Tecnología de transporte de petróleo crudo de alta coagulación y alta viscosidad
Dado que el petróleo crudo producido en los yacimientos petrolíferos marinos de China tiene en su mayor parte un alto punto de congelación, una alta viscosidad y un alto contenido de cera, los oleoductos submarinos instalados en los yacimientos petrolíferos marinos desarrollados en la Bahía de Bohai, el Golfo de Beibu y la Perla River Estuary, todos adoptan tecnología de transporte de aceite caliente y estructura de tubería de aislamiento térmico.
Mi país ha investigado e introducido la tecnología de transporte por oleoductos de petróleo crudo submarino de alta condensación y alta viscosidad desde la etapa inicial de los proyectos de oleoductos submarinos. Desde Chengbei y Bozhong 28-1 en el mar de Bohai a principios de la década de 1980 hasta los proyectos de oleoductos submarinos que apoyan el desarrollo del yacimiento petrolífero Bozhong 34-2/4 y el yacimiento petrolífero Wei 10-3 en el golfo de Beibu en el sur de China. Mar, todo implicaba cómo resolver el problema del transporte de petróleo crudo. Cuestiones técnicas. Con base en las características del petróleo crudo en el campo petrolero, cooperamos con las comunidades de ingeniería petrolera japonesa y francesa para investigar y adoptar contramedidas de ingeniería seguras y confiables, y aprendimos e introdujimos tecnologías relevantes de diseño, construcción y gestión de operaciones. Posteriormente, en muchos proyectos de desarrollo de campos petroleros autónomos en la Bahía de Bohai y el Golfo de Beibu, se diseñaron y colocaron muchos oleoductos submarinos, formando un conjunto completo de tecnologías de transporte de oleoductos submarinos de alta condensación y alta viscosidad en mi país. A través de una gran cantidad de aplicaciones y pruebas de prácticas de ingeniería, se ha demostrado que esta tecnología es práctica y confiable.
1. Tecnología de transmisión
Para el transporte por oleoductos de petróleo crudo de alta condensación y alta viscosidad, se utilizan varios métodos de reducción de arrastre y reducción de viscosidad en campos petroleros y proyectos de oleoductos de exportación en Se han realizado una gran cantidad de estudios y pruebas sobre métodos como la adición de productos químicos, emulsificación y reducción de la viscosidad, transporte de suspensión de agua y película líquida viscoelástica, pero debido a diversas razones técnicas y económicas, no se han utilizado ampliamente. En la actualidad, el método más práctico y fiable sigue siendo utilizar calentamiento para reducir la viscosidad y evitar la solidificación.
Para el petróleo crudo de alta condensación, para evitar que el petróleo crudo se solidifique durante el transporte por oleoducto, se requiere calentamiento para mantener la temperatura del petróleo crudo en el oleoducto por encima del punto de congelación.
Para el petróleo crudo de alta viscosidad, se utiliza calentamiento para reducir la viscosidad para cumplir con los requisitos de caída de presión de la tubería y ahorrar consumo de energía de bombeo. Por supuesto, cuando se utiliza tecnología de transporte de petróleo caliente, la estructura de aislamiento de la tubería generalmente se adopta en consecuencia.
(1) Análisis de cálculo de simulación de procesos
El cálculo de simulación del proceso de transporte de oleoductos submarinos involucrados en proyectos de desarrollo de campos petroleros marinos se basa generalmente en el pronóstico de producción anual proporcionado por el desarrollo geológico del campo petrolero (y considerando ciertos coeficientes de diseño), calcule la caída de presión, la caída de temperatura, el volumen de retención de líquido en la tubería y algunos parámetros de proceso necesarios en diferentes condiciones (diámetro de la tubería, volumen de entrega, temperatura de entrada, etc.). En base a esto, se selecciona el diámetro óptimo de la tubería y se determinan los parámetros del proceso en diferentes circunstancias (presión de transmisión, temperatura, etc. en diferentes años de producción).
En los últimos años, los programas de simulación por ordenador se utilizan generalmente para simular y analizar los procesos de transporte de crudo por oleoductos. CNOOC presentó el software PIPEFLOW de la empresa canadiense NEOTEC. Este software es similar al software comercial popular como PIPESIM y PIPEPHASE. Recopila varios métodos de cálculo, algunos coeficientes de corrección y bases de datos de referencia para que los diseñadores y los analistas elijan.
(2) Selección y determinación del espesor de los materiales aislantes
Para tuberías submarinas que utilizan tecnología de transporte de petróleo caliente, el cálculo térmico es un vínculo muy importante y el valor de la transferencia de calor de la tubería. coeficiente K También es una expresión integral de las condiciones térmicas de la tubería. Además de la influencia de la estructura de la tubería, el valor K también se ve afectado por las condiciones de temperatura del suelo enterrado, la conductividad térmica del material aislante y el espesor del material aislante.
A partir de los resultados del cálculo y análisis, dado que la temperatura del suelo no cambia mucho, no tiene un impacto obvio en el valor K. Sin embargo, cuando el volumen de entrada es bajo, se debe prestar atención a su impacto. la temperatura final.
Las propiedades del material aislante y el espesor de la capa aislante son los factores más críticos que afectan el valor K, así como la temperatura final de la tubería. En la actualidad, el material de aislamiento térmico seleccionado en China es el mismo que el más utilizado en el extranjero, que es la espuma de poliuretano. Se trata de una espuma de polímero orgánico que puede formar una estructura de panal de celdas abiertas o cerradas. Tiene las ventajas de una pequeña conductividad térmica (≤0,03W/m2·h.℃), baja densidad (40~100kg/m3) y. baja absorción de agua (≤3%) y tiene buena estabilidad química. Al mismo tiempo, la producción industrial es madura y el precio es relativamente barato. Desde la perspectiva del efecto de aislamiento térmico, por supuesto, cuanto mayor sea el espesor de la capa de aislamiento térmico, mejor. Sin embargo, cuando el espesor de la capa de aislamiento térmico alcanza un cierto valor, aumenta el efecto de aislamiento térmico y el incremento del efecto de aislamiento térmico. El espesor ya no aumenta linealmente, sino que aumenta muy suavemente. Especialmente para tuberías submarinas, un aumento en el espesor de la capa de aislamiento significa un aumento en el diámetro de la tubería exterior. Para tuberías de larga distancia, el aumento en el diámetro de la tubería exterior aumentará la cantidad de tuberías de acero y los costos de construcción. de modo significativo. Por lo tanto, basándose en el análisis de cálculo y el diseño optimizado, se considera razonable seleccionar un espesor de capa de aislamiento térmico de 50 mm.
(3) Cálculo y análisis de parada y reinicio
El cálculo y análisis de parada y reinicio es una parte importante del diseño del proceso de submarinos de petróleo crudo de alta condensación y alta viscosidad. ductos y estará directamente relacionado con la seguridad y confiabilidad de las operaciones de transporte por ductos.
El análisis de la caída de temperatura después de detener la transmisión se considera como la determinación final del tiempo de seguridad de la tubería. Para los oleoductos que utilizan tecnología de transporte de petróleo caliente, después de que se detiene el oleoducto, a medida que se pierde el calor del petróleo almacenado, el petróleo crudo se solidificará desde la pared de la tubería hasta el centro de la tubería, lo que provocará el engrosamiento de la capa de solidificación y el calor latente. liberado durante la condensación retrasará el proceso de solidificación de la sección completa. El tiempo de solidificación del petróleo almacenado depende de las condiciones de aislamiento del oleoducto, la capacidad calorífica del petróleo, la temperatura y el diámetro de la sección transversal cuando se detiene el oleoducto. Generalmente, cuanto mayores sean estos valores, mayor será el tiempo de solidificación de la sección completa. Generalmente, el espesor de la capa de condensado cambia en la dirección axial de la tubería, y el espesor del aceite condensado en la sección final de la tubería generalmente se usa como valor de control para el tiempo de parada segura.
Cuando se detiene el oleoducto de petróleo crudo de alta condensación y alta viscosidad calentado y transportado y se espera que el petróleo del oleoducto no pueda reanudarse dentro del tiempo de parada segura, con el fin de garantizar la seguridad del oleoducto, la medida más efectiva es cuando el aceite de memoria comience a solidificarse, reemplazarlo con agua o aceite de baja gelificación.
El análisis de reinicio después de una parada consiste en considerar las condiciones de trabajo y ambientales más desfavorables que pueden ocurrir después del cierre del oleoducto. Para restablecer el flujo de petróleo en este momento, es necesario calcular el reinicio requerido. presionar y proponer medidas a tomar para lograr reiniciar y añadir equipos e instalaciones necesarios.
Por lo general, la presión de reinicio (P) se calcula mediante la siguiente fórmula:
Alta tecnología y práctica del petróleo offshore de China
Donde: P es el reinicio presión (Pa);P. es la presión de salida del gasoducto (Pa); Di es el diámetro interior del gasoducto (m); τ es el límite elástico del petróleo crudo a la temperatura ambiente al detener el transporte (Pa es la posible longitud de solidificación del gasoducto); metro).
(4) Medidas preventivas para los hidratos y la erosión
El oleoducto involucrado en el proyecto de desarrollo del campo petrolero marino es un oleoducto de transporte de petróleo crudo de larga distancia en tierra y un oleoducto marino. oleoducto de transferencia. Diferentes oleoductos, es un oleoducto interno de recolección y transporte de campos petroleros que transporta petróleo crudo, gas y agua producidos desde la plataforma de boca de pozo hasta la plataforma de procesamiento central o dispositivo flotante de producción y almacenamiento. Este tipo de oleoducto submarino va acompañado de agua y gas producidos en la boca del pozo y es un oleoducto de transporte mixto. Para este tipo de oleoducto, también se utiliza tecnología de transporte de calefacción y estructura de oleoducto aislada.
En el diseño del proceso de este tipo de oleoducto mixto, además del análisis de cálculo de simulación que normalmente se requiere para la purificación de oleoductos de crudo, también es necesario agregar análisis de flujo de slug y análisis para prevenir hidratos y erosión. .
El fenómeno del flujo de slug es un problema importante en el proceso de transporte mixto de petróleo y gas. Durante el transporte normal, cómo determinar si se produce un flujo de lodos importante y cómo determinar la longitud del flujo de lodos tiene un método de cálculo y análisis general. Durante la operación de raspado, debido a una cierta cantidad de líquido estancado en la tubería, se formará un flujo de líquido delante del raspador. En el diseño de equipos de separación aguas abajo, se debe considerar el impacto del flujo de residuos causado por las operaciones de limpieza por limpieza. Generalmente, se diseña una cierta capacidad de amortiguación para mantener la operación del contenedor entre el nivel normal de líquido y la línea de alarma de alto nivel de líquido para garantizar una producción normal. .
Los hidratos son un peligro oculto importante que afecta al funcionamiento de las tuberías submarinas de transporte mixto. En particular, los hidratos pueden aparecer bajo las siguientes tres condiciones de trabajo, por este motivo se proponen medidas para prevenir la formación de hidratos. ① Bajo volumen de transporte Para evitar la formación de hidratos, se requiere que la temperatura del petróleo y el gas en el oleoducto siempre se mantenga por encima de la temperatura de formación de hidratos durante el proceso de transporte. Sin embargo, en condiciones de bajo volumen, la temperatura cae rápidamente y se pueden generar hidratos basándose en la curva de generación de hidratos. En este momento, se debe inyectar a tiempo líquido anticongelante (inhibidor de hidratos), como metanol, para evitar la formación de hidratos. ② Durante el proceso de parada, en el estado de parada a largo plazo, debido a que la temperatura del petróleo y el gas en la tubería desciende a; La temperatura ambiente y la presión en la tubería aún mantienen un estado de alta presión, por lo que se pueden formar hidratos. En este momento, las medidas que se deben tomar son: primero, despresurizar la tubería y segundo, inyectar inhibidores de hidratos en la tubería; ③El reinicio, que generalmente se reinicia después de detener la transmisión, requiere una presión de inicio superior a la presión de funcionamiento normal. y en este momento la temperatura suele ser muy baja, por lo que se generan hidratos fácilmente. En este momento, se debe adoptar una inyección continua de inhibidor de hidratos hasta que la temperatura en la tubería alcance la temperatura de funcionamiento normal.
La prevención de la erosión es una cuestión que no se puede ignorar en el diseño de procesos de oleoductos y gasoductos de transporte mixto. Para tuberías de transporte mixto de múltiples fases, si el caudal excede un cierto valor, las partículas sólidas contenidas en el líquido formarán una fuerte erosión y corrosión en la pared interna de la tubería, especialmente en curvas cerradas como elevadores de tuberías submarinas y curvas de expansión. .
Por lo tanto, el caudal máximo para evitar la erosión debe calcularse durante el diseño. La fórmula es:
Alta tecnología y práctica del petróleo marino de China
Donde: Ve es la velocidad de erosión (pies<). /p >
lft=0.3048m./s); pm es la densidad de la mezcla multifásica en el estado de transporte (libras
1 libra=0.453592kg./pie cúbico
<). p>l pies cúbicos = 20831685×10-2m3.); C es el coeficiente empírico, que se toma como 100 para funcionamiento continuo y 125 para funcionamiento discontinuo.La velocidad de erosión es función de la densidad de la mezcla. Cuanto mayor es la densidad de la mezcla, menor es la velocidad de erosión. Cuanto menor es la densidad de la mezcla, mayor es la velocidad de erosión. Para garantizar que no se produzca erosión en la tubería, el caudal de fluido en la tubería debe controlarse para que sea inferior a la velocidad mínima de erosión calculada.
(5) Gestión de operaciones
Se debe prestar especial atención a las siguientes cuestiones de operación y gestión de oleoductos submarinos de alta condensación y alta viscosidad de crudo.
1． Puesta en marcha inicial
Para la producción y operación iniciales, generalmente se utilizan los siguientes pasos: ① Use agua caliente o diesel caliente para precalentar la tubería para establecer un campo de temperatura adecuado para la operación de puesta en servicio; ② La temperatura de salida; a medir alcanza los requisitos de diseño. Luego se abre el pozo y se pone en producción según sea necesario.
2. Parar y reiniciar
La suspensión generalmente se divide en dos categorías: parada de emergencia y parada planificada. Diferentes situaciones de parada conducen a diferentes métodos de reinicio. Para garantizar el reinicio de la tubería después de que se detiene, generalmente se instala una bomba de reinicio de alta presión en la plataforma de la boca del pozo.
a. Para una interrupción a corto plazo, significa que la temperatura mínima del fluido en la tubería está por encima de un cierto valor de diseño (como el punto de congelación del petróleo crudo), y el petróleo y el gas de la boca del pozo pueden alimentarse directamente a la tubería o iniciarse. con una bomba de alta presión.
b. Para una suspensión prolongada del transporte, se debe encender la bomba de alta presión para completar la operación de reemplazo de fluido en la tubería antes de detener el transporte. Si no hay preparación previa, se producirá una parada inesperada y repentina del transporte. Una vez que el tiempo de parada sea prolongado, el oleoducto descenderá a la temperatura ambiente y el petróleo crudo se encerará y solidificará. En este momento, arranque la bomba de alta presión, reemplace el petróleo crudo con diesel y luego siga los pasos de puesta en marcha iniciales.
3. Pigging
Durante el proceso de producción normal, las operaciones de limpieza de tuberías deben realizarse con frecuencia de acuerdo con las condiciones de producción para eliminar los depósitos de cera y los líquidos retenidos en las tuberías para mejorar la eficiencia del transporte y reducir la corrosión.
4. Inyección de agentes químicos
Durante el proceso normal de transporte, se debe considerar la inyección de los siguientes agentes químicos:
Agente antical - para evitar la incrustación en la tubería debido al contenido de agua en el petróleo crudo y así reducir el volumen de transmisión;
p>
Agente anti-cera - evita que la cera en el petróleo crudo se condense y se deposite en la tubería;
Anti- agente corrosivo: puede formar una película protectora en la pared interior de la tubería para aislar el líquido corrosivo de la pared interior de la tubería;
Anticongelante: metanol y similares, para evitar la formación de. hidrata.
2. Estructura de oleoducto submarino aislado
Para oleoductos submarinos de alta condensación y alta viscosidad que utilizan tecnología de transporte de petróleo caliente, con el fin de ralentizar y reducir la caída de temperatura. Por cierto, el método más común es. Lo más práctico es convertir el oleoducto en una estructura aislada. Hemos aplicado ampliamente estructuras de tuberías submarinas aisladas y hemos formado una tecnología completa de diseño y construcción.
(1) Tipos y características estructurales aplicadas
Las estructuras de tuberías submarinas aisladas con tubos de acero (las tuberías submarinas de mangueras flexibles no están involucradas aquí) se pueden resumir en dos tipos principales: una es doble -estructura de aislamiento de tubería de acero de una sola capa; la otra es una estructura de aislamiento de tubería de acero de una sola capa.
1． Estructura aislante de tubos de acero de doble capa.
También se denomina estructura de tubería de pared compuesta y la sección transversal del cuerpo de la tubería se muestra en la Figura 15-3. Dentro de este tipo, existen tres formas más.
Figura 15-3 Estructura aislante de tubería de acero de doble capa
Figura 15-4 Estructura aislante de tubería de acero de doble capa con brida de aislamiento
La primera forma: tubería La estructura de la carrocería se muestra en la Figura 15-4. Cada extremo de una sección de tubería única (generalmente de 12 mo 40 pies de largo) está equipado con una brida de aislamiento resistente. En el espacio anular entre los tubos interior y exterior, se inyecta material de espuma para formar una unidad cerrada de aislamiento térmico y de retención de agua. Los tubos interior y exterior de esta unidad están conectados en conjunto mediante bridas de aislamiento en ambos extremos, y las bridas de aislamiento restringen a la fuerza la expansión y contracción térmica del tubo interior para evitar el desplazamiento relativo de los tubos interior y exterior. Al instalar tuberías en alta mar, las tuberías exteriores de dos secciones de tubería adyacentes se conectan con dos juntas de media teja. La ventaja de esta forma es que, en caso de daño a la tubería exterior o a la interfaz de la tubería, la falla del aislamiento se limitará al mínimo. La desventaja es que la carga de trabajo de soldadura de la interfaz es grande y la velocidad de tendido de tuberías no se puede aumentar con el método de tendido de tuberías en barco, lo que genera altos costos del proyecto.
Figura 15-5 Estructura aislante de tubos de acero de doble capa con juntas especiales
Figura 15-6 Estructura aislante de tubos de acero de doble capa con tubos interiores y exteriores relativamente móviles
Segunda forma: los tubos interior y exterior en ambos extremos de la sección del tubo de aislamiento están conectados con juntas especiales, como se muestra en la Figura 15-5. Fue propuesto por primera vez para investigación por Shell Oil Company y otros, y luego desarrollado como un producto patentado por la compañía italiana Snamprogetti. Se ha utilizado en algunos proyectos de oleoductos submarinos. Evidentemente, esta forma ha conservado las ventajas de la primera forma y supera sus deficiencias. En el barco de colocación de tuberías, se puede colocar como una tubería de acero de una sola capa, con múltiples estaciones de soldadura que realizan operaciones de flujo, lo que aumenta en gran medida la velocidad del tendido de tuberías en alta mar. El problema con esta forma es que el conector es un producto propietario y es caro. Este producto patentado se utiliza en el oleoducto submarino del campo petrolífero Huizhou 26-1 en el este del Mar del Sur de mi país.
La tercera forma se muestra en la Figura 156. De esta forma, los tubos interior y exterior pueden moverse entre sí. Cuando se conecta en el mar, después de soldar la interfaz de la tubería interior, se agrega el material aislante de la interfaz y luego se tira de la tubería exterior para acoplarla. No es necesario utilizar una tubería de medio vatio. En términos relativos, puede reducir la carga de trabajo de la soldadura en alta mar y aumentar la velocidad del tendido de tuberías. CNOOC ha introducido esta forma de diseño de tuberías submarinas aisladas y tecnología de instalación en alta mar a través de la cooperación con empresas japonesas, y esta forma estructural se ha adoptado en muchos oleoductos submarinos que se han tendido.
2. Estructura aislante de tubo de acero monocapa.
La diferencia entre este tipo de estructura y la estructura aislante de tubos de acero de doble capa es que el tubo de revestimiento exterior no utiliza tubos de acero. Según los diferentes materiales de la carcasa exterior, se puede dividir en los siguientes cinco tipos.
El primer tipo es la chaqueta de polietileno de alta densidad. El polietileno de alta densidad es un polímero de peso molecular ultraalto que es un material excelente para bloquear el paso del vapor de agua. Este peso molecular ultraalto mejora la resistencia al desgaste, la resistencia al impacto, la resistencia al desgarro y la resistencia física general y las propiedades mecánicas de los tubos de acero. En comparación con las camisas de tubos de acero, este sistema de camisa preformada es liviano y no requiere protección anticorrosión. La espuma aislante expuesta en ambos extremos de la sección de la tubería está protegida por tapas de polímero termocontraíbles, y también se utilizan manguitos termocontraíbles en las juntas en el sitio para tratamiento impermeable y anticorrosión. Este tipo de sistema de camisa ha sido utilizado por empresas europeas y americanas en proyectos de tuberías submarinas en el Golfo Arábigo y en alta mar en Gabón. En los últimos años, la profundidad del agua de aplicación ha alcanzado los 43 m.
El segundo tipo es la camisa de acero engarzada en espiral. La característica de este tipo de camisa es que la cantidad de acero utilizada es mucho menor que la de las camisas de tubería que utilizan tubos de acero convencionales. No se requiere soldadura a tope en la interfaz de campo y el material aislante de espuma expuesto al final de la sección de la tubería aún está protegido con tapas de extremo termorretráctiles. Este tipo de sistema de chaqueta se ha utilizado ampliamente en el extranjero y la profundidad máxima de aplicación del agua ha alcanzado los 55 m.
El tercer tipo, chaqueta de poliuretano moldeado. Esta chaqueta combina materiales resistentes a la corrosión con aislamiento de espuma de cloruro de polivinilo (PVC) (Figura 15-7). Sus ventajas son: ① La tubería puede mantener una buena flexibilidad y puede ser tendida por un barco sinuoso. ②Si la camisa se daña en el fondo del mar, muy poco material aislante quedará expuesto al agua. A diferencia de otros sistemas, toda la sección de la tubería quedará empapada en agua. ③ Tiene una alta confiabilidad para garantizar el secado de la espuma.
Figura 15-7: Estructura de aislamiento de la chaqueta de poliuretano moldeado
Figura 15-8: Estructura de aislamiento de la chaqueta de caucho
El cuarto tipo, chaqueta de goma (Rubberjacket). Similar a las chaquetas de poliuretano moldeado (Figura 15-8). Es solo que la chaqueta está compuesta de espuma de PVC y capas de goma. Cada capa de PVC tiene aproximadamente de 5 a 8 mm de espesor y la capa de caucho tiene 1 mm de espesor. El número de capas depende de los requisitos de aislamiento térmico, pero la capa más externa de espuma de PVC debe cubrirse y protegerse con una capa de caucho más gruesa.
El quinto método consiste en cancelar el sistema de funda exterior. El material de aislamiento térmico aplicado al exterior del oleoducto es impermeable y tiene buenas propiedades de aislamiento térmico. También puede soportar alta presión hidrostática y tiene una fuerte resistencia al daño mecánico. Se debe decir que esta estructura es una verdadera estructura de aislamiento de tubos de acero de una sola capa.
(2) Tecnologías clave para el diseño y la construcción
La gran mayoría de las tuberías submarinas de aislamiento de tubos de acero construidas en mi país son estructuras de doble aislamiento de tubos de acero. El diseño y la tecnología de construcción de esta estructura aislante fueron importados de Japón por CNOOC.
1． Tecnologías clave de diseño
Las tecnologías clave para el diseño de tuberías submarinas con estructuras de aislamiento de tubería de acero doble son el análisis estructural de la sección de tubería plana y el análisis general del sistema de curvatura de expansión del tubo ascendente.
Para el análisis estructural de la pieza de tubo plano se aplicó el programa de análisis informático "DPIPE" desarrollado por la japonesa Nippon Steel Corporation. El modelo estructural de este programa de análisis se muestra en la Figura 15-9.
Figura 15-9 Modelo de análisis de estructura de tubo plano
A, A′: puntos fijos del tubo exterior; B, B′, E, E′: los puntos entre los tubos interiores y exteriores Punto de anclaje (mamparo); D—punto fijo del tubo interior; KB, KB?—constante de resorte; Wf—carga de fricción con el suelo; Lm′: parte móvil (tubo exterior)
En la figura, la rigidez del resorte KB, KB que simula la restricción del codo de expansión del tubo ascendente en ambos extremos. ¿El modelo de análisis general del codo de expansión del tubo ascendente y el tubo plano? La conexión se explica más adelante. Descúbrelo.
Para tuberías enterradas, la carga de fricción Wf entre la tubería y el suelo se calcula mediante la siguiente fórmula:
Alta tecnología y práctica del petróleo marino de China
En el fórmula: W =r'hDo; μ es el coeficiente de fricción; Do es el diámetro exterior de la tubería; ws es el peso unitario bajo el agua de la tubería; r? es la densidad aparente del suelo;
Para el análisis general del sistema de curvatura de expansión del tubo ascendente, se utilizó el programa de análisis de estructura de tubería tridimensional a gran escala "PIDES" desarrollado por la Nippon Steel Corporation de Japón.
La Figura 15-10 muestra un ejemplo de ingeniería del establecimiento de un modelo de análisis estructural tridimensional utilizando este software.
Figura 15-10: Diagrama esquemático de un modelo de análisis estructural de ejemplo de sistema de curvatura de expansión de contrahuella
Fig. 15-11: Diagrama esquemático de un ejemplo de análisis de combinación de condiciones de trabajo
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Para el sistema establecido El modelo de análisis estructural debe realizar análisis combinados suficientes y necesarios de múltiples condiciones de carga de acuerdo con los requisitos de especificación y las condiciones reales del proyecto. Generalmente, las cargas a considerar incluyen cargas funcionales (presión, temperatura, masa, etc.), cargas ambientales (viento, olas, corrientes, etc.), hielo, etc.), cargas especiales (como terremotos) y cargas impuestas por el desplazamiento de la plataforma a la que se fija el elevador y la expansión y Alargamiento del tubo plano.
La Figura 15-11 ofrece un ejemplo de análisis combinado de las condiciones de trabajo del sistema de expansión del tubo ascendente. La dirección de acción de la carga es un factor importante a considerar.
2． Tecnologías de construcción clave
La tecnología de prefabricación en tierra e instalación en alta mar de tuberías submarinas con estructuras de aislamiento de tubos de acero dobles introducidas desde Japón. Las características principales son: durante la prefabricación, el material de aislamiento de una sola sección de tubería (12 m de largo). Se fija en el tubo interior, hay una cierta cantidad de capa de aire entre el material aislante y la pared interior del tubo exterior, lo que permite que los tubos de acero interior y exterior se muevan entre sí solo en una cierta longitud (como 2 km). o 1 km) son bridas de anclaje rígidas dispuestas para formar un compartimento estanco en el espacio anular. De esta manera, al instalar el método de tendido de tuberías en alta mar, las juntas de las tuberías se conectarán como se muestra en la Figura 15-6. Después de soldar correctamente la tubería interior y agregar el revestimiento anticorrosión de la interfaz y los materiales aislantes correspondientes, el método de. Se adopta tirar del tubo exterior para soldar a tope, lo que reducirá significativamente la carga de trabajo de soldadura de la interfaz del tubo exterior y aumentará la velocidad del tendido de tuberías en alta mar.
(3) Aplicación en el proyecto del oleoducto submarino Fase I del yacimiento petrolífero Bohai Penglai (PL) 19-3
El oleoducto submarino con estructura de doble aislamiento de tubería de acero ha pasado la prueba de muchos estudios de ingeniería. prácticas en mi país Ha demostrado ser seguro y confiable, pero también tiene las desventajas de un alto consumo de acero y una lenta velocidad de instalación en alta mar, lo que resulta en altos costos del proyecto. La investigación y adopción de estructuras aislantes de una sola tubería es la dirección de desarrollo de la tecnología de tuberías submarinas aisladas.
La estructura de aislamiento de un solo tubo que utiliza una delgada placa de acero en espiral de bloqueo (1 mm de espesor) como cubierta se utilizó con éxito en el proyecto del oleoducto submarino Penglai 19-3 Oilfield Phase I operado por PHILLIPS Company en 2002. La Figura 15-12 muestra la estructura de la sección transversal de la tubería aislada.
CNOOC está estudiando y realizando pruebas de producción de tuberías estructurales aisladas de un solo tubo con camisas de polietileno (PE) de alta densidad. Esta tecnología se ha aplicado durante mucho tiempo en el extranjero, basándose en las condiciones específicas de nuestro país, especialmente cuando la profundidad del mar de Bohai es inferior a 30 m, e incluso cuando la profundidad del agua de muchos yacimientos petrolíferos marinos de playa es inferior a 5 metros, su uso. de esta estructura de aislamiento es económica y confiable, y se puede lograr con todos los materiales y tecnologías. La localización y la producción nacional tienen buenas perspectivas de aplicación.
La Figura 15-13 muestra la estructura de la sección transversal del tubo aislante con camisa de PE que se está desarrollando.
Figura 15-12 Estructura transversal de tubería submarina PL19-3
Figura 15-13 Estructura transversal de tubería aislada con camisa de PE
Tabla 15 -3 muestra los parámetros técnicos de aislamiento desarrollados de la tubería.
Tabla 15-3 Parámetros técnicos de tuberías aisladas
Por supuesto, la verdadera tubería estructural aislada de un solo tubo debe cancelar el sistema de funda exterior y aplicarse ambos en el exterior del oleoducto. Los materiales aislantes que son impermeables y tienen buenas propiedades de aislamiento térmico y una fuerte resistencia a la presión hidrostática y al daño mecánico son sin duda la dirección final para el desarrollo de esta tecnología. Actualmente, un oleoducto submarino aislado con un diámetro de 254 mm y una longitud de aproximadamente 8,7 km en el campo petrolífero norte Huizhou 26-1 en el este del Mar del Sur de China (la profundidad del agua es de aproximadamente 120 m) tiene una base práctica para el proyecto a través de -La investigación en profundidad y la promoción de licitaciones, y su viabilidad técnica y aceptabilidad de precios han llegado a buenas conclusiones.