海上油氣開(kāi)采工程與生產(chǎn)系統(tǒng)教程-資料下載頁(yè)
2025-06-17 14:15本頁(yè)面
【正文】 ，化學(xué)藥劑系統(tǒng)。第四節(jié) 水下生產(chǎn)系統(tǒng)水下生產(chǎn)系統(tǒng)是一種海洋石油天然氣資源開(kāi)發(fā)的新技術(shù)。與海上油氣田開(kāi)發(fā)常規(guī)使用的以海上平臺(tái)為代表的干式采油系統(tǒng)相比較，水下生產(chǎn)系統(tǒng)的主要生產(chǎn)設(shè)施布置在海底，避免了水面構(gòu)造物的重復(fù)建設(shè)，如應(yīng)用適當(dāng)，可降低開(kāi)發(fā)成本，縮短建設(shè)周期，提高開(kāi)發(fā)效益；同時(shí)，布置在海底的生產(chǎn)設(shè)施，受臺(tái)風(fēng)、浪和涌的干擾小，可靠性比水面設(shè)施要高，尤其在深海油氣開(kāi)發(fā)和對(duì)周邊油氣資源滾動(dòng)開(kāi)發(fā)具有相當(dāng)優(yōu)勢(shì)。(一) 歷史與現(xiàn)狀從1961年Shell在墨西哥灣安裝了第一套水下采油樹(shù)，到80年代末為水下生產(chǎn)系統(tǒng)的試驗(yàn)期。90年代以后，水下生產(chǎn)系統(tǒng)在世界各地得到快速發(fā)展，特別是深水油氣開(kāi)發(fā)采用了浮式生產(chǎn)系統(tǒng)結(jié)合水下井口的開(kāi)發(fā)方式，使水下生產(chǎn)系統(tǒng)的設(shè)計(jì)和應(yīng)用逐步完成了規(guī)?；?、標(biāo)準(zhǔn)化和模塊化，進(jìn)入其成熟期。到2002年，第2000套采油樹(shù)投入生產(chǎn)。2002年后的5年時(shí)間里，有另外近2000套采油樹(shù)投入運(yùn)行。據(jù)有關(guān)咨詢(xún)機(jī)構(gòu)（Infield System Ltd）預(yù)測(cè)，到2010年，每年使用水下采油樹(shù)完井的井口數(shù)量將達(dá)到1000口，水下生產(chǎn)系統(tǒng)迎來(lái)了真正的黃金時(shí)期。目前，水下生產(chǎn)系統(tǒng)主要由歐美一些大中型石油公司應(yīng)用于墨西哥灣、北海海域、巴西海域和西非等地的油氣資源開(kāi)發(fā)，大多應(yīng)用于深海和邊際油氣田開(kāi)發(fā)。在我國(guó)，水下井口系統(tǒng)僅在流花11陸豐22惠州325和261N等少數(shù)幾個(gè)與外國(guó)石油公司合作開(kāi)發(fā)的油田中，用于300米左右水深原油開(kāi)發(fā)。(二) 水下生產(chǎn)系統(tǒng)結(jié)構(gòu)水下生產(chǎn)系統(tǒng)主要由水下設(shè)施、管纜系統(tǒng)和依托設(shè)施三部分組成。水下開(kāi)發(fā)的設(shè)施主要包括水下井口、采油樹(shù)和其它工藝處理設(shè)施。其中水下井口和采油樹(shù)是水下油氣開(kāi)發(fā)必需的設(shè)備?；诔杀竞筒僮鞣矫娴脑?，水下生產(chǎn)系統(tǒng)在井口處只保留了必要的控制和處理設(shè)施，而要完成油氣開(kāi)發(fā)的全部功能，還必須有下游的依托設(shè)施（HOST）。依托設(shè)施主要完成油氣接收處理，對(duì)水下設(shè)施進(jìn)行控制和供電等功能，可以是固定式平臺(tái)、浮式系統(tǒng)或者陸上終端。而水下設(shè)施通過(guò)海底管道和控制纜與依托設(shè)施相連，稱(chēng)之為“回接”（Tieback）?？刂葡到y(tǒng)是水下生產(chǎn)系統(tǒng)的另一個(gè)主要組成部分，由在平臺(tái)上的控制站、控制纜和水下控制終端組成。第五節(jié) 油氣輸送系統(tǒng)油氣輸送系統(tǒng)一般包括，輸出端、輸送裝置和接收端三個(gè)部分。輸出端一般是油氣生產(chǎn)設(shè)施，包括井口平臺(tái)，水下生產(chǎn)系統(tǒng)或浮式生產(chǎn)或儲(chǔ)油裝置等。接收端可以是位于海上的工藝處理、儲(chǔ)油設(shè)施或位于岸上的碼頭等設(shè)施。不同的輸送系統(tǒng)，除了輸送裝置本身的差異，其輸出端和接收端的設(shè)施也是不同的。從輸送方式上來(lái)分，油氣輸送系統(tǒng)可以分為管道系統(tǒng)（連續(xù)式）和穿梭油輪（斷續(xù)式）兩大類(lèi)。(一) 管道輸送系統(tǒng)為海洋油氣開(kāi)發(fā)服務(wù)的管道輸送系統(tǒng)一般由海底管道膨脹彎，立管，水下管匯或接頭，截止閥，清管裝置等組成，有時(shí)還要設(shè)置段塞流捕集器，以及工藝監(jiān)測(cè)、控制所需的流量、壓力、溫度和其它儀表。海洋中的長(zhǎng)輸管道一般設(shè)置在海床上，或者埋設(shè)在海床下，故稱(chēng)海底管道。海底管道是很長(zhǎng)的連續(xù)管道，從數(shù)千米到數(shù)千千米不等，而且管內(nèi)輸送的介質(zhì)溫度一般與環(huán)境溫度不同，管道累積的熱膨脹（收縮）非常大，當(dāng)海底管道與水下固定設(shè)施（水下管匯或立管接頭）相連時(shí)，會(huì)形成巨大的熱應(yīng)力，為釋放該應(yīng)力，海底管道一般通過(guò)一個(gè)90度的彎管再與固定設(shè)施連接，這一段彎管就是膨脹彎。立管是連接水面生產(chǎn)設(shè)施和海底管道的豎直或接近豎直的管道。根據(jù)管道的結(jié)構(gòu)、位置和功能等各方面不同，立管可以分為用于張力腿平臺(tái)承受結(jié)構(gòu)力的張力立管（TTR），用于浮式平臺(tái)的懸鏈線鋼質(zhì)立管（SCR）。(二) 穿梭油輪系統(tǒng)穿梭油輪系統(tǒng)，一般包括油輪，上下游的裝卸裝置，甚至包括上下游的儲(chǔ)存裝置。根據(jù)輸送介質(zhì)的不同，穿梭油輪包括油輪、壓縮天然氣（CNG）和液化天然氣（LNG）運(yùn)輸船三種，目前天然氣運(yùn)輸船中國(guó)還沒(méi)有，國(guó)際上數(shù)量也很少，還是以油輪為主。對(duì)海洋油氣開(kāi)發(fā)而言，穿梭油輪系統(tǒng)的輸出端一般是位于海上的固定式/浮式采油平臺(tái)或儲(chǔ)油輪，受海況限制，油輪與輸出端一般要保持一段距離，用漂浮軟管連接，油輪離開(kāi)后由輸出端將漂浮軟管收起。接收端與其它油碼頭無(wú)顯著區(qū)別。穿梭油輪與FPSO的系泊方式分串列式（Tandem Stem）和并列式（Side by Side），目前90%以上主要采用串列式系泊。串列式系泊是將穿梭油輪的艏部與FPSO的艉部用纜繩串接。這種系泊方式是利用了FPSO的風(fēng)標(biāo)效應(yīng)，達(dá)到最小的系泊作用力。FPSO上的原油（貨油）是通過(guò)其艉部的漂浮軟管輸送至穿梭油輪的艏部，漂浮軟管是通過(guò)快速解脫裝置與穿梭油輪連接的，在緊急情況下，漂浮軟管可與穿梭油輪實(shí)現(xiàn)快速脫離。并列式系泊是將穿梭油輪一側(cè)并排系泊在FPSO的一側(cè)。這種系泊方式比較簡(jiǎn)單，也可省略了使用漂浮軟管。但由于在并靠時(shí)可能會(huì)發(fā)生碰撞，尤其是失去動(dòng)力的情況下非常危險(xiǎn)，另外在系泊后，F(xiàn)PSO上的系泊力會(huì)大大增加，因此這種系泊方式正逐步遭到淘汰。(三) 燃?xì)庖夯斔陀捎跉怏w的密度低體積大，若在常態(tài)下輸送，無(wú)論是使用管道還是用船舶運(yùn)輸，其代價(jià)都十分高昂。欲降低氣體輸送的費(fèi)用，關(guān)鍵是增加氣體的密度，減少其體積，常用的方法有兩種，其一是采用高壓壓縮，其二是氣體液化。海洋工程中通常輸送的氣體是天然氣或石油氣。石油氣通過(guò)簡(jiǎn)單加壓就可以液化，即液化石油氣（LPG）。而天然氣液化工藝比較復(fù)雜，一般需要多級(jí)冷卻，到零下162℃才可以液化，即為液化天然氣（LNG）。LNG輸送全程都要保持低溫，因此需要專(zhuān)用船舶和儲(chǔ)存裝置，在送到終端用戶前還需要再汽化。LNG技術(shù)除了用來(lái)解決運(yùn)輸問(wèn)題外，還廣泛地用在天然氣使用中的調(diào)峰裝置上，即在用氣低峰時(shí)，將氣體液化并儲(chǔ)存起來(lái)，在用氣高峰時(shí)，再將儲(chǔ)存的液體氣化輸入管道使用，以解決高峰時(shí)供氣不足的問(wèn)題。天然氣液化輸送包括液化、儲(chǔ)存、輸送和汽化四個(gè)階段。天然氣的液化技術(shù)包括天然氣的預(yù)處理，天然氣的液化及貯存，液化天然氣的氣化及其冷量的回收以及安全技術(shù)等內(nèi)容。12 / 12
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