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1、海上油气开采工程与生产系统中海工业有限公司第一章 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发展的前提。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、现状和将来一个多世纪以来，世界海洋油气开发经历如下几个阶段： 早期阶段：1887年1947年。1887年在墨西哥湾架起了第一个木质采油井架，揭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
2、的木质平台，技术落后和成本高昂困扰着海洋石油的开发。起步阶段：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造了世界上第一个钢制固定平台。此后钢平台很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。发展阶段：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，特别是为了应对恶劣环境的北海和深水油气开发的需要，人们不断采用更先进的海工技术，建造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阶段，近20
3、年中，海洋原油产量的比重在世界总产油量中增加了倍。进军深海是近年来世界海洋石油开发的主要技术趋势之一。二、 海上油气开采流程海上油气田开采可划分为勘探评价、前期研究、工程建设、油气生产和设施弃置五个阶段：勘探评价阶段：在第一口探井有油气发现后，油气田就进入勘探评价阶段，这时开发方面的人员就开始了解该油气田情况，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。前期研究阶段：一般情况，在勘探部门提交储量报告后，才进人前期研究阶段。前期研究阶段主要完成预可行性研究、可行性研究和总体开发方案(ODP)。前期研究阶段也将决定油气田开发基础，方案的优化是最能提高油气田
4、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管理层的批准。工程建设阶段：在工程建设阶段，油藏、钻完井和海洋工程方面的主要工作是成立各自的项目组，建立有效的组织结构和管理体系，组织基本设计编写并实施，对工程质量、进度、费用、安全进行全过程的管理和控制，使之达到方案的要求。油藏项目组主要进行随钻分析和井位、井数等方面调整；钻完井项目组密切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造；生产方面的人员也会提前介入，并进行投产方面的准备。生产阶段：生产阶段在油气田开发过程中延续的时间最长，从油气田投产开始，直至
5、油气井废弃为止。该阶段由于平台到处有油、气的存在，操作人员除进行正常的设施操作和维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。弃置阶段：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保护。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，主要有海上生产设施、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
6、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。基本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，基本上有两种：储油设施安装在海上，采用运输油轮将原油直接运往用户；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。海上气田的气一般采用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
7、端陆上终端是建造在陆地上，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。它一般设有原油或轻油脱水与稳定、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，几乎不受气候影响的优点。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。本章主要就海上油气生产系统的
8、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根据油气田的特性、规模、地理位置和海洋环境的具体情况而定，一般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就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
9、+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。天然气和伴生气分离成为干气和其
10、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般距海岸较近，尤其是气田的开发及在具有较多的伴生气可以利用时。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，所以从经济和安全的考虑，半海半陆式是最合适的模式。第二节 主要平台形式海洋平台主要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很多种，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
11、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。导管架平台主要由三部分组成：上部模块、导管架和桩基础。导管架平台的技术特点：1）导管架平台主要由杆件组成。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影响，故其应力集中系数很高，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
12、性来抵制外部载荷的，一般要求导管架不能随着波浪的冲击而大幅摆动。所以当水深越深时，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。所以，导管架结构不适合在较深的海域。3）随着工程技术水平的发展，导管架形式越来越多。4）导管架平台的分析计算一般包括就位、装船、运输、吊装、地震、疲劳等，需根据这一系列工况的分析和计算，最终确定结构形式及构件尺寸。5）导管架的形式很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，则导管架设计成吊装下水形式；如吊装能力不够，则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
13、深海区使用较为经济，尤其在浅海的边际油田，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，所以不能继续向深水发展，一般适用于水深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）当油田预测产量发生变化时，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，由于其非常适合深水开发，现在的半潜式生产平台一般为新建平台，主要集中在墨西哥湾、北海和巴西海域，最深水深将达到2414米。半潜式平台一般选择适用的水下生产系统，并利用FPSO觧决原
14、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率先提出了采用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发展，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
15、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定。根据张力腿平台结构形式进化的阶段，大致可以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，这种平台一般由46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般是一一对应的，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，或是直接接连在桩基顶端。第二代张力腿平台出现于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定性和良好的经济效益同时，同时又降低了建造成本，使张力腿平台更适合于深海环境。可分为三大系列： - Atlan
16、tia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）。虽然张力腿平台种类、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般采用垂直系泊的张力腿系统。张力腿系泊系统不仅控制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主要由两部分组成：- 张力腿（Tendon）：张力腿一般是由空心钢管构成，直径从610毫米到1100毫米不等
17、，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。其类型主要有打入桩基础、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）可采用干式采油树，钻井、完井、修井等作业和井口操作简单，且便于维修；2）就位状态稳定，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，可同时采用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
18、油功能，需海底管线或FPSO配套；2）对上部结构的重量非常敏感。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感；4）由于张力腿长度与水深成线性关系，而张力腿费用较高，水深一般限制在2000米内。四、 SPAR平台1987年，Edward E Horton首先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已经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
19、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。其发展的时间顺序，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平台主要由浮体、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，具有很好的稳定性。并通过底部压载使浮心高
20、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，主体长度一般在200米以上，直径在20米以上。主体主要由三个舱组成，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，采用垂荡板，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, 可以节省大约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67米）组成，形成一个大浮筒支撑上
21、部结构，再由很多在它们空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，采用湿式采油树，可以适应更恶劣的海洋环境，目前这种SPAR仍然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控制在允许范围内，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松弛的状态，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很宽阔的区域。平台的定位力主要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
22、；2）对上部重量不敏感；通常主体结构的增加会导致主体部分的增加。但对锚固系统的影响不敏感；3）可同时采用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然很小。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定；7）立管等钻井设备能装置在SPAR内部，从而得到有效的保护；8）机动性较大。通过调节系泊系统可在一定范围内移动进行钻井，重新定位比较容易9）可支持水上干式采油树，直接进行井口作业，便于维修。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
23、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），随着水下井口的出现，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主要是由上部模块、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。一般上甲板尾部布置用于穿梭油船串靠的系泊设备及卸油系
24、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、变压器室和控制室模块。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的船体很大部分舱室是用来储存经处理合格的原油，其储油能力一般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就是如何选择经济有效的系泊系统来满足特定的操作要求，尤其是深水和超深水。主要考虑以下几点因素：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
25、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。固定系泊系统可以分为可解脱系统和永久系泊系统。目前，大多数FPSO采用的是永久系泊方式，设计成可以抵御在服役期间可能出现的各种环境工况。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）。多点系泊系统允许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。系泊链直接与FPSO相连，立管则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，但可以通过对锚链的张紧
26、和放松控制形成一定角度的风标效应。多点锚泊系统主要用于环境条件温和、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，都采用单点系泊的FPSO来减少环境因素产生的荷载。单点系泊就是允许FPSO绕着某一个基点产生风标效应而旋转，允许旋转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、可采用旧油轮改造（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）
27、目前只能使用于油田，用于气田开发的LNG FPSO现在处于论证阶段；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，经过采集、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维护。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，一般都设置中央控制系统
28、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。一般情况下，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. 海上油田一般采用平台自发电集中供电的形式。一般情况下，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对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根据采油方式、油品性质以及投资回收等因素来确定，下面介绍几种主要的系统。1. 油气的开采和汇集油气的开采和汇集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
29、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。一般情况下，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。液相采用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汇集起来，并输送到油气分离系统中去，也可以通过多路阀进行。2. 油气处理系统从生产管汇汇集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
30、水，才能使处理后的原油达到合格的外输要求。分离出的原油如果含盐量比较高，会对炼厂加工带来危害，影响原油的售价，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，需要进行原油稳定，海上油田原油稳定的方法采用级次分离工艺，最多级数不超过三级。处理合格的原油需要储存。储存的方法一般有两种：一是在平台设原油储罐，另一种是在浮式储油轮的油舱中储存。一般情况下，海上原油的储存周期为 7天。储存的合格原油经计量后可以用穿梭油轮输送走，也可以建长距离海底管线直接输送到陆上。分离器分离出的天然气进入燃料气系统中，燃料气系统将天然气脱水后分配到各个用户
31、。平台上的用户一般为：燃气透平发电机、热介质加热炉、蒸气炉等。对于某些油田来说，天然气经压缩可供注气或气举使用。低压天然气可以作为密封气使用，也可以用做仪表气。多余的天然气可通过火炬臂上的火炬头烧掉。分离器分离出的含油污水进人含油污水处理系统中进行处理。3. 生产水处理系统水处理系统包括含油污水处理系统和注水系统。（1） 含油污水处理系统海上油田污水来源于在油气生产过程中所产出的地层伴生水；为获得合格的油、气产品，需将伴生水与油气进行分离，分离后的伴生水中，含有一定量的原油及其他杂质，这些含有一定量原油和其他杂质的伴生水称之为含油污水。含油污水一般偏碱性，硬度较低，含铁少，矿化度高、含油污水中
32、含有以下有害物质分散油、乳化油、溶解油、某些阴阳离子、溶解有害气体（O2、CO2、H2S等）、细菌等杂质。含油污水经过处理后，要进行排放或者作为油田回注水、人工举升井动力液等：处理含油污水的目的是要求排放水或回注水达到相应的排放或回注标准，同时应充分考虑防止系统内腐蚀。含油污水处理方法有物理方法和化学方法，但在生产实践过程中两种方法往往结合应用。（2） 注水系统注水系统从注水的来源不同而分为三类：注海水、注地层水和污水回注。海水注水系统是海洋石油生产的一大特色。海水通过海水提升泵抽到平台甲板上，经粗、细过滤器过滤掉悬浮固体，再进入脱氧塔中脱去海水中的氧，脱氧后的海水经增压泵，注水泵注人到地层中
33、去。近年来由于环境保护的要求，经处理后的含油污水也回注到地层中去。水源井注水是从采水地层，利用深井泵将地层水抽出，经粗、细过滤器滤掉悬浮颗粒达要求后，经注水泵将地层水注入到油层中。(二) 海上生产辅助系统海上油气田生产辅助设施是平台维持正常的生产活动和人员生存所必须，并且为平台其它设备所共用，包括：安全系统，控制系统，供配电系统，仪表风和公用风系统，柴油、海水和淡水系统，供热系统，空调与通风系统，生活污水和垃圾处理，起重设备，开、闭式排放系统，通讯系统，管道系统，防腐系统，化学药剂系统。第四节 水下生产系统水下生产系统是一种海洋石油天然气资源开发的新技术。与海上油气田开发常规使用的以海上平台为
34、代表的干式采油系统相比较，水下生产系统的主要生产设施布置在海底，避免了水面构造物的重复建设，如应用适当，可降低开发成本，缩短建设周期，提高开发效益；同时，布置在海底的生产设施，受台风、浪和涌的干扰小，可靠性比水面设施要高，尤其在深海油气开发和对周边油气资源滚动开发具有相当优势。(一) 历史与现状从1961年Shell在墨西哥湾安装了第一套水下采油树，到80年代末为水下生产系统的试验期。90年代以后，水下生产系统在世界各地得到快速发展，特别是深水油气开发采用了浮式生产系统结合水下井口的开发方式，使水下生产系统的设计和应用逐步完成了规模化、标准化和模块化，进入其成熟期。到2002年，第2000套采
35、油树投入生产。2002年后的5年时间里，有另外近2000套采油树投入运行。据有关咨询机构（Infield System Ltd）预测，到2010年，每年使用水下采油树完井的井口数量将达到1000口，水下生产系统迎来了真正的黄金时期。目前，水下生产系统主要由欧美一些大中型石油公司应用于墨西哥湾、北海海域、巴西海域和西非等地的油气资源开发，大多应用于深海和边际油气田开发。在我国，水下井口系统仅在流花11-1、陆丰22-2、惠州32-5和26-1N等少数几个与外国石油公司合作开发的油田中，用于300米左右水深原油开发。(二) 水下生产系统结构水下生产系统主要由水下设施、管缆系统和依托设施三部分组成。
36、水下开发的设施主要包括水下井口、采油树和其它工艺处理设施。其中水下井口和采油树是水下油气开发必需的设备。基于成本和操作方面的原因，水下生产系统在井口处只保留了必要的控制和处理设施，而要完成油气开发的全部功能，还必须有下游的依托设施（HOST）。依托设施主要完成油气接收处理，对水下设施进行控制和供电等功能，可以是固定式平台、浮式系统或者陆上终端。而水下设施通过海底管道和控制缆与依托设施相连，称之为“回接”（Tieback）。控制系统是水下生产系统的另一个主要组成部分，由在平台上的控制站、控制缆和水下控制终端组成。第五节 油气输送系统油气输送系统一般包括，输出端、输送装置和接收端三个部分。输出端一
37、般是油气生产设施，包括井口平台，水下生产系统或浮式生产或储油装置等。接收端可以是位于海上的工艺处理、储油设施或位于岸上的码头等设施。不同的输送系统，除了输送装置本身的差异，其输出端和接收端的设施也是不同的。从输送方式上来分，油气输送系统可以分为管道系统（连续式）和穿梭油轮（断续式）两大类。(一) 管道输送系统为海洋油气开发服务的管道输送系统一般由海底管道膨胀弯，立管，水下管汇或接头，截止阀，清管装置等组成，有时还要设置段塞流捕集器，以及工艺监测、控制所需的流量、压力、温度和其它仪表。海洋中的长输管道一般设置在海床上，或者埋设在海床下，故称海底管道。海底管道是很长的连续管道，从数千米到数千千米不
38、等，而且管内输送的介质温度一般与环境温度不同，管道累积的热膨胀（收缩）非常大，当海底管道与水下固定设施（水下管汇或立管接头）相连时，会形成巨大的热应力，为释放该应力，海底管道一般通过一个90度的弯管再与固定设施连接，这一段弯管就是膨胀弯。立管是连接水面生产设施和海底管道的竖直或接近竖直的管道。根据管道的结构、位置和功能等各方面不同，立管可以分为用于张力腿平台承受结构力的张力立管（TTR），用于浮式平台的悬链线钢质立管（SCR）。(二) 穿梭油轮系统穿梭油轮系统，一般包括油轮，上下游的装卸装置，甚至包括上下游的储存装置。根据输送介质的不同，穿梭油轮包括油轮、压缩天然气（CNG）和液化天然气（LN
39、G）运输船三种，目前天然气运输船中国还没有，国际上数量也很少，还是以油轮为主。对海洋油气开发而言，穿梭油轮系统的输出端一般是位于海上的固定式/浮式采油平台或储油轮，受海况限制，油轮与输出端一般要保持一段距离，用漂浮软管连接，油轮离开后由输出端将漂浮软管收起。接收端与其它油码头无显著区别。穿梭油轮与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。串列式系泊是将穿梭油轮的艏部与FPSO的艉部用缆绳串接。这种系泊方式是利用了FPSO的风标效应，达到最小的系泊作用力。FPSO上的原油（货油）是通过其艉部的漂浮软管输送至穿梭油轮
40、的艏部，漂浮软管是通过快速解脱装置与穿梭油轮连接的，在紧急情况下，漂浮软管可与穿梭油轮实现快速脱离。并列式系泊是将穿梭油轮一侧并排系泊在FPSO的一侧。这种系泊方式比较简单，也可省略了使用漂浮软管。但由于在并靠时可能会发生碰撞，尤其是失去动力的情况下非常危险，另外在系泊后，FPSO上的系泊力会大大增加，因此这种系泊方式正逐步遭到淘汰。(三) 燃气液化输送由于气体的密度低体积大，若在常态下输送，无论是使用管道还是用船舶运输，其代价都十分高昂。欲降低气体输送的费用，关键是增加气体的密度，减少其体积，常用的方法有两种，其一是采用高压压缩，其二是气体液化。海洋工程中通常输送的气体是天然气或石油气。石油气通过简单加压就可以液化，即液化石油气（LPG）。而天然气液化工艺比较复杂，一般需要多级冷却，到零下162才可以液化，即为液化天然气（LNG）。LNG输送全程都要保持低温，因此需要专用船舶和储存装置，在送到终端用户前还需要再汽化。LNG技术除了用来解决运输问题外，还广泛地用在天然气使用中的调峰装置上，即在用气低峰时，将气体液化并储存起来，在用气高峰时，再将储存的液体气化输入管道使用，以解决高峰时供气不足的问题。天然气液化输送包括液化、储存、输送和汽化四个阶段。天然气的液化技术包括天然气的预处理，天然气的液化及贮存，液化天然气的气化及其冷量的回收以及安全技术等内容。12
