油气储运概论 第八章 1 海上油气集输.ppt

1、海上油气集输系统,海上生产集输特点 海底石油管道,第八章,在陆地上采石油，离不开一个个钻井架，在海上钻井，也要有一个立脚点，这就是海上平台。一个海上平台的造价非常高，最便宜也要几亿元，所以，从经济效益考虑，一个大型油田最多只能建立几个平台。在一个平台上向不同方向，同时打出多口井。,第一节海上油气生产和集输系统,集输系统要适应复杂的海洋条件，设备要做到百年一遇。 远离陆地，维修、更换困难，设计时要增大安全系数。 平台生产，设备要高效、小型化。 水下设备和管线对设计、施工和维护要求高 对自动化程度要求高 投资高、风险大、操作费用高，开发原则是高速开采、高速回收。,一、海上油气生产和集输的特点,（一

2、）半海半陆式 气田、油气产量大的大型油田和离岸近的中型油田采用该类集输模式。,二、海上油气生产和集输系统模式,1、固定式导管架型平台 导管架 钢桩 上部甲板 平台功能：钻井、采油、储存和生活 上述功能可以布置在不同平台上。 38根腿的导管架平台广泛用于中浅水深海区。,海上平台的结构形式：,2、混凝土重力式平台 下部底座和支撑腿由钢筋混凝土建造。 重量大，稳定坐落在海底，不需桩基固定。 底座可以储油，储油 容量可达15万立方米。 可以移动,3、张力腿平台 深海石油开采，最大水深2000米 是数组张力管型杆（张力腿）或缆绳系泊于海底桩基上的半潜式船。 只允许平台上部有限度横向运动，不允许上下运动。

3、,比导管架平台造价低。,4、顺应型平台,300米以上水深 有一个很大柔性的底座式结构，其柔性可以使作用其上的外力被平台运动的惯性力抵消。 支撑方式上有：牵索塔型和顺应塔型。,二、国外采油平台主要形式 目前，国外采油平台主要有以下几种形式:,一座顶部安装有甲板的导管架（由 位于海底的桩基支持的由钢管组成的垂 直结构），提供工作人员、钻探设备和 采油设备所需的空间。 在水深小于1650ft.（503m）时是经 济可行的。,导管架平台（FP）,包括一座狭窄的弹性金属塔和桩基，它们可以支撑用于钻孔和生产操作的传统甲板。顺应式平台通过支持一定的侧向变位可以承受较大的侧向力，通常使用深度为15003000

4、ft.（457914m）。,顺应式平台（CT）,包括上部的大型浮式结构，细长的张力腿和 基础结构。它通过充分利用浮力让张力腿受到预 张力，使平台主要处于受拉状态，从而有效地控 制了平台的垂直位移，并能使水平位移大大小于 浮式生产系统，从而保证平台在海洋环境中的安 全，应用水深可达7000ft.（2134m）。,张力腿平台（TLP）,是为了以低成本开发小型深水油藏而研制 的浮动小型张力腿平台，采用传统的深水生产 系统开采这种油藏会很不经济。Mini-TLP也可 作为多用途平台、卫星井平台、或前期采油平 台为大型深水勘探服务，使用水深为1600 3500ft. （4881067m）。世界上第一座M

5、ini-TLP在1998年安装在墨西哥湾。,简易张力腿平台（Mini-TLP）,其结构是一个顶部具有甲板的大直径、单 个垂直的圆筒。它有一个典型的导管架平台顶 部（表面甲板上装备有钻探和采油设备），三 种类型的连接管（采油、钻探和输出），还有 由620根连接到海底的用锚链拉紧的固定的 外壳，应用深度可达10000ft. （3048m）。,SPAR平台（SPAR）,包括一座装备有钻探和采油设备的半潜式平 台（semi-submersibles），它由钢缆和链条锚 固，或者使用旋转推进器动态固定。通过可以承 受平台运动的采油提升管将石油从海底油井输送 到水面甲板。 FPS可用于水深6007500f

6、t.（183 2286m）。,浮式采油系统（FPS）,三、国外深海采油平台发展现状 目前，深海采油平台大部分位于北美的 墨西哥湾地区，下面简要介绍一些已经建成 的深海采油平台： 1导管架平台 导管架平台是大陆架海域使用最广泛的 平台结构形式之一，但该类平台的建造成本 随水深增加而急剧增长，因此一般不用于较 大水深海域。典型的导管架平台如：,位于墨西哥湾Mississippi Canyon Block 194，水深312m。平台高386m，初期开发成本约 8亿美元。拥有61口油井，1979年开始油气开采， 平均日生产能力为72000桶原油和1亿立方英尺 天然气，输油管线直径12in，输气管线直径

7、 16in。在1989-1991的扩展工程中，又增加了20 口油井。,Cognac 导管架平台,1988年建成，位于墨西哥湾GreenCanyonBlock 65，水深412m。初期开发成本约5亿美元，平台高 529m（从海底到火焰燃烧臂），总重超过77000t。 平台拥有60口油井，1989年开始油气生产，初期 生产能力为日产59000桶原油和1亿立方英尺天然 气，管线直径12in，1996年实施扩展工程后，处 理能力增加到日产20万桶原油和3.06亿立方英尺 天然气。,Bullwinkle 导管架平台,2顺应式平台 与导管架平台相比，顺应式平台可适用于更深的海域，国外20世纪6080年代曾

8、出现顺应式平台的研究高潮，但由于TLP，SPAR等其它优秀平台形式的迅速发展，顺应式平台在深海中的实际应用很少。,1998年6月建成，位于墨西哥湾Garden Banks 260，水深503m。 设计油井数量18口。拥有深水底部基础机 构设计和将其在近海任何位置竖立起来的先进 技术，它是第一座没有钢索、铰接安装在接近 海床的两个截面上的顺应式平台。,Baldpate 顺应式平台,位于墨西哥湾Viosca Knoll Block 786，水深535m，开发成本为5.75亿美元。 2000年投入生产，日生产能力为6万桶原油 和1亿立方英尺天然气。,Petronius 顺应式平台,世界上第一座张力腿

9、平台Hutton TLP 1984年安装在北海147m水深处，张力腿平台具有优越的整体性能和较高的商业价值。 Jolliet 张力腿平台 1989年建成，位于墨西哥湾Green Canyon Block 184，水深524m。平台基础采用桩基础形式，首次将张力腿锚固在平台立柱外侧，使张力腿的安装过程大大简化。,3张力腿平台,1992年建成，水深335m。位于挪威大陆架Block 34/4，拥有22口油井，日生产能力可达20.5万桶原 油。 张力腿连接方式与Hutton相同，都是张力腿上 端与平台连接，底端与桩基连接，这种方式造价昂 贵，安装困难，因此后来的张力腿设计都在柱外锚 固。 平台采用裙

10、式重力基础，第一次将混凝土基础 作为大型的吸力锚，比较适合软粘土海底地基。,Snorre 张力腿平台,1993年建成，位于墨西哥湾Garden Banks Block 426，水深872m，是该地区第一座同时支持钻机和全部采油设备的平台。整个工程耗资约11亿美元，平台高1000m（从海底到钻探设备的定滑轮），钢铁部分重量39000t，可以同时承受速度为225km/h的飓风和其引起的22m高的巨浪的冲击。平台拥有32口油井，钻探深度可达7620m，1994年4月投入生产，日产量可达10万桶原油和3亿立方英尺天然气，初始管线直径为12in，经扩展后输油管线直径增加为16in。,Auger 张力腿平

11、台,1995年建成，是世界上第一座混凝土张力腿 平台，位于挪威海域，水深350m。甲板尺寸为 15080m，可容纳350人。顶部重63000 t，日 生产能力为22万桶原油和500万立方米天然气。 平台地质为软粘土，所以采用重力式吸力基础。,Heidrun 张力腿平台,1996年建成，位于墨西哥湾Mississippi Canyon Block 807，水深896 m。初期开发成本约 10亿美元，拥有24口油井，设计生产能力为日产约 22万桶原油和2.2亿立方英尺天然气，随着以后该 地区海底开发的进展还会增长，输油管线直径 18/24 in，输气管线直径14in。平台高991 m（从 海底到钻

12、探设备的定滑轮），钢铁部分重量约 36500 t，可以同时承受速度为225km/h的飓风和 其引起的波高22m的巨浪的冲击。,Mars 张力腿平台,1997年建成，位于墨西哥湾Viosca Knoll Block 956，水深980 m，工程总投资约10亿美元，拥有 20口油井，生产能力为日产7万桶原油和2.6亿立方 英尺天然气，输油管线直径12 in，输气管线直径14 in。平台高1088 m，钢铁部分重约41000 t，可以同 时承受飓风及其引起的巨浪。钻机钻井深度可达海 底之下5791 m，平台底部位于海底的设备承受压力 约100个大气压。,Ram-Powell 张力腿平台,1998年建

13、成，位于墨西哥湾Mississippi Canyon Block 809，水深1158 m。工程总成本约 14.5亿美元，拥有12口油井，1999年开始油气生 产，设计生产能力为日产15万桶原油和4亿立方英 尺天然气，输油管线直径为18in，输气管线直径 为20 in。平台总排水量约97500 t，钢铁部分总重 约63300 t，高1306 m（从海底到钻探设备的定 滑轮），可以同时承受飓风及其引起的巨浪。,Ursa 张力腿平台,2001年建成，位于墨西哥湾Green Canyon Block 158，水深910 m。平台高991 m（从海底到 钻探设备的定滑轮），可承受洋流、飓风及其引 起的

14、巨浪。工程耗资预期低于7.5亿美元，拥有8 口油井，设计最大产量约为日产10万桶原油和1.5 亿立方英尺天然气，管线直径为20in。,Brutus 张力腿平台,2001年建成，位于墨西哥湾Viosca Knoll Block 915，水深988m。工程耗资5 亿美元，日生产能力为4万桶原油和2.5亿 立方英尺天然气。输油管线直径10 in，输 气管线直径14in。,Marlin 张力腿平台,SPAR平台分为两种：传统SPAR（Classic SPAR）和桁架式SPAR（Truss SPAR）。两者之 间的不同在于桁架式SPAR不具有传统SPAR所具 有的储存功能，传统SPAR的壳体是一个吃水深

15、的、 中空的垂直圆筒，而桁架式SPAR的壳体是一个吃 水浅的、中空的圆筒与向下扩展的桁架结构的组合 体。因此桁架式SPAR更轻，更节约成本，两者的 运动性能基本一致。,4SPAR平台,墨西哥湾地区第一座传统SPAR平台，1996年 12月建成。位于墨西哥湾Viosca Knoll 826，水深 588 m。拥有16口采油井，日生产能力为25000桶 原油和0.3亿立方英尺天然气，储量折合约5000- 7500万桶原油。SPAR直径22 m，顶端有效载荷 6600 t。,Neptune SPAR 平台,传统SPAR平台，1998年8月建成，位于墨 西哥湾Green Canyon 205A，水深7

16、89 m。日生 产能力为55000桶原油和0.72亿立方英尺天然气。 墨西哥湾地区第一座钻探、采油SPAR平台。 SPAR直径37m，有效载荷19000 t。 改革与创新技术：SPAR就位后固定压载的 安装；提升管壳体接点设计；浮式张力提升管 设计（1根钻探提升管，2根输出提升管，16根采 油提升管）；水下桩锤；深水沉降系统；球形运 动计算。,Genesis SPAR 平台,第一座拥有外壳部分和桁架部分（与传统外壳 结构相似）的组合式SPAR平台（Truss SPAR）， 2001年4月建成，位于墨西哥湾Mississippi Canyon 85，水深1646 m。日生产能力为5万桶原 油和2

17、.5亿立方英尺天然气。 创新和先进技术：桁架式SPAR（SPAR技术 与固定外壳技术的结合）和最深生产计划（最深 2073 m）；采用管中管技术的钢铁悬链线提升管； 海底油井和生产多样化；甲醇回收。,King SPAR 平台,桁架式SPAR平台，2002年5月建成，油田位于 墨西哥湾East Breaks 112和643，平台处水深1100m。 日生产能力为4万桶原油。 创新技术：单个多腔浮力筒；节省空间的水面 井口装置；3m宽距调节器；海底井口应力接合点 的内部链索接合器（为107m额定钻探偏移误差设 计）；所有顶端拉紧的提升管的张力监测；为将来 输入或输出管线直径可增加到12in预留的通过

18、壳体 的接头；在1128m水深处打桩；在水深1128m处停 泊两艘起重驳船通过两个吊钩吊起甲板。,Boomvang-Nansen SPAR 平台,传统SPAR平台，油田位于墨西哥湾East Breaks (EB) blocks 945 and 989，平台处水深1311 m。拥有8口采油井，一口钻探井，9根钢铁悬链线提升管（SCR），日生产能力为11万桶原油和3.25亿立方英尺天然气，SPAR直径37 m，长215 m，有效载荷为29500 t。,Diana-Hoover SPAR 平台,5简易张力腿平台 简易张力腿平台具有张力腿平台同样的性质和功能，但比张力腿平台更简便，更灵活。,Morpe

19、th 简易张力腿平台 1998年9月建成，位于墨西哥湾Ewing Banks 965，水深515 m。日生产能力为35000桶原油和0.4亿立方英尺天然气，储量约为7000万桶原油。,从概念设计到开始采油仅相隔两年时间； Atlantia SeaStar* Mini-TLP技术首次使用； JRM首次设计和安装钢悬链线提升管； JRM首次在墨西哥湾设计、采购和安装海底系统；墨西哥湾地区首次使用深水非潜水管线旋塞； 墨西哥湾地区首次使用绝缘弹性流线； 首次在海底生产系统中实现从水面TLP移植来的盘绕管路系统访问技术。,创新技术,1999年8月建成，油田位于墨西哥湾Green Canyon 254,

20、 297 & 298，平台处水深1009 m。拥有5口油井，日生产能力为25000桶原油和0.45亿立方英尺天然气。 创新技术有：在Mini-TLP中使用锥形的钛压力接头悬置钢悬链线提升管（SCR）； 直线型水力/电动控制管缆中的高抗倒塌（HCR）软管技术；,Allegheny 简易张力腿平台,从概念设计到开始采油仅用两年时间；绝缘 高压4 in流线钢悬链线提升管（SCR）；提升管 末端多样化（REM）；可替换管网；隔离提升管 负荷到采油树和井口装置；全油田关闭从平台清 管；允许提升管将来用作卫星井生产；可拆卸式 流线盘绕管路系统。,2001年建成，油田位于墨西哥湾Green Canyon b

21、locks 236 and 237，平台处水深640m。 生产能力为日产4万桶原油和0.6亿立方英尺天然 气。 Typhoon创造了墨西哥湾地区快速开发工程的 标准，从油田发现到平台建成仅隔3年时间，从工 程批准到试运行历时约18个月。工程预算1.28亿美 元。,Typhoon 简易张力腿平台,位于墨西哥湾Ewing Bank Block 1003，水深 442m。2001年9月投入生产，生产能力为日产5万 桶原油和0.8亿立方英尺天然气。 海底锚链系统：24in预应力筋腱提供重定位多 功能特性和优秀运动特性。 甲板：三层，5万平方英尺，可容纳一台1200 马力钻机。 海底连接：4座干式采油树

22、；到几口待钻探油 井的连接。 稳定性外型：抵挡215km/h飓风和12m高巨浪。,Prince 简易张力腿平台,6其它类型平台 包括重力式平台和浮式采油系统中的半潜式平台等，随着水深的增加，重力式平台极少应用，半潜式平台的运动性能和定位将难以满足作业要求，故在此不作详细介绍。,位于北海，是世界上最高的重力式平台，高 472m，总重105万吨，在水深303m和波浪最高 达30m的条件下可持续工作70年。平台电力由 陆上供应，拥有世界上第一套全自动钻探设备， 陆上海洋综合控制系统通过光缆将平台与陆上 设备连接起来，是挪威地区该类型平台中第一座 可远程操作的平台。欧洲最大的气田，拥有40 口气井，天

23、然气储量约1.4万亿m3，占世界天然 气探明储量的1%，输气管线直径36in。,Troll A 平台,生产、集输、处理、储存全在海上进行，处理后的原油在海上装船外运。数量大的伴生气一般回注油层，小量的则燃烧放空。,(二)全海式生产集输系统,1、生产平台、储油平台和原油外运装 船设施,仅适用于浅水油田。 需在海上建甲板面积大的储油罐平台或水下储油沉箱。 处理后的原油在海上直接装船外销。 我国渤海湾的埕北油田和锦州93油田采用该系统。,（二）全海式,2、浮式生产储存外输系统FPSO,系统组成：井口平台（或水下井口装置）、单点系泊、浮式生产储存外输船。 建造期短，造价低，是边际油田和深水油田首选的油

24、气生产集输方案。 1998年底，世界上已建成使用82艘，中国海域9艘。 FPSO的适应水深可达2500米。,浮式生产储油轮,150000 dwt,2006年我国建造的30万吨级超大型油船总长约330米，型宽60米，型深29.8米，吃水22.0米，载重量为30.8万吨。运用先进的计算液体力学技术对船舶水动力进行优化，并优化配置船舶的主要系统和设备，因此大大提高了VLCC的快速性和经济性。为了保障船舶的安全性，提出了船舶全寿命的设计理念，即根据VLCC的使用最大年限来考虑船舶的整体安全性。自主设计的VLCC在包括油耗、航速、载重量、成本等在内的综合指数已达到世界先进水平。,（二）全海式,3、浮式生

25、产系统（FPS） 适用于深水油田的一种集输系统。,生产处理、动力、所有辅助设施均安装在半潜式船上（由悬链或索缆锚固在海床上）。 立管能够摆动，以适应风浪引起的横向运动。 半潜式船的优点：运动量小。 缺点：无储油能力。需在附近设置永久系泊的浮式储油轮（FSO）储存净化原油。,第二节海底管道的设计和建造,海底管道是海上油气生产设施中不可缺少的组成部分。 世界上第一条海底管道：1951年美国在墨西哥湾Cameron气田铺设的16公里的海底管道。 世界累计铺设海底管道约100000公里，水深已达1463米，海管径42英寸（1英寸25.4mm）。 我国到1998年底，累计铺设海管约2000公里。南海的崖

26、城131气田到香港的28英寸、778公里高压输气管道是世界第二长的海底管道。,一、海底管道的设计,二、防腐涂层和加重层,1、外涂层： 在实际的海水环境中，提供有效的腐蚀保护。 煤焦油瓷漆、沥青瓷漆、环氧树脂、聚乙烯树脂、聚丁橡胶。,确保海管在寿命期内能安全运行，管道系统应防止输送介质和海水引起的内外腐蚀。,2、阴极保护 作为外涂层的补充和加强。以牺牲阳极为基础，材料可以是铝或锌的合金。 有涂层的海管上，两个阳极之间的间距一般不超过150米。,3、内腐蚀控制,缓蚀剂、加腐蚀余量、内涂层、采用耐腐蚀管材或内衬、保持输送介质无水。,4、混凝土加重层,确保管道在海床上的稳定性，保护防腐涂层和管道本身安装、运行期免受机械损坏。,5、管中管,输送高粘度、高含蜡、高