石油工程设计大赛获奖作品 110页

'石油工程设计大赛获奖作品作品简介本设计方案是在调研与学习相关的国家、行业以及企业标准、《油气油气集输工程》、《SafetyRegulationsforFPSU》等以及石油工程领域最新文献资料的基础上，参照《海洋石油工程设计指南》中的相关要求，针对目标区块设计工程方案进行的综合性优化与设计。本设计方案研究目标区块为一具有复杂断层的半背斜断块油气藏。根据大赛给出的基础数据以及查阅相关规范，设计了多套方案，后通过方案的可行性和经济性比选，最终选择了一种海底井网部署方案进行详细设计。在方案设计中，用AutoCAD软件对井网进行综合部署；用MicrosoftVisualStudio2013软件对海底汇管位置进行最优计算以及产出的石油和天然气的基本物性参数进行了计算；用PIPEASE软件和Excel软件对整套海底油气田设计方案中管道系统进行了管网仿真，包括管道在不同管径、壁厚、海管埋地深度、保温层的压力变化和温度变化进行了综合模拟，最后优选出一套最佳方案。此外，综合考虑基础设计数据，选取FPSO作为海洋油气田的主要集输处理中心，并对FPSO进行了初步设计，对处理站的流程进行了设计，分别进行了分离器、压缩机组、脱酸装置、脱水装置的设计计算，选出适合方案设计的设备。本设计还对整个油气田的自控系统、电力工程、通信工程、给排水及消防、供热和暖通、生产维修工程、安全、节能节水及海洋环境保护等方面进行了详细的描述，完成了一套完整的油气田开发设计方案。110第一章总论第一章总论1.1设计原则1、贯彻国家基本建设方针政策，遵循国家和行业的各项技术标准、规范。2、贯彻“安全、环保、节能、高效、科学、适用”的指导思想，紧密结合上、下游工程，以保证集输系统和原油处理厂的安全、平稳地运行，减少本工程对环境的污染。3、合理利用井口流体的压力能，适当提高集输系统压力，降低集输能耗。4、充分利用周边地区已建设施，因地制宜，力求设计方案工艺流程简洁、110 第一章总论布局合理、投资节省。5、结合整体开发方案考虑地面工程设计，为改扩建留有余地，使油田整体开发时能充分利用试采工程已建设施。1.2相关的法律、法规和标准1、有关的国家法规《中华人民共和国文物保护法》2007年12月29日《中华人民共和国水土保护法》1991年6月29日《中华人民共和国环境保护法》《压力容器安全技术监察规程》质技监局发[1999]154号；《中华人民共和国安全生产法》主席令第70号（2002）；《中华人民共和国消防法》主席令第6号（2008）；《石油天然气管道保护条例》国务院令第313号；《危险化学品安全管理条例》国务院令第344号；《使用有毒物品作业场所劳动保护条例》国务院令第352号；《特种设备安全监察条例》国务院令第59号（2009）；《中华人民共和国防洪法》；《中华人民共和国河道管理条例》；国家、行业和工程所在地河道、航道的其他相关政策、法规。2、有关的国家标准、规范及技术规定《油气集输设计规范》（GB50350-2005）《输送流体用无缝钢管》（GB/T8163-2008）《石油化工建（构）筑物抗震设防分类标准》（GB50453-2008）《油气输送管道线路工程抗震技术规范》（GB50470-2008）《油气输送管道穿越工程设计规范》（GB50423-2007）《建筑抗震设计规范》（GB50011-2001）（2008年版）《火灾自动报警系统设计规范》（GB50116-1998）《电子计算机机房设计规范》（GB50174-93）《石油化工企业自动化仪表选型设计规范》（SH3005-1999）《石油化工仪表管道线设计规范》（SH/T3019-2003）110 第一章总论《石油化工可燃气和有毒气体检测报警设计规范》（SH3063-1999）《油气田及管道仪表控制系统设计规范》（SY/T0090-2006）《油气田及管道计算机控制系统设计规范》（SY/T0091-2006）《油气管道仪表及自动化系统运行技术规范》（SY/T6069-2005）《石油化工企业控制室和自动分析器室设计规范》（SH3006-1999）《石油化工仪表供电设计规范》（SH/T3082-2003）《石油化工仪表接地设计规范》（SH/T3081-2003）《工业企业通信设计规范》（GBJ42-93）《工业电视系统工程设计规范》（GBJ115-87）《视频安防监控系统工程设计规范》（GB50395-2007）《长途通信光缆线路工程设计规范》（YD5102-2005）《全介质自承式光缆》（DL/T980-2002）《石油化工企业电信设计规范》（SH/T3153-2007）《石油化工装置电信设计规范》（SH/T3028-2007）《入侵报警系统工程设计规范》（GB50394-2007）《供配电系统设计规范》（GB50052-95）《10kV及以下变电所设计规范》（GB50053-94）《电力装置的继电保护和自动装置设计规范》（GB/T50062-2008）《电力装置的电测量仪表装置设计规范》（GB/T50063-2008）《爆炸和火灾危险环境电力装置设计规范》（GB50058-92）《通用用电设备配电设计规范》（GB50055-93）《电力工程电缆设计规范》（GB50217-2007）《低压配电设计规范》（GB50054-1995）《钢制压力容器》（GB150-1998）第1，2号修改单《承压设备无损检测》（JB/T4730.1～4730.6-2005）《污水综合排放标准》（GB8978-96）《建筑设计防火规范》GB50016-2006《建筑地面设计规范》（GB50037-96）《建筑内部装修设计防火规范》（GB50222-95（2001年修订本））110 第一章总论《民用建筑热工设计规范》（GB50176-93）《建筑物防雷设计规范》（GB50057-94（2000年版））《砌体结构设计规范》（GB50003-2001（2002年局部修订版））《建筑地基处理技术规范》（JGJ79-2002）《建筑结构可靠度设计统一标准》（GB50068-2001）《建筑地基基础设计规范》（GB50007-2002）《混凝土结构设计规范》（GB50010-2002）《电力设施抗震设计规范》（GB50260-96）《交流电气装置的过电压保护和绝缘配合》（DL/T620-1997）《交流电流装置的接地》（DL/T621-1997）《生活饮用水卫生标准》（GB5749-2006）《建筑物电子信息系统防雷技术规范》（GB50343-2004）《建筑灭火器配置规范》（GB50140-2005）《锅炉大气污染物排放标准》（GB13271-2001）《工业企业设计卫生规范》（GBZ1-2002）《钢质管道外腐蚀控制规范》（GB/T21447-2008）《埋地钢质管道聚乙烯防腐层》（GB/T23257-2009）《钢质管道聚乙烯胶粘带防腐层技术标准》（SY/T0414-2007）《埋地钢质管道阴极保护技术规范》（GB/T21448-2008）《埋地钢质管道硬质聚氨酯泡沫塑料保温层技术标准》（SY/T0415-1996）《阴极保护管道的电绝缘标准》（SY/T0086-2003）《石油化工设备和管道涂料防腐蚀技术规范》（SH3022-1999）《输油（气）钢质管道抗震设计规范》（SY/T0450-2004）《管道干线标记设置技术规定》（SY/T6064-94）《钢质管道穿越铁路和公路推荐做法》（SY/T0325-2001）《工业企业厂界噪声标准》GB12348-2008《工业企业噪声控制设计规范》GBJ87-85《压力容器安全技术监察规程》1999版《钢制焊接常压容器》（JB/T4735-1997）110 第一章总论《钢制焊接常压容器》（JB/T4735-1997）《钢制卧式容器》（JB/T4731-2005）《石油化工企业燃料气系统和可燃气体排放系统设计规范》（SH3009-2001）《油气田柴油机发电站设计规范》（SY/T0080-2008）《锅炉房设计规范》（GB50041-2008）《石油化工安全仪表系统设计规范》（SH/T3018）《管道下向焊接工艺规程》（Q/CNPC78-2002）《管道干线标记设置技术规定》（SY/T6064-94）《油气输送管道穿越工程施工规范》（GB50424-2007）《钢制管道焊接及验收规范》（SY/T4103-2005）《油气管道焊接工艺评定方法》（SY0452-2002）《涂装前钢材表面预处理规范》（SY/T0407-97）《涂装前钢管表面锈蚀等级和除锈等级》（GB/T8923-88）《埋地钢质管道阴极保护参数测试规范》（SY/T0023-1997）《阴极保护管道的电绝缘》（SY/0086-1995）《油气输送管道穿越工程设计规范》（GB50423-2007）；1.3油气田概况1.3.1井位布置本次设计方案研究目标区块为一具有复杂断层的半背斜断块油气藏。工区面积约5.5km，东西宽约1858m，南北长约2980m。构造区距离最近港口油库为120海里，区域水深1350～1525m。1.3.2自然环境1.3.2.1风向和风速经统计，该海域主导风向为NE，次主风向S，风玫瑰见下图：110 第一章总论图1-1风玫瑰图1.3.2.2水文条件1.3.2.2.1水温海区表层及近底层水温参数见下表：表1-1水温参数位置水温（℃）最高最低表层水温29.017.0近底层水温（1500m深度）3.52.0在进行管网设计及数值模拟的过程中，海底埋地管线采用海区1500m深度的最低温度进行计算。1.3.2.2.2波浪由于该海域海浪以风浪为主，常浪向与主风向具有较强的一致性，该海域的主浪向为NE，次主浪向为S，浪玫瑰见下图：图1-2浪玫瑰图110 第一章总论1.3.2.2.3海流该海域主流向为WNW，流玫瑰见下图：图1-3流玫瑰图110第二章集输管线管网设计布局第二章集输管线管网设计布局2.1混输管线设计本次集输管网设计的目标为将油田所产油气进行集中并处理，安全输送至海岸处终端接收站（距开发区块120海里）进行进一步处理或外输。该区块部署新井12口，同一坐标位置部署两口相邻的生产井，井口坐标如下表2-1所示：表2-1井口位置坐标井号井口坐标XY1321882483986110 第二章集输管线管网设计布局2321340248317333212162482615432228424839845321968248316663221592482302根据6个井口位置，通过费马点（“费马点”是指位于三角形内且到三角形三个顶点距离之和最短的点。若给定一个三角形ABC的话，从这个三角形的费马点P到三角形的三个顶点A、B、C的距离之和比从其它点算起的都要小。这个特殊点对于每个给定的三角形都只有一个）的计算，可以得出集输点的坐标P（321685，2483216）。利用MicrosoftVisualStudio2013软件进行费马点P的计算，如下图2-1所示，代码见附录一：图2-1费马点计算程序图根据油田地面概况以及油田原油、采出水及天然气的物性参数，决定采用以下集输方案。油井采出物（含水含气原油）经由井组出油管线输至集输点P，各井组来油进入集输点P混合，混合油多相流混输泵加压后，进入FPSO立式水套炉加热，加热至15~20℃后进入密闭分离装置进行油气分离，分离出的伴生气经气液分离器分液后，一部分作为水套加热炉燃料，剩余伴生气和原油则通过穿梭邮轮至港口接收站。110 第二章集输管线管网设计布局图2-2各井口及集输点示意图其中各井口到集输点的距离利用MicrosoftVisualStudio2013软件进行计算，如下图2-3所示，代码见附录二。图2-3各井口到集输点距离计算程序图运行结果如下表所示：110 第二章集输管线管网设计布局1号井2号井3号井4号井5号井6号井到集输点P点距离866m347m762m973m287m1029m2.1.1管径的初步选择在不加热油气集输管线中，因为输送温度低，油气水在管线中常呈气体—幂律液体两相水平管流，其管径选择的合理与否，直接影响着整个系统的生产及其经济效益。2.1.1.1管径对于不加热油气集输管线流动规律的影响在气液两相水平管流中，按层流、紊流两种基本流动状态已远不能准确描述其流动规律，而必须按层状流、波状流、泡状流、团状流、冲击流、环状流及雾状流等7种基本流动型态描述其流动机理及规律。因而在两相水平管线中，管径与摩阻之间的关系变得非常复杂，很难用一个简单的函数关系表示出来，这是因为：1、在其它参数一定的条件下，管径的变化将引起流速的变化，从而导致流动型态发生变化。在不同流动型态下，摩阻与管径之间的关系完全不同；同时由于摩阻的变化，将使管线的工作压力发生变化，从而导致气体体积流量和流速的变化，这种变化又将反作用于流动型态，结果使管径与摩阻之间的关系异常复杂。2、不加热油气集输系统中，油水混合物常呈幂律液体状态。当管径发生变化时，液体流速也将随之发生变化。增大管径既有降低摩阻的有利方面，同时也有使液体流速降低，剪切降粘作用变小，从而使液体视粘度增大的不利方面。3、不加热油气集输管线中，当原油含水率及温度发生变化时，油水混合物的流变特性也随之发生变化。因此在不同的含水阶段，管径与摩阻之间呈不同的变化规律。综上所述，管径对气液两相水平管流的流动规律有显著影响，因此根据气液两相流动规律优选管径具有重要的现实意义。2.1.1.2管径的选择方法不加热油气集输管线的管径选择采用试算法进行。1、初选管径：110 第二章集输管线管网设计布局d=4QπV式中：Q——原油体积流量；V——管道内原油经济流速。2、假定几种可供初步选择的管径D。取经济流速1、1.5、2、2.5m/s，流量0.066m3/s，分别计算管径并进行平均，如下表：表2-2经济管径流速（m/s）11.522.5管径（mm）0.290.240.200.18取平均值D=0.23m作为初步选择的管径。3、按气液两相流动规律分别计算在已假定的不同管径及其运行参数（如：压力、温度、流量等）下的压力损失及其它能耗。其中压降的计算方法如下：（1）层状流和波状流-dpdx=τ1S1+τgSgA式中：dpdx——压力梯度；A——管线过流断面的面积；τ1、τg——气相与管壁、液相与管壁的剪切应力；S1、Sg——管线过流断面上气相、液相的湿周。（2）泡状流-dpdx=λmVm2ρm22DV1"+X2（Vg"-V1"）式中：λm——气液混合物的沿程阻力系数；Vm——气液混合物的平均流速；ρm——气液混合物的平均密度；110 第二章集输管线管网设计布局Vg"、V1"——气相、液相的就地比容；X——质量含气率。（3）团状流和冲击流-dpdxgρ1-ρg=aQ1QgbRe2c式中：ρg、ρ1——气相、液相密度；Qg、Q1——气相、液相的体积流量；Re2——两相雷诺数；a、b、c——与管径、液体性质有关的常数。（4）环状流-dpdx=φg2dpdxsg式中：dpdxsg——气相单独流动时的压力梯度；φg2——分气相折算系数。3、按照以上计算结果及实际生产所要求的工艺参数，选择几种管径。进行经济对比后，从中优选。在进行压降计算时，因管线中气、液物性参数大多为温度和压力的函数，故应首先将整个管线分为若干段，计算每一段平均温度和压力下流体的物性参数，然后判定其流动型态，选用相应的压力梯度公式进行压降计算。为了使计算结果准确，每一管段均需用迭代法进行计算。2.1.1.3PIPEPHASE模拟软件的介绍由于多相流计算的困难性，在本次设计中，采用PIPEPHASE软件进行管道的仿真模拟。110 第二章集输管线管网设计布局PIPEPHASE软件主要用于油田集油系统油气水三相流混输计算，包括了油气水多相混输管道的稳态计算模块。该软件对多相混输管道的工艺计算采用多个经验相关式，由于每个相关式都来自于一个特定范围的实验数据录取条件。因而，当相关式用于与当时实验条件相近的工况时，其计算结果比较准确，而用于偏离当时实验条件工况时，其计算结果的误差就比较大。影响PIPEPHASE软件混输计算结果的主要因素有介质的流量、油气比、含水率、原油物性（粘度、密度以及流变性）以及混输管道的管径和管道长度等。物性输入界面如下图所示：图2-4物性输入界面PIPEPHASE软件用于混输管道工艺计算时，相关经验式有二十多种，目前主要应用贝格斯—布里尔（BBM）相关式进行工艺计算。在本设计中，应用BBM相关式进行水平管道水力热力计算，如下图2-5所示，用Duns-Ros相关式进行竖直管的水力热力计算，如下图2-6所示。110 第二章集输管线管网设计布局图2-5水平管水力计算模型图2-6立管水力计算模型2.1.1.4管径设计原则本设计在满足安全生产及任务输量要求的前提下，力求满足以下原则：1、结合实际情况，技术先进，经济合理，安全适用。2、认真贯彻执行国家的方针政策，严格遵守相关设计标准，综合权衡安全、环保、经济等诸多因素，优化设计。110 第二章集输管线管网设计布局3、努力汲取国外一切适用的先进技术成果，利用自动化技术、计算机技术、控制技术、检测技术、仿真技术在管道设计中向实现智能管道技术迈进。4线路则选那些工程量小、技术上可行、施工方便的地点。2.1.2管道壁厚的选择海上工程风险高，施工技术要求苛刻，投资巨大，其中海底管道的投资占了很大的比重。海底管道设计中一项重要的内容就是管径和壁厚的选定问题。海底管道的外径主要是根据工艺流量和压力，结合经济和安全两方面因素确定，材质主要考虑强度大小以及制造工艺的优劣和价格因素。壁厚是管径以外最重要的参数，在设计海底输送油气管道的壁厚过程中，应考虑多方面的因素。以管径为219mm单壁管道为例，壁厚增加1mm，每公里管道的重量就要大约增加5.1t，此外还关系到海底管道安装方法的选择，以及经济投资的决策。经济合理的壁厚数据，反映了海底管道工程的设计、制造以及安装水平。目前，我国的海底管道设计者主要依据DNV1981版海底管道设计规范，等同使用，还有CCS1992版《海底管道设计规范》。在以上规范规定中，对于设计壁厚和计算壁厚的规定很少，且很笼统。技术人员在工程设计中都是根据经验选取，存在很大的随意性。在DNV2000版中，基于概率极限设计方法，对于管道的壁厚选取有较明确的规定，这样设计者可以有章可循。2.1.2.1海底管道壁厚的设计由于海底管道特殊的工作环境，应严格要求管壁不出现泄漏，尤其是输送油气介质的管道，管壁一旦泄漏，会造成大面积的海洋环境污染，且维修困难。规范规定，管道应定期（比如1年）进行在线检测，其中包括沿线冲刷、管内外壁的腐蚀及焊缝缺陷等。由于目前还没有足够的技术力量，还很难做到定期检验，所以提高管壁厚度，增加安全裕度很有必要.胜利油田正在着手研究海底管道的水下检测技术。根据施工和设计的经验，对于中小管径的管道，和海水的相对密度相比，在空管的状态下，在1.0～2.0之间为宜，如果相对密度超过2.0，会给管道铺设造成困难，如果小于1.0，施工时，应采取一些稳管措施，比如管内冲水。在运行和维修期间，不得将管内排空，这样给生产管理带来很多弊端。110 第二章集输管线管网设计布局对于存在偶然荷载、落体和其它外部荷载作用的海底管道，并且没有相应的安全措施，当管径等于或超过219mm，安全区划分为高危险区并且所在区域为2区时，管道的壁厚应不小于12mm。2.1.2.2海底管道壁厚的计算（1）计算抵抗压爆的能力，主要是管道内外的压力，包括外部静水压力和管内流体的压力。比如管子在工厂内进行静水压试验，检验管子本身会不会出现渗漏和渗水现象；海底管道投产前，做管段或者整条管道的水压试验，检验整个管路是否严密不漏。此种情况的计算壁厚采用t1=t-tfab对于操作期的计算壁厚：t1=t-tfab-tcorr式中：t——管子的设计壁厚，即公称壁厚（不考虑腐蚀裕量）；t1——管子的计算壁厚；tfab——管子的制造误差；tcorr——管子的腐蚀裕量。（2）计算管道抵抗压力之外荷载的能力，比如拖曳力，管道的弯曲等时；在计算起吊、铺管船铺管或者海上拖管等施工应力分析时，计算壁厚取：t1=t其他情况取：t1=t-tfab（3）在计算管道的水下重量，校核海底在位稳定性时，一般宜减掉腐蚀裕量，计算壁厚：t1=t-tcorr2.1.2.3壁厚计算本次设计管道所在海区属于浅海和深海的过渡区，水深为1400至1500m，链接最短347m，最多1029m的海上油气集输干线，设计寿命35年，环境载荷按照50年重现期选取。由于输油管道需要保温，所以选用常规的保温结构，初步内管选择Ф230*12，外管Ф250*12。这样内管还会受到外管和泡沫夹克材料的保护，110 第二章集输管线管网设计布局避免了直接和海底土壤接触，且管道埋设到泥面以下1.5m，安全性很好。考虑到管段运输、管道铺设以及海底稳定性等因素，D/t的数值分别为34.91（内管）与35.41（外管），是合适的。该双层管道的相对密度为1.85，管道的在位稳定性较好，且易于铺设。对于内管；t=12mm，tcorr=3mm（只考虑管道的内腐蚀裕量），tfab=12.5%t。对于外观：t=12mm，tcorr=0，t_fab=12.5%t。1、管道的环向应力计算壁厚操作工况t1=t-tfab-tcorr、再启动t1=t-tfab、和试压工况t1=t-tfab结果见于下表：表2-3管道设计工况操作启动试压内管7.5mm10.5mm10.5mm外管10.5mm10.5mm10.5mm2、在计算管道由于温度、土壤压力和地震引起的纵向应力时，计算壁厚取为t1=t-tfab，对于内、外管均为10.5mm。3、在校核管道的屈曲和压溃时，计算壁厚取为t1=t-tfab-tcorr，内、外管的数值分别为7.5mm和10.5mm。4、在计算起吊和海上拖管等施工应力分析时，计算壁厚取为t1=t，内外管的数值均为12mm。5、校核管道的水下重量时，计算壁厚取为t1=t-tcorr，内、外管的数值分别为9mm和12mm。6、在厂内静水压试验和投产前的水压试验，计算所需要的压力时，计算壁厚取为t2=t-tfab对于内、外管均为10.5mm。2.1.3管材的选择目前，碳钢海管敷设费用约万元千米，如果海管采用复合软管，则敷设费用约万元千米，因此采用复合软管进行敷设海管，节约费用。110 第二章集输管线管网设计布局2.2混输管线的模拟校核2.2.1模拟参数确定2.2.1.1天然气性质该区天然气各组分含量如下所示：表2-4天然气组分分子式组分Mol%相对分子质量M摩尔容积VCo2二氧化碳0.4544.01022.260N2氮气0.1628.01322.403C1甲烷35.1316.04322.363C2乙烷2.7430.07022.187C3丙烷1.4544.09722.257iC4异丁烷0.4558.12421.598nC4正丁烷0.8458.12421.504iC5异戊烷0.6072.15121.056nC5正戊烷0.6972.15120.891C6己烷1.7288.19619.365C7+庚烷及其他34.78天然气密度计算，在任意温度和压力下ρ=yiMiyiVi式中：ρ——混合气体密度；yi——i组分的摩尔分数；Mi——i组分的相对分子质量；Vi——i组分的摩尔容积。利用上面的公式，再使用MicrosoftVisualStudio2013软件进行天然气物性计算，包括天然气压缩系数、天然气粘度及天然气混合摩尔质量，代码110 第二章集输管线管网设计布局见附录三，如下图2-7所示：图2-7天然气物性程序图2.2.1.2原油性质表2-5原油物性序号项目数据序号项目数据1凝点，℃5.013元素分析m%C86.1420.1.1MPa.20℃密度kg/m3845.9H13.0330.1.1MPa.50℃密度kg/m3824.5S0.124含蜡量m%7.7N0.1214金属元素分析ppmFe22.95胶质m%5.18Cu0.56沥青质m%1.2Hg2.07相对分子量464.0Na443.08盐含量ppmNaCl65.0Ni10.29机械杂质w%0.01Ca37.5110 第二章集输管线管网设计布局10酸值mg-KOH/g0.2215残碳m%2.7411低热值kJ/kg44070.016灰分m%0.024油品在流动过程中，其温度不断变化，粘度、密度、比热容均为温度的函数，尤其是当进出站温差较大时，油品物性的变化幅度也大。1、油品密度一般情况下，原油的温度在20℃至70℃之间，原油密度随温度的变化不是很大，它们之间的关系可以用下面的线性关系式表示：ρ=ρ0+εpT式中：ρ——原油密度；εp、ρ0——为常数，由实际测量数值拟合得到。2、油品粘度油品粘度如下图所示：表2-6油品粘度温度（℃）051020304050稠度系数K1963.0161.79.74.94.13.63.2流变指数0.420.690.961.01.01.01.010s-1粘度514.478.619.04.94.13.63.220s-1粘度343.463.318.64.94.13.63.230s-1粘度201.547.518.04.94.13.63.23、油品导热系数原油导热系数与温度的关系，可用线性关系表示如下：λ=λ0+ελT式中：λ——原油导热系数；λ0、ετ——为常数，由实际测量数值拟合得到。原油和成品油在管输条件下的导热系数约在0.1～0.16W/m*℃之间，大致计算可取0.14W/m*℃。油品呈半固态时导热系数比液态时要大，110 第二章集输管线管网设计布局石蜡的平均导热系数可取2.5W/m*℃。2.2.1.3土壤参数土壤的热物性参数取决于土壤的种类及土壤的温度、孔隙度、含水量等，下雪、土壤温度的昼夜及季节的波动等气象因素也会影响。铺设管道时，回填土的特性不同与自然条件下土壤的特性，热油管道投产运行后，烘烤管周围土壤，其特性也改变。管道沿线不同地区土壤的种类、性质不尽相同；同一管道不同季节，土壤的导热系数也不相同。本文计算中忽略土壤导热系数的变化，以某地输油管道的土壤分布为例，取土壤的平均导热系数为1.5Wm*℃，土壤比热容为1900J/Kg/℃，土壤密度ρ=1800Kg/m2。2.2.1.4钢管、保温层、沥青绝缘层的导热系数钢材的导热系数在46~50W/m·K，预应力混凝土管的导热系数在0.6~1.2W/m·K，沥青的导热系数随温度及密度而不同，埋地管道保温材料常用聚氨酯硬质泡沫塑料，取0.035~0.047W/m·K。2.2.1.5管道总传热系数管道总传热系数K指油流与周围介质温度相差1摄氏度时，单位时间内通过管道单位传热表面所传递的热量。它表示油流至周围介质散热的强弱，计算温降时，K是关键参数。k=11a1+σiτi+1a2式中：a1——油流至管内壁放热系数；a2——管外壁至大气或土壤的放热系数。埋地不保温管道的k值主要取决于管道至土壤的放热系数，而土壤的导热系数受多种因素的影响，故难以得到准确的计算结果，设计时采用经验方法确定K值。在本次设计中，取K=1.5w/m·℃。2.2.2混输管线的数值模拟混输管线的数值模拟采用PIPEPHASE管网仿真软件进行，软件的基本组件如下图2-8所示：110 第二章集输管线管网设计布局图2-8PIPEPHASE软件流程图在进行PIPEPHASE软件进行数值模拟时，建立流程图如下图2-9所示：图2-9PIPEPHASE软件仿真2.2.2.1管道埋深对埋地管道传热的影响海底输油埋地管道，如图2-10所示，埋地管道应用比较广泛，优点较多，如占地面积小施工快、保温性能好、使用年限长、工程造价低、节省建筑材料、节省土方及人力等特点，具有明显的经济效益和社会效益。在现实的管道铺设中，由于埋地管道一般距地面比较浅，容易受到地表温度变化的影响。改变管道埋深，管道周围的土壤温度场也会发生改变，这样，对管内油品温降也会产生影响。适当地改变管道埋深，不仅可以减少管道的荷载，降低工程的造价，还可以减少管道在输送过程中的散热量，有效的节约能源，有利于管道的长期安全运行。因此，110 第二章集输管线管网设计布局应根据具体情况确定合理的管道埋深。所以研究管道埋深对管道传热的影响是十分必要的。图2-10海底输油埋地管道示意图本次设计中，取H=500mm，750mm，1000mm，1250mm，1500mm。得到温度变化曲线，在这里列出了距离长，温降大的1号、4号和6号井的温度变化曲线，如图2-11、2-12、2-13所示：图2-111号井在不同埋地深度的温度变化曲线110 第二章集输管线管网设计布局图2-124号井在不同埋地深度的温度变化曲线图2-136号井在不同埋地深度的温度变化曲线由上图可清楚的看到，随着埋深H的增加，管道温度降低速度逐渐变小：H=500mm110 第二章集输管线管网设计布局时的温度下降速度最大，末端温度最小；而H=1500mm时的温度下降速度最小，末端温度也最大。1、4、6号井在不同埋地深度时的出口压力如图2-14、2-15、2-16所示：图2-141号井在不同埋地深度的出口温度图2-154号井在不同埋地深度的出口温度110 第二章集输管线管网设计布局图2-166号井在不同埋地深度的出口温度由上图可清楚的看到，随着管道埋深的增加，到达出口的相应温度有所提升。但是提升幅度随着埋深的增加而有所减小。综上所述，当深度不同时，其管道的散热量也不同，在埋深H较小时，散热量Q值随H变化比较激烈；当H达到一定深度后，散热量Q值随H变化较缓慢，管道热损失减少不显著。所以在埋设管道时，不能埋的过浅，这样虽然节省施工费用，但散热量很大，增加了运行费用；同样也不能埋的过深，虽然散热量降低了，节省运行费用，但施工费会相应用增加。这就存在一个最佳埋设深度问题。应用技术经济学方法，做进一步的工作，可求解出最佳经济埋设深度。在本次设计中，取H=1000mm为海底管道的最佳埋地深度。2.2.2.2管道半径的影响2.2.2.2.1管道半径对埋地管道传热的的影响埋地管道的半径不同，在相同条件下管道内介质的温度分布规律也会有所差别。所以在设计管道的时候，管道的半径也是不可缺少的因素。以上的所有参数都不变，改变管道直径，分别取管径D=180mm，200mm，230mm，250mm，270mm，得到管道出口的不同温度，变化曲线如图2-17所示：110 第二章集输管线管网设计布局图2-171、4、6号井在不同管径的出口温度管壁向外传递热量随半径的增大而明显增大，这是由于其它条件不变的时候，半径的增加，使流量和换热面积都有所增大。所以随着半径的增加，出口温度降低，但是降低的速度变的缓慢。管道半径的减小影响原油流量，对原油的性质也有所影响，所以一定要综合各种因素来确定最合适的管径。在本次设计中，取D=230mm作为最优管径。2.2.2.2.2管道半径对埋地管道压降的影响埋地管道的半径不同，在相同条件下管道的压降也会有所差别。所以在设计管道的时候，管道的半径也是不可缺少的因素。以上的所有参数都不变，改变管道直径，分别取管径D=180mm，200mm，230mm，250mm，270mm，得到管道的不同压降，变化曲线如图2-18所示：110 第二章集输管线管网设计布局图2-18各井在不同管径下的压降曲线从上图中可以看出，各井的压降随管径的不断变大而减少。当管径小于200mm时，压降变化不明显，但是当管径超过200mm并不断增加时，压降会迅速降低。所以在设计管道时，管径不能太小，这样虽然节省施工费用，但压降很大；同样也不能设计管径太大，虽然压降降低了，但施工费会相应用增加。这就存在一个最佳管径的选取问题。在本次设计中，取D=230mm为海底管道的最佳埋地深度。2.2.2.2.3管道半径对立管压降的的影响从海底多相流混输泵到海上作业平台的多相流混输非常复杂，需要考虑流型，压降，传热，应力等方面的因素。在本次设计中，首先通过经济流速V=1~2.5m/s，已经下式，进行管径的初选：110 第二章集输管线管网设计布局d=4QπV式中：Q——原油体积流量；V——管道内原油经济流速。可以得到经济管径d=220mm，再取H=210mm，220mm，230mm，240mm，250mm，260mm，265mm，270mm，275mm，280mm，290mm。得到不同管径立管的压降变化曲线，如下图2-19所示：图2-19立管中不同管径的压降曲线由上图可清楚的看到，当管径小于220mm时，压降很快降低，管径从220mm升高到290mm时，压降在d=265mm时达到最低点，之后缓慢上升。综上所述，选择d=265mm作为立管最优管径。2.2.2.3保温层对埋地管道传热的影响对于热油管道的运输，为了减小管道热损失，一般都是需要加保温层的。前面的计算中为了突出不同参数的影响而没有加保温层模拟运算，实际上保温层对于管道的正常安全运输是很重要的。保温层厚度是影响技术经济指标的重要参数。以上参数据的设置均不变，管道直径为0.5m，设置保温层厚度分别为σ=0.01m，0.03m，0.05m，0.07m，0.09m。保温材料选取现在国内常用的聚氨酯硬质泡沫塑料，材质的参数为：密度ρ=50kg/m3，导热系数λ=0.035W/m*℃。模拟结果如下表2-7，下图2-20所示：110 第二章集输管线管网设计布局表2-7保温层模拟结果σ（mm）1030507090q（W/m）308235186143119图2-20不同厚度的保温层外传递热流密度从上面图表中可看出，保温层向外传递热流密度值随着保温层厚度的增大而明显减小，这是由于保温层越厚，保温效果越好，因此保温层向外传递的热流越小。当其他条件不变化时，原油沿程温度随保温层厚度的增加而变高。这是由于随着保温层厚度的加大，保温层的热阻增大，管道散失的热量变小，从而原油温度相比要升高。热油管道保温后，由于热阻增大，管道热损失减小，使油流沿程温降减小，平均油温升高，这使得所需加热站、泵站数减少，运行能耗降低，节约运行费用，但保温层的材料费、施工费增加。且保温层厚度增加到一定程度后，保温效果的提高就不大明显了。因此，需要综合考虑各方面因素，再对各方案进行技术经济比较，以确定最合适的保温层厚度。在本次设计中，选取δ=50mm作为聚氨酯硬质泡沫塑料保温层的最佳厚度。2.2.3混输管线数值模拟结果2.2.3.1海底埋地管线的设计参数海底埋地管线的设计参数如下表2-8所示：表2-8海底埋地管线设计参数110 第二章集输管线管网设计布局设计参数结果管径（mm）230壁厚（mm）10.05埋地深度（mm）1000保温层厚度（mm）50长度（m）井1866井2347井3762井4973井5287井61029管线出口温度（℃）21.94管线出口油的黏度（Pa·s）0.00347管线出口液相密度（kg/m3）950.80167管线出口设计压力（Mpa）0.5管线出口液相折算速度（m/s）9.676管线出口气相折算速度（m/s）14.145管线出口无滑移密度（kg/m3）114.4752.2.3.2立管的设计参数立管的设计及运行参数如下表2-9所示：表2-8海底立管设计参数设计参数结果管径（mm）265长度（m）1500泵出口设计压力（Mpa）3管线出口设计压力（Mpa）0.186液相折算速度（m/s）1.214气相折算速度（m/s）10.049无滑移密度（kg/m3）106.201110 第二章集输管线管网设计布局2.3油气多相混输泵的选择2.3.1各种海底油气多相混输泵的研究和应用情况按工作原理的不同，海底油气多相混输泵可分为旋转动力式多相混输泵和容积式多相混输泵。旋转动力式多相混输泵又分为螺旋轴流泵和多级离心泵等，容积式多相混输泵又分为活塞泵、双螺杆泵、单螺杆泵等。2.3.1.1螺旋轴流泵螺旋轴流泵是由法国石油研究院IFP、挪威国家石油公司Statoil及法国道达尔Total石油公司三方联合投资，由苏尔寿公司Sulzer和福兰墨公司Fram。负责制造的“海神Poseidon”多相混输技术研究项目研究开发的一种旋转动力式泵。螺旋轴流式多相泵由若干级压缩单元组成，如下图2-21所示每个压缩单元包括一个叶轮转子和一个导叶整流器。其工作原理是当多相流体进人叶轮后，在高速旋转的叶轮中获得动能，通过导叶的扩压作用将此动能转换为压力能，同时利用导叶叶片的剪切作用破碎叶轮出口的大气团，在一定程度上调整多相流体流动状态，为下一压缩单元的正常工作提供保证。随介质压力的升高，流体的含气率下降，叶轮转子和导叶整流器的结构改变以适合不同的含气率。其中螺旋形叶轮和导叶强迫多相介质沿轴向运动，有效地防止了多相介质在流道内的相态分离。由于叶片间存在足够的间隙，这种泵在流体中含有小部分固体颗粒的情况下仍能运行。螺旋轴流泵与容积式泵的根本区别在于其压力的增加不是由体积的变化所引起，而是由能量的传递和转化实现的。这种泵适用于大流量、高转速、低含气率的场合。到目前为止，福兰墨公司和苏尔寿公司仍然是世界上主要的生产螺旋轴流泵的公司。图2-21螺旋轴流泵示意图110 第二章集输管线管网设计布局“海神”项目于从1984年开始，1987年设计制造出第一台P300型多相混输泵。1994年挪威国家石油公司在其所属的北海GullfaksA平台上安装了由福兰墨公司制造的P301型多相流混输泵系统。自1987年“海神”项目研发出螺旋轴流泵以来，福兰墨公司又和壳牌国际石油公司合作研究了一项水下多相流混输泵站项目SMUBS系统，该系统于1994年在水深270m的挪威Drau-gen油田投产运行。此次运行是螺旋轴流泵第一次在海底油气多相混输泵系统中的应用。受距中心设施距离、水深及高压、优质给水要求成本的制约，SMUBS系统的应用受到一定的限制。福兰墨公司又于19%年开发出电力驱动的水下多相混输增压泵站ELSMUBS系统，并分别于1998年在中国南海水深330m的陆丰油田，2002年在赤道几内亚的几处油田进行了应用。到目前为止福兰墨公司已经在世界各地的海底油田安装了20多个水下多相混输系统，发展形成了FDC，FSC和FMM3种水下多相混输系统。苏尔寿公司生产的螺旋轴流泵主要应用于陆上和海上平台，海底应用方面该公司正在与法国德克尼普公司Technip和法国石油研究院合作生产一种新型的水下多相混输泵系统，该系统可以选用电动机和汽轮机两种方式进行驱动。国内方面从20世纪90年代开始了地面螺旋轴流式混输泵的研究工作。中国石油大学1996年起以螺旋轴流式多相混输泵作为研究目标，从输送机理及结构设计、性能预测和内部能量交换、试验研究3个方面开展了油气多相混输泵的研究工作，到2003年，先后完成了3代原理机的性能试验研究，在叶片选型、扬程估算、性能预测模型建立以及内部流动规律研究方面都取得了一定的进展。为研制开发新型井下螺旋轴流式气液混输泵，中国石油大学专门设计、安装、调试了气液混输泵试验台，并在完成试验台的基础上进行了井下螺旋轴流式混输泵输送纯液以及气液两相介质时的外特性试验。2.3.1.2多级离心泵井用电潜泵的一种，如下图2-22所示其具体结构为多级离心泵。主要生产公司有法国的斯伦贝谢Sehlumberger公司和美国贝克休斯公司旗下的Centrilift公司。多级离心泵是一种大排量举升石油的无杆抽油装备，具有排量大、扬程高、用途广、管理方便、检泵周期长、经济效益好等优点，大量应用于注水趋油、高含水和低气油比的油井。由于不能在高含气率的情况下运行，这种泵目前在海下混输系统中应用较少。2002年12月Sehlumberger公司为巴西石油公司生产了一台用于水深1400110 第二章集输管线管网设计布局m，含气率22%的多级离心混输泵系统，该系统一直运行到2006年12月。2007年Sehlumberger公司为巴西石油公司生产了一台用于水深1350m，含气率10~40%的多级离心混输泵系统。Centrilift公司为美国阿纳达科石油Ana-dark。公司生产了用于水深1110m，含气率为57%的多级离心泵。图2-22多级离心泵示意图2.3.1.3活塞泵活塞泵是最简单直接的一种混输泵，通过活塞直接对混合流体进行压缩而使得混合流体压力升高，通过阀控制流人和排出。这种泵适合用于低转速、高含气率、高压力的场合。活塞泵第一次海下油田的使用是在1998年6月在加拿大的国际油田。1999年威德福油田服务有限公司生产了一种柱塞式活塞泵，这种泵在2002年开始在美国的墨西哥湾进行安装使用。2.3.1.4单螺杆泵下图2-23示出单螺杆泵典型结构，单螺杆泵在石油输送领域被大量应用在井下泵中，是一种内啮合的密闭式螺杆泵，属于转子式容积泵，依靠螺杆与衬套相互啮合在吸人腔和排出腔产生容积变化来输送液体的。主要工作部件由具有双头螺旋空腔的衬套（定子）和在定子腔内与其啮合的单头螺旋螺杆（转子）组成。当传动轴通过万向节驱动转子绕定子中心作行星回转时，定子一转子副就连续地啮合形成密封腔，这些密封腔容积不变地作匀速轴向运动，把输送介质从吸人端经输送至压出端，吸人密闭腔内的介质流过定子而不被搅动和破坏。单螺杆泵由于容积效率小，转子定子接触，需定期更换橡胶定子等缺点在海下油田中应用很少。110 第二章集输管线管网设计布局图2-23单螺杆泵示意图2.3.1.5双螺杆泵下图2-24、2-25示出双螺杆泵的典型结构：轴承为外置式，与介质不接触，润滑条件好。流体从两端吸人，从中间排出，螺杆两端处于相同压力下，故螺杆轴向力可自行平衡。主螺杆依靠同步齿轮驱动从螺杆，螺杆间能保持一定间隙，避免了两螺杆的接触，既减少了磨损，又可允许非润滑介质的通过。在双螺杆泵泵中，转子的转动和啮合产生了一个或多个连续从人口区域向出口区域运动的腔。双螺杆泵具有强制输气（液）的特点，因而无论含气率如何变化，都可以强制性地将油气从人口经过各腔室输送到排出口，性能不会因为含气率的提高而大幅下降，所以它可以输送含气率较高的混合物。这种泵具有运转平稳可靠，能在宽广的转速范围内保持高效，适合变频驱动，允许输送介质中含泥沙等杂质，适合中、小流量和低、中、高扬程，流量稳定等特点。但也存在输送流量较小，对泥沙敏感，螺杆外缘与缸体磨损后压力迅速降低，致使该型泵工作可靠性低、维修量大、寿命低、运行成本高等问题。海底应用的双螺杆油气混输泵的主要生产商有德国伯曼、雷士Leistritz公司、美国Flowserve等公司。图2-24双螺杆泵内部结构示意图110 第二章集输管线管网设计布局图2-25双螺杆泵外部示意图2.3.1.6混合泵海底油气混输泵可分为以旋转轴流泵为典型代表的旋转动力式多相泵和以双螺杆多相混输泵为典型代表的容积式多相泵。其中双螺杆泵在高压差情况下效率较低，轴流泵虽然效率高但受力距较大。2009年由Pierre-JeanBibet，BernardQuoix和HaakonGrimstad提出了一种混合式油气混输泵。该混合泵由两个部分组成，前一个部分为若干级轴流泵结构的叶片，后一个部分为若干级类似离心泵结构的单元，多相流体经过第一段后含气率下降到10%以内，从而满足离心泵结构适用于低含气率的情况。这种混合式油气混输泵已经生产了一种两级轴流叶片单元加两级离心泵叶片单元的样机，目前正在系统的测试中。2.3.2混输泵的选择下图2-26示出各种油气多相混输泵的压力和流量的应用范围。图2-26多相流混输泵的压力流量应用范围110 第二章集输管线管网设计布局水下油气多相混输生产系统与传统的固定平台生产系统相比，不需要增加分离装置，占地面积小，油气输送共同使用一根管路，同时通过降低井口回压，增加油气产量，从而节省大量的油田开发费用。促进了全球海上石油勘探开发由浅水海域转向深水海域，还使边际油田得以开发利用，具有显著的经济效益和广泛的应用前景。在本次设计中可以由扬程和流量选择使用单螺杆泵或双螺杆泵进行油气混输。单螺杆泵和双螺杆泵的区别如下表2-9所示，故最终选择双螺杆泵进行油气混输。表2-9单、双螺杆泵的设计参数对比再由下表2-10所示，可以准确的选择油气混输双螺杆泵的型号：110 第二章集输管线管网设计布局表2-10不同型号的双螺杆泵的设计参数由上图可知，应选择6.9-40型号的双螺杆多相流混输泵进行海底到海面的油气混输工作。2.4防腐与阴极保护2.4.1防腐与腐蚀监控2.4.1.1腐蚀监测2.4.1.1.1腐蚀监测的目的1、系统了解生产系统腐蚀状况，为腐蚀的防护提供科学的决策依据；2、系统评价防腐措施效果，为合理投加缓蚀剂提供数据依据；3、为合理的制定工作制度、减缓腐蚀提供基础数据；4、为腐蚀检测做出计划安排提供数据依据；5、为腐蚀预测、风险性评估及安全性管理提供数据基础。腐蚀监测积累的大量数据，为腐蚀预测数学模型的建立以及管道风险性评估及安全性管理提供大量数据基础。因此，开展油气田生产系统腐蚀监测具有十分重要的作用。110 第二章集输管线管网设计布局2.4.1.1.2腐蚀监测设计原则腐蚀监测点的总体设计原则：以捕捉在该系统中腐蚀最为严重的部位为目标。1、油气井单井选择原则：（1）油气井产量相对较大且生产稳定的井；（2）不同区块，不同层系的井；（3）不同含水率的井。具体设置部位：单井井口或计量、接转站各单井来液进汇管前。2、集输支、干线选点原则：（1）含水率较高的集输干、支线；（2）具体设置部位：支、干线起点和终点。3、联合站内监测点的设置：根据处理工艺流程进行监测点的设置。2.4.1.1.3腐蚀监测方法的优选腐蚀监测技术在国外经过近五十年的发展。腐蚀在线监测技术通常指可以测量真实环境中金属腐蚀变化规律的技术。监测技术可以划分为两大类：金属损失测量技术和电化学测量技术。如：失重法（WL）、电阻法（ER）、感抗法（IR）、线性极化（LPR）、电化学噪声（EN）、电化学阻抗（EIM）和电场指纹法（FSM）、氢探针等技术。常用的试件失重法、电阻法、线性极化电阻法（弱极化）、电感阻抗法、插入式氢探针等腐蚀监测方法均为插入式腐蚀监测方法。2.4.1.1.4腐蚀监测设计根据本工程工艺流程特点，腐蚀监测主要针对单井及集输管道系统。在各单井站和集输干线附近设置采用挂片+电阻探针联合监测装置。2.4.1.2防腐层的选用2.4.1.2.1设计原则技术可靠、经济合理，结合国内技术水平、施工能力以及腐蚀环境，因地制宜地选用适合的防腐层。2.4.1.2.2管路常用防腐层介绍1、三层挤压聚乙烯防腐层（3PE）三层挤压聚乙烯防腐层由熔结环氧底层、110 第二章集输管线管网设计布局胶粘剂中间层和高密度聚乙烯外层组成，具有优异的粘接性能、耐化学介质（除强氧化性酸外）侵蚀的能力、机械性能和耐土壤应力性能，低吸水率、稳定性高及施工后的完整性高，适用于管道运行温度≤70℃的土壤和浸水环境中，是埋地和水下管道防腐层中综合性能较优良的防腐层。近年的大中型管道工程中大多采用该防腐层，使用效果好，经济效益明显。目前国内一般防腐厂可预制管径范围Φ76－Φ1400，各大管厂和各油气田均有规模不等的防腐厂，根据《埋地钢质管道聚乙烯防腐层》（GB/T23257-2009）的规定，常温型3PE防腐层使用温度范围≤50℃，高温型3PE防腐层使用温度范围≤70。2、二层挤压聚乙烯防腐层（2PE）二层挤压聚乙烯防腐层由胶粘剂层和高密度聚乙烯层组成，与3PE相比除粘接性能和耐阴极剥离性能稍差外，其余性能与3PE相当，但价格更低。3、熔结环氧与挤压聚乙烯防腐层相比具有致密性差、吸水率大，针孔多，容易鼓泡的缺点，但其耐温性高于聚乙烯防腐层。由于环氧树脂孔隙率高、吸水率较大，加上环氧树脂的延伸率低等因素，近期国内大中型等大口径管道工程使用较少。4、聚乙烯胶粘带防腐层聚乙烯胶粘带防腐层为不需加热施工的防腐层，具有施工方便灵活、防腐层致密、吸水率小、耐化学侵蚀等特点，但存在耐土壤应力差的特点。剥离强度是胶粘带性能指标中应该重点关注的，通常应采用有隔离纸的胶粘带，且对底漆钢的剥离强度应达到40N/cm以上，对背材的剥离强度应达到20N/cm以上。与三层结构聚乙烯防腐层比较，耐高温性和剥离强度都还有一定差距，且造价较三层PE还高。从方便施工操作方面考虑，聚乙烯胶粘带比较适合站内零星管道的防腐和挤压聚乙烯防腐层预制线不能预制的小管径管道的防腐层。2.4.1.2.3管路防腐层的选用原则防腐层是管道保护的基本屏障，防腐层选用应根据管线具体敷设环境的地形、土质状况，结合国内成熟的防腐层的使用情况，以及技术可靠、经济合理、管理维护方便、现场施工适应性强为选用原则。保温层下防腐层或涂料的选择主要应考虑与基体金属的粘结性、防水致密性、耐化学介质、在工作温度下其性能保持不变。2.4.2阴极保护2.4.2.1阴极保护总体方案110 第二章集输管线管网设计布局阴极保护作为防腐层保护的一种必不可少补充手段，对管道安全运行起着重要的作用。为保护地下金属构筑物，减少腐蚀影响，根据《钢质管道外腐蚀控制规范》（GB/T21447-2008），推荐对本工程站外埋地线路管道采用强制电流阴极保护。2.4.2.2阴极保护站设置原则阴极保护站设置应结合工艺站场的具体位置，根据阴极保护系统计算所确定的最大站间距和现场选择阳极地床的情况等因素确定阴极保护站的位置及数量。2.4.2.3阴极保护辅助设施1、绝缘接头安装为防止阴极保护电流流失，在进、出站场的线路管道上安装相应规格的绝缘接头。2、防浪涌保护为保护阴极保护设备和绝缘接头免受雷电高压电涌的破坏，在绝缘接头安装处及线路管道进、出阀室的位置设置避雷器。避雷器采用等电位连接器。2.5线路保温层的选择2.5.1保温材料的选用原则传统的保温材料从材质来分，其类型有：膨胀珍珠岩、普通玻璃棉、超细玻璃棉、硅酸盐、矿棉、岩棉、石棉、泡沫塑料、泡沫玻璃等，其选择原则为：1、导热系数不得大于0.12W/（m·K）。2、密度不大于400kg/m33、硬质成型制品的抗压强度不应小于0.294MPa。4、在使用温度下性能稳定，保温材料制品的允许使用温度应高于介质温度。5、阻燃或不燃，水分含量小、吸水率低，对金属无腐蚀作用。6、使用年限长，复用率高，易于加工成型，便于施工。7、在相同温度范围内，所用的保温材料应是导热系数小，密度低，造价低，就近或就地取材，易于施工。2.5.2保温材料的选用根据SY/T0415-96《埋地钢质管道硬质聚氨酯泡沫塑料防腐保温层技术标准》的要求，埋地管道防腐保温基本结构为：防腐层＋保温层＋防护层＋端面防水帽，结构见下图2-27所示：110 第二章集输管线管网设计布局图2-27保温层内部结构示意图图中：1——保温层；2——防护层；3——防水帽；4——防腐层；5——管道。在本次设计中，埋地保温材料采用最常用、最经济的硬质聚氨酯泡沫塑料。聚氨酯泡沫塑料用于输送介质温度不超过100℃的管道，由多异氰酸酯、组合聚醚组成，其中发泡剂应为无氟发泡剂。多异氰酸酯、组合聚醚、硬质聚氨酯泡沫塑料的性能应满足SY/T0415-96的要求。110第三章FPSO海上浮式生产储油船110 第三章FPSO海上浮式生产储油船第三章FPSO海上浮式生产储油船FPSO，FloatingProductionStorageandOffloading，海上浮式生产储油船，如下图3-1所示。FPSO是对开采的石油进行油气分离、处理含油污水、动力发电、供热、原油产品的储存和运输，集人员居住与生产指挥系统于一体的综合性的大型海上石油生产基地。与其他形式石油生产平台相比，FPSO具有抗风浪能力强、适应水深范围广、储/卸油能力大，以及可转移、重复使用的优点，广泛适合于远离海岸的深海、浅海海域及边际油田的开发，已成为海上油气田开发的主流生产方式。图3-1FPSO结构示意图FPSO集合了各种油田设施，对油气水生产处理实施分离处理和原油储存，故被称为“海上工厂”、“油田心脏”。综合评估油气田的基础数据，多方面考量，设计方案确定选择FPSO浮式生产的方式，既节约投资成本，灵活性又高。3.1FPSO总体设计3.1.1总体设计概念FPSO是全海式油田开发工程中的核心单元。从油田生产中生产的井流经海底管线、单点被送到FPSO上油、气、水处理模块，经脱水、脱气处理后达到稳定的合格商用原油储存于FPSO的原油储存舱中，由运油轮定期将储存仓中的商用原油送至炼油厂，以保证FPSO在海上油田的连续作业。FPSO的总体设计是由许多子系统组成的一个大系统，主要包括三大系统：船舶系统、上部油气处理设施和系泊系统。船体的总体设计关系到FPSO110 第三章FPSO海上浮式生产储油船的总体性能、整体的安全性、建造的经济性、总体布置的合理性和使用的可靠性。船体的具体建造不是设计的重点，在此用下图3-2简单说明。图3-2船体建造示意图3.1.2设计规范和标准FPSO是集油气水处理、生活、发电、热站与原油外输于一体的极为复杂的生产装置。现代FPSO的设计都要求FPSO能在海上连续作业20~25a而不进干坞进行修理。主要参考规范与标准如下：《海上固定平台安全准则》《海上固定设施安全技术准则》《中华人民共和国海洋环境保护法》《SafetyRegulationsforFPSU》《InternationalRegulationsforthePreventionofCollisionsatSea》3.1.3主船体尺度的确定FPSO的主尺度参数—船长L，型宽B，110 第三章FPSO海上浮式生产储油船型深D和吃水T之间存在相互依据而且相互制约的关系，主要受排水量、稳性、抗沉性、强度、耐波性及经济性的制约。由基础数据，可知：季产液量约为4.3万吨，季产气量约为0.6万吨。影响FPSO主尺度的主要因素有很多，我们主要考虑：1、载重量和所储原油的密度；2、作业海区；3、系泊的方式；4、油气水处理设施的规模。首先要估算它的满载排水量，可用下面的公式来计算：∆=W+Wh+Wm+WS+WH式中：∆——满载排水量，即FPSO的总质量，t；W——载重量，t；Wh——船体质量，t；Wm——模块质量，t；WS——置于FPSO上的单点或多点系泊系统的结构及设备质量，t；WH——作用在FPSO上的垂向系泊力及柔性立管的垂向拉力，tf。有了FPSO满载排水量，就可以来选取船长L、船宽B、型深D和满载吃水T。∆=ρCBLBT式中：∆——满载排水量，t；ρ——水的密度，t/m3；CB——方向系数；L——水线长，m；B——型宽，m；T——满载吃水，m。再结合比照实际生产中海洋船舶的参数，从而确定FPSO的主尺度。经过计算优化，并结合实际生产经验，选择储油量12万吨，载重16万吨的FPSO，选择较大的船只，是为了预防海上突发事件，保证正常生产工作。110 第三章FPSO海上浮式生产储油船3.2FPSO结构设计3.2.1结构设计内容船体结构设计的任务是在满足船舶总体设计的要求下，解决船体结构形式。构件的尺度与连接等设计问题，保证船体具有恰当的强度和良好的技术经济性能。衡量结构设计质量的优劣，主要从：安全性、适用性、整体性、工艺性、经济性等方面来考虑。3.2.2结构特点船体尺度较大，一般与大型油船和VLCC相当，且其结构也与这类船类似，因而减轻船体质量对于这类船的设计有较大的意义，所以高强度钢甚至超高强度钢在这类船上应用较多。同时要求其结构能承受百年一遇的载荷。3.2.3船体结构设计载荷由于船舶环境条件与使用工况的随机性和多样性，想要准确的给出在整个使用期中可能出现的最大载荷，往往并非易事。因此，在船舶结构设计阶段，必须对船舶营运过程中可能遭遇的载荷及其组合工况进行充分的考虑。3.2.4船体强度分析船体总纵强度对全船的安全运营至关重要，船体结构设计，应把其作为首要问题来考虑。船舶结构的任务就是研究船体结构变形的规律和抵抗破坏的能力，船体结构极限承受能力成为反映船舶安全可靠的重要指标之一。FPSO在海上工作时会承受波浪周期性的交变载荷作用，由于材料本身和加工制造工艺不可避免的存在缺陷，这些缺陷形成疲劳裂纹源，最终造成结构疲劳断裂，致使整个船体结构安全受到威胁，因此，对疲劳强度的评估是很有必要的。3.3FPSO系泊系统设计随着科学技术的发展，FPSO的系泊技术有了长足的进展和不断的创新。根据不同海域的海况条件不同，目前应用到FPSO的系泊方式主要有：单点—转塔系泊系统（Turretmooring）、多点—伸展系泊系统（Spreadmooring）及动力定位系统（Dynamicpositioning）。110 第三章FPSO海上浮式生产储油船3.3.1单点系泊功能单点系泊通常有三个功能：一是定位系泊功能，通过单点提供的系泊力将FPSO相对固定在海上油田作业现场，并作为成品原油外输的海上终端；二是液体输送及电力、光控传输功能，通过特殊的液体旋转滑环、光、电滑环经海底管线、海底电缆及光缆与海上平台或水下生产设施相连，接受来自油田的进口液，进行相应的工艺处理以生产合格的成品原油；三是在特定的的条件下可以实施现场解脱，以保证FPSO及人命财产安全。3.3.2单点系泊系统　　1、单点系泊类型　　FPSO的单点系泊系统就是指锚泊系统与船体只有一个接触点，其分类方法众多，美国船级社将单点系泊系统分为：悬链锚腿系泊系统、单锚腿系泊系统、转塔式系泊系统和软钢臂四大类。目前常用的单点系泊方式有转塔式系泊，浮筒式系泊，塔式系泊。　　2、转塔式系泊　　转塔式系泊系统是一种集系泊、油气和电力输送为一体的系泊系统，通过一钢质结构与船体的船艏或船艉相连，允许FPSO产生风向标效应绕转塔360度旋转。转塔式系泊技术主要由API及SBM等几家国外公司掌握。根据供应商不同，转塔的设计也多种多样，按转塔所处位置的差异，转塔系泊系统可分为外转塔式和内转塔式系泊。目前，外转塔系泊系统以悬臂式转塔为主要发展形式，该系统由一钢质结构组成，此钢结构为转塔的建筑基础，转塔用于安放旋转轴承和转塔的外伸悬臂钢结构。它能从船艏或船艉靠拢或延伸一段距离。通过轴承使FPSO产生风向标效应从而降低最大应力影响。这是一种永久系泊系统。内转塔系泊是FPSO最常用的单点系泊系统，分为内转塔永久系泊系统和可解脱内转塔系泊系统两种形式。内转塔系泊系统一般设置于靠近FPSO船艏的位置，由于设计在船体内部，转塔直径可设计得很大，由于有足够的空间所以便于布置设备和管汇，内转塔嵌人船体之中后得到很好的保护。它被支撑在一个大的滚柱轴承上。轴承的外圈被连接到船体上，而内圈与塔的固定部分结合为一体。综合考量，选择单点系泊内转塔式系泊系统。110 第三章FPSO海上浮式生产储油船3.3.3设计规范与法规《浮式生产系统的系泊设计、分析与维护的推荐作法草案》APIRP2FP1《单点系泊装置建造与入级规范》ABS《安全原理与布置》DNVOS-A101《浮式生产储油装置安全规则》试行稿《海上固定平台入级与建造规范》3.4FPSO立管系统设计作为深水开发的关键技术之一，海洋立管的选型、设计、制造及安装很具有挑战性。和其他浮式结构相比，FPSO的运动性能较差，尤其是垂荡和纵摇，这是由其水线面面积决定的，它们与波浪激励周期的重叠导致了相对较大的垂向运动，这对立管的强度和疲劳设计都更具挑战性。在选择立管形式时，要考虑水深，立管口径，立管数量，单点系泊转塔类型及位置，海况数据等因素。钢悬链立管和柔性立管在FPSO浮式生产储油装置中的应用相对较多，塔式立管在近几年也得到了广泛关注和越来越多的使用。钢悬链立管被认为是深水立管节约成本的有效解决方案，应用水深已经超过3000m，成为深水开发的首选立管。对浮体漂移和升沉运动的容度大，适用于高温高压介质环境，也因此成为深海油气资源开发的首选立管系统。但是，由于台风的影响，塔式立管和柔性立管将更加适合设计区域的FPSO。因此，我们选用柔性立管进行工作。相较于其他类型的立管，柔性立管能够在保持较大轴向刚度的同时，承受很大的弯曲变形以顺应复杂恶劣的海洋环境。由于具有较低弯曲刚性，柔性立管能够有效地缓解涡激振动响应所造成的疲劳损伤。另外，它易于铺设，施工工期短；工程成本低，又可回收利用，在海洋油气开发中应用广泛。由于不同的制作工艺，柔性立管通常可分为两类：粘结型柔性管和非粘结型柔性管。粘结型柔性管是通过特殊工艺（如挤压、成型和硫化等）将各层粘合在一起以达到所需的结构强度。由于制作工艺方式的限制，粘结柔性立管往往因制造长度很短而用做漂浮管、跳接管等工程应用。不同于粘合型柔性立管，非粘合柔性立管是由数个无任何粘合作用的独立层组成的，其最为突出的结构特点是允许各层之间的相对滑移。鉴于非粘结柔性立管设计方式灵活，制造长度够长、抵110 第三章FPSO海上浮式生产储油船抗外压和张力能力强等优点，其可以更好地满足深海油气开发的要求，因此，非粘结柔性立管已广泛的应用于深海油气开发中。海洋立管在洋流作用下会产生涡激振动现象，立管的这种运动现象是结构产生疲劳损伤的重要因素。为保证海洋平台的工作性能，对立管的设计采取较大的安全系数，相应的造价较高且合理性得不到保障。为此，需要对立管在各种来流条件下的涡激振动响应做出准确的预报，探究不同来流时激发的振动频率、模态及对应的最大振幅，以便对立管的疲劳寿命进行正确评估，并采取有效主主来抑制涡激振动对立管的损害。3.5FPSO货油外输系统设计3.5.1靠泊方式根据运输油轮的靠泊方式，FPSO原油外输可分为串靠式、旁靠式、串旁联合式。串靠式又称为艇靠式，是目前应用最多的原油外输方式，常规做法是将油轮艉部通过系泊缆连接于FPSO艇部，通过漂浮软管将原油输送到油轮，两船的系泊距离一般为60~80m。艇靠式的主要优点是能适应恶劣的作业海况，适用于不同吨位的油轮系泊，有效地避免了油轮与FPSO和单点的碰撞，系泊力小，而且解脱迅速。但也存在以下缺点:漂浮软管较长，管路阻力较大，也就加大了外输泵功率，而且需要增设外输软管专用收放装置。在本次设计中选取串靠卸油方式。旁靠式是将油轮并行系靠在FPSO的一舷进行货油外输作业。其优点是外输软管较短，适用于冰区作业，外输软管的回收比较容易。缺点是作业海况要求较高，系泊力大，甲板占据面积大，而且一般还要求FPSO两舷都能靠泊。除此之外，还有FPSO/FPSO式，即一条FPSO在储满油后脱离系泊单点并离开生产区域，另一条FPSO过来与单点快速连接后继续进行生产和储油。这至少需要两条有白行能力的FPSO，而且单点系泊系统能快捷、安全地解脱和对接。再如FPSO/单点浮筒终端式，油轮系靠在经FPSO系泊单点反输过来的另一单点浮筒式的外输终端上。3.5.2运输油轮海上卸油的运输油轮分为两种。110 第三章FPSO海上浮式生产储油船一种是穿梭油轮，它是专门为海上油田卸油作业的特定油轮，航线固定，装备有艏艉侧推器，操纵性好；配有大系柱拖力的系缆眼板和快速脱钩装置，系柱拖力达200t；船艏和舯部都设有输油管汇，并配有快速输油软管连接与解脱机构，它的作业效率比常规运输油轮高。另一种就是常规运输油轮，也称外输油轮，主要用于港口对港口运输，卸载设备依托港口，装备上要简单得多；系柱拖力普遍较小，一般为30~50t，多数不超过100t；输油管汇都设在船舯，串靠卸油作业时需用漂浮软管；但这种油轮适应性较强，可以靠泊任意的港口。我们选取穿梭油轮来进行油品的输送。世界造船业将油轮按载重吨位分为5个级别：1、巴拿马型：船型以巴拿马运河通航条件为上限，载重吨在6～8万吨之间。2、阿芙拉型：平均运费指数AFRA最高船型，经济性最佳，是适合白令海冰区航行油船的最佳船型。载重吨在8～12万吨之间。3、苏伊士型：船型以苏伊士运河通航条件为上限，载重吨12～20万吨。4、VLCC：巨型原油船，载重吨在20～30万吨之间。5、ULCC：超巨型原油船，载重吨在30万吨以上。考虑我们的油品输量，选择两艘小型穿梭油轮（8万吨）来进行油品的运输。3.5.3FPSO艇部原油外输作业的基本操作过程1、运输油轮的系泊油轮脯部靠近FPSO的艇部，用撇缆器将撇缆抛至油轮，由油轮牵引绞车将撇缆上的先导索和前端摩擦链拉上油轮，然后用止链器将摩擦链固定好。将与系缆索连接的后端摩擦链固定于FPSO止链器上，两船系泊完成。2、外输软管连接启动软管收放滚筒，由艇部服务吊机协助，将外输软管放到辅助拖轮上，拖轮将软管拖到油轮中部，油轮吊机将软管吊上油轮集管区，与接油管连接好。3、辅助系统启动启动扫舱泵，将储油舱底部高含水原油打至污油舱。启动外输用惰气发生装置、计量标定装置、液压动力单元、供电系统等。4、外输启动110 第三章FPSO海上浮式生产储油船先用氮气对外输管线进行惰化。打开外输管路阀门，启动外输泵，逐步增大流量至额定值。当外输量达到既定值时，外输结束，停止外输泵，用氮气吹扫外输管线。5、外输结束外输结束后，关闭终端阀门，解脱外输软管并将终端封闭，然后再由拖轮协助软管回收到FPSO的软管收放滚筒上。油轮系泊解脱，回收系泊缆索。外输软管先用海水冲洗，污水排至污油舱，再用氮气吹扫和填充。最后要对各储油舱进行洗舱、扫舱和惰化作业。6、外输软管作业失败分析处理发生火灾等突发事故大缆释放或断裂软管破裂或断开安全破断接头释放末端软管磨损或撕破软管意外释放误操作软管释放装置误操作应急关断阀外输软管作业失败设备失效误操作偶发事件外输软管作业失败分析处理如下图所示：图3-3外输软管作业失败分析处理3.5.4外输泵选型在FPSO外输系统设计中，首先要合理选择外输泵型式。原油外输泵型式很多，包括汽轮机立式离心泵、电动立式或卧式离心泵、电动螺杆泵、柴油离心泵、液压驱动立式潜油泵等。汽轮机泵仅限于使用在有蒸汽110 第三章FPSO海上浮式生产储油船锅炉电热站的FPSO上，螺杆泵和柴油泵由于排量较小而很少采用。电动离心泵适用于中小型FPSO，是使用较多的外输泵型式，系统相对简单，安装要求不高，操作维护方便，而且投资节省。但单台排量不宜过大，否则外输系统启动时会对电站负荷造成较大冲击。为了便于集中操作和管理，电动离心泵一般集中布置在机泵舱。由于舱内空间限制，须要合理布置设备和管线。液压潜油泵适用于大型FPSO，一般每个储油舱内设置一台，泵体安装在舱的底部紧贴舱壁，泵入口处设有吸油井，出口管线设有支架和支撑环。潜油泵可逐台启动，容易实现流量从小到大的调节，操作平稳，而且省去了舱内液压遥控阀，也有效避免了泵舱内管系拥挤等问题。但泵的数量较多，又要留出足够的泵提升空间，所以占据的甲板空间大。还需要配有高压液压动力站，安装要求高，初期投资比较大。3.6FPSO数字化设计随着科技的高速发展和海上作业难度加大，海洋油气开发工程队装置的大型化、自动化、专用化方面的要求增加，同时，国际海事组织IMO对涉海船舶产品的安全、环保等方面的要求也越来越严格，当前FPSO的设备技术发展主要体现在以下几个方面：1、建造技术向模块化发展，周期缩短；2、系泊技术有了新的发展，动力配置加大；3、新增加了天然气的处理和转换成压缩天然气外输的能力；4、原油生产能力不断增强，船体主尺度和载重吨提高；5、FPSO新概念船正在加速研发。与此同时，计算机辅助设计使用的自然延伸也是三维数字式产品模型的最新发展。FPSO三维数字设计建模、数值仿真信息链的建立、特征模型、FPSO仿真设计与制造技术以及对其进行实时监控与动态模拟，甚至智能化的制造解决方案，都是FPSO将会拥有的新面貌。3.7主要处理流程及设备选取3.7.1处理流程海上对油品的处理，与在陆地上相似，流程如下图3-4所示：110 第三章FPSO海上浮式生产储油船图3-4FPSO处理流程示意图3.7.2主要设备选取3.7.2.1三相分离器海上油气田和陆上终端常用的分离器主要用于进行油气分离，有时也作为油、气、水以及泥沙等多相的分离、缓冲、计量之用。3.7.2.1.1卧式和立式分离器的选择对比卧式分离器在处理含大量气流时通常效率较高。卧式分离器中，气液界面面积较大。液滴下沉方向与气流运动方向相互垂直，液滴易于从气流中分出。所以，气液比越大，卧式分离器越有利，并优于立式分离器。卧式分离器单位处理量成本较低，易于安装，检查、保养、运输方便。立式分离器适合处理含固体杂质较多的油气混合物，可以在底部最低点设置排污口定期排放和清除固体杂质。而卧式分离器需要在底部长度方向上安装数个排泄阀。由于固相物的静止角是45至60度，所以排泄阀之间的距离要很近，这样，仍要在排泄阀之间安装水力喷射枪，利用水力喷枪将固相物流化而排出，增加了操作成本，排放效率低。立式分离器占地面积小，有利于海上油田使用。110 第三章FPSO海上浮式生产储油船卧式分离器防止水击的能力较弱。卧式分离器的高液位关闭装置与正常工作液位装置离得较近，易受水击作用，同时卧式分离器中的水击会引起内波，致使高液位传感器提前启动。而立式分离器无此现象。立式分离器的安全阀及一些控制件安装得较高，需要专用的操作平台，其操作和维修较难。立式分离器不利于运输或成橇。总之，对于一般的油气分离，特别是在可能存在乳状液、泡沫或高气油比时，卧式分离器较经济。立式分离器在油气比较低时，工作效率很高。立式分离器也可用于某些油气比很高的情况，即洗涤器，则效率较高。考虑到海上FPSO的特点，在本次设计中，采用立式分离器进行油气水三相分离。如下图3-5所示：图3-5立式分离器结构示意图3.7.2.1.2立式分离器工作原理油气混合物由分离器上部的进口管切线方向进人，沿切向导管旋转进入圆筒体，由于油气相对密度不同，在离心力的作用下，油紧贴容器壁向下流，气体则集中在中心向上运动。在重力作用下，使油、气互相脱离，油、水、沙相对密度大向下流，气相对密度小向上。当气体向上经过扑集器（分离伞）时，扑集器利用油膜的戮附作用，将气体中的细小油滴豁附，扑集合并成大油滴流下，较干净的气体输出，油从下部的出油管线压出，水和沙从最底部的排污管排出。3.7.2.1.3立式分离器选型常用的立式分离器如下表3-1所示110 第三章FPSO海上浮式生产储油船表3-1常用立式分离器参数型号Ф600Ф800Ф800Ф1200Ф1200Ф1400形式伞式伞式箱伞式伞式箱伞式箱式工作压力Mpa0.60.64.00.64.01.0试验压力Mpa0.90.90.60.96.01.5总高度mm230041305068460051004180油气进口直径mm80100100150150150油气出口直径mm80100150150150150出油口直径mm8010050100100150在本次设计中，取Ф600型立式分离器作为一级分离装置。3.7.2.2缓冲罐常用的油气分离缓冲罐如下图3-6所示：图3-6缓冲罐结构示意图油气分离缓冲罐工作原理是：油气混合物从进油口进入缓冲罐，经过能量吸收器后喷到缓冲隔板上，因压力降低加之扩散作用，使原油中溶解的天然气游离出来。分离后的油靠自重落到底部，经过泡沫网破沫后从油出口排出，而携带有小油滴的天然气，又经过气体整流器和捕雾器后，从出气口排出。3.7.2.3加热炉3.7.2.3.1加热炉的分类热介质油加热炉可分为燃油（或燃天然气）热介质油加热炉和燃气透平尾气废热回收加热炉两大类。废热回收加热炉，其运行受燃气透平负荷工况的影响较大，当透平电站低负荷时，需用辅助燃油（一般为柴油）来补充不足的加热量。燃油（或燃天然气）110 第三章FPSO海上浮式生产储油船热介质油加热炉以螺旋形盘管群的布置方式，分为立式和卧式两种。立式大多属中小型加热炉，其燃烧器通常安装在顶部；卧式大多属大中型，燃烧器通常安装在前端部。热介质油锅炉按烟气的流程，可分为单流程、双流程和三流程等。热介质油加热炉的结构比较简单，效率通常可达到85%以上。在国内外，FPSO和油船用热介质加热炉较多。在本次设计中的加热炉为热介质加热炉。3.7.2.3.2热介质加热炉设计1、热介质油加热炉，考虑到维修保养，应有一台备用炉。对小型热站，平时可以一用一备，高峰期可允许短时间内两台同时运行；对中、大型热站，应考虑多台炉，以适应不同作业工况、不同热负荷情况下，灵活、合理使用。废热回收加热炉一般其台数与透平电站台数一一对应，其独立性、灵活性较差一些。2、热介质油加热炉的布置，在FPSO上一般设在敞开的生产甲板上的安全区域，多台加热炉应尽量并列布置，留有充分的操作、维修空间。废热回收加热炉一般与对应的透平电站的透平机排气口紧接着布置，补燃加热炉与废热回收加热炉也应并列布置。3、热介质油加热炉作为供热系统的热能源，一般其设计参数和运行参数如下:设计温度为250℃，设计压力为1350~1500Kpa；操作温度为110~220℃，操作压力为1000Kpa。4、热介质油循环泵数量配置循环泵必须设一台备用泵。通常对大容量的热站，可以考20%~50%容量的循环泵作为备用量；而中小型容量的热站，以100%容量的循环泵作为备用量。一般情况下，循环泵的数量与热介质油加热炉或者废热回收加热炉一一对应，另外再设一台共用的备用泵。5、热介质油输送泵热介质油输送泵的作用是把热介质油储存舱的油输送到系统膨胀柜中，补充系统内的热介质油，也可把热介质油泄放舱的油排放到供应船上带回基地。热介质油输送泵一般为螺杆泵，设两台一用一备，其中一台泵应按膨胀柜的油液位信号自动启停。6、热介质油储存舱和泄放舱110 第三章FPSO海上浮式生产储油船通常在FPSO上设有热介质油储存舱和泄放舱各一个。为尽可能防止热介质油储存舱内的热介质油氧化，在储存舱内设置隔板，以减少储存舱内热介质油和空气的接触面。热介质油储存舱和泄放舱的容积，应大于整个热介质油系统注人量或者泄放量，一般至少为2.5倍以上。热介质油泄放舱应布置在船体最低处，热介质油储存舱设有低液位报警和气动阀，在泄放舱设有高液位报警。3.7.2.4液-液分离器3.7.2.4.1液-液分离器的介绍液-液水力旋流器可以分为四大部分，如图3-7所示。液-液分离水力旋流器的主体一般由三段组成：圆柱段的旋流腔，其直径为D1，是水力旋流器的重要参数之一，它决定着水力旋流器的处理能力；锥角为α的大锥角锥体段；锥角为θ的小锥角锥体段。图3-7旋流分离器示意图大锥角锥体段的小端直径D是旋流器主直径。旋流腔轴向长度用L1表示。α角与θ角的大小是极为重要的两个参数，它们的改变将极大地影响液-液分离的性能。第二部分是水力旋流器入口，入口直径Di为入口当量直径。入口横截面形110 第三章FPSO海上浮式生产储油船状可分为圆形与矩形两种。液-液分离水力旋流器的入口分为单入口、双入口、三入口及三个以上入口形式，图1所示的旋流器是两个互为180度的双入口形式，这种形式的入口可使液体更平稳的进入旋流腔，并在腔内产生稳定的涡流。第三部分是溢流口，直径用Du表示，Du的大小视水力旋流器的用途而定。在从连续相介质中分离轻质分散相介质的情况下，轻质分散相介质含量较低，因而溢流口直径Du与D相比很小，反之，如果从轻质连续相介质中分离较重的分散相介质，那么轻质连续相介质要从溢流口中排出，直径Du就较大。至于溢流管深入旋流腔长度Lu，在不同设计中有不同的比例。第四部分是尾管，尾管是一个长圆柱形管，内径用Dd表示，它的顶端与旋流器的小锥角圆锥段的内径相连，其长度用L3表示。尾管的长度一般都较长，是主直径D的若干倍，因而液-液分离用水力旋流器的长度也较大。3.7.2.4.2水力旋流器的特性参数及影响因素1、分流比由于进入水力旋流器的流量为Qi的液体最终从两个出口排出，它们的流量分别是出油口流量Qi和出水口流量Qd。通常要引入分流比的概念描述两出口流量之间的比例关系，它包括溢流分流比和底流分流比。溢流分流比的定义是：底流分流比的定义是：可见，溢流分流比和底流分流比是相关的，因此计算其一即可。通常广义上讲的分流比是指少部分液流（次液流，一般也即废油）的排出比，用F表示。对于脱油型水力旋流器，溢流为次液流，底流为主液流，因此其分流比也就是指溢流分流比，即而对于脱水型水力旋流器，底流为次液流，故一般所说的分流比是指其底流分流比，即110 第三章FPSO海上浮式生产储油船这两个概念都很重要。评价一台水力旋流器性能的好坏，一方面要看其是否具有较高的分离效率（当然这是必须的），另一方面还要看是否具有较小的分流比。例如，在采用脱油型水力旋流器处理含油污水时，既要求底流管排出的净化水中的含油量要小于某一允许的数值，同时又要求（溢流）分流比尽可能小（如小于5%～10%，有时可达到2%～5%左右），否则会有更多的含油废水从溢流管排出，而这部分液体仍存在二次净化的问题，因此这部分的液量越小越好。另外，即使溢流达到了一定的要求，分流比过大的同时也会使净化液体流量变小，综合效益下降。降低分流比也是有一定前提的，即应满足对主液流的处理效率要求，否则将无从谈起。有时为了进一步改善主液流的处理效果，甚至需要适当加大分流比的大小。因此，在水力旋流器的实际操作过程中，两出口都需加以控制，即主液流必须达到（简化）分离效率要求，次液流的流量（或者说分流比）应尽量降低，以获得较高的综合效率。2、分离效率通常水力旋流器是用来分离两相介质的分离设备，尽管它是利用数百倍，甚至上千倍于重力加速度的离心加速度来分离两相介质的，但其分离过程与其它许多工业上应用的分离设备一样，都是一种不完全分离。因而，必须引入分离效率这一概念来评定其分离性能。这里介绍几种常用的水力旋流器分离效率的表示方法。总效率是从含油浓度降低的角度出发来评价分离效果的，它包括三个主要的效率概念。a.质量效率若从净化角度出发，可将分离效率简单定义为溢流中所含油相的质量与水力旋流器入口油相总质量之比，称为质量效率，即式中，Mu——溢流中油的质量；Mi——入口液流中油的质量；Ex——质量效率。110 第三章FPSO海上浮式生产储油船水力旋流器是连续运行的，因此无任何物料的积累，进料的总质量应等于两种出口物料的质量之和，即因而质量效率Ex可由三股物流（进料、溢流和底流）中任意两个进行计算。这就给出了质量效率测定时的三个可能的物流组合方法。如果水力旋流器入口、出口流量及含油浓度分别是Qi、Qd、Qu和Ci、Cd、Cu，则质量效率可进一步写成从上式可以看出，质量效率不但与含油浓度有关，还与分流比的大小有关，即该效率计算中包含了分流的部分，因此用它来衡量水力旋流器的效率具有一定的片面性。因为假设水力旋流器没有任何分离作用，即进口与两出口的浓度均相同，只起到分流器的作用，则旋流器的分离效率应等于零。但此时按该式计算的分离效率Ex为Ex=2-2-F=F，即此时的效率等于分流比F。这说明用式（2-7）表示旋流器的净化效果是不完全的。尤其当分流比较大时，质量效率Ex与旋流器实际的分离效果偏差较大。如果仅希望考察其分离效果，需将分流造成的影响消除掉，从而引入应用最为广泛的水力旋流器的简化效率Ej的概念。b.简化效率简化效率的表达式为简化效率Ej满足了效率定义的基本要求，因为当没有分离效果（即Ex=F）时，简化效率Ej为零，而当完全分离（即Ex=1）时，简化效率Ej为1。将质量效率表达式代入简化效率表达式，得110 第三章FPSO海上浮式生产储油船该式可很好地表达出水力旋流器的实际处理效果，也是最为常用的水力旋流器率的表达式。但简化效率没有考虑分流比对分离效果的影响，例如有两台水力旋流器，入口含油浓度、出口含油浓度、处理量等其它条件都一样时，分流比应当越小。c.综合效率1980年M.Thew等人提出了液－液水力旋流器综合效率的表达式，即式中，K——仅与入口含油浓度有关的常数，；其中，Ci、Cd——水力旋流器入口及底流含油浓度，%。可见，它由简化效率、分流比及入口含油浓度三者决定，一般说来，只有F>Ci时才有可能将水中含的油尽可能去除掉，所以E