海上油氣開采儲運技術

1、海上油氣開采儲運技術摘要：在本文中重點介紹了海上油氣田開采、儲運的相關技術，及未來海上油氣田的開發(fā)方向深海油氣田。關鍵字：海上油氣開發(fā)，儲運，深海油氣田1前言近十年,陸上油氣勘探程度較高,發(fā)現(xiàn)油氣田規(guī)模漸小,新增儲量對世界油氣儲量增長的貢獻降低。相比之下，世界海洋油氣勘探開發(fā)迅速發(fā)展，不斷獲得重大發(fā)現(xiàn)，發(fā)現(xiàn)的油氣田規(guī)模大、產(chǎn)能高，其油氣產(chǎn)量占世界總產(chǎn)量比例不斷增加。因此，研究全球海洋油氣資源勘探開發(fā)現(xiàn)狀，分析把握其發(fā)展趨勢，對于促進世界石油工業(yè)可持續(xù)發(fā)展，增加油氣產(chǎn)量，保障能源安全，具有重要意義，對推進我國海洋油氣勘探開發(fā)具有重要借鑒意義。海上油田開發(fā)技術選擇應根據(jù)不同海域、不同儲量、不同水深

2、確定，合適的海工方式是保證油氣田開發(fā)是否成功的關鍵，是整個開發(fā)項目投資的重中之重。2海上油氣儲運的基本模式根據(jù)油氣儲運的特點，國外海洋油氣田開發(fā)工程設施的模式可分為兩類，即全海式和半海半陸式。全海式是指油氣田的油氣生產(chǎn)、處理以及產(chǎn)品儲存與外銷全部在海上進行；半海半陸式是指油氣生產(chǎn)在海上進行，油氣處理在海上或在陸上進行，而產(chǎn)品儲存與外銷在上岸后進行。我國海上油氣田的開發(fā)工程模式也基本上是這兩種形式。目前，我國海上開發(fā)的天然氣田，均采用了半海半陸式模式，如渤海的錦州9-3氣田、東海的平湖氣田以及南海的崖13-1氣田、東方1-1氣田；這些氣田生產(chǎn)的天然氣在海上平臺完成氣液分離及天然氣脫水后，均通過長

3、輸海底管道輸送到陸上油氣終端進行處理后銷往陸地用戶（ 工業(yè)用或民用）。渤海大部分油田以及南海開發(fā)的油田基本上采用了全海式工程模式，如渤海的秦皇島32-6油田、南海的惠州油氣田等，這些油田工程設施基本由平臺、海管和浮式生產(chǎn)儲油裝置組成，在平臺生產(chǎn)的油氣通過海底管道混輸?shù)礁∈缴a(chǎn)儲油裝置上進行處理、儲存、外銷。在渤海和北部灣油田群開發(fā)中，近年來也開始采用半海半陸式形式，如渤海的綏中36-1油田、南海的潿洲油田，這些油田生產(chǎn)的油氣在平臺上進行油氣分離和脫水后，通過長距離海管道將原油輸送到陸上終端處理、儲存，并通過碼頭或單點外銷。3油氣開采技術3.1固定式平臺生產(chǎn)技術固定式平臺主要包括導管架平臺及混凝

4、土平臺，固定導管架平臺技術作為海上油田開發(fā)的傳統(tǒng)結構物。經(jīng)過幾十年的海上油田開發(fā)實踐，已經(jīng)證明是一種技術上相對成熟、安全可靠的海上方式。資料表明，在300m水深之內(nèi)的固定式結構大都采用該項技術，導管架平臺技術在1991年由Shell公司在墨西哥灣的Bullwinkle油田創(chuàng)造了水深達412.4m的使用記錄。導管架式固定平臺技術由于其完善的設計和使用的多樣化，廣泛用于鉆井、修井、生產(chǎn)、生活居住和動力平臺，許多大中型海上油田都采用固定式導管架平臺或固定式導管架平臺與其他生產(chǎn)設施相結合的海工方式來鉆井和生產(chǎn)。如我國的平湖、春曉油氣田采用獨立的導管架固定平臺技術升發(fā)，而我國南海珠江口盆地的惠州(HZ)

5、油田采用了固定式平臺與浮式生產(chǎn)儲油輪(FPSO)相結合的海工方式。重力式混凝土平臺常采用鋼筋混凝土作為平臺的基礎，依靠平臺自身的重量或壓載坐落在海床基礎上，平臺底部的巨大基礎被分隔成許多圓筒型儲油倉或壓載倉。外混凝土平臺的研究及工程應用開展得較早，自從1973年在北海建成第國一座混凝土平臺Ekofisk Tank平臺后，迄今在北海、墨西哥灣、波羅的海、巴西近海建成了約25座巨型混凝土平臺，混凝土重力式平臺的安裝水深也在逐漸增大。3.2浮式生產(chǎn)儲油輪技術浮式生產(chǎn)儲油輪(FPSO)是一種集生產(chǎn)、儲存和卸油為體的生產(chǎn)設施在海上油田開發(fā)生產(chǎn)中發(fā)揮了重要作用。FPSO常與水下井口組成一套生產(chǎn)系統(tǒng)，生產(chǎn)的

6、原油由穿梭油輪(Shuttle)外輸。由于深水油田升發(fā)的需要，F(xiàn)PSO的發(fā)展日趨成熟，90年代后得到了飛速發(fā)展。海底完井技術，多級泵輸送油系統(tǒng)，多相流油氣處理，生產(chǎn)和計量系統(tǒng)，多相流通旋轉接頭裝置，多接口快速連接和脫開裝置，DGPS差分全球定位系統(tǒng)，轉塔式錨泊自動定位系統(tǒng)，液壓比例控制或伺服跟蹤的多點錨泊定位系統(tǒng)及高可靠性的全船DCS分布式計算機控制系統(tǒng)(可實現(xiàn)無人操作)等技術的開發(fā)成功，為FPSO的飛速發(fā)展創(chuàng)造了十分有利的條件。FPSO技術是世界海上石油開發(fā)的創(chuàng)新技術，其裝置投資省，便于遷移，可重復使用，建造周期短，對于深海海域和邊際油田的開發(fā)，采用FPSO較鋪設海底管線更具經(jīng)濟效益，因此，

7、FPSO的設計和相關的研究工作，是目前海洋石油技術發(fā)展的熱點之一。在北海、墨西哥灣、東南亞、巴西、西非、中國等地區(qū)已廣泛應用，全世界有91艘油輪式FPSO、5艘駁船式FPSO已投入使用，使用水深已達到1853m。在我國海洋石油開發(fā)生產(chǎn)活動中，F(xiàn)PSO也占有重要的地位，在南海、渤海海上油田開發(fā)中都有，其中，主要發(fā)展的動向是：向人型化、深水及極區(qū)使用條件發(fā)展。3.3浮式平臺生產(chǎn)技術浮式平臺生產(chǎn)技術主要有半潛式平臺、張力腿平臺、單柱體平臺等，浮式平臺生產(chǎn)技術是上世紀70年代發(fā)展起來深水油田平臺技術，一般是由浮式平臺與水下井口組成生產(chǎn)系統(tǒng)。其中半潛式平臺技術的使用水深已達到2146m，也是迄今為止水深

8、最深的平臺生產(chǎn)技術；張力腿式平臺技術主要應用在墨西哥灣、英國北海、挪威、印度尼西亞、西非等，水深從305m到1432m，張力腿平臺上部類似于半潛式平臺，整個平臺通過張力腿(系泊鋼管或鋼索)垂直向下固定于海底。為了適應深水油田開發(fā)的需要，出現(xiàn)丁幾種新的更為經(jīng)濟的平臺型式。如單柱體(Spar)平臺，單柱體平臺是1987年Edward E. Horton在柱形浮標和張力腿平臺概念的基礎上提出的一種用于深水的生產(chǎn)平臺。這種平臺的上部甲板由一根直徑達數(shù)十米、長數(shù)百米的圓筒形柱體結構支撐，柱體下方用垂向的或斜向張力索系泊定位，具有很好的穩(wěn)性及運動性能。當平臺的儲油能力要求不高時，可以將圓筒型主體結構的一部

9、分改為桁架結構，并在桁架下部加壓載，這種結構形式更輕更加經(jīng)濟有效，作為種新型深水平臺技術，近幾年發(fā)展迅速，日前應用水深已經(jīng)達到1683m(墨西哥灣Devils Tower，2005年3月投產(chǎn))。3.4水下井口生產(chǎn)技術水下井口生產(chǎn)技術的發(fā)展為開發(fā)深水油田提供了種經(jīng)濟有效的于段，它包括水下采油樹、水下分離器、水下增壓泵、水下管匯、輸油氣管線、水下控制系統(tǒng)等，水下井口生產(chǎn)技術是固定式平臺技術、浮式生產(chǎn)儲油輪技術、浮式平臺生產(chǎn)技術的一種補充，它通常與其他生產(chǎn)技術組合成不同的開發(fā)技術形式，尤其適用于深水油用開發(fā)。如1997年投產(chǎn)的南海陸豐22-1油田采用了匯集多項世界尖端技術的水下井口生產(chǎn)系統(tǒng)進行開發(fā)，

10、陸豐22-l油田水深333m，這也是國內(nèi)迄今開發(fā)的最大水深油田。3.5海底管道技術在我國近30年的海上油氣田開發(fā)中，從最初的油氣田內(nèi)部短距離海底管道發(fā)展到各類長距離平臺至陸地海底管道，其設計、施工技術有了長足發(fā)展。我國第一條長距離海底管道是1992年建成投產(chǎn)的錦州20-2天然氣凝析油混輸管道，該管道全長48.6km，管徑為304.8mm，是第一條由國內(nèi)鋪管船敷設的海底管道。我國第一條長距離稠油輸送海底管道是2001年建成投產(chǎn)的綏中36-1油田中心平臺至綏中陸上終端海底管道，該管道全長70km，為雙重保溫管道，管內(nèi)徑為508mm，管外徑為660.4mm，年輸油量為500×104t，所輸

11、原油密度為0.96g/cm3，平均地面粘度為1000mPa·S（500oC）盡管近年來我國海上敷設了2000km以上的海底管道，但目前國內(nèi)設計、施工能力及水平與國際先進水平相比還有很大差距。工程設計方面，國外公司已形成水深近3000m惡劣海況和復雜海底地貌及地質(zhì)情況下的設計技術，而國內(nèi)設計單位僅能涉足百米水深、常規(guī)環(huán)境下的海底管道設計，工程施工方面，國內(nèi)只有兩條鋪管船，敷設水深百米以內(nèi)。工程檢測與維修方面更是相形見拙，2000年，東海平湖輸油管道出現(xiàn)斷裂后，國內(nèi)相關單位用了一年多時間才完成修復?？梢哉f，我國在海底管道設計、施工以及檢修領域起步較晚，技術較落后。主要體現(xiàn)在以下幾個方面:

12、(1)復雜海底環(huán)境的海底管道設計。(2)多相流長距離輸送設計技術，盡管近二十年來在我國海域鋪設了二千多公里海底管道，但多相流長距離混輸仍是未解決的難題。如果能夠從技術上解決長距離油氣混輸工藝設計問題。勢必對降低海底管道成本產(chǎn)生重大影響。(3)單層保溫管技術，由于我國海上生產(chǎn)原油多為高粘或高凝原油，因此輸油管道基本為雙重保溫管。但雙重保溫管耗鋼材量大，鋪設速度慢，如何能解決單層保溫管的設計、施工技術是多年來一直研究的一個課題。4深水油氣田的開發(fā)走向深水是世界海洋石油的發(fā)展趨勢，世界上鉆井水深已達2967m，海管鋪設水深已達2150m，油田作業(yè)水深已達1853m；據(jù)有關資料介紹，從2000-200

13、4年，世界上將新建114座深水設施，深水鉆完井1400口、安裝水下采油裝置1000多套、鋪設深水海底管道與立管12000km；世界各大油公司對深水油田勘探開發(fā)的投入將達566×108美元，深水產(chǎn)能將提高一倍。嚴格說，我國尚不具備獨立自主開發(fā)深水油田的能力。二十多年來，我國通過對外合作已基本掌握了開發(fā)200m水深以內(nèi)各類油氣田的工程技術。我國南海有著豐富的油氣資源，預計的南海大氣田區(qū)水深范圍在200-300m，近期海洋石油對外招標區(qū)塊水深均在300-3000m，因此，走向深水既是世界海洋石油發(fā)展趨勢，也是中國海洋石油戰(zhàn)略目標。深水開發(fā)不同于淺海，人所不能至，需要更多先進的技術與技術組合；常規(guī)海管鋪設技術無論技術上還是經(jīng)濟上均已不再適應新的環(huán)境，過去的海上作業(yè)裝置與技術需要更先進的動力定位