海上油气集输

1、第三讲海上油气集输工艺技术3.1 海上油气集输系统的组成和类型海上油气集输系统是指把海上油井生产出来的原油、伴生气进行集中、计量、处理、初加工，最后将合格的油、气外输给用户的整个生产流程，以及为上述生产流程提供的生产设备、工程设施的总称。3.1.1 油气集输的任务油气集输是继地质勘探、油田开发、钻井采油之后的油田生产阶段。这阶段的任务是从油井井口开始，将油井的产出物在油田集中、油气分离、计量、净化处理、必要的初加工，生产出符合质量要求的油、气及副产品，而后输送给用户。3.1.2 海上油气集输系统的组成海上油气集输系统包括海上油气生产设备系统以及为其提供生产场地、支撑结构的工程设施。海上油气集输

2、包括了整个油田生产设备及其工程设施。这些工程设施有井口平台、生产平台、生活平台、储油平台、储油轮、储油罐、单点系泊、输油码头等。根据所开发油田的生产能力、油田面积、地理位置、工程技术水平及投资条件，可分别组成不同的油气集输系统。3.1.3 海上油气集输类型随着海上油田开发工程由近海向远海发展，海上油气集输形成了以下三种类型。（一）全陆式集输系统海上油田开发初期，是在离岸不远的地方修筑人工岛，建木质或混凝土井日保护架（平台）打井采油。油井的产出物靠油井的压力经出油管线上岸集油、分离、计量、处理、储存及外输。这种把全部的集输设施放在陆上的生产系统叫全陆式集输系统。该系统的海上工程设施一般为：井口保

3、护架（平台）通过海底出油管上岸，见图3-1;井口保护架（平台）通过栈桥与陆地相连；人工岛通过路堤与陆地相连，见图3-2。全陆式生产系统在海上只设井口保护架（平台）和出油管线，大大减少了海上工程量，便于生产管理。陆地生产操作费用比较低，而且受气候影响小，与同等生产规模的海上生产系统相比，其经济效益好。该系统一般适用于浅水、离岸近、油层压力高的油田。我国滩海油田开发多采用这一集输方式。图3-1全陆式油气集输系统图3-2人工岛全陆式集输系统图（二）半海半陆式集输系统随着油田开发地点水深的增加、离岸距离加大、钢导管架平台的发展和应用，全陆式集输系统已不能适用。为了解决油气长距离混输上岸效率低及油层压力

4、不足的问题，逐步把油气分离及部分处理设备放在海上。油井开采出来的油气在海上经过分离初处理后，再将原油加压管输上岸处理、储存及外输。如伴生气的量小，除作平台燃料外，其余在海上放空烧掉；如天然气量较大，则油、气在海上分离后，分输上岸再处理。这种在海上仅进行油气初处理，而把主要的油气集输设备及储存、外输工作放在陆上的油气集输系统，称为半海半陆式集输系统。该系统适用于离岸不远、油田面积大、产量高、海底适合铺设管线以及陆上有可利用的油气生产基地或输油码头条件的油田。它尤其适用于气田的集输。因为在海上不易解决天然气的储存和加工问题，所以一般气田采用半海半陆式的集输系统，如我国渤海湾锦州20-2气田就采用半

5、海半陆式集输系统，如图3-3所示。图3-3渤海湾锦州20-2气田半海半陆式集输系统（三）全海式集输系统随着世界主业的迅猛发展，对石油的需求量在不断增加。为了简化海上生产的原油上岸后再通过海运外输的环节，凭借现代海洋工程技术在海上建储油罐和输油码头，使油气直接从海上外运。这种将油气的集中、处理、储存和外输工作全部放在海上，从而形成了全海式集输系统。由此也使海洋油田的开发向远海、深海和自然条件恶劣的极地发展。全海式的集输系统可以是固定式，也可以是浮动式；井口生产系统可以在水上，也可以在水下。这种集输生产系统既适合小油田、边际油田，也适合大油田；既适合油田的常规开发，也适合油田的早期开发。这是当今世

6、界适应性最强、应用最广的一种集输生产系统。图3-4是1987年我国投产的渤海埋北油田，该油田水深15.8m,设计年产量为500kt,它采用的工程系统为组合式固定生产平台+储油平台+海中岛式外输码头。图3-5是在我国南海珠江口投产的惠州21-1油田。该油田水深116m,设计年产量为1200kt,采用浮式生产系统，其组成为固定式井口平台+海底管线+单点生产储油轮。图3-6为1975年6月英国在北海投产的阿盖尔油田浮式早期生产系统。该系统是世界一套浮式生产系统，其作业水深80m,平均年产原油约800kt,该系统的组成是水下井口+浮式生产平台+较接立柱单点储油轮。图3-4渤海堤北油田工程设施图3-5南

7、海惠州油田生产设施图3-6阿盖尔油田浮式生产系统综上所述，海上油气集输系统是从全陆式发展到半海半陆式，又从半海半陆式发展到全海式。它们的根本区别在于集输的生产处理设施是放在海上还是陆上，如全部的油气集输生产设施放在陆上，则称为全陆式；如全部设施放在海上，称为全海式；如部分设施放在陆上、部分设施放在海上,称为半海半陆式。3.2 海上油气集输工艺流程海上油气集输处理工艺与陆上大体相同。不同之处是海上处理设备放得很集中、很紧凑、自动化程度高、设备重量轻；用于浮式生产装置上的处理设备，还要在晃动状态下能保持正常工作。而在陆地上便没有这些特殊的要求。因为全海式油气集输系统可实现全部油气集输任务，本节就以

8、全海式生产平台为例，介绍油气集输主要工艺流程及设备。图3-7为海上油气生产流程示意图，从图中可以看出油气集输生产包括油气水分离、原油处理、天然气处理、污水处理等主要生产项目。石油是碳氢化合物的混合物，在地层里油、气、水是共生的，又由于油气生成条件各异，因此各油田开采出的原油的组分是不同的。此外，油中还含少量氧、磷、硫及沙粒等杂质。油气生产处理的任务就是将油井液经过分离净化处理，能给用户提供合格的商品油气。由于各油田生产出来的油气组分和物性不同，生产处理流程也不完全相同，如我国海上生产的原油普遍不含硫和盐，因此就没有脱盐处理的环节。有的油田生产的原油不含水，就没有脱水环节。海上原油处理包括油气计

9、量、油气分离、原油脱水及原油稳定几部分。由于海上油田普遍采用注水增补能量的开采方法，因此原油脱水是原油处理的主要环节之一。油层注气一油井气举天然排放天稣气压用L耳原油处理脱水、脱盐.折触回收*油、气.水生产分离污水污水处理浮油随选过渡储油物送井口管工在水注水屎统提升处理系人海上或堆层水储油层图3-7平台油气生产流程示意图3.3 海上储运设施海上油气的储存与运输在整个海上油田开发工程系统中是一个独立的项目，它包括海底管线、海上储油和装油系统。据北海油田统计，储运设施的投资约点油田总投资的23%。海上油气储存和运输有各种不同的组合分式，其主要区别在于原油是在陆上储存还是海上储存，是管线输送还是船舶

10、运输。3.3.1 海底管线从海上原油输送的安全和管理角度看，海底管线输送是最理想的方式，而且也是海上油田开发必不可少的手段。虽然海上油田开发式正向全海式和浮式生产系统发展，但还需要海底出油管线、集油管线、输油管线、注水管线、注气管线、海上立管等，所以海底管线是海上油田开发必不可少的工程设施。(一)海底管线输送的优点海底管线输送的优点如下：操作费用低，操作条件好；需要人员少，管理方便；易于遥控和自动化；可连续生产，不会因海上储油设施容量有限或油船接运不及时而造成停产；运输距离短，运输能力大。(二)选用海底管线考虑的因素由于海底管线需要很大的一次性投资，据北海油田统计，管线投资占开发总投资的15%

11、,因此下面几种情况不宜采用海底管线：离岸远、水深、开采寿命短的油田，边际油田及油田的早期开发阶段；海底有天然障碍，如海沟、巨砾、珊瑚礁等；所输送的原油凝固点很高，粘度很大，管输有困难。(三)海底管线结构海底管线不同于陆地管线，必须保证管线在使用期间不能发生断裂、漏油或输送堵塞事故。由于海底管线施工困难、费用高，尤其是发生断裂漏油引起海洋污染，其维修费及环境污染赔偿费往往高于管线工程的投资，这样势必造成巨大的经济损失。因此设计施工一定要保证安全、可靠，不发生事故。管线结构是根据使用要求和所处的环境条件确定的。其断面构造一般有两种基本形式，即单层管结构和双层管结构。我国渤海海区生产的原油，大多数是

12、“三高”(高凝、高粘、高含蜡)性质的原油，输送时需要保温，故都采用双层钢管保温结构。19851989年渤海海区先后铺设了5条这种结构的管线，管线概况见表3-1。实践证明这种保温结构管线是安全可靠的，但同时也存在以下一些问题。(1)用钢量大一般外套管比内管管径大152.4mm(6in)左右，这样外套管用钢量常常是内管用钢量的2倍。也就是说，这种保温结构管线，2/3的钢材用在了外套管上。(2)海上焊接工作量大，铺管速度低渤海石油公司用“滨海109”铺管船铺设单层钢管海底管线，每天可铺800m左右，而铺设双层钢管保温结构的管线，每天只能铺设250m左右。(3)工程费用高渤海石油公司铺设的5条短管线，

13、平均造价在100万美元/km以上。图3-8为一单层钢管保温结构。这种结构形式主要优点在于省钢材、造价低，因此我国浅海油田正在研究采用这种结构形式。在国外，高密度聚乙烯外套是最主要、最多用的一种单层钢管保温管线。90年代末，美国和法国的公司已在阿拉伯湾和加蓬外海试铺了多条这种结构的海底管线，并开展了较为系统的试验研究工作，应用水深已达43m。表3-1渤海海区已建成投产的保温海底管道建成年份管道位置基本参数1985堤北油田“A”平台一“B”平台，长1.6km内管小168.3X9.5mmAPI5LX56外管小323.9X11.1mmAPI5LX52保温材料：岩棉厚50mm1988BZ28-1油田北平

14、台SPM,第16.5km南平台SPM,长16.5km内管4168.3X14.3mmAPI5LX56外管小323.9X15.9mmAPI5LX52保温材料：预预制的聚氨酯泡沫块厚50mm1989BZ34-2/4油田4EP-SPM,长2.95内管小219.1X12.7mmAPI5LX56外管小355.6X12.7mmAPI5LX52保温材料：预预制的聚氨酯泡沫块厚50mm2EPSPM,长1.1km内管4273.1X14.3mmAPI5LX56外管小406.4X12.1mmAPI5LX52保温材料：预预制的聚氨酯泡沫块厚50mm和康土闽昼（掘需要）图3-8海底管线的断面结构（四）海底管线的铺设目前国

15、内外海底管线铺设方法主要有漂浮法、牵引法和铺管船法。1 .漂浮法管线是在陆上加工制作场制作，并组装成需要的管段长度和根数，经试压和安装浮筒后溜放到海上。为了使管段能漂浮在海面上，除利用管子本身的浮力外，还需配辅助浮筒，如图3-9所示。漂浮管线拖运至管线铺设位置，然后用工作船支撑控制，管内充水，解下浮筒，将管线沉放在预定海底位置或海底沟槽内。我国黄岛海底管线成功地使用了漂浮铺设法铺设。焊接船图3-9漂浮法示意图2 .牵引铺设法管线也是在陆上加工制作场制作，而且要求下水滑道是在管线轴线方向的延长线上。牵引铺设法如图3-10所示。对于近岸的海底管线，往往利用其登陆或下海处的岸边建设管线加工制作场（包

16、括下水滑道），牵引入水铺设。3 .铺管船铺设法目前国外广泛使用专门铺管船铺设海底管线。铺管船铺设海底管线始于1940年，首先是美国用于墨西哥湾，到目前为止世界上大型铺管船已有百余艘。用铺管船铺设海底管线的特点是：以铺管船为中心，组成铺管船队，并配以必要的船机设备，如起重船、潜水设备等；单节钢管或双节钢管由制管厂按照规格加工好，在铺管船上再一根根地接起来，并按照要求加工制作防腐绝缘层、隔热保温层和外包混凝土防护层；加工好的钢管直接在船甲板上焊接，边加工边利用托管架铺设管线，如图3-11所示。图3-11铺管船铺设法示意图铺管船的种类很多，图3-12是一种传统式托管架式铺管船。托管长度一般为5025

17、0m,把管线直接铺设到海底，最大铺设水深为90120m。渤海油田的滨海109号船就属这类铺管船。81-6m_g,T10T图3-12传统铺管船示意图海上油田常用一种小直径管线的卷筒式铺管船，如图3-13所示。它是利用卷筒在基地将小直径管线（100300mm）强力卷入卷筒的大鼓筒上，铺管船到达铺设地点后，再将卷筒上的管线松开，将管线铺设至海底，铺设深度可达150m左右。图3-11卷筒式铺管船示意图为了适应深水大管径的管线铺设，目前多采用新型铺管船，即半潜式起重铺管两用船。除了铺管外，其超重能力可达10.0MN以上，是国外近期建造最多的一种铺管船。人们称这种半潜式铺管船为新型的第二代铺管船。（五）海

18、底管线的防护管线沉放到海底以后，为了避免钢管在波浪或海流的作用下移动或被附近船舶抛锚破坏，所以必须采取稳管或保护的措施。比较可靠和常用的方法是将输油管线埋入海底面2m以下。如海底面为软泥或沙质土壤，在浅水地段可以用挖泥船挖沟，而在深水地段则需使用水下挖沟的专门装置（挖沟机），也可以采用在海底喷射高压空气使土壤液化的挖沟方法：当海底面为岩基时，就需要用水下爆破挖沟的方法，这将给挖沟工作带来很大的困难，遇有这种情况，多数就将管线直接铺设在海底面上。采用直接铺于海底表面方法时，为了防止管线高低不平，需在管线底下铺设一薄层沙垫层或碎石基床。此时应特别注意，不允许在管线周围抛锚。3.3.2海上储油设施对

19、一些不具备铺设输油管线的油田，就得在海上设原油储存设施。目前普遍采用的储油方式有：平台储油、油轮储油、海底油罐储油及装油、系泊、储油的联合装置储油。（一）平台储油对油田产量小、离岸远或浅水海区，铺设海底管线不经济，或者油田虽大，离岸也不太远，但处于开发初期，海底管线尚未铺设，这时就需要在平台上设储油罐临时储油，然后再用油船装运上岸或直接运到用户。根据墨西哥湾的经验，平台储罐容量一般不超过1370m3。我国渤海埋北油田就采用这种储油方式，参看图6-5。这种方式储油受固定平台甲板面积和承载能力的限制，容量小，建支承平台要增加投资，不经济，同时受风浪影响较大，不安全，故目前采用较少。（二）油轮储油油

20、轮储油容量大，不受水深条件限制，可停泊在平台附近，亦可用单点系泊或多点系泊锚底，参看图67Q随着海上油田开发向深海发展以及浮式生产技术的应用，油轮不仅作为储油设施，而且可作为油田的生产设施，如将油田的油气处理设施安装在油轮的甲板上，使其发展成为生产储油轮。这种方法可广泛应用于海上油田开发。它的缺点是受环境影响大，在恶劣的气候条件下不能连续生产。目前我国已能自己设计建造生产储油轮，已有多艘投入使用。生产储油轮要接收油田各油井开采出来的油井液，并进行油气计量、油气分离，使原油经过油气处理达到商品原油质量标准后储存待运。因此，在生产储油轮上不仅要有商品原油储油舱，还要有未处理原油舱以及油气处理后的污

21、水舱等。在甲板上要能设置油气分离、原油脱水、污水处理、天然气放空等生产设施，及动力发电、消防、救生、系泊、装船等辅助设施，因此要求储油轮具有足够的储油舱室和安装设备的甲板面积。确定油轮系泊点与平台距离时的特点是：应考虑停泊海区风、浪、流条件及运油轮的停靠方式，一般距离不应小于3倍船长。（三）海底储油海底储油的特点是：由于它位于水面以下，同火源、雷电隔离，不仅油气损耗小、不易着火、使用安全，而且在天气恶劣时，油井可以继续生产；油罐置于水下，受波浪力小；与水上储油方式相比，可以省去昂贵的平台建造费用，而且罐容不受限制，具有巨大的储油能力。随着我国海上油气田开发技术的发展，现已着手于水下储油设施的研

22、究工作。下面介绍水下储油工艺及国外采用的两种海底原油储罐。1 .水下储油工艺水下储油是采用油水置换工艺将储油罐稳定在海床上。油水置换土艺是利用油水重力差的原理，在水下油罐就位后，立即向罐内充满水。当储油时，原油注入油罐，将海水置换出去：输油时，向油罐注入海水将油置换出来，即进油排水，进水排油，使油罐始终处于充满液体状态，以保持罐体在水下的重力稳定，罐壁内外压力保持基本平衡。实践证明，这是一种降低工程投资、保证油罐结构安全行之有效的方法。水下储油技术安全、经济，早在20世纪70年代初我国海上油田开发不久，就着手该项技术的应用研究。我国海上生产的原油大部分属于含蜡、高凝原油，高凝原油需要加热至凝固

23、点以上方可储存。对这类原油能否采用水下储存？能否采用油水置换工艺？海洋石油公司和大连理工大学前后进行了近20年的专项研究，揭示出油水置换中油水界面的传热规律，取得了可喜的成果，并获国家技术发明专利，为今后我国采用水下储油提供了技术准备。2 .无底储油罐无底储油罐是利用油比水轻，油总是在上部，海水在下部的原理制成的。它适用于大容量的储油罐。图3-14是1969年在中东波斯湾迪拜海区建成使用的，形状如一把摇铃的钢质无底油罐。该罐容积80km3,油罐工作水深49m,上部露出海面13.8m,罐体总质量12.7kt,下部罐体直径76.2m。油罐下部的圆柱形部分的侧壁是由双层薄金属板构成，板间距为1.2m

24、,中间灌满混凝土，这样可以降低油罐的重心，提高其稳定性；油罐底部是开口的；侧壁用24根直彳5为0.6m、横跨底部的肋条连接，以增加结构的刚性；油罐中间设有一个直径为24m呈瓶状的内罐。整个油罐向海底下沉时先将内罐充满水，以提高下沉时罐的稳定性。油罐沉底就位以后，内罐上的所有人孔均打开，使内罐成为整个储油容器的一部分，油品可自由出入内图罐。油罐就位后，在其四周打桩30根，桩的直径为914mm,桩深30m,并把桩柱与罐体连接在一起。图3-15双圆筒混凝土水下油罐图3-14无底水下油罐油品的收发作业采用油水置换的原理。利用设置在罐内的深井泵向外发油，海水从底部进入罐内，使油罐始终充满油或海水。罐内油

25、水界面随着向外发油而不断上升。由于油罐的截面积很大，进出油时油水界面白升降速度只有0.3m/h,界面不会出现剧烈的波动，因而不会造成油品的乳化。油水界面的位置可从专门的测量仪表测知，也可以根据力的平衡原理，从上部圆筒中的油面高出海面的高度计算出来。油罐的内表面涂沥青，外表面涂铮和环氧树脂，并采用阴极保护，防止罐内、外表面的腐蚀。3 .双圆筒混凝土水下油罐油罐采用预应力钢筋混凝土建成，呈双每个壳体又被一些横向舱壁隔成几个舱室。分隔舱室的目的是为了在油罐向海底下沉时罐内水面不致过分晃动。油罐就位后，打开舱壁上的连通口，使油或海水在整个圆筒壳体内自由出入。每个罐的长度为99.4m,宽31.7m,高1

26、6.5m,容积为32000m3,放置在水深48m的海底。当需要的储油容积较大时，可将几个油罐平行排列在一起，将输油管与各个罐都接通，管线架设在罐的支架上。每个储罐的双圆筒壳体之间有上下两个小室。上面小室充油，下面小室充海水。输油管中的来油先进入上部小室，再经过过滤器进入圆筒壳体内，这样就降低了进入圆筒时的油流速度。油进入储罐把罐中的海水置换出来，海水从下部小室经海水进出管排出。深井泵的操作平台露出海面，把海水泵人油罐就可以把油从罐中挤压出来。当油罐所处的海底较深，上部的海水液柱较高时，可利用油柱和海水液柱的压差，使海水自流进罐而把油挤压出来。油罐是在岸上建造这种油罐的结构形式和城市地下车辆隧道

27、相似，它受力性能好，节省材料。好后拖运至预定地点下沉。它有较好的稳定性。（四）储油、系泊、装油联合装置这种装置把海上油田设施和油轮的系泊与装油设施联合在一起，因而紧凑实用。实际上，这是把系泊浮简扩大作为储罐，并在上面增加原油装卸设备。北海布伦特油田的SPAR（单锚腿单点系泊）的储油浮筒如图3-16所示。此浮筒由上、中、下三个部分组成。上部为平台结构，安装发电设备、控制设备、生活设施、直升飞机降落台、系泊转盘和输油软管等；下部直径大，有可容原油约40000t的油舱和压载舱，组成浮筒的主体；中部直径最小，以减少波浪力，内装油泵和污水处理设备。中部和下部之间有一浮力控制舱。浮筒下部有软管，与从生产平

28、台来的输油管线连接。此装置的装油速度为5000t/h,储油能力40000t。除上述海上储油设施外，还有半潜式、自升式油罐和海底储油囊等，但这些储油设施容量有限，故采用不多。£浮力控塞情粮险通生产平白皆线得台带宜升飞机甲板，起意机和括和直生活和设备甲板一二图3-16储油、系泊、装油联合装置3.3.3海上装油系统海上装油系统即海上输油码头，国外称为油田终端。无论采用哪种储运方式，都涉及到海上装卸油问题，即使是管输上岸也需要岸边的输油码头装船外运，这是海上油田开发系统的重要组成部分。海上装油系统的作用为：提供海上油轮停靠设施：提供油轮系泊设施；提供原油及压舱水装卸设施。（一）海上装油系统的

29、分类海上装卸油的码头按其结构形式可分为固定式和浮动式。固定式又称为岛式码头或固定船台，分栈桥结构和墩式结构；浮动式主要有多点系泊浮动码头和单点系泊码头。图3-18多点系泊油码头图3-17装卸油码头的形式（a）栈桥式；（b）单点系泊式；（c）墩式；（d）多点系泊式由于这些装卸油码头离岸较远，或要求靠油处水较深，因此都属于开敞式码头，参看图3-17。1 .固定式码头这种码头结构基础坐落在海床上，故适用于较浅的水域，如渤海埋北油田及大连新港输油码头。这种码头操作条件好、维修费用低，但建造周期长、投资费用高、适应性差。2 .浮动式码头1）多点系泊码头这是一种简易而经济的海上系泊设施。它采用48个系泊浮

30、筒，借助于一个多点系泊的浮船，作为浮动式装油作业平台，进行装卸油作业。1974年我国在青岛建造的黄岛临时原油码头，是用一条旧油轮作浮动码头，用四个浮筒系泊，如图3-18所示。胜利油田的原油从陆地管线输至黄岛，通过500m的海底管线送至浮码头。它是胜利油田原油外输的临时码头。多点系泊简单、经济，但抗风浪能力差，船必须迎着强风停泊。这对于风浪方向多变的海区，使用受到限制。此外它系缆复杂，油船停靠时间长。2）单点系泊系统它采用一个大直径的圆筒形系泊浮筒，用锚及锚链固定在海底，油轮系泊在浮筒上可转动的系泊构件上，可随海流和风向沿浮筒旋转360。浮筒的甲板上有装油、卸压舱水、装卸燃油等管线设施，原油从海

31、底管线通过立管或软管进入浮筒的中央旋转装置，延伸至油轮的管汇系统。单点主要由浮筒及其锚系、系船设备等组成。悬链式单点系泊系统如图3-19所示。图3-19悬链式单点系泊系统浮筒是单点的主要组成部分，是一个钢质的扁圆形筒，直径一般为1015m,高3.15.5m,内部有许多舱格。浮筒顶部设有转盘、油管回转接头、系船臂、输油臂和平衡臂等。这些设备都是为了适应船舶绕单点旋转而设置的。浮筒的侧面还装有防冲设施。有时将浮筒加高，下部作储油罐用，如图3-16装油储油联合装置所示。浮筒一般用48条锚链和锚系碇，锚链直径通常都在100mm以上。单点系泊的优点是不受港口水域的限制，适应性强，在一般风浪情况下可进行装

32、卸作业，它比固定的岛式码头造价低，建造速度快；缺点是操作条件差。当前国内外装油系统主要采用单点系泊、多点系泊及固定码头三种类型。为了比较，现对一般情况下三种装油系统的操作性能进行分析，结果汇于表3-2。表3-2装油系统操作性能比较一一一_装油系统比较内容f''_固定码头多点系泊塔式单点系泊年理论工作天数280300330陆地人员和设备的通路直接海路海路船身自动与风、浪及海流的合力对中的可能性不能小范围内能能软管数（根）181413开始系泊至泵油所需的时间（h）252在30nmile/h风速下仍可系泊的最大浪高（m）121.5222.5在40nmile/h风速下仍可系泊的最大浪高

33、（m）1.5222.52.53.5在超过40nmil/h风速下油轮必须离开系泊设施的最低浪高（m）一2334易于系泊和解缆的等级342淘汐的影响受不受不受最易发生事故的设备码头护舷浮筒链塔架及漂浮软管系泊所需的外界援助拖轮及拖绳艇拖绳艇或拖轮拖绳艇或拖轮解缆所需的外界援助拖轮及拖绳艇拖绳艇拖轮（二）海上单点系泊系统的发展根据单点系泊系统原理，结合不同的工作海区和使用要求，目前已研制出多种不同形式的单点系泊系统，下面简要介绍几种。1 .悬链式浮筒系泊系统（CALM系统）这是最基本的一种系泊形式，见图3-19及相关内容。2 .单锚腿系泊系统（SALM系统）单锚腿系泊系统分为带立管和不带立管两种。不

34、带立管的系泊系统如图3-20所示。它具有一个细长的圆柱形浮筒，直径一般为47m,高度10m以上。基座用桩固定在海床上，输油旋转接头固定在基座上，通过上下两个万向接头，锚链（亦称锚链张力腿）分别与浮筒和旋转接头相连。输油软管F端与旋转接头出口相连，软管的下半段沉没于水中，上半段漂浮在海面上，以便与油轮连接。不带立管的SALM系统适用水深约3050m。带立管的SALM系统（图3-21）与前者不同之处是在基座和锚链之间加进一段称为立管的钢管,立管的上端和下端分别用万向接头与浮筒及基座连接，适用水深达100m以上。拼采外覆抽轮用火蜜界向下款臂施地转盘雷库费转黠即着都分讪辑森一图3-20单锚腿系泊系统图

35、3-21带立管的SALM（统tns/家范箱急出口敢融方向接3 .镀接塔式系泊系统（ALT系统）其构造如图3-22所示。它与SALM系统相似，但其浮筒则与用钢管或型钢制成的刚性桁架腿连成一体，形成所谓塔柱，而桁架腿的下端利用万向接头连接在用桩固定于海底的基座上。为了调节浮力，桁架腿下部的四周装有压载物。因浮筒在水面附近，故能产生较大的恢复力矩。ALT系统上部设有可转动的平台，平台上可停放直升飞机，塔柱的浮筒内有收放输油软管和系泊缆的绞车，输油软管经过转动平台上的输油臂至运油船。ALT系统比CALM系统和SALM系统稳定，对恶劣海况适应能力强，适用水深为100300m,但其结构规模大，造价也高。4

36、 .永久性系泊系统60年代中期，中东和远东地区将单点系泊作为原油出口终端，后来发展为将油轮永久地系泊在单点上，用穿梭油轮来接运。这种方法扩大了单点系泊的应用范围。为防止系泊油轮和单点浮筒相撞而发展了刚性单点系泊系统。目前大部分永久性系泊都采用刚性连接，如图3-23所示。我国渤海油田使用的单点生产储油轮系泊系统，单点与储油轮之间采用刚臂钱链连接，使油轮和单点保持一定距离，既避免碰撞，又能随风浪相对上下运动，这种结构形式称为软刚臂单点，如图3-24所示。该单点为导管架式结构，属于固定塔式单点系泊形式之一。它适用于水深在60m以内的浅海海区。图3-22ALT系统图3-23永久性刚臂单点系泊系统图3-

37、24软刚臂单点生产储油轮系泊系统又如南海惠州21-1油田采用可解脱的单点生产储油系统如图3-25所示。这是一种浮筒式系泊系统，由系泊浮筒与系泊转台两部分组成。浮筒包括浮简体和系链台。用来固定浮筒的8根均布的锚链，一端系在浮筒的系链台上，另一端系在海底的8个重力锚上。油轮未系油时，由于锚链重力牵拽，系泊浮筒潜没于海面以下约30m处：油轮系泊时，驶到预定海面，将系泊浮筒上提，通过系泊转台底部的结构连接器将油轮系泊到浮筒上。油轮系泊力通过底部的滚柱轴承传到系泊浮筒上。转台是直径2.5m的圆筒式钢结构，高39m,它安装在船舶的转台舱内，便于进行室内维修保养。转台体贯穿整个船体，下部通过一个三滚道的轴承

38、装置连接在船底上；下部伸出油轮甲板以上约13m。用来进行定位、回接与解脱的设备，以及油、气、水、电的旋转接头都安装在转台上部的3层甲板上，参看图3-25。图3-25可解脱的单点浮式储油装置该系统工作在118m水深处，是为适应中国南海有台风的自然环境而专门设计的。在正常气候条件下，生产储油轮与单点刚性连接；当气候恶劣，单点中心位移超过22.5m时，储油轮可与单点系泊装置解脱，驶离单点避风。可解脱单点系泊是由传统悬链式单点系泊演变而来的。3.4陆上油气集输技术的发展3.4.1 国内先进输油管道技术现状库都线、东黄线、铁大线、铁秦线代表了我国输油管道的最高技术水平。（一）库都输油管道该管道西起库尔勒

39、，东到鄱善末站，全长476km管径610mm,年输量5001000X104t,1997年6月30日建成投产。该管道被誉为我国第一条具有90年代国际先进水平的现代化输油管道。库鄱输油管线建设水平，从采用国际标准，实现高压大站距输送，实现常温密闭输送，通过减压阀解决大落差，采用国际一流输油设备，实现了高度自动化，输油能耗低，防腐层寿命长，操作运行人员少，建设周期短等十个方面比较，认为达到了90年代国际先进水平。该管道的主要特点有以下几个方面：工程设计采用了国际先进标准为把库都线建设成具有90年代国际先进水平的样板工程的要求，库鄱输油管道设计是由国际著名的油气管道设计公司一一意大利斯南普吉提公司和中

40、国管道设计院合作完成的，大部分设计采用了国际先进标准，如：美国国家标准（ANSI）、美国石油学会（API）等。实现了高压、大站距输送经过对多种方案进行技术经济优选，确定库都输油管道设计运行压力为8.0MPa,采用X65高强度管材，实现高压输油。库尔勒首站与马兰中间泵站（一期工程仅为清管站）间距为154km,马兰中间站与末站间距为322kmo一期工程年输500X104t原油，实现了首站一泵到底。这些技术指标与国内直径600mm以上输油管道最高设计运行压力6.4MPa和约80km的站距（东营一黄岛复线）相比高出较多，与国际著名的美国阿拉斯加管道（全长1200km,管径1220mm,年输量0.6亿至

41、1亿t,运行压力820MPa,平均站100km）及美国全美管道（从加利福尼亚州芭芭拉至德克萨斯州休斯敦，全长2816km,管径762mm,年输量2100X10%运行压力6.4MPa,平均站距118km）相比也在相近或略高水平上。纵观世界各国管径在600mm以上的输油管道，运行压力等于或超过8.0MPa的并不多。实现了常温、密闭输送库都线针对塔中油和塔北油物性的不同特点，经过科研攻关，采用冬季添加降凝剂改善混合油物性和流变性来实现全年常温输送，这在国内长输管道中还是首次从设计就立足于加剂降凝降粘。与澳大利亚及哈萨克斯坦的一条输油管道采用添加降凝剂的方法实现常温输送相比，它也是比较领先的（体现在加

42、剂量小、输送距离大、降凝降粘效果好上）。通过设置减压站来解决大落差问题国外80年代前建成的具有大落差的管道多是采用在低点设置压力泄放罐和加大管道壁厚的方法来解决大落差问题，这种方法的缺点是耗费管道钢材多，且因要设置原油注人站，把泄放进罐的原油注回管道而造成能耗增加和运行操作复杂。库都线通过设置减压站，用“减压阀节流调节技术”来解决在约105km范围内高达1660m的大落差问题，具有以下优点和先进性：（1）调节平稳，能确保安全可靠运行。（2）能根据管输流量的变化而自动改变减压阀上游压力调节设定值，减压阀节流压差（减压）随输量增大而减小（在0.16.0MPa范围内变化），能有效地避免能量浪费。（3

43、）降低了减压站下游至末站间管道的壁厚，有效地节省了投资。（4）在1660m落差上只设一级减压站，在国际上是属最先进的。在保证安全可靠性前提下，节约了设备投资，方便了运行管理。国外90年代新建的具有类似库都线这样大落差管道也采用了这种技术，如：沙特阿拉伯石油公司和美国阿莫科石油公司修建的横贯沙特东西部的“西一东原油管道”就在翻越点（最高点）至洋布（yanbu）末站之间就设置了减压站，用减压阀节流调节技术来解决大落差问题（该管线的最大落差约为库鄱线的50%）。采用了成熟可靠、高效节能、在西方工业化国家中处于技术领先水平的输油配套设备库都线的主要输油设备给油泵和变频调速输油主泵分别是从日本和德国引进

44、的，具有配备检测仪表完善、故障保护灵敏、维修周期长（2X104h以上）、运行效率高（泵效为85%86%）等特点；输油工艺流程上使用的电动阀门是从意大利引进的；35kV、6kV电气开关及其监控系统是德国1994年以后投放市场的最新产品（第三代智能化SF6绝缘全封闭真空开关）；自动化系统是从加拿大引进的代表当今油气管道和供配电系统最新自控水平的开放型监控和数据采集（SCADA）系统，美国著名的全美管道和科洛尼尔成品油管道都经过改造使用了这套系统；光缆通信系统也引进了芬兰诺基亚公司的先进的数字传输系统设备（光端机系统）。自动化程度高只需在控制中心发一个计算机键盘命令，就可以完成全线自动顺序启动或自动

45、顺序停运。高度自动化输油管道自动化水平（或自动化程度）一般有以下几种：（1）自动监测自动采集和监测主要工艺运行和关键设备状态（单纯数据采集、不具备控制功能）（2）单体设备遥控操作自动监测全线工艺运行参数、设备状态与运行参数；能够完成工艺运行参数自动调节和设备自动保护停运；从控制中心发一个计算机命令只能完成对单台设备（或阀门等）的启停或开关操作（单体设备遥控操作）。（3）单元机组（设备）自动顺序逻辑控制从控制中心自动监测全线各站工艺运行参数、设备状态与运行参数；能够完成运行参数自动调节和设备自动定值保护及其它自动逻辑保护；既可遥控操作单体设备又能完成“单元机组（设备）自动顺序逻辑”遥控操作（即：

46、发一个键盘命令，可以完成一台主体设备及其与之相关的所有辅助设备或配套设备的自动顺序逻辑启动或停运。如：输油泵机组的启停及其进、出口阀门的开关等；或发一个键盘命令就可以完成一个输油流程的自动切换，如：自动倒罐和自动收、发球控制等）。国内东黄线、铁大线及国外大多数输油管道的自动化水平均属这一类，是很完善的和高水平的监控和数据采集（SCADA）系统。（4）单站自动顺序逻辑控制在上述第（3）种水平的基础上增加一一“全站自动顺序逻辑控制”。也就是，在控制中心监控终端上发一个键盘命令，就可以完成对一座泵站（或清管站或减压站或末站）所需投入运行的全部设备（包括工艺流程阀门）的自动顺序启动或正在运行的全部设备

47、的自动顺序停运。库都线就做到了这一点。（5）全线自动顺序逻辑控制在上述第（4）种水平的基础上再增加一一“全线自动顺序逻辑控制”。也就是，在控制中心监控终端上发一个键盘命令，就可以完成全线各站场所需投入运行的全部设备（包括工艺流程阀门）的自动顺序启动或对正在运行的全部设备的自动顺序停运或紧急停运。库都线的自控水平达到了这种程度，这是一种首创。据我们对国外先进输油管道的调查，均不具备这种水平。输油能越低库都线试运一年来，统计综合能耗为176kJ/（t-km）,这仅是国内输油管道平均能耗550kJ/（t-km）的43%,也处于国际先进水平。如果库都线工期工程（马兰中间泵站）建成，管道输量上升到860

48、M04t/a以上，具备优化运行条件，且使减压站的节流损失下降直至几乎没有节流后，库都线的综合能耗还会下降。管道防腐先进完善库都线不仅采用了世界上先进的FPE三层复合防腐涂层（其中FBE涂层占60km）,同时还设置了完善的阴极保护防腐系统，具有较高的防腐可靠性、先进性和经济性。476km管道干线上由初步设计的12座阴保站，减少为只建7座阴保站（实际投运了4座），阴极保护就达到了要求。这在国内是首次实现，在国外也未见过这样的报道。在阴极保护方面，采用了先进的综合技术，如：柔性近阳极技术、高土壤电阻率区域浅埋阳极长效降阻技术、带状镁阳极间隔敷设技术等。上述新技术均属国内首创，国际领先水平，受到中国腐

49、蚀学会权威专家的好评，在提高阴极保护效果的同时，节约了大量的工程成本。劳动生产率高由于库都线自动化水平高，实现了中间站、减压站无人值守和输油设备及配套设备现场无人操作，做到了用人少、劳动生产率高。库都线包括设备（仪表）维护维修人员在内的用人指标为0.35人/km,如果按国外输油管道通用计算方法统计（国外输油公司通信系统是由公共通信公司负责提供运行和维护有偿服务；自动化系统软硬件维护也是由自动化系统公司提供按需有偿服务，只设置检测仪表的调校维护岗位；其它输油设备的检修是由设备供应厂家按需有偿服务或保修服务，不设置设备维修岗位），库都线的用人指标仅为0.18人/km,属国际领先水平（一般为0.10

50、2人/km,美国全美管道为0.365人/km）。（二）铁秦线输油管道节能降耗技术改造铁秦线、鲁宁线两条输油管道80年代末进行了节能降耗配套技术改造，创造了老输油管道技术改造的成功案例是我国输油技术上的一个重要突破，可以作为胜利油田老输油管道技术改造的样板。铁岭至秦皇岛输油管道全长465km,。720X8钢管，设计输量2000x104t/a。首站是铁岭输油站，中间站有5座，分别设在新民、黑山、锦县、锦西、绥中，末站是秦皇岛油库。1973年9月30日投产，向石油五厂、六厂供油，并有部分原油在秦皇岛装船外运。输油主泵选用DKS750/650水平中开三级离心泵，额定流量750m3/h,额定扬程550m

51、,泵效75%,该泵有3m吸人能力，不需要喂油泵。铁秦线的主要攻关内容和技术指标是：完成了全线并联泵的密闭输油工艺流程改造，并在1990年在国内首次实现密闭输送，经过实际运行检验，安全可靠，在研究过程中，进行了水击理论与实践的探索和试验，完善了管道的控制、调节与保护系统。在利用原有的BB-II型调节器的基础上，进一步实现了各泵站及全线的电脑数据监测和单站调控的计算机管理。在实现全线密闭输油的基础上，完成了先炉后泵的工艺流程改造。引进了国外先进的DZS型高效输油泵，并在黑山、锦西两个泵站改用了可控硅串级调速电机，实现了在密闭输油工况下的闭环调节，减少了节流损失。完成了方箱式加热炉提高炉效的技术改造

52、。完善了管道清蜡系统，采用了机械清管器如平板阀，优化确定了最佳清管周期，降低了能耗。研制了优化运行软件，指导生产运行。根据原中国石油天然气总公司管道节能监测中心提供的数据，主要经济技术指标如下：全线密闭输油流程比开式流程，在日输油量为5X104t的条件下，日节电1.7X104kWh;先炉后泵工艺提高泵效1.3%;DZS高效输油泵，实际运行测试效率达到84.14%,比原来的DKS泵效率69%提高13%15%;方箱式加热炉改造后，在满负荷下炉效达到84%,提高10%;采用机械清管在79km的管段中清蜡，因扩大内径及减少摩阻，在一个清蜡周期内，可节电9000kWh。以上测试数据表明，技术改造的技术经

53、济效果是显著的。下面重点介绍以下该管道实现密闭输送的控制、调节与保护措施：铁秦线采用密闭输送工艺是在原有的管道耐压、机泵设备和控制调节方式的基础上实现的。调节方式每台泵出口阀门调节：限定泵的最低人口压力和最高出口压力进行正常调节以及产生水击时的保护调节。电机调速调节：利用原有电机增容改造的机会，改成串级调速电机，在密闭输送流程中，能够自动跟踪调节；调节对象选为泵入口压力，使泵人口压力维持稳定。停泵调节：是在流量变化幅度较大的情况下，管道全线组泵或组站的一种调节方式；在用在水击时作为应急措施时使用。泵进出口回流阀调节：这种调节只是在泵人口压力过低或泵出口压力超高时，作为临时性调节之用，以争取时间

54、用来分析故障原因并进行处理。保护方式除上述的各种调节方式在一定程度上对输油系统具有保护作用外，还采取了进出站的高、低压泄压保护。进站低压泄压阀：泄压定值设为0.5MPa；出站高压泄压阀：达到各站允许的最高出站压力即报警并泄流，高压泄压阀在出站压力低至0.03MPa时，也可报警并打回流。（三）马惠宁线输油管道马岭一惠安堡一中宁输油管道，先后使用降凝剂和热处理综合处理工艺，使这条管道成为我国第一条全年实现常温输送的管道。该项技术达到国际先进水平。该管道长164km,管径325mm,中间设加热站2座，热泵站3座，平均站间距约27km。1982年底首先进行了热处理工艺改造试验，取得成功，实现了“二四六

55、”运行方案，即每年夏季2个月不加热输送、冬季4个月加热输送、春秋6个月热处理输送，与加热输送相比，年节油超过l.5X104t,节电超过936X104MJ。在此基础上，1988年1989年，该管道又采用了加降凝剂综合处理工艺，将原来4个月的加热输送改变成热加热和降凝剂综合处理工艺，比原方案又节油4700t以上，节电108X104MJ。1994年后，经过几个阶段的试验，于1997年夏季将冷输时间由60天延长到94天，实现了“三三六”运行方案，即夏季3个月冷输，冬季3个月综合处理输送，春秋季6个月热处理输送。热处理输送参数如下。地温在10c以上，马惠线管输原油由85c热处理降，温至12c左右，呈现出

56、最优热处理效果，流型为牛顿体，凝固点由11.5C降为-2C-5o地温在10c以上，可停输4050h,地温在6c以上，可停输8-24h,地温低于6c时不宜停输。热处理常温输送排量不应低于120m3/h。马惠线管输原油最优热处理温度为85C,红惠线管输原油最优热处理温度为95C,马惠线热处理原油与红惠线未热处理原油最优体积掺和比为7:3或6:4。马惠线原油热处理输送工艺应用经济效益十分可观，年节约燃料油15000t,节电250X104kWh。马惠宁线综合处理输送最初使用的是从国外进口的降凝剂，国产降凝剂研制成功后，对进口剂与国产剂进行了反复对比试验，证明国产GY降凝剂对马岭原油的改性效果与进口剂基本相同，从而以国产降凝剂替代进口剂，实现了马惠宁线降凝剂的国产化。降凝剂的应用可大幅度改善长庆原油低温流变性，添加降凝剂后降低了管道的最低安全输量，在进行室内试验的基础上，1993年进行了添加降凝剂超低输量现场试验，现场试验结