海上油氣開采儲運技術(shù)

1、海上油氣開采儲運技術(shù)摘要：在本文中重點介紹了海上油氣田開采、儲運的相關(guān)技術(shù)，及未來海上油氣田的開發(fā)方向深海油氣田。關(guān)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(shù)選擇應(yīng)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(guān)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(shè)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(shè)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(shù)3.1固定式平臺生產(chǎn)技術(shù)固定式平臺主要包括導(dǎo)管架平臺及混凝

4、土平臺，固定導(dǎo)管架平臺技術(shù)作為海上油田開發(fā)的傳統(tǒng)結(jié)構(gòu)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(shù)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(jié)構(gòu)大都采用該項技術(shù)，導(dǎo)管架平臺技術(shù)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(dǎo)管架式固定平臺技術(shù)由于其完善的設(shè)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(dǎo)管架平臺或固定式導(dǎo)管架平臺與其他生產(chǎn)設(shè)施相結(jié)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(dǎo)管架固定平臺技術(shù)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(jié)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(chǔ)，依靠平臺自身的重量或壓載坐落在海床基礎(chǔ)上，平臺底部的巨大基礎(chǔ)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(yīng)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(shù)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(shè)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(shù)，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(zhuǎn)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(zhuǎn)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(shù)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(shù)是世界海上石油開發(fā)的創(chuàng)新技術(shù)，其裝置投資省，便于遷移，可重復(fù)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(shè)海底管線更具經(jīng)濟效益，因此，

7、FPSO的設(shè)計和相關(guān)的研究工作，是目前海洋石油技術(shù)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(yīng)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(shù)浮式平臺生產(chǎn)技術(shù)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(shù)是上世紀70年代發(fā)展起來深水油田平臺技術(shù)，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(shù)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(shù)；張力腿式平臺技術(shù)主要應(yīng)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(yīng)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(chǔ)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(jié)構(gòu)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(dāng)平臺的儲油能力要求不高時，可以將圓筒型主體結(jié)構(gòu)的一部

9、分改為桁架結(jié)構(gòu)，并在桁架下部加壓載，這種結(jié)構(gòu)形式更輕更加經(jīng)濟有效，作為種新型深水平臺技術(shù)，近幾年發(fā)展迅速，日前應(yīng)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(shù)水下井口生產(chǎn)技術(shù)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(shù)是固定式平臺技術(shù)、浮式生產(chǎn)儲油輪技術(shù)、浮式平臺生產(chǎn)技術(shù)的一種補充，它通常與其他生產(chǎn)技術(shù)組合成不同的開發(fā)技術(shù)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(shù)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(shù)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(shè)計、施工技術(shù)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(shè)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(shè)了2000km以上的海底管道，但目前國內(nèi)設(shè)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(shè)計方面，國外公司已形成水深近3000m惡劣海況和復(fù)雜海底地貌及地質(zhì)情況下的設(shè)計技術(shù)，而國內(nèi)設(shè)計單位僅能涉足百米水深、常規(guī)環(huán)境下的海底管道設(shè)計，工程施工方面，國內(nèi)只有兩條鋪管船，敷設(shè)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(guān)單位用了一年多時間才完成修復(fù)。可以說，我國在海底管道設(shè)計、施工以及檢修領(lǐng)域起步較晚，技術(shù)較落后。主要體現(xiàn)在以下幾個方面:

12、(1)復(fù)雜海底環(huán)境的海底管道設(shè)計。(2)多相流長距離輸送設(shè)計技術(shù)，盡管近二十年來在我國海域鋪設(shè)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(shù)上解決長距離油氣混輸工藝設(shè)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(shù)，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(shè)速度慢，如何能解決單層保溫管的設(shè)計、施工技術(shù)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(shè)水深已達2150m，油田作業(yè)水深已達1853m；據(jù)有關(guān)資料介紹，從2000-200

13、4年，世界上將新建114座深水設(shè)施，深水鉆完井1400口、安裝水下采油裝置1000多套、鋪設(shè)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(shù)。我國南海有著豐富的油氣資源，預(yù)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(shù)與技術(shù)組合；常規(guī)海管鋪設(shè)技術(shù)無論技術(shù)上還是經(jīng)濟上均已不再適應(yīng)新的環(huán)境，過去的海上作業(yè)裝置與技術(shù)需要更先進的動力定位