近海油气田开采工程设施

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2 中国近海近海油气田
2.2 中国近海已开发的海上油气田分布情况
我国的海上石油勘探始于1964年1月，从大 庆、新疆克拉玛依等油田来了100多名石油 工人到塘沽，在没有船舶、没有钻井平台 的情况下，依靠竹排拉着陆用钻机在曹妃 甸附近的一个潮汐岛上开始海上第1次钻探 。经过海洋石油人近半个世纪的努力，现 在，中国海洋石油总公司已是国内外知名 企业，进入了世界500强。到今年年底，我 公司的油气产量将达到5000万吨，是一个 海上大庆，接近我国石油总年产量的1/3（ 去年中国的石油年产量为16000万吨）。

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3 海上油气田开采工程模式
3.3 陆上处理方式（管输上岸）
陆上处理方式就是：海上井口平台采出来的油气水的混合物直 接由海底管线输送到陆上的处理厂进行处理，生产出来的商用 原油直接在当地销售，或在输油码头装船销售。海总的SZ36-1 油田、JZ20-2气田、平湖气田、崖13-1气田、东方1-1气田、涠 洲油田群和将要开发的荔湾3-1气田都是采用这种方式。此种开 采模式的主要优点是：
，油气田开采的工程设施有所不同。渤海油田全海式 开发的主要工程单元有：
井口平台若干 + 中心（生活动力）平台（规模较小的 油田没有）
FPSO(或FSO) + 塔式软刚臂单点系泊装置
海底管线 + 海底电缆
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4.1.1 浮式生产系统
PL19-3油田
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4 海上油气田开发的主要工程单元
蓬莱19-3油田工程设施
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3.1.1 浮式生产系统
惠州油田群整体开发工程设施
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3.1.1 浮式生产系统
文昌13-1/2油田整体开发工程设施
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3.1.1 浮式生产系统
绥中36-1 油田开发(I期)工程设施
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3.1.1 浮式生产系统
对小型油气田不适合，效益不好
若当地没有足够的油气用户，会增加销售 费用
不适用于离岸太远的油气田
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3.3 陆上处理方式
SZ36-1油田开发工程设施
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3.3 陆上处理方式
SZ36-1陆上处理厂
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荔湾3-1－流花 – 番禺气田区域开发工程设施
海上设施简单，只需建若干井口平台和生活动力平台及海底管 线
对离岸近的大、中型油气田，投资省，效益好
若当地有足够的油气用户，销售较方便
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3 海上油气田开采工程模式
3.3 陆上处理方式（管输上岸） （续）
陆上处理方式的主要缺点是：
陆上要建处理厂和大型基地，要与当地政 府打交道
单位名称－序号
PY35-1 PY35-2
LH29-1
LH34-2 LW3-1
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3.3 陆上处理方式
JZ20-2陆上处理厂
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3.3 陆上处理方式
涠洲陆上终端
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4 海上油气田开发的主要工程单元
4.1 全海式
4.1.1 浮式生产系统 根据水深不同，FPSO系泊方式不同，油田规模不同
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4.1.1 浮式生产系统
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4.1.1 浮式生产系统
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4 海上油气田开发的主要工程单元
4.1.2 固定平台与海中码头
固定平台与海中码头的油田开采方式的主 要工程单元有：
井口平台 + 生活动力平台
油罐平台 海底管线 + 海底电缆
靠船码头
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4.1.2 固定平台与海中码头
埕北油田工程设施
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4 海上油气田开发的主要工程单元
4.1.3 人工岛 用人岛开发油气田，它的主要工程单元有： 人工岛（钻井、采油、动力、生活与储油） 靠船墩（用于外输与供给）
若管输上岸，则可能有长堤或海底管线 ，有陆上 终端
经济性好，离岸越远的油田经济性越好
投资风险较小，因为FPSO可重复利用；废弃费用低
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3 海上油气田开采工程模式
3.1.1 浮式生产系统 （续）
﹥开采设施与陆地无关，免去了许多麻烦和 费用
海上生产，海上直接销售，管理容易
■ 它的主要缺点是：
系泊系统与立管系统技术复杂，要求高， 一些关键技术我国还没有掌握；费用较高
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2 中国近海近海油气田
2.2 中国近海已开发的海上油气田分布情况 （续 ）
目前我国的海上油气田主要分布在渤海，
南海的珠江口盆地、北部湾和东海。海总 在海上已开采的油气田有40多个，建立的 海上固定平台有100多座。到今年年底，海 总的渤海油气田的产量为3000万吨，南海 东部分公司的油气产量将达1000万吨，南 海西部分公司的油气产量将达1000万吨。
4.1 全海式 4.1.1 浮式生产系统 （续） 南海油田全海式开发的主要工程单元有：
井口平台若干 + 中心（生活动力）平台（规模较小的 油田没有） + / 或 水下井口与水下管汇
FPSO(或FSO) + 内塔式单点系泊装置 + 立管系统
海底管线 + 海底电缆
＞ FPS (Floating Production System) （仅LH11)
技术难度低，建造、安装比较容易
对浅水、小型油田，投资成本较低
操作、管理比较方便
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3.1 全海式
3.1.2 固定平台与海中码头 （续） 它的主要缺点是： 储油量小，不适合储量大、产量高的油田 不适合深水油田，对深水油田投资成本高
外输油轮要旁靠海中码头，外输作业受海 况影响大
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3.1.1 浮式生产系统
流花11-1油田开发工程设施
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3.1.1 浮式生产系统
陆丰22-1油田工程设施
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3.1 全海式
3.1.2 固定平台与海中码头
固定平台与海中码头是最早期的海上油田 开发模式，上世纪80年代初，海总与日本 合作在渤海开发的第1个油田—埕北油田就 是采用这种模式。它的主要优点是：
深水天然气珠海高栏终端 荔湾天然气 中心平台
PY34-1
开发工程包括：与哈斯基合作的LW3-1及 LH29-1（在评价）、LH34-2 （在评价) 气田；自营的PY34-1/PY35-1/PY35-2气 田；今后潜在的待发现气田。
荔湾开发项目工程设施包括：哈斯基负责 实施的水下井口及管线和脐带缆等； CNOOC负责实施的荔湾中心平台、外输 海底管线及陆上终端。
油田工程投资省，工程单元少，结构简单，技术 成熟、建造周期短
可重复利用，投资可从几个油田回收
油田报废时废弃的结构物少，废弃费低
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3.1 全海式
3.1.4 自升式采储平台（“蜜蜂式”开采方 式） 可迁移的自升式采储平台的主要缺点是：
储油量有限（海洋石油161只有4000方），只适 用于产量低的小型边际油田的开发
2.1 中国海上油气藏分布
我国的海上油气资源主要分布在渤海、南中国海 （珠江口盆地、西沙群岛与南沙群岛附近海域） 、北部湾、东海大陆架（包括钓鱼岛附近海域） 。由于国力所限，南沙群岛离大陆太远，南沙群 岛附近的油田部分已被越南、印尼、菲律宾等国 所开发。因与日本有钓鱼岛领土的争议，所以， 钓鱼岛附近也未勘探与开发。
不需建造FPSO和价格昂贵的单点系泊系统
陆上可建大容量的油罐，外输不会受天气的制约
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3 海上油气田开采工程模式
3.2 半海式 （续） 半海式开采模式的缺点是： 不适用于离岸远的油气田
要与当地政府打交道，会带来许多烦心事 ，且营运费会比较高
投资成本有可能比全海式还要高
JZ9-3油田情况 （钢筋混凝土结构的人工岛）
储罐设计容积16700M3，有效储 油14000M3；原油处理设计能力 2000M3/D
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3.1 全海式
3.1.4 自升式采储平台（“蜜蜂式”开采方 式） 可迁移的自升式采储平台是近年来才出现的一种 采油装置，它是针对油气储量不多、产量不高、 油田寿命不长的边际油田而开发的。它可用作新 油田的长期试油。它的主要优点是：
两点系泊的外输油方式对海况条件要求严，不适 用于恶劣的海况环境条件
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3.1.4 可迁移自升式采储平台
渤中3-2油田开采工程设施
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3.1.4 可迁移自升式采储平台
渤中3-2油田开采工程设施
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3 海上油气田开采工程模式
3.2 半海式
半海式是离岸较近的油田的一种开采方式。海上井口平台 采出的油流送到生产处理平台加工成商用原油后由海管输 送到陆上油罐储存，外输时由管线送到海岸附近的输油单 点，外输油轮系于CALM单点装油。此种开采模式海总虽 然没有采用过，但在QHD32-6油田的ODP阶段曾考虑过这 一方案，后因费用高，且还需与当地政府打交道，太烦而 被淘汰。这种开采模式的优点是：
1 近海油气
世界油气资源一半以上在海上，主要分 布在墨西哥湾、北海、西非、巴西沿海 、波斯湾、东南亚、澳大利亚沿海、南 中国海、渤海、里海、地中海、北部湾 、中国东海等海域。世界天然气储量的 45%在海上。未来，世界油气开采的主 要目标在海上，而且，越来越向深海发 展。
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2 中国近海近海油气田
不适用规模小的边际油气田，不经济
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3.1.1 浮式生产系统
秦皇岛32-6油田开发工程设施
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3.1.1 浮式生产系统
渤中28-1油田工程设施
单位名称－序号
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3.1.1 浮式生产系统
渤中34-2/4油田工程设施
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3.1.1 浮式生产系统
近海油气田开采工程设施
近海油气田开采工程设施
1 近海油气
2 中国近海油气田
3 海上油气田开采工程模式，适用性及其 优缺点
4 海上油气田开采的主要工程单元
5 边际油气田的开发
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近海油气田开采工程设施
6 我国在海上油气田工程中的优势与弱项
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近海油气田开采工程设施
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3.1.2 固定平台与海中码头
埕北油田开发工程设施
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3.1 全海式
3.1.3 人工岛
人工岛是开采近岸浅海油气田比较经济的 一种开发模式，海总、中石油、中石化在 渤海油田的开发中都有应用。人工岛的构 筑方式有：填土、钢筋混凝土结构。它的 主要优点是：
结构简单，投资费用较低
内部可储油
耐腐蚀、可抗冰
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ቤተ መጻሕፍቲ ባይዱ26
3.1 全海式
3.1.3 人工岛 （续） 人工岛的主要缺点是：
不适用于深水，随水深增加费用增加较快
如果用砂、石和土作材料，离岸越远费用 增加越快
离岸很近的油气田最好采用人工岛采油， 管输到岸上处理厂进行油气水处理的方式
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除了海总的海上油气田，中石油、中石化
在渤海也有油气田，主要分布在黄河口、 辽河口、黄骅近岸等海域。
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中国海洋石油总公司海上油气田分布图
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3 海上油气田开采工程模式
海上油气田开采的主要工程模式有：
全海式，即所有工程设施都在海上
半海式，即开采的工程设施主体部分在海 上，辅助部分在陆地上
陆上处理方式，即海上采出的油气水混合 物用海底管线混输到陆上处理厂进行处理 ，并在码头装船或管输到其他地方进行销 售
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3 海上油气田开采工程模式
3.1 全海式 全海式开采模式又分为以下几种方式：
浮式生产系统
固定平台与海中码头
人工岛（填土式人工岛、钢质/混凝土人工 岛）
自升式采储平台（ “蜜蜂式”开采模式）
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3 海上油气田开采工程模式
3.1.1 浮式生产系统
浮式生产系统是以FPSO（Floating Production Storage and Offloading unit)或FSO为主体的海上 油田开采的工程设施。它的主要优点有：
能适用各种水深（至3000m)、各种产能规模的油气 田
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JZ9-3油田工程
储罐设计容积16700M3， 有效储油14000M3；原油 处理设计能力2000M3/D
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4 海上油气田开发的主要工程单元