海上油气开采工程与生产系统

海上油气开采工程与生产系统
中海工业
第一章海上油气开采工程概述
海底油气资源的存在是海洋石油工业得以进展的前提。

海洋石油资源量约占全球石油资源总量的34%，全球海洋石油蕴藏量约1000多亿吨，其中已探明的储量约为380亿吨。

世界对海上石油寄予厚望，目前全球已有100多个国家在进行海上石油勘探，其中对深海进行勘探的有50多个国家。

一、海上油气开采历史进程、现状和今后
一个多世纪以来，世界海洋油气开发经历如下几个时期：
早期时期：1887年～1947年。

1887年在墨西哥湾架起了第一个木质采油井架，掀开了人类开发海洋石油的序幕。

到1947年的60年间，全世界只有少数几个滩海油田，大多是结构简单的木质平台，技术落后和成本高昂困扰着海洋石油的开发。

起步时期：1947年～1973年。

1947年是海洋石油开发的划时代开端，美国在墨西哥湾成功地建筑了世界上第一个钢制固定平台。

此后钢平台专门快就取代了木结构平台，并在钻井设备上取得突破性进展。

到20世纪70年代初，海上石油开采已遍及世界各大洋。

进展时期：1973年～至今。

1973年全球石油价格猛涨，进一步推进了海洋石油开发的历史进程，专门是为了应对恶劣环境的北海和深水油气开发的需要，人们不断采纳更先进的海工技术，建筑能够抵御更大风浪并适用于深水的海洋平台，如张力腿平台〔TLP〕、浮式圆柱型平台〔SPAR〕等。

海洋石油开发从此进入大规模开发时期，近20年中，海洋原油产量的比重在世界总产油量中增加了１倍。

进军深海是近年来世界海洋石油开发的要紧技术趋势之一。

二、海上油气开采流程
海上油气田开采可划分为勘探评判、前期研究、工程建设、油气生产和设施弃置五个时期：
勘探评判时期：在第一口探井有油气发觉后，油气田就进入勘探评判时期，这时开发方面的人员就开始了解该油气田情形，开展预可行性研究，将今后开发所需要的资料要求，包括销售对油气样品的要求，提交勘探人员。

前期研究时期：一样情形，在勘探部门提交储量报告后，才进人前期研究时期。

前期研究时期要紧完成预可行性研究、可行性研究和总体开发方案(ODP)。

前期研究时期也将决定油气田开发基础，方案的优化是最能提高油气田经济效益的手段。

因此，在可行性研究和总体开发方案( ODP 〕上都要组织专家进行审查，并得到石油公司高级治理层的批准。

工程建设时期：在工程建设时期，油藏、钻完井和海洋工程方面的要紧工作是成立各自的项目组，建立有效的组织结构和治理体系，组织差不多设计编写并实施，对工程质量、进度、费用、安全进行全过程的治理和操纵，使之达到方案的要求。

油藏项目组要紧进行随钻分析和井位、井数等方面调整；钻完井项目组紧密与油藏项目组配合进行钻井、完井方案的实施；海洋工程项目组负海上生产设施的建筑；生产方面的人员也会提早介入，并进行投产方面的预备。

生产时期：生产时期在油气田开发过程中连续的时刻最长，从油气田投产开始，直至油气井废弃为止。

该时期由于平台到处有油、气的存在，操作人员除进行正常的设施操作和爱护外还需要经常配合钻完井方面人员进行钻井、完井、修井等方面的作业，有时还要配合地面工程设施的改造，因此，安全工作尤为重要。

弃置时期：海上油气生产设施的退役和拆除是海上油气田开发的组成部分和最后一个工作环节。

设施废弃处置，不仅涉及拆除技术、费用，而且涉及海洋环境的爱护。

油气田设施弃置不仅要遵守国内有关法律、法规，而且需要履行国际公约所承担的义务。

三、海上油气开采工程系统构成
海洋石油工程建设的目的是为油气田生产提供必要的生产设施，要紧有海上生产设施、油气储运设施及陆地终端三个部分。

1.海上生产设施
海上生产设施是指建立在海上的建筑物。

由于海上设施是用于海底油气开采工作，加上海洋水深及海况的差异、油气藏类型和储量的不同、开采年限不一，因此海上生产平台类型众多。

差不多上可分为海上固定式生产设施〔导管架式平台、重力式平台和人工岛以及顺应塔型平台〕、浮式生产设施〔潜式平台、TLP、SPAR及FPSO等〕、水下生产设施等三大类。

2.油气储运设施
海上油田原油的储存和运输，差不多上有两种：储油设施安装在海上，采纳运输油轮将原油直截了当运往用户；或利用安装海底输油管道将原油从海上输送到岸上的中转储油库，然后再用其他运输方式运往用户。

海上气田的气一样采纳海底长输管线进行外输到岸上终端，然后再用其他运输方式运往用户。

3.陆地终端
陆上终端是建筑在陆地上，通过海底管线接收和处理海上油气田或油气田群开采出来的油、气、水或其混合物的油气初加工厂，是海上终端的延伸。

它一样设有原油或轻油脱水与稳固、天然气脱水、轻烃回收和污水处理以及原油、轻油、液化石油气储运等生产设施，并有供热、供排水、供变电、通讯等配套的辅助设施与生活设施。

因此它具有大规模集中处理和储存油气，几乎不受气候阻碍的优点。

第二章海上油气生产系统
海上油气田开发具有高投入、高风险、高科技、高收益等特点，选择合适的生产设施和生产技术是减少海上油气生产投入的关键。

为此，世界各大石油公司研制开发了适合不同海域、不同海况和不同产量的海上生产系统。

本章要紧就海上油气生产系
统的模式、平台型式、上部组块、水下生产系统和油气输送系统进行阐述，对海上油气生产系统的总体概况进行介绍。

第一节开发模式
要进行海上油气的开发，必须有井口系统、生产、辅助系统，还必须有钻井、安全和生活方面的系统，如何合理布置这些系统就要依照油气田的特性、规模、地理位置和海洋环境的具体情形而定，一样布置可分为全海式和半海半陆式两大类。

一、全海式海上油气田开发生产模式
全海式确实是将开采和生产处理的全过程都在海上完成，经处理的合格原油由海上用穿梭油轮外输或管道外输。

固定式生产设施、浮式生产设施和水下生产设施的不同组合形成了海上油气田全海式生产模式。

国内全海式油气田的几种组合形式：
1.井口平台+中心处理平台+储油平台及输油码头〔渤海的第一个海上油田－埕北油田〕
2.井口平台+浮式生产储油轮〔FPSO〕，由海底管线和电缆相连〔涠州10-3，绥中36-1，惠州油田群等油田〕
3.水下井口+浮式生产系统由海底管线相连〔如南海流花11-1油田，陆丰22-1油田〕
4.自升式平台+漂浮软管+两点系泊的FSO
二、半海半陆式海上油气田的开发生产模式
半海半陆模式由海上生产设施、陆上处理设施〔陆上终端〕和连接它们的海底管线组成。

在海上平台〔井口平台、中心处理平台〕上，将井流物在平台上计量并作简单处理后，用海底管线将油气集中输送到陆上终端做进一步的处理。

陆上终端对原油进行处理、储存和外输。

天然气和伴动气分离成为干气和其他深加工原料〔如液化气和轻油〕，再经管线或汽、火车向外运输〔如锦州20-2油气田〕。

采取此形式开采的油气田一样距海岸较近，专门是气田的开发及在具有较多的伴动气能够利用时。

由于气体的净化、分离等设施较复杂，占地面积多，且危险性也比较大，在海上建气体处理平台造价远高于海管的铺设和在陆上建处理厂，因此从经济和安全的考虑，半海半陆式是最合适的模式。

第二节要紧平台形式
海洋平台要紧是用于海洋石油勘探、开发，由于海洋水深和其他海况相差悬殊，因此海洋平台也设计成专门多种，以更好的适应具体环境。

依据其结构形式的不同，将其分为：导管架平台、重力式平台、顺应塔式平台、自升式平台、半潜式平台、张力腿平台、浮式柱状海洋平台〔以下称为SPAR〕以及FPSO等八种，如上图所示。

一、导管架平台
导管架平台是通过打桩的方法将钢质导管架式平台固定于海底的一种固定式平台。

导管架平台是最早使用的，也是目前技术最成熟的一种海上平台。

迄今为止世界上建成的大、中型导管架式海洋平台已超过2000座。

导管架平台要紧由三部分组成：上部模块、导管架和桩基础。

导管架平台的技术特点：
1〕导管架平台要紧由杆件组成。

各杆件相交处形成了杆结点结构，由于结点的几何形状复杂并受焊接阻碍，故其应力集中系数专门高，容易发生各种形式的破坏。

对杆节点的校核是导管架分析的重要环节，API等规范对管节点的设计都有明确要求。

2〕导管架是刚性结构，是靠自身的结构刚性来抵制外部载荷的，一样要求导管架不能随着波浪的冲击而大幅摆动。

因此当水深越深时，要达到结构要求的刚性，必须增加材料，以致成本会成几何级数增长。

因此，导管架结构不适合在较深的海域。

3〕随着工程技术水平的进展，导管架形式越来越多。

4〕导管架平台的分析运算一样包括就位、装船、运输、吊装、地震、疲劳等，需依照这一系列工况的分析和运算，最终确定结构形式及构件尺寸。

5〕导管架的形式专门大程度上取决于当地的运输及海上安装能力及设备。

如海上吊装能力足够大，那么导管架设计成吊装下水形式；如吊装能力不够，那么导管架必须设计成滑移下水形式，需要专用的带滑道的下水驳船。

导管架平台的优点：1〕技术成熟、可靠；2〕在浅海和中深海区使用较为经济，专门在浅海的边际油田，导管架平台有较强的成本优势；3〕海上作业平稳、安全。

导管架平台的缺点：1〕随着水深的增加，导管架平台的造价成指数级增长，因此不能连续向深水进展，一样适用于水深200米以内的油气田；2〕海上安装工作量大，制造和安装周期长；3〕当油田推测产量发生变化时，对油田开发方案调整的灵活性较差。

二、半潜式平台
半潜式生产平台是用于深海钻井及采油的一种平台型式，最初由半潜式钻井平台改造而成，由于其专门适合深水开发，现在的半潜式生产平台一样为新建平台，要紧集中在墨西哥湾、北海和巴西海域，最深水深将达到2414米。

半潜式平台一样选择适用的水下生产系统，并利用FPSO觧决原油的贮运问题。

除常规的动力系统和公用系统外，半潜式生产平台包括：船体和甲板系统、锚泊定位系统、生产系统和立管等，综合生产平台可能还有钻完井系统。

三、张力腿平台
张力腿平台是一种垂直系泊的顺应式平台。

1954年，美国的R.O.Marsh领先提出了采纳倾斜系泊索群固定的张力腿平台方案。

1984年，Conoco公司在北海148米
水深的Hutton油田安装了世界上第一座张力腿平台。

在此后20多年中，张力腿平台得到飞速进展，在建和在役的张力腿平台共有23座，大部分在墨西哥湾，最深工作水深达1425米。

张力腿平台通常简称TLP，它由上部设施、甲板、柱型船体、浮筒、张力腿构成，船体通过由钢管组成的张力腿与固定于海底的锚桩相连。

船体的浮力使得张力腿始终处于张紧状态，从而使平台保持垂直方向的稳固。

依照张力腿平台结构形式进化的时期，大致能够将它们分为第一代张力腿平台和第二代张力腿平台。

第一代张力腿平台又称为传统类型的张力腿平台，这种平台一样由4～6根立柱和连接立柱的浮筒组成。

张力腿与立柱的数量关系一样是一一对应的，每条张力腿由2至4根张力筋腱组成，上端固定在平台本体上，下端与海底基座模板相连，或是直截了当接连在桩基顶端。

第二代张力腿平台显现于20世纪90年代初期，它在保持了传统类型张力腿平台优良的稳固性和良好的经济效益同时，同时又降低了建筑成本，使张力腿平台更适合于深海环境。

可分为三大系列：
-Atlantia公司的SeaStar系列单柱式张力腿平台；
-MODEC公司的Moses系列张力腿平台；
-ABB公司的延伸式张力腿平台〔ETLP〕。

尽管张力腿平台种类、形式繁多，但总体上仍可将其按结构分成五部分：平台上部结构、立柱〔含横撑、斜撑〕、浮体〔含沉箱〕、张力腿、锚固基础。

平台上部结构是指TLP底甲板以上的部分，其上设有生产、生活设备和设施。

张力腿平台的系泊方式一样采纳垂直系泊的张力腿系统。

张力腿系泊系统不仅操纵着平台与井口的相对位置，还对其安全性起着决定性的作用。

张力腿平台的系泊系统要紧由两部分组成：
-张力腿〔Tendon〕：张力腿一样是由空心钢管构成，直径从610毫米到1100毫米不等，厚度在20毫米到35毫米。

-锚固基础〔Anchor foundation〕：锚固基础是张力腿平台的另一个重要部分，起着固定平台、精确定位的作用。

其类型要紧有打入桩基础、重
力式基础、吸力锚基础等三种形式。

其中打入桩基础是目前使用最广泛
最具可靠性的基础形式。

张力腿平台的优点：1〕可采纳干式采油树，钻井、完井、修井等作业和井口操作简单，且便于修理；2〕就位状态稳固，浮体几乎没有升沉、横摇和纵摇运动；3〕完全在水面以上作业，采油操作费用低；4〕简化了钢制悬链式立管的连接，可同时采纳张紧式立管和刚性悬链立管；5〕技术成熟，可应用于大型和小型油气田，水深从几百米到二千米左右。

张力腿平台的缺点：1〕无储油功能，需海底管线或FPSO配套；2〕对上部结构的重量专门敏锐。

载重的增加需要排水量增加，因此又会增加张力腿的预张力和尺寸；3〕整个系统刚度较强，对高频波动力比较敏锐；4〕由于张力腿长度与水深
成线性关系，而张力腿费用较高，水深一样限制在2000米内。

四、SPAR平台
1987年，Edward E Horton第一提出一种专门用于深海钻井和采油的浮式圆柱形R平台〔SPAR〕并获得专利。

1996年，第一座SPAR深海采油平台建成投产，工作水深588米，取得了良好的经济效益。

目前，全世界共有13座SPAR平台，继张力腿平台之后，SPAR差不多成为当今世界上深海油气开采的第二大主力平台类型。

目前世界上最深的SPAR平台是位于墨西哥湾的Devils Truss SPAR平台，水深1710米，它是桁架式单柱平台。

其进展的时刻顺序，SPAR平台可分为四代，分别是传统SPAR〔Classic SPAR〕、桁架式SPAR〔Truss SPAR〕、蜂巢式SPAR〔Cell SPAR〕以及属于第四代的最新设计的湿式采油树式SPAR〔Wet tree SPAR〕。

SPAR平台要紧由浮体、上部组块和系泊系统组成，浮在水面的浮体支撑上部甲板结构，并通过具有张力的系泊系统固定在海底。

这种平台的上部甲板由一根或多根的圆筒形柱体结构支撑，柱体下方用垂直的或斜向张力索系泊定位，具有专门好的稳固性。

并通过底部压载使浮心高于平台重心，形成不倒翁的浮体性能。

浮体也称主体，是SPAR平台的重要组成部分。

传统式SPAR〔Classic SPAR〕平台，其主体为封闭式单柱圆筒结构，主体长度一样在200米以上，直径在20米以上。

主体要紧由三个舱组成，从上向下依次为：硬舱、中段、软舱。

桁架式SPAR平台：上部浮力系统和下部压载系统与传统式相似。

中段为开放式的框架结构，采纳垂荡板，分为数层。

桁架部分是一个类似于导管架结构的空间钢架, 比传统SPAR 平台的中段结构, 能够节约大约50% 的钢材，同时也减少了水流阻力。

蜂巢式SPAR平台〔又称多柱式SPAR〕：主体结构是由几个直径较小的筒体〔约6～7米〕组成，形成一个大浮筒支撑上部结构，再由专门多在它们间隙间的水平的和垂直的结构单元将整个结构连接起来。

湿式采油树SPAR平台：与桁架式SPAR平台不同，采纳湿式采油树，能够适应更恶劣的海洋环境，目前这种SPAR仍旧在研究和设计过程中。

SPAR平台的系泊系统，其作用是把平台锚泊在海底的桩基础上，使平台在环境力作用下的运动操纵在承诺范畴内，SPAR的系泊缆是在一定的预张力作用下形成了一种半张紧半放松的状态，因此能够在其自身重力作用下自然悬垂形成悬链线形，下桩点在水平距离上远离平台主体，由多条系泊索构成的缆索系统覆盖了专门宽敞的区域。

平台的定位力要紧由各条系泊缆索的位能和平台主体的惯性力来提供。

SPAR平台的优点：1〕具有可迁移性；2〕对上部重量不敏锐；通常主体结构的增加会导致主体部分的增加。

但对锚固系统的阻碍不敏锐；3〕可同时采纳张紧式立管和刚性悬链式立管；4〕升沉运动和张力腿式平台比较要大的多，但和半潜式平台比较仍旧专门小。

5〕与TLP平台相比在更深水域开发投资费用低；6〕由于其浮心高于重心，因此能保证无条件稳固；7〕立管等钻井设备能装置在SPAR内部，从而得到有效的爱护；8〕机动性较大。

通过调剂系泊系统可在一定范畴内移动进行钻井，重新定位比较容易9〕可支持水上干式采油树，直截了当进行井口作业，便于修理。

SPAR平台的缺点：1〕顶端张紧立管〔TTR〕和支撑以及筒体底部的立管容易产生疲劳；2〕筒体易产生涡激振动，使浮筒、立管和系泊系统产生疲劳。

五、浮式生产储卸油装置〔FPSO〕
浮式生产储卸油装置〔FPSO〕，随着水下井口的显现，上世纪70年代后期，FPSO 最先由Shell和Petrobras公司用于近海油田开发。

1994年起，FPSO的数量开始快速增长，目前已超过148艘，占所有浮式生产系统总和的一半以上，被广泛应用于北海、巴西沿海、中国沿海、东南亚海域、地中海、澳大利亚沿海和非洲西海岸等世界各大海域，成为海上浮式油气生产的主流设施。

FPSO要紧是由上部模块、船体和系泊系统三部分组成。

1.上部模块：FPSO的上部模块由生产模块和生活模块组成，设在主甲板之上。

一样上甲板尾部布置用于穿梭油船串靠的系泊设备及卸油系统。

生活模块布置在上甲板首部或尾部。

在上甲板上布置生产工艺、热介质、计量、发电、变压器室和操纵室模块。

在上甲板或顶层甲板上设置一定高度的火炬塔。

2.船体：典型的FPSO 外壳是船型的，也有建成圆形浮筒式或平板驳等形式FPSO 的船体专门大部分舱室是用来储存经处理合格的原油，其储油能力一样由油田的产量和穿梭邮轮的往返周期决定。

其他还有压载水舱、燃油舱、淡水舱、机泵舱、工艺舱室等。

3.系泊系统：FPSO的设计关键问题之一确实是如何选择经济有效的系泊系统来满足特定的操作要求，专门是深水和超深水。

要紧考虑以下几点因素：最大波高、风速和流速、船体尺寸、水深、立管系统对船体运动的要求。

现有的FPSO系泊系统有固定系泊系统〔使用锚和锚链〕和动力定位系统〔借助推进器、卫星和GPS等定位技术〕两大类。

固定系泊系统能够分为可解脱系统和永久系泊系统。

目前，大多数FPSO采纳的是永久系泊方式，设计成能够抵御在服役期间可能显现的各种环境工况。

固定系泊系统通常又被分为多点锚泊系统〔Spread Mooring〕和单点系泊系统〔Single Point Mooring〕。

多点系泊系统承诺FPSO系泊在固定位置，与单点系泊相比，该系统的系泊和立管系统不是一个整体，而是各自独立的。

系泊链直截了当与FPSO相连，立管那么通常悬挂在船体舷侧与管汇连接。

该种系泊方案不具有完全风向标效应，即围着系泊做360°旋转，但能够通过对锚链的张紧和放松操纵形成一定角度的风标效应。

多点锚泊系统要紧用于环境条件温顺、风浪方向比较固定的海域，例如西非和东南亚，而在环境条件比较恶劣的海域，如北海、西设得兰群岛、中国南海，都采纳单点系泊的FPSO来减少环境因素产生的荷载。

单点系泊确实是承诺FPSO绕着某一个基点产生风标效应而旋转，承诺旋转360°，使船体受力达到最小。

单点系泊装置〔简称〝单点〞〕作为浮式储油装置的系泊点具有双重作用：其一是保证浮式生产储油装置围绕单点360度自由转动；其二是作为浮式生产储油装置油、气、水进出的通道。

FPSO具有项目进展快、可采纳旧油轮改造〔初始投资低〕、可储油、可海上卸油
〔不需要海底管线〕等优点。

FPSO的缺点：1〕目前只能使用于油田，用于气田开发的LNG FPSO现在处于论证时期；2〕必须是湿式采油树，修井作业费用高；3〕某些海域旋转塔投资费用高。

第三节上部组块
一、上部组块概述
海上油气开发中的上部组块是指结构支撑的上部油气生产设施，将海底油〔气〕藏中的原油或天然气开采出来，通过采集、油气水初步分离与加工，短期的储存，装船运输或经海管外输。

海上上部组块的特点：
1.上部组块的设备安全可靠性要求高，要保证操作人员的安全、保证生产设备的正常运行和爱护。

2.海上油气生产设施应设置污水处理设备，还应备有原油泄漏的处理设施。

3.平台上的设备尺寸要小，效率高，布局要紧凑，自动化程度高，一样都设置中央操纵系统来对海上油气集输和公用设施运行进行集中监控。

4.要有可靠、完善的生产生活供应系统。

一样情形下，海上生产辅助设施应有7 ～10 天的自持能力，以保证正常的生产运行和人员生活。

5.海上油田一样采纳平台自发电集中供电的形式。

一样情形下，海上平台利用燃气透平驱动发电机发电，平台间的供电是通过海底电缆实现的。

6.海上生产和安全的保证通讯系统关于海上安全生产是必不可少的。

二、上部组块的模块的系统构成
(一)生产系统
海上油气田的生产系统要依照采油方式、油品性质以及投资回收等因素来确定，下面介绍几种要紧的系统。

1.油气的开采和聚拢
油气的开采和聚拢分为自喷和人工举升两种。

目前国内海上常用人工举升方式为电潜泵采油。

由于电潜泵井需进行检泵作业，因此平台上需设置修井机进行修井作业，或用自升式钻井船进行修井。

采出的井液经采油树输送到管汇中，管汇分为生产管汇和测试管汇。

测试管汇分别将每口井的产出井液输送到计量分离器中进行分离井计量。

一样情形下，在计量分离器中进行气液两相分离，分出的天然气和液体分别进行计量。

液相采纳油水分析仪测量含水率，从而测算出单井油气水产量。

生产管汇是将每口油井的液体聚拢起来，并输送到油气分离系统中去，也能够通过多路阀进行。

2.油气处理系统
从生产管汇聚拢的井液输送至三相分离器中，三相分离器将油、气、水进行初步分离。

分离出的原油因还含有乳化水，往往需要进人电脱水器进一步破乳、脱水，才能使处理后的原油达到合格的外输要求。

分离出的原油假如含盐量比较高，会对炼厂加工带来危害，阻碍原油的售价，因此有些油田还要增加脱盐设备进行脱盐处理。

为了将原油中的轻烃组分脱离出来，降低原油在储存和运输过程中的蒸发损耗，需要进行原油稳固，海上油田原油稳固的方法采纳级次分离工艺，最多级数不超过三级。