海上油气田开发模式及实例
合集下载
相关主题
- 1、下载文档前请自行甄别文档内容的完整性，平台不提供额外的编辑、内容补充、找答案等附加服务。
- 2、"仅部分预览"的文档,不可在线预览部分如存在完整性等问题,可反馈申请退款(可完整预览的文档不适用该条件!)。
- 3、如文档侵犯您的权益，请联系客服反馈,我们会尽快为您处理(人工客服工作时间：9:00-18:30)。
半海半陆式的开发有以下三种模式：
（1）井口平台+中心平台+海底管道+陆上终端。如平湖油气田、;水下井口+海底管道+陆上终端。如乐东22—1气田。
（3）井口/中心平台（填海堆积式）+陆桥管道+陆上终端。
1.3 海洋石油工程中的管道运输
1.3.1 海管深度分类
海水深度在400m以内属于常规水深，浅海油气田的油气井一般集中在井口平台，油井产物在井口平台汇合后通过海底油气集输管道送到生产平台（中心平台），在中心平台进行气液分离，初步脱水，然后由海底输油、输气管道送到陆上终端。海底油气集输管道中基本是油、气、水（或砂）多相流动，海底输油管道基本上是油、水两相流动，海底输气管道中输送的是经过初步处理或未处理的天然气（一般是天然气凝析液管道）。连接各平台的海底集输管道和输水管道包括平台立管和海底立管多为U型结构，海底输油、输气管道一般距离较长。水深在400m以上便认为是深海，1500m以上的是超深海。
（2）海底输油管道和输气管道
海上油田的生产平台相当于陆上油田中常见的转油站，它接收各进口平台的产物，进行油、气、液初步分离，然后通过管道输往陆地终端或下游的生产设施。如果油田产气较多，则需要建设独立的输油、输气管道进行气、液分离，所以称为海底输油或者输气管道。海底输油管道的管径一般大于海底集输的管道，距离也较长，我国最长的海底输气管道长度接近800km。
第1章 绪论
1.1 课题背景及目的、意义
随着我国经济的发展，对能源的需求量不断增长，能源的缺口继续扩大，石油的进口量逐年攀升。国际上，随着北海、墨西哥湾等海上油气田的陆续建成投产，海洋石油开发进入快速发展时期，墨西哥湾、巴西、西非钻探和作业水深记录不断刷新，海洋开发已经将目光转向3000m的深水油气资源。海洋石油是满足全球能源需要的主要能源[1]。我国的海洋油气资源十分丰富，根据第三次全国石油资源评价结果，中国海洋石油资源量为246亿吨，占全国资源总量的23%；海洋天然气资源量为16万亿立方米，占总量的30%，这些资源是我国能源安全的重要保障。20世纪70年代中期，我国石油工业开始向海洋进军，至今相继建成了渤海、东海及南海东部和西部等浅海油气田，形成了5000万吨/年的生产能力。21世纪初以来，我国海上石油开发向深海迈进，“海洋石油981深水钻井平台”“海洋石油201深水铺管船”等关键设备已投入使用，特别是2017年5月，我国首次海域可燃冰试采成功，又是一个历史性突破。随着我国深水石油开发技术的进步和成熟，我国将有能力在南海西沙、中沙和南沙等海域建设石油生产基地，进军深蓝石油强国之列。
1.3.2 海管功能分类
海底石油管道按功能划分为海底油气集输管道、海底输油管道、海底输气管道，它们大多数都存在多相流动问题。
（1）海底油气集输管道
浅海油田的井口平台上集中了多口井的采油树，在平台上汇合各油井产物进行计量，然后通过集输管道送到生产平台或者浮式生产船。油井产物包含原油、天然气和水，有时也含砂，所以集输管道中是三相（或四相）流动，如果油水混合物比较均匀，把它们合称为液相，也可以说是气、液两相流动。石油多相流是流体力学的一个新的分支，从20世纪70年代以来，随着海上石油的开发而发展。在管道流动中各相的存在有很多种形式，把这种现象称为流动形态，即流型。很多学者认为气、液两相流动存在气泡流、气团流、波浪流、段塞流、环状流和雾状流7种流型。影响流型的因素有很多，其中最主要的有截面相含率、相流速、相物性和管道线路的形状。
（5）水下生产系统回接到固定平台。
（6）井口平台+处理平台+水上储罐平台+外输系统。如埕北油田。
（7）井口平台+水下储罐处理平台+外输系统。如锦州9—3油田[2]。
1.2.2 半海半陆式开发模式
半海半陆式开发中，钻井、完井、原油生产处理是在海上平台进行的，处理完成后通过海底管道或是陆桥管道外输到陆上终端。平台处理的原油可直接进入储罐储存或是进行进一步的处理再进入储罐储存。然后通过陆地输油管网或原油外输码头（或外输单点）外输销售的开发模式。
（2）井口中心平台（或井口平台+中心平台）+FSO（Floating Storage Offloading System 浮式储油外输系统）。如陆丰13—1油田。
（3）水下生产系统+FPSO。如陆丰22—1油田。如流花11—1油田。
（4）水下生产系统+FPS(Floating Production System)+FPSO。如流花11—1油田。
管道运输是油气运输的主要方法之一，具有连续、快捷、安全、经济的特点[3]。由于管道是一个密闭，固定和连续的运输系统，它不需要另外的常规运输设备和装卸设备，不占用道路、航道，能量的消耗只发生在流体运输的方向上，并且仅用于克服流体在管道中的流动阻力和高程阻力，所以可以达到较高的输送效率，能量的利用也很合理。
在海洋油气开发中，海上平台间、平台与终端间通过海底管道连接，组成了一个紧密联系的生产系统，它是海上生产的主动脉。但是海底管道内流动复杂，很多是多相流动，需要对其进行详细的分析，而且输送介质一般含水，有生成水合物的风险，需要结合运行的温度、压力条件分析；海洋中心平台承担接收油气混合物、处理后进行外输的职能，其中压缩机能耗占很大比例，其合理运行对平台的节能来说意义重大。
1.2 海上油气田开发模式及实例
1.2.1 全海式开发模式
全海式开发模式中，井、完井、油气水生产处理，油气储存和外输都是在海上完成的。海上平台还设有电站、热站、生活和消防等生产生活设施。常见的全海式开发模式有：
（1）井口平台+FPSO(Floating Production Storage Offloading System 浮式生产储油外输系统)。如渤中28—1油田，文昌13—1/13—2油田。
在海上油田，井口平台到中心平台到陆上终端一般是一个完整密闭的生产系统，中心平台进行气液首次分离和初步原油脱水，故油品中通常含有一定的水，也含有一定的伴生气。
（1）井口平台+中心平台+海底管道+陆上终端。如平湖油气田、;水下井口+海底管道+陆上终端。如乐东22—1气田。
（3）井口/中心平台（填海堆积式）+陆桥管道+陆上终端。
1.3 海洋石油工程中的管道运输
1.3.1 海管深度分类
海水深度在400m以内属于常规水深，浅海油气田的油气井一般集中在井口平台，油井产物在井口平台汇合后通过海底油气集输管道送到生产平台（中心平台），在中心平台进行气液分离，初步脱水，然后由海底输油、输气管道送到陆上终端。海底油气集输管道中基本是油、气、水（或砂）多相流动，海底输油管道基本上是油、水两相流动，海底输气管道中输送的是经过初步处理或未处理的天然气（一般是天然气凝析液管道）。连接各平台的海底集输管道和输水管道包括平台立管和海底立管多为U型结构，海底输油、输气管道一般距离较长。水深在400m以上便认为是深海，1500m以上的是超深海。
（2）海底输油管道和输气管道
海上油田的生产平台相当于陆上油田中常见的转油站，它接收各进口平台的产物，进行油、气、液初步分离，然后通过管道输往陆地终端或下游的生产设施。如果油田产气较多，则需要建设独立的输油、输气管道进行气、液分离，所以称为海底输油或者输气管道。海底输油管道的管径一般大于海底集输的管道，距离也较长，我国最长的海底输气管道长度接近800km。
第1章 绪论
1.1 课题背景及目的、意义
随着我国经济的发展，对能源的需求量不断增长，能源的缺口继续扩大，石油的进口量逐年攀升。国际上，随着北海、墨西哥湾等海上油气田的陆续建成投产，海洋石油开发进入快速发展时期，墨西哥湾、巴西、西非钻探和作业水深记录不断刷新，海洋开发已经将目光转向3000m的深水油气资源。海洋石油是满足全球能源需要的主要能源[1]。我国的海洋油气资源十分丰富，根据第三次全国石油资源评价结果，中国海洋石油资源量为246亿吨，占全国资源总量的23%；海洋天然气资源量为16万亿立方米，占总量的30%，这些资源是我国能源安全的重要保障。20世纪70年代中期，我国石油工业开始向海洋进军，至今相继建成了渤海、东海及南海东部和西部等浅海油气田，形成了5000万吨/年的生产能力。21世纪初以来，我国海上石油开发向深海迈进，“海洋石油981深水钻井平台”“海洋石油201深水铺管船”等关键设备已投入使用，特别是2017年5月，我国首次海域可燃冰试采成功，又是一个历史性突破。随着我国深水石油开发技术的进步和成熟，我国将有能力在南海西沙、中沙和南沙等海域建设石油生产基地，进军深蓝石油强国之列。
1.3.2 海管功能分类
海底石油管道按功能划分为海底油气集输管道、海底输油管道、海底输气管道，它们大多数都存在多相流动问题。
（1）海底油气集输管道
浅海油田的井口平台上集中了多口井的采油树，在平台上汇合各油井产物进行计量，然后通过集输管道送到生产平台或者浮式生产船。油井产物包含原油、天然气和水，有时也含砂，所以集输管道中是三相（或四相）流动，如果油水混合物比较均匀，把它们合称为液相，也可以说是气、液两相流动。石油多相流是流体力学的一个新的分支，从20世纪70年代以来，随着海上石油的开发而发展。在管道流动中各相的存在有很多种形式，把这种现象称为流动形态，即流型。很多学者认为气、液两相流动存在气泡流、气团流、波浪流、段塞流、环状流和雾状流7种流型。影响流型的因素有很多，其中最主要的有截面相含率、相流速、相物性和管道线路的形状。
（5）水下生产系统回接到固定平台。
（6）井口平台+处理平台+水上储罐平台+外输系统。如埕北油田。
（7）井口平台+水下储罐处理平台+外输系统。如锦州9—3油田[2]。
1.2.2 半海半陆式开发模式
半海半陆式开发中，钻井、完井、原油生产处理是在海上平台进行的，处理完成后通过海底管道或是陆桥管道外输到陆上终端。平台处理的原油可直接进入储罐储存或是进行进一步的处理再进入储罐储存。然后通过陆地输油管网或原油外输码头（或外输单点）外输销售的开发模式。
（2）井口中心平台（或井口平台+中心平台）+FSO（Floating Storage Offloading System 浮式储油外输系统）。如陆丰13—1油田。
（3）水下生产系统+FPSO。如陆丰22—1油田。如流花11—1油田。
（4）水下生产系统+FPS(Floating Production System)+FPSO。如流花11—1油田。
管道运输是油气运输的主要方法之一，具有连续、快捷、安全、经济的特点[3]。由于管道是一个密闭，固定和连续的运输系统，它不需要另外的常规运输设备和装卸设备，不占用道路、航道，能量的消耗只发生在流体运输的方向上，并且仅用于克服流体在管道中的流动阻力和高程阻力，所以可以达到较高的输送效率，能量的利用也很合理。
在海洋油气开发中，海上平台间、平台与终端间通过海底管道连接，组成了一个紧密联系的生产系统，它是海上生产的主动脉。但是海底管道内流动复杂，很多是多相流动，需要对其进行详细的分析，而且输送介质一般含水，有生成水合物的风险，需要结合运行的温度、压力条件分析；海洋中心平台承担接收油气混合物、处理后进行外输的职能，其中压缩机能耗占很大比例，其合理运行对平台的节能来说意义重大。
1.2 海上油气田开发模式及实例
1.2.1 全海式开发模式
全海式开发模式中，井、完井、油气水生产处理，油气储存和外输都是在海上完成的。海上平台还设有电站、热站、生活和消防等生产生活设施。常见的全海式开发模式有：
（1）井口平台+FPSO(Floating Production Storage Offloading System 浮式生产储油外输系统)。如渤中28—1油田，文昌13—1/13—2油田。
在海上油田，井口平台到中心平台到陆上终端一般是一个完整密闭的生产系统，中心平台进行气液首次分离和初步原油脱水，故油品中通常含有一定的水，也含有一定的伴生气。