Tecnología de transporte de petróleo crudo de alta coagulación y alta viscosidad
Mi país ha estado investigando e introduciendo tecnología de transporte por oleoductos para petróleo crudo submarino de alta condensación y alta viscosidad desde la etapa inicial de los proyectos de oleoductos submarinos. Desde los campos petroleros Bohai Chengbei y Bozhong 28-1 hasta los campos petroleros Bozhong 34-2/4 y Wei 10-3 a principios de la década de 1980, todos los proyectos de oleoductos submarinos han implicado cómo resolver problemas técnicos en el transporte de petróleo crudo. Con base en las características del petróleo crudo en los campos petroleros, 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 múltiples proyectos de desarrollo de campos petroleros en la Bahía de Bohai y el Golfo de Beibu, se diseñaron y colocaron múltiples oleoductos submarinos, formando un conjunto completo de tecnologías de transporte por oleoductos submarinos de petróleo crudo 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 la tecnología es práctica y confiable.
Primero, el proceso de transporte
Para el transporte por oleoductos de petróleo crudo de alta condensación y alta viscosidad, los campos petroleros nacionales y extranjeros y los proyectos de oleoductos de exportación han adoptado una variedad de arrastre y Métodos de reducción de la viscosidad, como la adición de productos químicos, emulsificación y reducción de la viscosidad, transporte de suspensión de agua, película líquida viscoelástica, etc. y realizó muchas investigaciones y experimentos, pero debido a diversas razones técnicas y económicas, no se ha utilizado ampliamente. En la actualidad, el método más práctico y fiable es el proceso de transporte mediante calentamiento para reducir la viscosidad y evitar la solidificación.
Para el petróleo crudo de alta condensación, para evitar que el petróleo crudo se congele durante el transporte por oleoducto, la temperatura del petróleo crudo en el oleoducto siempre se mantiene por encima del punto de congelación mediante calentamiento.
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 tubería aislada generalmente se usa en consecuencia.
(1) Análisis de simulación de procesos
El cálculo de simulación del proceso de transporte por oleoducto submarino involucrado en proyectos de desarrollo de campos petroleros marinos se basa generalmente en el pronóstico de producción anual proporcionado por el campo petrolero. desarrollo geológico (y teniendo en cuenta ciertos factores de diseño), calcule la caída de presión, la caída de temperatura, el volumen de retención de líquido y algunos parámetros de proceso necesarios en la tubería en diferentes condiciones (diámetro de la tubería, volumen de transporte, temperatura de entrada, etc.). ). En base a esto, seleccione el mejor diámetro de tubería y determine los parámetros del proceso (presión de entrega, temperatura, etc. en diferentes años de producción).
En los últimos años, los programas de simulación por ordenador se utilizan generalmente para simular y analizar el proceso de transporte de crudo por oleoducto. CNOOC presentó el software PIPEFLOW de la empresa canadiense NEOTEC, que es similar al software comercial popular como PIPESIM y PIPEPHASE. Recopila varios métodos de cálculo, coeficientes de corrección parcial y bases de datos de referencia para que los diseñadores y analistas elijan.
(2) Selección de materiales aislantes y determinación del espesor
El cálculo térmico es un vínculo muy importante en los oleoductos submarinos para el transporte de petróleo caliente. El valor del coeficiente de transferencia de calor K del oleoducto es el. Estado térmico de la tubería. Rendimiento integral. Además de la influencia de la estructura de la tubería, los tres principales factores que influyen son las condiciones de temperatura del enterramiento, la conductividad térmica de los materiales aislantes y el espesor de los materiales aislantes.
A partir de los resultados del cálculo y análisis, dado que la temperatura del suelo no cambia significativamente, solo es necesario prestar atención al impacto en el valor K cuando el rendimiento es bajo.
El rendimiento del material aislante y el espesor de la capa aislante son los factores más críticos que afectan el valor K y la temperatura final de la tubería. Los materiales aislantes que se utilizan actualmente en China son los mismos que los más utilizados en el extranjero, que son la espuma de poliuretano. Se trata de una espuma de polímero orgánico que se puede formar en una estructura de panal de células abiertas o cerradas. Sus ventajas son baja conductividad térmica (≤0,03 W/m2·h℃), baja densidad (40 ~ 100 kg/m3), baja absorción de agua (≤3%), buena estabilidad química, producción industrial madura y precio relativamente económico. Teniendo en cuenta el efecto de aislamiento, por supuesto, cuanto más gruesa sea la capa de aislamiento, mejor. Sin embargo, cuando el espesor de la capa aislante alcanza un cierto valor, el aumento del efecto aislante y del espesor ya no es lineal, sino que aumenta muy suavemente. Especialmente en el caso de tuberías submarinas, un aumento en el espesor del aislamiento significa un aumento en el diámetro exterior. Para tuberías de larga distancia, si el diámetro exterior aumenta en un grado, el aumento en el consumo de tuberías de acero y los costos de construcción son muy considerables. Por lo tanto, basándose en el análisis de cálculo y el diseño optimizado, es razonable seleccionar un espesor de 50 mm para la capa aislante.
(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 petróleo crudo de alta condensación y alta viscosidad. ductos submarinos y afectará directamente la seguridad y confiabilidad de las operaciones de transporte por ductos.
El análisis de la caída de temperatura después de detener la transmisión se utiliza como determinación final del tiempo de seguridad de la tubería. Después de detener un oleoducto que utiliza tecnología de transporte de petróleo caliente, el petróleo crudo se solidificará desde la pared del tubo hasta el centro del mismo a medida que se pierde el calor de almacenamiento del petróleo. El espesamiento de la capa de petróleo condensado y el calor latente liberado durante la condensación retrasarán el proceso. todo el proceso de solidificación. El tiempo de solidificación del petróleo almacenado depende de las condiciones de aislamiento de la tubería, la capacidad calorífica del petróleo, la temperatura y el diámetro de la sección transversal cuando se detiene el transporte. En general, cuanto mayores sean estos valores, mayor será el tiempo de solidificación de la sección completa. En general, el espesor de la capa de condensado es un valor variable en la dirección axial de la tubería. El espesor de la capa de condensado en la última sección de la tubería se suele tomar como valor de control para el tiempo de parada segura.
Para los oleoductos de petróleo crudo de alta condensación y alta viscosidad calentados y transportados, se espera que el oleoducto no pueda reanudar la entrega de petróleo durante el tiempo de cierre de seguridad, la medida más efectiva para garantizar la seguridad del oleoducto. Es usar agua o agua cuando el aceite en la tubería comience a solidificarse. Reemplace con aceite de bajo vertido.
El análisis de reinicio después de la parada del ducto tiene como objetivo considerar las condiciones de trabajo y ambientales más desfavorables que pueden ocurrir después de la parada del ducto. En este momento, para restablecer el flujo de petróleo, es necesario calcular la presión de reinicio requerida, proponer medidas a tomar para lograr el reinicio y agregar los equipos e instalaciones necesarios.
Por lo general, la presión de reinicio (P) se calcula mediante la siguiente fórmula:
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Donde: p es el reinicio presión (Pa); p es la presión de salida del gasoducto (Pa); Di es el diámetro interior del gasoducto (m) es el límite elástico del petróleo crudo a la temperatura ambiente de cierre (Pa); longitud de la tubería (m).
(4) Medidas de prevención de hidratos y erosión
El oleoducto involucrado en proyectos de desarrollo de campos petroleros marinos es un tipo de oleoducto que se diferencia de los oleoductos terrestres de larga distancia y de los oleoductos marinos. Oleoductos para el transporte de petróleo crudo. Es el oleoducto interno de recolección y transporte del campo petrolero, donde el petróleo crudo producido en la plataforma de boca de pozo se mezcla con gas y agua y se transporta a una plataforma de procesamiento central o unidad de almacenamiento de producción flotante. Este tipo de tubería submarina va acompañada de agua y gas bombeados desde la boca del pozo y es una tubería de transporte mixto. Para este tipo de oleoducto, también se utiliza tecnología de transporte con calefacción y estructura de oleoducto aislada.
En el diseño del proceso de este tipo de oleoducto mixto, además de los cálculos y análisis de simulación que normalmente se requieren para purificar los oleoductos de crudo, también se deben agregar análisis de flujo de slug y análisis para prevenir hidratos y corrosión.
El flujo de lodos es un problema importante en el proceso de transporte mixto de petróleo y gas. Actualmente existe un método de cálculo analítico general para determinar si existe un flujo de residuos severo y cómo determinar la longitud del flujo de residuos durante los períodos normales de transporte. Durante el proceso de limpieza, debido a una cierta cantidad de líquido estancado en la tubería, se formará un flujo de líquido antes de la limpieza. El flujo de lodos causado por las operaciones de limpieza debe considerarse en el diseño del equipo de separación aguas abajo. Generalmente, se diseña una cierta capacidad de amortiguación para mantener el funcionamiento del contenedor entre el nivel de líquido normal y la línea de alarma de nivel de líquido alto para garantizar una producción normal.
La hidratación es un peligro oculto importante que afecta la operación de tuberías mixtas submarinas, especialmente las siguientes tres condiciones de trabajo. Por lo tanto, se han propuesto medidas para prevenir la formación de hidratos: ① Volumen de transporte bajo Para evitar la formación de hidratos, se requiere que la temperatura del petróleo y el gas en el oleoducto esté siempre 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 formar hidratos según la curva de formación de hidratos. En este momento, se debe inyectar a tiempo 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, ya que la temperatura del petróleo y el gas en el oleoducto ha aumentado; ha bajado a la temperatura ambiente, la temperatura del petróleo y del gas en la tubería ha bajado a la temperatura ambiente. La presión permanece alta y se pueden formar hidratos. Las medidas que se deben tomar en este momento son: primero, liberar la presión de la tubería y segundo, inyectar inhibidores de hidratos en la tubería (3) reiniciar, generalmente después de detener la transmisión, lo que requiere que la presión inicial sea mayor que la; presión de funcionamiento normal y, en este momento, la temperatura suele ser muy baja y propensa a la formación de hidratos. En este momento, el inhibidor de hidratos debe inyectarse continuamente hasta que la temperatura dentro de la tubería alcance la temperatura de funcionamiento normal.
La prevención de la corrosión es una cuestión que no se puede ignorar en el diseño de procesos de oleoductos y gasoductos de transporte mixto. Para tuberías multifásicas, si el caudal excede un cierto valor, las partículas sólidas contenidas en el líquido causarán una fuerte erosión y corrosión en la pared interna de la tubería, especialmente en curvas cerradas como elevadores y curvas de expansión de tuberías submarinas. Por lo tanto, el caudal máximo para evitar la erosión debe calcularse durante el diseño y la fórmula es:
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Donde: Ve es la velocidad de erosión (ftlft = 0,3048 m). /s);
Pm es la densidad de la mezcla multifásica en el estado de transporte (lb 65438+lb 0 = =0,453592 kg).
/pie cúbico l pie cúbico = 20831685× 10-2m3.
); c es el coeficiente de experiencia, que es 100 para funcionamiento continuo y 125 para funcionamiento intermitente.
La tasa de erosión es función de la densidad de la mezcla. Cuanto mayor es la densidad de la mezcla, menor es la tasa de erosión; cuanto menor es la densidad de la mezcla, mayor es la tasa de erosión. Para garantizar que la tubería no se erosione, la velocidad del fluido en la tubería debe controlarse por debajo de la velocidad de erosión mínima calculada.
(5) Gestión de operaciones
Para oleoductos submarinos de petróleo crudo de alta condensación y alta viscosidad, se debe prestar especial atención a las siguientes cuestiones de operación y gestión.
1. Puesta en marcha inicial
Los siguientes pasos se utilizan generalmente para la operación inicial: ① Precalentar la tubería con agua caliente o diesel caliente para establecer un campo de temperatura adecuado para la operación ( 2) Medir la temperatura de salida. Después de cumplir con los requisitos de diseño, el pozo se abrirá y se pondrá en producción según sea necesario.
2. Detener la transmisión y reiniciar
El estacionamiento generalmente se divide en dos categorías: estacionamiento de emergencia y estacionamiento planificado. Diferentes condiciones de apagado darán lugar a diferentes métodos de reinicio. Para garantizar el reinicio de la tubería después de su cierre, generalmente se instala una bomba de reinicio de alta presión en la plataforma de la boca del pozo.
A. El cierre 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), lo que hace que el petróleo y el gas en la boca del pozo se descompongan. ingresar directamente a la tubería o ser activado por una bomba de alta presión.
b. Para estacionamiento a largo plazo, la bomba de alta presión debe encenderse antes del estacionamiento para completar la operación de reposición de fluido en la tubería. Si no estás preparado con antelación, se trata de un cierre inesperado y repentino. Una vez que la transmisión se detiene por un largo tiempo, el interior del oleoducto desciende a temperatura ambiente y el petróleo crudo se encera y se solidifica. En este punto, arranque la bomba de alta presión, reemplace el petróleo crudo con diesel y siga los pasos iniciales de puesta en marcha.
3. Arrabio
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 el líquido estancado en las tuberías para mejorar la eficiencia del transporte. y reducir la corrosión.
4. Inyección a presión de solución química
Durante el transporte normal, se deben inyectar los siguientes productos químicos:
Agente antical: para evitar que haya agua en el petróleo crudo. del contenido y las incrustaciones en el oleoducto, lo que reducirá la capacidad de transporte;
Inhibidor de cera: evita que la cera del petróleo crudo se condense y se deposite en el oleoducto;
Anticorrosión agente - lata Se forma una película protectora en la pared interior de la tubería para aislar el líquido corrosivo de la pared interior de la tubería y desempeñar un papel protector;
Anticongelante-metanol, etc. , para prevenir la formación de hidratos.
2. Estructura de tubería submarina aislada
Para tuberías submarinas de alta condensación y alta viscosidad que utilizan tecnología de transporte de petróleo caliente, para frenar la caída de temperatura a lo largo de la tubería, la El oleoducto se convierte en una estructura aislada. Es el más común y práctico. Hemos utilizado ampliamente estructuras de tuberías submarinas aisladas y hemos formado tecnologías completas de diseño y construcción.
(A) Tipos y características de estructuras que se han aplicado
Las estructuras de tuberías submarinas aisladas con tubos de acero (las tuberías submarinas de manguera flexible no están involucradas aquí) se pueden resumir en dos tipos: uno es doble La primera es una estructura de aislamiento de tubería de acero de una sola capa;
1. Estructura aislante de tubería de acero de doble capa.
O estructura de tubo de paredes múltiples, la sección transversal del cuerpo del tubo se muestra en la Figura 15-3. Dentro de este tipo, existen tres formas.
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 empaque
La primera forma: estructura de tubería Como se muestra en la Figura 15-4. Una junta de tubería única (generalmente de 12 metros o 40 pies de largo) está equipada con una brida de sellado sólida en cada extremo. 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 la unidad están conectados en conjunto mediante bridas de sellado en ambos extremos. La expansión y contracción térmica del tubo interior están restringidas a la fuerza por la brida de sellado, de modo que los tubos interior y exterior no se mueven entre sí. otro. Al instalar tuberías en alta mar, las tuberías exteriores de dos juntas de tuberías adyacentes se conectan mediante dos marionetas de media teja. La ventaja de esta forma es que si se daña la tubería exterior o la junta 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 el método de tendido de tuberías no puede aumentar la velocidad, 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 junta del tubo aislante están conectados con juntas especiales, como se muestra en la Figura 15-5. Fue propuesto por primera vez por Shell Oil Company y luego se convirtió en un producto patentado por la italiana Snamprogetti Company, que se ha utilizado en algunos proyectos de oleoductos submarinos. Evidentemente, esta forma conserva las ventajas de la primera y supera sus deficiencias. En el barco de colocación de tuberías, al igual que se coloca una tubería de acero de una sola capa, se pueden usar múltiples estaciones de soldadura para las operaciones de la línea de ensamblaje, lo que mejora en gran medida la velocidad del tendido de tuberías en alta mar. El problema con esta forma es que el conector es un producto patentado y costoso. Este producto patentado se ha utilizado en el oleoducto submarino del campo petrolífero Huizhou 26-1 en el este del Mar de China Meridional.
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. A través de la cooperación con empresas japonesas, CNOOC China ha introducido este diseño de tubería submarina aislada y tecnología de instalación en alta mar, y esta tecnología se ha adoptado en muchos oleoductos submarinos que se han tendido.
2. Estructura aislante de tubos de acero monocapa.
La diferencia entre esta estructura y la estructura de aislamiento de tubería de acero de doble capa es que no se utiliza tubería de acero para el tubo de revestimiento exterior. Según los diferentes materiales de la chaqueta, se puede dividir en los siguientes cinco tipos.
En primer lugar, la funda de polietileno de alta densidad. El polietileno de alta densidad (HDPE) es un polímero de peso molecular ultraalto que es excelente para prevenir el paso del vapor de agua. Este peso molecular ultraalto mejora las propiedades mecánicas de la tubería de acero, como la resistencia al desgaste, la resistencia al impacto, la resistencia al desgarro y la resistencia física general. En comparación con las camisas de tubería de acero, este sistema de camisa prefabricada es liviano y no requiere protección contra la corrosión. La espuma aislante expuesta en ambos extremos de la junta de la tubería está protegida por tapas de extremo de polímero termorretráctil, y las fundas termorretráctiles también se utilizan para sellar el agua y proteger contra la corrosión de las juntas de campo. Este 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 aplicada ha alcanzado los 43 m.
En segundo lugar, bloquee la funda de acero en espiral. La característica de este tipo de camisa es que el contenido de acero de la camisa del tubo es mucho menor que el de los tubos de acero convencionales. No se requiere soldadura a tope en la interfaz de campo y el aislamiento de espuma expuesto al final de la unión de la tubería permanece protegido por la tapa terminal termorretráctil. Este tipo de sistema de camisa se ha utilizado ampliamente en el extranjero y la profundidad máxima de aplicación del agua ha alcanzado los 55 m.
Tercera funda de poliuretano moldeado. Este revestimiento combina material anticorrosión y aislamiento de espuma de PVC (Figura 15-7). Sus ventajas son: ① La tubería puede mantener una buena flexibilidad y puede colocarse con un barco sinuoso. ② Si la camisa se daña en el fondo del mar, casi ningún material aislante queda expuesto al agua, a diferencia de otros sistemas que empapan toda la junta de la tubería. ③Asegure una alta confiabilidad del secado de la espuma.
Figura 15-7 Estructura aislante de funda de poliuretano moldeado
Figura 15-8 Estructura aislante de funda de caucho
Cuarto, funda de goma. Similar al revestimiento 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 un espesor de aproximadamente 5 a 8 mm y la capa de caucho tiene un espesor de 1 mm. El número de capas depende de los requisitos de aislamiento, pero la capa más externa de espuma de PVC debe cubrir y proteger la capa de goma más gruesa.
En quinto lugar, cancelar el sistema de funda exterior. El material de aislamiento térmico utilizado fuera de las tuberías de acero de los oleoductos es impermeable y tiene buenas propiedades de aislamiento térmico, y puede resistir altas presiones hidrostáticas y fuertes daños mecánicos. Se debe decir que esta estructura es una verdadera estructura de aislamiento de tubos de acero de una sola capa.
(2) Tecnologías clave en diseño y construcción
La 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 la estructura aislante fueron importados de Japón por CNOOC.
1. Tecnologías clave en el diseño
Las tecnologías clave en el diseño de tuberías submarinas con estructura de aislamiento de doble tubo de acero son el análisis estructural de tubos planos y el análisis general de la flexión telescópica del tubo ascendente. sistema.
Para el análisis estructural de tubos planos se aplica el programa de análisis informático “DPIPE” desarrollado por Nippon Steel Corporation de Japón. El modelo estructural del programa de análisis se muestra en la Figura 15-9.
Figura 15-9 Modelo de análisis estructural de tubo plano
A, A, A': puntos fijos del tubo exterior B, B', E, E' del tubo interior y exterior; tubo Punto de anclaje (partición) entre tubos D—punto fijo del tubo interior KB, KB? -Constante del resorte; wf - carga de fricción con el suelo; A-A-A' - parte fija (tubo exterior); Li '+lm '-parte móvil (tubo exterior)
En la figura, rigidez del resorte. ¿KB, KB? Se obtiene a través del modelo analítico general del codo de expansión del tubo ascendente y la conexión del tubo plano que se explica más adelante.
Para tuberías enterradas, la carga de fricción Wf entre la tubería y el suelo se calcula mediante la siguiente fórmula:
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Dónde : w = r ' hdoμ es el coeficiente de fricción; Do es el diámetro exterior de la tubería; Ws es el peso unitario bajo el agua de la tubería; es la densidad aparente del suelo bajo el agua; h es la profundidad de enterramiento.
Para el análisis general del sistema de expansión y flexión del tubo ascendente, se utiliza el programa de análisis de estructura de tuberías tridimensional a gran escala "PIDES", desarrollado por la Nippon Steel Corporation de Japón.
La Figura 15-10 es un ejemplo de ingeniería del establecimiento de un modelo de análisis estructural tridimensional basado en este software.
Figura 15-10 Diagrama esquemático del modelo de análisis estructural del sistema de flexión telescópica de contrahuella
Figura 15-11 Diagrama de caso de análisis conjunto de condiciones de trabajo
Para la estructura del sistema establecida El modelo de análisis requiere un análisis combinado suficiente y necesario de varias condiciones de carga basado en los requisitos de especificación y las condiciones de ingeniería reales. Normalmente, las cargas a considerar incluyen cargas funcionales (presión, temperatura, masa, etc.), cargas ambientales (viento, olas, corrientes, hielo, etc.), cargas especiales (como terremotos) y desplazamientos de la plataforma unida al elevador. así como la contrahuella La carga ejercida por estiramiento.
La Figura 15-11 muestra un ejemplo de análisis combinado de las condiciones de trabajo del sistema de expansión del riser. La dirección de acción de la carga es un factor importante a considerar.
2. Tecnología de construcción clave
La tecnología de prefabricación en tierra e instalación en alta mar de tubería submarina con estructura de aislamiento de tubería de acero doble introducida desde Japón. La característica principal es que se fija una sola junta de tubería. Durante la prefabricación del tubo interior (12 m de largo), hay una cierta capa de aire entre el material aislante y la pared interior del tubo exterior, de modo que los tubos de acero interior y exterior puedan moverse entre sí. Sólo cuando la longitud es de 2 km o 1 km, se coloca una brida de anclaje rígida para formar un compartimento estanco en el espacio anular. De esta manera, al instalar el método de tendido de tuberías en alta mar, las conexiones de las juntas de las tuberías serán como se muestra en la Figura 15-6 anterior. Una vez calificada la soldadura de la tubería interior, agregar un revestimiento anticorrosión y los materiales aislantes correspondientes a la interfaz y utilizar soldadura a tope de la tubería exterior reducirá significativamente la carga de trabajo de soldadura de la interfaz de la tubería exterior y aumentará la velocidad del tendido de tuberías en alta mar.
(3) Aplicación en la primera fase del proyecto de oleoducto submarino del campo petrolífero Penglai 19-3 en el mar de Bohai.
Muchas prácticas de ingeniería nacionales han demostrado que la tubería submarina con estructura de aislamiento de tubería de acero doble es segura y confiable, pero también tiene deficiencias como grandes cantidades de acero en alta mar y una velocidad de instalación lenta, 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.
Entre ellos, la estructura de aislamiento de un solo tubo revestida con placas de acero en espiral bloqueadas (espesor 1 mm) se utilizó con éxito en el proyecto del oleoducto submarino de fase I del campo petrolífero Penglai 19-3 operado por Phillips Company en 2002. La Figura 15-12 muestra la estructura de la sección transversal de una tubería aislada.
La Corporación Nacional de Petróleo Marino de China está estudiando y realizando pruebas de producción de tuberías aisladas de un solo tubo revestidas con polietileno de alta densidad (PE). Esta tecnología se utiliza en el extranjero desde hace mucho tiempo. Combinado con 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 campos petroleros marinos de playa es inferior a 5 m, el uso de esta estructura de aislamiento es económico y confiable. y los materiales y tecnologías utilizados pueden localizarse y producirse en el país, lo que tiene buenas perspectivas de aplicación.
La Figura 15-13 es el diagrama estructural transversal de la tubería aislada con camisa de PE que se encuentra en desarrollo.
Figura 15-12 Diagrama de estructura transversal de tubería submarina PL19-3
Figura 15-13 Estructura transversal de tubería aislada revestida de polietileno
Tabla 15-3 da los parámetros técnicos de las tuberías aisladas desarrolladas.
Tabla 15-3 Parámetros técnicos de tuberías aisladas
Por supuesto, en el verdadero sentido, se debe cancelar el sistema de revestimiento exterior de tuberías estructurales aisladas de un solo tubo, y se deben cancelar los sistemas de impermeabilización y aislamiento térmico. El aislamiento debe aplicarse fuera de los oleoductos. Material aislante con buen rendimiento y fuerte resistencia a la presión hidrostática y daños mecánicos. No hay duda de que esta es la dirección última del desarrollo de esta tecnología. Actualmente, un oleoducto submarino aislado con un diámetro de 254 mm y una longitud de aproximadamente 8,7 kilómetros en el campo petrolífero norte Huizhou 26-1 en el este del Mar de China Meridional (con una profundidad de agua de aproximadamente 120 metros) tiene una base de ingeniería práctica después de Se ha llegado a una mejor conclusión sobre la viabilidad técnica y la aceptabilidad del precio.