某平台凝析油外输泵改造方案研究

凝析油外输泵作为天然气处理平台中的关键设备,对气田群正常生产起着至关重要的作用。为了优选凝气田降压后凝析油外输泵改造方案,以具有代表性的南海某中心平台作为研究对象,在原改造方案的基础上进一步提出了三种改造选型和配置方案,并针对不同方案的凝析油外输泵各模式运行工况,评估了凝析油外输泵在工艺、仪表、电气等方面的改造措施,同时利用价值工程原理最终确定了老泵废弃单泵直接增压、回流控制、60 Hz变频泵为最佳改造方案,为天然气降压开采中凝析油外输泵的改造应用提供了解决方案。运行结果表明,所选用的改造方案较原设计方案减少60%能耗,每年将减少燃气消耗221.2×10^(4) m^(3),节能减排2570 tce。

变频器在海上气田凝析油外输系统的应用研究

在石油生产过程中,液位控制是最常见的生产控制技术。传统控制方式主要是机械控制或人工控制,存在控制准确度低、速度慢、灵敏度低、操作人员工作量大等缺陷,已经无法满足现在工作生产活动的需求。针对海上气田凝析油外输系统运行中存在的不足,提出利用变频控制技术,通过PID闭环控制实现设备稳定运行,降低设备运行能耗及磨损,提高凝析油外输系统整体运行效率。

海上气田凝析油外输泵变频模式优化

针对海上气田凝析油外输泵频繁启动过载、变频功能缺失的情况,分析凝析油外输泵频繁启动失败的原因及无法实现变频运行分析,并结合生产现场的实际情况,提出优化改善方法,制定详细改造优化方案,包括:外输泵经变频控制后力矩方式的改变、变频器实现变频参数设定,以及中控PID逻辑运算后模拟量输出优化等,跟踪改造过程,解决过程中遇到的难题,最后解决凝析油外输泵频繁启动过载,实现凝析油外输泵变频控制,使生产过程更加智能化。

海上某大型气田凝析油外输泵配置研究

南海某大型气田具有天然气产量和凝析油产量变化范围大,外输压力高,且外输压力范围变化小等特点,工况较为复杂,这就对凝析油外输泵提出了更高的要求,因此对外输泵多工况的适应性研究显得尤为必要,通过对变频泵和定频泵各自特点的深入分析、对比,并结合工程实际的设计工况,得到了较为合适的工程方案。

某海洋平台凝析油外输泵选型研究

通过对某海洋平台凝析油外输泵的选型进行研究,针对凝析油易燃易爆、闪点低、流量变化大、外输压力高等特点,着重对比分析几种泵和密封的优缺点和对工况的适应性,对合理配置进行了探讨,并结合工程实际设计工况,得到了适合该项目的方案。

新型干树半潜平台凝析油外输计算分析

新型干树半潜平台抵御环境载荷能力较强,但是它对环境方向性不敏感。基于三维势流理论,建立新型干树半潜平台和外输油轮的多体系统计算模型,采用时域耦合计算方法对油轮抵达及油轮驶离半潜平台的外输作业工况进行研究,计算分析了不同风、浪、流环境条件下的外输油轮艏摇运动响应和外输系泊缆张力响应。研究结果表明:外输油轮的艏摇运动响应在非共线工况较为剧烈,而外输系泊缆在共线工况最大,且能够满足规范要求。该外输方案可以有效、安全实现新型干树半潜平台凝析油外输。

海上气田凝析油外输泵隔膜故障原因分析及对策

某海上气田在试生产期间,三台凝析油外输泵多次出现隔膜间压力突然升高,泄压口出现凝析油泄漏等故障,不仅直接影响到上游生产系统的正常排液外输,而且给气田安全稳定生产带来了一定隐患。文章对凝析油外输泵隔膜故障原因进行了分析并提出了改进措施,对凝析油外输泵隔膜、支撑环和进出口工艺参数等进行了相应的改造调整,通过对隔膜材质重新选型、支撑环尺寸结构改造和进出口工艺参数调整,使泵的隔膜更换时间由1个月提高到8个月,解决了凝析油外输泵隔膜频发故障的问题。

海水稳压技术在凝析油外输作业中的创新与应用

某气田平台处理合格的凝析油定期由DP油轮外输,外输期间为防止空气进入,需用情气对凝析油舱补压;同时外输期间还需使用海水对船体进行压载,保持船体吃水稳定,使用海水会造成排海阀开度波动和海水压力波动,导致情气发生器炉压剧烈波动停机,严重影响外输作业。气田采取海水稳压技术,通过从船体压载方式、海水系统操作、情气发生器启机程序和运转参数三个方面优化人员操作和设备参数,将边外输边压载改为先排载再压载、海水始终最大供给的操作方式,以稳定海水压力,使惰气发生器正常运行。海水稳压技术成效显著,稳定海水压力和情气发生器炉压、减少停机次数和外输作业时间、降低计量误差,提高工作安全性,具有重要的借鉴意义和推广价值。

某凝析油输送管道频繁刺漏失效分析及控制措施

为了确定某凝析油输送管道(Ф323.9×6.3 L245M ERW)频繁刺漏的失效原因,回溯该管道的建设信息(设计、施工、防腐措施和相关作业)、运行信息(输量、输送介质密度、流速、压力、硫化氢含量、含水率)和刺漏信息,并依据GB/T 9711-2011对管道所用L245 ERW管材进行理化性能检验,应用XRD确定L245M ERW在现场刺漏或室内模拟试验条件下的内壁腐蚀产物类型,应用Fluent软件模拟小倾角(6°)、初始截面含水率0.05时不同流速油流在不同时刻的油水分布。研究表明:该管道在投产前扫水后,残留的压缩空气与反渗透水长时间共存造成其底部先期局部腐蚀,且该管道输送油流流速低,携水能力差,部分管段积水造成后续进一步腐蚀。根据该管道失效原因,采取对应措施,明显控制了其刺漏发生。

海上天然气处理平台节能降耗措施探讨

天然气作为绿色低碳能源,其开采过程中也会伴随大量的二氧化碳排放。某天然气处理平台在生产过程中,根据不同的系统或工况实施了一系列的工艺、设备和逻辑改造,在保障系统安全稳定运行的同时,极大地减少了天然气开采过程中的碳排放量。通过将三甘醇系统气提气由天然气改为氮气、尾气流程加装冷却器,年节省天然气消耗30×10^(4)m^(3),回收轻烃122m^(3);对凝析油外输泵进行逻辑改造,将流量控制阀FV的控制模式由单一的流量PID控制,改为流量和频率串级控制,实现流量设点随频率的变化而变化,外输泵能耗降低3%,缓冲罐闪蒸气量降低约1000m^(3)/d;通过天然气增压工艺参数适应性优化,在平均湿气输送量1400×10^(4)m^(3)/d的前提下,日均耗气由20.27×10^(4)m^(3)/d降至14.75×10^(4)m^(3)/d,每天节省燃气5.52×10^(4)m^(3);通过新增高压和低压火炬气回收系统,年回收火炬气约800×10^(4)m^(3),创造效益约1600万元,同时年节能9300t标煤;通过仪表气系统的创新改造,年节能40.9t标煤。

双机械密封冲洗液补压装置与控制系统的研究与应用

双机械密封广泛的应用于输送易燃易爆、有毒有害等高危介质,根据美国国家石油协会发布的API682标准,为使高危介质安全的、有保证的机械密封输送,需要由外部向内部提供压力稳定的冲洗液。本文针对双机械密封冲洗液装置进行研究后,设计了一种冲洗液自动补压装置及其控制系统,并在南海东部海域某气田得到实际应用,取的了较好的应用效果。

陵水17-2气田“深海一号”能源站总体设计及关键技术研究

陵水17-2气田开发采用带凝析油储存和外输功能的深水半潜式生产储油平台——“深海一号”能源站,为国际上首个采用立柱储油的半潜式生产平台,该平台设计面临环境条件恶劣、建造场地和合龙资源受限、凝析油储存和外输安全性要求高、立管运动要求严格等诸多挑战。本文详细阐述了“深海一号”能源站总体设计技术,包括深水环境条件分析、基于受限场地资源的定制化设计、凝析油U型储存隔离与安全储存和动力定位外输以及整体船型参数设计等,并重点介绍了深水系泊系统设计、深水钢悬链立管布置与疲劳寿命分析、平台低频运动响应预报、关键结构设计及30年不进坞的防腐方案设计等关键技术。基于上述技术,研制出了新型半潜式生产储油平台母型船——“深海一号”能源站。该平台建造完成并投入使用,标志着中国海洋工程制造业逐步向深水浮式生产平台等高端装备业进军,也为同类深水浮式平台的设计提供了借鉴。