油气混输技术
长距离油气混输技术目前仍是国际石油工业领域里的一项热门技术。欧美发达国家研发这一技术的终极目标是实现深水和超深水油气田开发设施的全海底化，即无水面平台开采，从而大幅度降低恶劣环境条件下和边际油气田的开发成本。自20世纪80年代以来，国际上对其研究和应用的步伐不断加快。目前，已经从试验阶段迈向工业化应用与完善阶段，其中的两项关键技术已经付诸实施：第一项是长距离管道混输技术。挪威Statoil公司正在将水下多相流开采系统的概念变为现实。2007年，在挪威海域水深 850m 的奥曼兰格凝析气田建设了两条并列敷设、口径为 750mm、长度为120km的海底混输管道，该管道用来将24口气井产出的天然气-凝析油直接输送到陆岸终端。该系统是目前世界上真正意义的水下多相流开采系统，主要由水下井口基台模块、自压混输海底管道、水合物抑制系统、水下变配电系统、水下自动化系统构成，其最大特点是全部生产设施均置于海底，海面上无任何建构筑物。
第二项是海底混输增压技术。2007年，英国BP公司在美国墨西哥湾的King油田，首次在水深1676m和距离主张力腿平台24km的条件下，安装投产了2台单重达 92t 的海底多相混输泵，用于输送油井产物，在水深和海底增压输送距离上均刷新了世界记录。
自20世纪90年代以来，我国开始在该领域追赶国际研究进展的步伐。九五期间，中国石油天然气集团公司立项开展了“油气水混相输送技术研究”，在跟踪国外先进技术的基础上，取得了一系列研究成果。自2004年以来，该项技术陆续在海内外陆上油气田工程中实际应用，先后在哈萨克斯坦、我国的塔里木油气田和大庆油田自行设计、建成了5条长度为23～75km、输送压力为1.5～11MPa的长距离油气混输管道。其中，单条混输管道的最大输油量达到了220×10000t/a 、输气量达到了8×100000000m3/a，其输量和长度的综合指标进入了世界前列，这标志着我国长距离油气混输技术的发展进入了一个新的阶段。
但是，目前我国的油气多相混输技术与国外先进水平相比仍有明显的差距，主要表现在以下3个方面：
一是多相流动态计算软件。美国、英国、法国、挪威、加拿大等国均拥有自主知识产权的多相流动态计算软件，而我国至今没有自主知识产权并被业界普遍认可的多相流动态计算软件，与石油大国的地位不相称。同时，由于多相流的复杂性，国外现行的所有多相流动态计算软件都不具有普遍适用性。如果长期依赖引进软件，缺乏自主创新能力，会使我们逐渐丧失国际竞争力。
二是大型多相混输泵技术。国际上已用于工程实际的油气混输泵的单泵最大功率为6000kW，而有制造业绩的国产混输泵的单泵最大功率仅为300kW，与国际先进水平差距悬殊。同时，泵型单一的问题也很突出。
三是大型段塞流捕集器技术。美国、加拿大等国均拥有大型段塞流捕集器的专业制造商，用于工程实际的单台段塞流捕集器的容积已经达到了5600m3，而我国至今没有段塞流捕集器的专业制造商，自行设计的最大段塞流捕集器的容积仅为300m3。
今后一个时期，如果能够攻克以上3项技术难题，不仅会使我国的多相流计算和关键设备制造水平得到大幅度提升，还可取得降低软件与设备采购价格50%以上的经济效益。
谈何容易！国内单位大多急功近利，没有单位会下功夫搞这些没有短期利益的事情 ywnaruto 发表于 2016-6-1 08:22
谈何容易！国内单位大多急功近利，没有单位会下功夫搞这些没有短期利益的事情
现在都想着快速得到回报，但是花下功夫，还是要的！不然，以后还得各种修补，做返工！ {:4_98:}{:4_98:}{:4_98:}{:4_98:}赞同，现在都想着快速得到回报，但是花下功夫，还是要的！不然，以后还得各种修补，做返工！ 谢谢分享，目前我国的油气多相混输技术与国外先进水平相比仍有明显的差距。 很不错的资料 很好的分享 很好的分享 谈何容易！这是国内的通病，不光是油气集输，航空、能源都存在。 油气混输技术，正在逐步推广！
页:
[1]