門）的自動(dòng)順序啟動(dòng)或?qū)φ谶\(yùn)行的全部設(shè)備的自動(dòng)順序停運(yùn)或緊急停運(yùn)。庫(kù)都線的自控水平達(dá)到了這種程度，這是一種首創(chuàng)。據(jù)我們對(duì)國(guó)外先進(jìn)輸油管道的調(diào)查，均不具備這種水平。輸油能越低庫(kù)都線試運(yùn)一年來，統(tǒng)計(jì)綜合能耗為176kJ/（t-km）,這僅是國(guó)內(nèi)輸油管道平均能耗550kJ/（t-km）的43%,也處于國(guó)際先進(jìn)水平。如果庫(kù)都線工期工程（馬蘭中間泵站）建成，管道輸量上升到860

48、M04t/a以上，具備優(yōu)化運(yùn)行條件，且使減壓站的節(jié)流損失下降直至幾乎沒有節(jié)流后，庫(kù)都線的綜合能耗還會(huì)下降。管道防腐先進(jìn)完善庫(kù)都線不僅采用了世界上先進(jìn)的FPE三層復(fù)合防腐涂層（其中FBE涂層占60km）,同時(shí)還設(shè)置了完善的陰極保護(hù)防腐系統(tǒng)，具有較高的防腐可靠性、先進(jìn)性和經(jīng)濟(jì)性。476km管道干線上由初步設(shè)計(jì)的12座陰保站，減少為只建7座陰保站（實(shí)際投運(yùn)了4座），陰極保護(hù)就達(dá)到了要求。這在國(guó)內(nèi)是首次實(shí)現(xiàn)，在國(guó)外也未見過這樣的報(bào)道。在陰極保護(hù)方面，采用了先進(jìn)的綜合技術(shù)，如：柔性近陽極技術(shù)、高土壤電阻率區(qū)域淺埋陽極長(zhǎng)效降阻技術(shù)、帶狀鎂陽極間隔敷設(shè)技術(shù)等。上述新技術(shù)均屬國(guó)內(nèi)首創(chuàng)，國(guó)際領(lǐng)先水平，受到中國(guó)腐

49、蝕學(xué)會(huì)權(quán)威專家的好評(píng)，在提高陰極保護(hù)效果的同時(shí)，節(jié)約了大量的工程成本。勞動(dòng)生產(chǎn)率高由于庫(kù)都線自動(dòng)化水平高，實(shí)現(xiàn)了中間站、減壓站無人值守和輸油設(shè)備及配套設(shè)備現(xiàn)場(chǎng)無人操作，做到了用人少、勞動(dòng)生產(chǎn)率高。庫(kù)都線包括設(shè)備（儀表）維護(hù)維修人員在內(nèi)的用人指標(biāo)為0.35人/km,如果按國(guó)外輸油管道通用計(jì)算方法統(tǒng)計(jì)（國(guó)外輸油公司通信系統(tǒng)是由公共通信公司負(fù)責(zé)提供運(yùn)行和維護(hù)有償服務(wù)；自動(dòng)化系統(tǒng)軟硬件維護(hù)也是由自動(dòng)化系統(tǒng)公司提供按需有償服務(wù)，只設(shè)置檢測(cè)儀表的調(diào)校維護(hù)崗位；其它輸油設(shè)備的檢修是由設(shè)備供應(yīng)廠家按需有償服務(wù)或保修服務(wù)，不設(shè)置設(shè)備維修崗位），庫(kù)都線的用人指標(biāo)僅為0.18人/km,屬國(guó)際領(lǐng)先水平（一般為0.10

50、2人/km,美國(guó)全美管道為0.365人/km）。（二）鐵秦線輸油管道節(jié)能降耗技術(shù)改造鐵秦線、魯寧線兩條輸油管道80年代末進(jìn)行了節(jié)能降耗配套技術(shù)改造，創(chuàng)造了老輸油管道技術(shù)改造的成功案例是我國(guó)輸油技術(shù)上的一個(gè)重要突破，可以作為勝利油田老輸油管道技術(shù)改造的樣板。鐵嶺至秦皇島輸油管道全長(zhǎng)465km,。720X8鋼管，設(shè)計(jì)輸量2000x104t/a。首站是鐵嶺輸油站，中間站有5座，分別設(shè)在新民、黑山、錦縣、錦西、綏中，末站是秦皇島油庫(kù)。1973年9月30日投產(chǎn)，向石油五廠、六廠供油，并有部分原油在秦皇島裝船外運(yùn)。輸油主泵選用DKS750/650水平中開三級(jí)離心泵，額定流量750m3/h,額定揚(yáng)程550m

51、,泵效75%,該泵有3m吸人能力，不需要喂油泵。鐵秦線的主要攻關(guān)內(nèi)容和技術(shù)指標(biāo)是：完成了全線并聯(lián)泵的密閉輸油工藝流程改造，并在1990年在國(guó)內(nèi)首次實(shí)現(xiàn)密閉輸送，經(jīng)過實(shí)際運(yùn)行檢驗(yàn)，安全可靠，在研究過程中，進(jìn)行了水擊理論與實(shí)踐的探索和試驗(yàn)，完善了管道的控制、調(diào)節(jié)與保護(hù)系統(tǒng)。在利用原有的BB-II型調(diào)節(jié)器的基礎(chǔ)上，進(jìn)一步實(shí)現(xiàn)了各泵站及全線的電腦數(shù)據(jù)監(jiān)測(cè)和單站調(diào)控的計(jì)算機(jī)管理。在實(shí)現(xiàn)全線密閉輸油的基礎(chǔ)上，完成了先爐后泵的工藝流程改造。引進(jìn)了國(guó)外先進(jìn)的DZS型高效輸油泵，并在黑山、錦西兩個(gè)泵站改用了可控硅串級(jí)調(diào)速電機(jī)，實(shí)現(xiàn)了在密閉輸油工況下的閉環(huán)調(diào)節(jié)，減少了節(jié)流損失。完成了方箱式加熱爐提高爐效的技術(shù)改造

52、。完善了管道清蠟系統(tǒng)，采用了機(jī)械清管器如平板閥，優(yōu)化確定了最佳清管周期，降低了能耗。研制了優(yōu)化運(yùn)行軟件，指導(dǎo)生產(chǎn)運(yùn)行。根據(jù)原中國(guó)石油天然氣總公司管道節(jié)能監(jiān)測(cè)中心提供的數(shù)據(jù)，主要經(jīng)濟(jì)技術(shù)指標(biāo)如下：全線密閉輸油流程比開式流程，在日輸油量為5X104t的條件下，日節(jié)電1.7X104kWh;先爐后泵工藝提高泵效1.3%;DZS高效輸油泵，實(shí)際運(yùn)行測(cè)試效率達(dá)到84.14%,比原來的DKS泵效率69%提高13%15%;方箱式加熱爐改造后，在滿負(fù)荷下爐效達(dá)到84%,提高10%;采用機(jī)械清管在79km的管段中清蠟，因擴(kuò)大內(nèi)徑及減少摩阻，在一個(gè)清蠟周期內(nèi)，可節(jié)電9000kWh。以上測(cè)試數(shù)據(jù)表明，技術(shù)改造的技術(shù)經(jīng)

53、濟(jì)效果是顯著的。下面重點(diǎn)介紹以下該管道實(shí)現(xiàn)密閉輸送的控制、調(diào)節(jié)與保護(hù)措施：鐵秦線采用密閉輸送工藝是在原有的管道耐壓、機(jī)泵設(shè)備和控制調(diào)節(jié)方式的基礎(chǔ)上實(shí)現(xiàn)的。調(diào)節(jié)方式每臺(tái)泵出口閥門調(diào)節(jié)：限定泵的最低人口壓力和最高出口壓力進(jìn)行正常調(diào)節(jié)以及產(chǎn)生水擊時(shí)的保護(hù)調(diào)節(jié)。電機(jī)調(diào)速調(diào)節(jié)：利用原有電機(jī)增容改造的機(jī)會(huì)，改成串級(jí)調(diào)速電機(jī)，在密閉輸送流程中，能夠自動(dòng)跟蹤調(diào)節(jié)；調(diào)節(jié)對(duì)象選為泵入口壓力，使泵人口壓力維持穩(wěn)定。停泵調(diào)節(jié)：是在流量變化幅度較大的情況下，管道全線組泵或組站的一種調(diào)節(jié)方式；在用在水擊時(shí)作為應(yīng)急措施時(shí)使用。泵進(jìn)出口回流閥調(diào)節(jié)：這種調(diào)節(jié)只是在泵人口壓力過低或泵出口壓力超高時(shí)，作為臨時(shí)性調(diào)節(jié)之用，以爭(zhēng)取時(shí)間

54、用來分析故障原因并進(jìn)行處理。保護(hù)方式除上述的各種調(diào)節(jié)方式在一定程度上對(duì)輸油系統(tǒng)具有保護(hù)作用外，還采取了進(jìn)出站的高、低壓泄壓保護(hù)。進(jìn)站低壓泄壓閥：泄壓定值設(shè)為0.5MPa；出站高壓泄壓閥：達(dá)到各站允許的最高出站壓力即報(bào)警并泄流，高壓泄壓閥在出站壓力低至0.03MPa時(shí)，也可報(bào)警并打回流。（三）馬惠寧線輸油管道馬嶺一惠安堡一中寧輸油管道，先后使用降凝劑和熱處理綜合處理工藝，使這條管道成為我國(guó)第一條全年實(shí)現(xiàn)常溫輸送的管道。該項(xiàng)技術(shù)達(dá)到國(guó)際先進(jìn)水平。該管道長(zhǎng)164km,管徑325mm,中間設(shè)加熱站2座，熱泵站3座，平均站間距約27km。1982年底首先進(jìn)行了熱處理工藝改造試驗(yàn)，取得成功，實(shí)現(xiàn)了“二四六

55、”運(yùn)行方案，即每年夏季2個(gè)月不加熱輸送、冬季4個(gè)月加熱輸送、春秋6個(gè)月熱處理輸送，與加熱輸送相比，年節(jié)油超過l.5X104t,節(jié)電超過936X104MJ。在此基礎(chǔ)上，1988年1989年，該管道又采用了加降凝劑綜合處理工藝，將原來4個(gè)月的加熱輸送改變成熱加熱和降凝劑綜合處理工藝，比原方案又節(jié)油4700t以上，節(jié)電108X104MJ。1994年后，經(jīng)過幾個(gè)階段的試驗(yàn)，于1997年夏季將冷輸時(shí)間由60天延長(zhǎng)到94天，實(shí)現(xiàn)了“三三六”運(yùn)行方案，即夏季3個(gè)月冷輸，冬季3個(gè)月綜合處理輸送，春秋季6個(gè)月熱處理輸送。熱處理輸送參數(shù)如下。地溫在10c以上，馬惠線管輸原油由85c熱處理降，溫至12c左右，呈現(xiàn)出

56、最優(yōu)熱處理效果，流型為牛頓體，凝固點(diǎn)由11.5C降為-2C-5o地溫在10c以上，可停輸4050h,地溫在6c以上，可停輸8-24h,地溫低于6c時(shí)不宜停輸。熱處理常溫輸送排量不應(yīng)低于120m3/h。馬惠線管輸原油最優(yōu)熱處理溫度為85C,紅惠線管輸原油最優(yōu)熱處理溫度為95C,馬惠線熱處理原油與紅惠線未熱處理原油最優(yōu)體積摻和比為7:3或6:4。馬惠線原油熱處理輸送工藝應(yīng)用經(jīng)濟(jì)效益十分可觀，年節(jié)約燃料油15000t,節(jié)電250X104kWh。馬惠寧線綜合處理輸送最初使用的是從國(guó)外進(jìn)口的降凝劑，國(guó)產(chǎn)降凝劑研制成功后，對(duì)進(jìn)口劑與國(guó)產(chǎn)劑進(jìn)行了反復(fù)對(duì)比試驗(yàn)，證明國(guó)產(chǎn)GY降凝劑對(duì)馬嶺原油的改性效果與進(jìn)口劑基本相同，從而以國(guó)產(chǎn)降凝劑替代進(jìn)口劑，實(shí)現(xiàn)了馬惠寧線降凝劑的國(guó)產(chǎn)化。降凝劑的應(yīng)用可大幅度改善長(zhǎng)慶原油低溫流變性，添加降凝劑后降低了管道的最低安全輸量，在進(jìn)行室內(nèi)試驗(yàn)的基礎(chǔ)上，1993年進(jìn)行了添加降凝劑超低輸量現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)，現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)結(jié)