海上油气开采储运技术

1、海上油气开采储运技术摘要：在本文中重点介绍了海上油气田开采、储运的相关技术，及未来海上油气田的开发方向深海油气田。关键字：海上油气开发，储运，深海油气田1前言近十年,陆上油气勘探程度较高,发现油气田规模渐小,新增储量对世界油气储量增长的贡献降低。相比之下，世界海洋油气勘探开发迅速发展，不断获得重大发现，发现的油气田规模大、产能高，其油气产量占世界总产量比例不断增加。因此，研究全球海洋油气资源勘探开发现状，分析把握其发展趋势，对于促进世界石油工业可持续发展，增加油气产量，保障能源安全，具有重要意义，对推进我国海洋油气勘探开发具有重要借鉴意义。海上油田开发技术选择应根据不同海域、不同储量、不同水深

2、确定，合适的海工方式是保证油气田开发是否成功的关键，是整个开发项目投资的重中之重。2海上油气储运的基本模式根据油气储运的特点，国外海洋油气田开发工程设施的模式可分为两类，即全海式和半海半陆式。全海式是指油气田的油气生产、处理以及产品储存与外销全部在海上进行；半海半陆式是指油气生产在海上进行，油气处理在海上或在陆上进行，而产品储存与外销在上岸后进行。我国海上油气田的开发工程模式也基本上是这两种形式。目前，我国海上开发的天然气田，均采用了半海半陆式模式，如渤海的锦州9-3气田、东海的平湖气田以及南海的崖13-1气田、东方1-1气田；这些气田生产的天然气在海上平台完成气液分离及天然气脱水后，均通过长

3、输海底管道输送到陆上油气终端进行处理后销往陆地用户（ 工业用或民用）。渤海大部分油田以及南海开发的油田基本上采用了全海式工程模式，如渤海的秦皇岛32-6油田、南海的惠州油气田等，这些油田工程设施基本由平台、海管和浮式生产储油装置组成，在平台生产的油气通过海底管道混输到浮式生产储油装置上进行处理、储存、外销。在渤海和北部湾油田群开发中，近年来也开始采用半海半陆式形式，如渤海的绥中36-1油田、南海的涠洲油田，这些油田生产的油气在平台上进行油气分离和脱水后，通过长距离海管道将原油输送到陆上终端处理、储存，并通过码头或单点外销。3油气开采技术3.1固定式平台生产技术固定式平台主要包括导管架平台及混凝

4、土平台，固定导管架平台技术作为海上油田开发的传统结构物。经过几十年的海上油田开发实践，已经证明是一种技术上相对成熟、安全可靠的海上方式。资料表明，在300m水深之内的固定式结构大都采用该项技术，导管架平台技术在1991年由Shell公司在墨西哥湾的Bullwinkle油田创造了水深达412.4m的使用记录。导管架式固定平台技术由于其完善的设计和使用的多样化，广泛用于钻井、修井、生产、生活居住和动力平台，许多大中型海上油田都采用固定式导管架平台或固定式导管架平台与其他生产设施相结合的海工方式来钻井和生产。如我国的平湖、春晓油气田采用独立的导管架固定平台技术升发，而我国南海珠江口盆地的惠州(HZ)

5、油田采用了固定式平台与浮式生产储油轮(FPSO)相结合的海工方式。重力式混凝土平台常采用钢筋混凝土作为平台的基础，依靠平台自身的重量或压载坐落在海床基础上，平台底部的巨大基础被分隔成许多圆筒型储油仓或压载仓。外混凝土平台的研究及工程应用开展得较早，自从1973年在北海建成第国一座混凝土平台Ekofisk Tank平台后，迄今在北海、墨西哥湾、波罗的海、巴西近海建成了约25座巨型混凝土平台，混凝土重力式平台的安装水深也在逐渐增大。3.2浮式生产储油轮技术浮式生产储油轮(FPSO)是一种集生产、储存和卸油为体的生产设施在海上油田开发生产中发挥了重要作用。FPSO常与水下井口组成一套生产系统，生产的

6、原油由穿梭油轮(Shuttle)外输。由于深水油田升发的需要，FPSO的发展日趋成熟，90年代后得到了飞速发展。海底完井技术，多级泵输送油系统，多相流油气处理，生产和计量系统，多相流通旋转接头装置，多接口快速连接和脱开装置，DGPS差分全球定位系统，转塔式锚泊自动定位系统，液压比例控制或伺服跟踪的多点锚泊定位系统及高可靠性的全船DCS分布式计算机控制系统(可实现无人操作)等技术的开发成功，为FPSO的飞速发展创造了十分有利的条件。FPSO技术是世界海上石油开发的创新技术，其装置投资省，便于迁移，可重复使用，建造周期短，对于深海海域和边际油田的开发，采用FPSO较铺设海底管线更具经济效益，因此，

7、FPSO的设计和相关的研究工作，是目前海洋石油技术发展的热点之一。在北海、墨西哥湾、东南亚、巴西、西非、中国等地区已广泛应用，全世界有91艘油轮式FPSO、5艘驳船式FPSO已投入使用，使用水深已达到1853m。在我国海洋石油开发生产活动中，FPSO也占有重要的地位，在南海、渤海海上油田开发中都有，其中，主要发展的动向是：向人型化、深水及极区使用条件发展。3.3浮式平台生产技术浮式平台生产技术主要有半潜式平台、张力腿平台、单柱体平台等，浮式平台生产技术是上世纪70年代发展起来深水油田平台技术，一般是由浮式平台与水下井口组成生产系统。其中半潜式平台技术的使用水深已达到2146m，也是迄今为止水深

8、最深的平台生产技术；张力腿式平台技术主要应用在墨西哥湾、英国北海、挪威、印度尼西亚、西非等，水深从305m到1432m，张力腿平台上部类似于半潜式平台，整个平台通过张力腿(系泊钢管或钢索)垂直向下固定于海底。为了适应深水油田开发的需要，出现丁几种新的更为经济的平台型式。如单柱体(Spar)平台，单柱体平台是1987年Edward E. Horton在柱形浮标和张力腿平台概念的基础上提出的一种用于深水的生产平台。这种平台的上部甲板由一根直径达数十米、长数百米的圆筒形柱体结构支撑，柱体下方用垂向的或斜向张力索系泊定位，具有很好的稳性及运动性能。当平台的储油能力要求不高时，可以将圆筒型主体结构的一部

9、分改为桁架结构，并在桁架下部加压载，这种结构形式更轻更加经济有效，作为种新型深水平台技术，近几年发展迅速，日前应用水深已经达到1683m(墨西哥湾Devils Tower，2005年3月投产)。3.4水下井口生产技术水下井口生产技术的发展为开发深水油田提供了种经济有效的于段，它包括水下采油树、水下分离器、水下增压泵、水下管汇、输油气管线、水下控制系统等，水下井口生产技术是固定式平台技术、浮式生产储油轮技术、浮式平台生产技术的一种补充，它通常与其他生产技术组合成不同的开发技术形式，尤其适用于深水油用开发。如1997年投产的南海陆丰22-1油田采用了汇集多项世界尖端技术的水下井口生产系统进行开发，

10、陆丰22-l油田水深333m，这也是国内迄今开发的最大水深油田。3.5海底管道技术在我国近30年的海上油气田开发中，从最初的油气田内部短距离海底管道发展到各类长距离平台至陆地海底管道，其设计、施工技术有了长足发展。我国第一条长距离海底管道是1992年建成投产的锦州20-2天然气凝析油混输管道，该管道全长48.6km，管径为304.8mm，是第一条由国内铺管船敷设的海底管道。我国第一条长距离稠油输送海底管道是2001年建成投产的绥中36-1油田中心平台至绥中陆上终端海底管道，该管道全长70km，为双重保温管道，管内径为508mm，管外径为660.4mm，年输油量为500×104t，所输

11、原油密度为0.96g/cm3，平均地面粘度为1000mPa·S（500oC）尽管近年来我国海上敷设了2000km以上的海底管道，但目前国内设计、施工能力及水平与国际先进水平相比还有很大差距。工程设计方面，国外公司已形成水深近3000m恶劣海况和复杂海底地貌及地质情况下的设计技术，而国内设计单位仅能涉足百米水深、常规环境下的海底管道设计，工程施工方面，国内只有两条铺管船，敷设水深百米以内。工程检测与维修方面更是相形见拙，2000年，东海平湖输油管道出现断裂后，国内相关单位用了一年多时间才完成修复。可以说，我国在海底管道设计、施工以及检修领域起步较晚，技术较落后。主要体现在以下几个方面:

12、(1)复杂海底环境的海底管道设计。(2)多相流长距离输送设计技术，尽管近二十年来在我国海域铺设了二千多公里海底管道，但多相流长距离混输仍是未解决的难题。如果能够从技术上解决长距离油气混输工艺设计问题。势必对降低海底管道成本产生重大影响。(3)单层保温管技术，由于我国海上生产原油多为高粘或高凝原油，因此输油管道基本为双重保温管。但双重保温管耗钢材量大，铺设速度慢，如何能解决单层保温管的设计、施工技术是多年来一直研究的一个课题。4深水油气田的开发走向深水是世界海洋石油的发展趋势，世界上钻井水深已达2967m，海管铺设水深已达2150m，油田作业水深已达1853m；据有关资料介绍，从2000-200

13、4年，世界上将新建114座深水设施，深水钻完井1400口、安装水下采油装置1000多套、铺设深水海底管道与立管12000km；世界各大油公司对深水油田勘探开发的投入将达566×108美元，深水产能将提高一倍。严格说，我国尚不具备独立自主开发深水油田的能力。二十多年来，我国通过对外合作已基本掌握了开发200m水深以内各类油气田的工程技术。我国南海有着丰富的油气资源，预计的南海大气田区水深范围在200-300m，近期海洋石油对外招标区块水深均在300-3000m，因此，走向深水既是世界海洋石油发展趋势，也是中国海洋石油战略目标。深水开发不同于浅海，人所不能至，需要更多先进的技术与技术组合；常规海管铺设技术无论技术上还是经济上均已不再适应新的环境，过去的海上作业装置与技术需要更先进的动力定位