海上油气集输

第三讲 海上油气集输工艺技术

3.1 海上油气集输系统的组成和类型

海上油气集输系统是指把海上油井生产出来的原油、伴生气进行集中、计量、处理、初加工，

最后将合格的油、气外输给用户的整个生产流程，以及为上述生产流程提供的生产设备、工程设施

的总称。

3.1.1 油气集输的任务

油气集输是继地质勘探、油田开发、钻井采油之后的油田生产阶段。这阶段的任务是从油井井 口开始，将油井的产出物在油田集中、油气分离、计量、净化处理、必要的初加工，生产出符合质 量要求的油、气及副产品，而后输送给用户。

3.1.2 海上油气集输系统的组成

海上油气集输系统包括海上油气生产设备系统以及为其提供生产场地、支撑结构的工程设施。

海上油气集输包括了整个油田生产设备及其工程设施。这些工程设施有井口平台、生产平台、生活

平台、储油平台、储油轮、储油罐、单点系泊、输油码头等。根据所开发油田的生产能力、油田面

积、地理位置、工程技术水平及投资条件，可分别组成不同的油气集输系统。

3.1.3 海上油气集输类型

随着海上油田开发工程由近海向远海发展，海上油气集输形成了以下三种类型。

（一）全陆式集输系统

海上油田开发初期，是在离岸不远的地方修筑人工岛，建木质或混凝土井曰保护架（平台）打

井采油。油井的产出物靠油井的压力经出油管线上岸集油、分离、计量、处理、储存及外输。这种

把全部的集输设施放在陆上的生产系统叫全陆式集输系统。

该系统的海上工程设施一般为：

①井口保护架（平台）通过海底出油管上岸，见图3-1;

②井口保护架（平台）通过栈桥与陆地相连；

③人工岛通过路堤与陆地相连，见图3-2。

全陆式生产系统在海上只设井口保护架（平台）和出油管线，大大减少了海上工程量，便于生

产管理。陆地生产操作费用比较低，而且受气候影响小，与同等生产规模的海上生产系统相比，其

经济效益好。该系统一般适用于浅水、离岸近、油层压力高的油田。我国滩海油田开发多采用这一

集输方式。

（二）半海半陆式集输系统

随着油田开发地点水深的增加、离岸距离加大、钢导管架平台的发展和应用，全陆式集输系统 图3-1 全陆式油气集输系统 图3-2 人工岛全陆式集输系统图 已不能适用。为了解决油气长距离混输上岸效率低及油层压力不足的问题，逐步把油气分离及部分

处理设备放在海上。油井开采出来的油气在海上经过分离初处理后，再将原油加压管输上岸处理、

储存及外输。如伴生气的量小，除作平台燃料外，其余在海上放空烧掉；如天然气量较大，则油、

气在海上分离后，分输上岸再处理。这种在海上仅进行油气初处理，而把主要的油气集输设备及储

存、外输工作放在陆上的油气集输系统，称为半海半陆式集输系统。

该系统适用于离岸不远、油田面积大、产量高、海底适合铺设管线以及陆上有可利用的油气生

产基地或输油码头条件的油田。它尤其适用于气田的集输。因为在海上不易解决天然气的储存和加

工问题，所以一般气田采用半海半陆式的集输系统，如我国渤海湾锦州20-2气田就采用半海半陆式

集输系统，如图3-3所示。

图3-3 渤海湾锦州20-2气田半海半陆式集输系统

（三）全海式集输系统

随着世界主业的迅猛发展，对石油的需求量在不断增加。为了简化海上生产的原油上岸后再通

过海运外输的环节，凭借现代海洋工程技术在海上建储油罐和输油码头，使油气直接从海上外运。

这种将油气的集中、处理、储存和外输工作全部放在海上，从而形成了全海式集输系统。由此也使

海洋油田的开发向远海、深海和自然条件恶劣的极地发展。全海式的集输系统可以是固定式，也可

以是浮动式；井口生产系统可以在水上，也可以在水下。这种集输生产系统既适合小油田、边际油

田，也适合大油田；既适合油田的常规开发，也适合油田的早期开发。这是当今世界适应性最强、

应用最广的一种集输生产系统。

图3-4是1987年我国投产的渤海堤北油田，该油田水深15.8m,设计年产量为500kt,它采用的工

程系统为组合式固定生产平台+储油平台+海中岛式外输码头。

图3-5是在我国南海珠江口投产的惠州21-1油田。该油田水深116m，设计年产量为1200kt，采

用浮式生产系统,其组成为固定式井口平台+海底管线+单点生产储油轮。

图3-6为1975年6月英国在北海投产的阿盖尔油田浮式早期生产系统。该系统是世界一套浮式生 产系统，其作业水深80m，平均年产原油约800kt，该系统的组成是水下井口 +浮式生产平台+铰接 立柱单点储油轮。 图3-4 渤海埕北油田工程设施

图3-5 南海惠州油田生产设施

图3-6 阿盖尔油田浮式生产系统

综上所述，海上油气集输系统是从全陆式发展到半海半陆式，又从半海半陆式发展到全海式。

它们的根本区别在于集输的生产处理设施是放在海上还是陆上，如全部的油气集输生产设施放在陆

上，则称为全陆式；如全部设施放在海上，称为全海式；如部分设施放在陆上、部分设施放在海上，

称为半海半陆式。

3.2 海上油气集输工艺流程

海上油气集输处理工艺与陆上大体相同。不同之处是海上处理设备放得很集中、很紧凑、自动 化程度高、设备重量轻；用于浮式生产装置上的处理设备，还要在晃动状态下能保持正常工作。而

在陆地上便没有这些特殊的要求。

因为全海式油气集输系统可实现全部油气集输任务，本节就以全海式生产平台为例，介绍油气

集输主要工艺流程及设备。图3-7为海上油气生产流程示意图，从图中可以看出油气集输生产包括

油气水分离、原油处理、天然气处理、污水处理等主要生产项目。

石油是碳氢化合物的混合物，在地层里油、气、水是共生的，又由于油气生成条件各异，因此

各油田开采出的原油的组分是不同的。此外，油中还含少量氧、磷、硫及沙粒等杂质。油气生产处

理的任务就是将油井液经过分离净化处理，能给用户提供合格的商品油气。由于各油田生产出来的

油气组分和物性不同，生产处理流程也不完全相同，如我国海上生产的原油普遍不含硫和盐，因此

就没有脱盐处理的环节。有的油田生产的原油不含水，就没有脱水环节。海上原油处理包括油气计

量、油气分离、原油脱水及原油稳定几部分。由于海上油田普遍采用注水增补能量的开采方法，因

此原油脱水是原油处理的主要环节之一。

3.3 海上储运设施

海上油气的储存与运输在整个海上油田开发工程系统中是一个独立的项目，它包括海底管线、

海上储油和装油系统。据北海油田统计，储运设施的投资约点油田总投资的23%。

海上油气储存和运输有各种不同的组合分式，其主要区别在于原油是在陆上储存还是海上储

存，是管线输送还是船舶运输。

3.3.1 海底管线

从海上原油输送的安全和管理角度看，海底管线输送是最理想的方式，而且也是海上油田开发

必不可少的手段。虽然海上油田开发式正向全海式和浮式生产系统发展，但还需要海底出油管线、 图3-7 平台油气生产流程示意图 装船或管输 排放入海 集油管线、输油管线、注水管线、注气管线、海上立管等，所以海底管线是海上油田开发必不可少

的工程设施。

（一）海底管线输送的优点

海底管线输送的优点如下：

①操作费用低，操作条件好；

②需要人员少，管理方便；

③易于遥控和自动化；

④可连续生产，不会因海上储油设施容量有限或油船接运不及时而造成停产；

⑤运输距离短，运输能力大。

（二）选用海底管线考虑的因素

由于海底管线需要很大的一次性投资，据北海油田统计，管线投资占开发总投资的15%，因此

下面几种情况不宜采用海底管线：

①离岸远、水深、开采寿命短的油田，边际油田及油田的早期开发阶段；

②海底有天然障碍，如海沟、巨砾、珊瑚礁等；

③所输送的原油凝固点很高，粘度很大，管输有困难。

（三）海底管线结构

海底管线不同于陆地管线，必须保证管线在使用期间不能发生断裂、漏油或输送堵塞事故。由

于海底管线施工困难、费用高，尤其是发生断裂漏油引起海洋污染，其维修费及环境污染赔偿费往

往高于管线工程的投资，这样势必造成巨大的经济损失。因此设计施工一定要保证安全、可靠，不

发生事故。

管线结构是根据使用要求和所处的环境条件确定的。其断面构造一般有两种基本形式，即单层

管结构和双层管结构。我国渤海海区生产的原油，大多数是“三高”（高凝、高粘、高含蜡）性质

的原油，输送时需要保温，故都采用双层钢管保温结构。1985~1989年渤海海区先后铺设了5条这种 结构的管线，管线概况见表3-1。实践证明这种保温结构管线是安全可靠的，但同时也存在以下一 些问题。

（1）用钢量大一般外套管比内管管径大152.4mm（6in）左右，这样外套管用钢量常常是内管

用钢量的2倍。也就是说，这种保温结构管线，2/3的钢材用在了外套管上。

（2）海上焊接工作量大，铺管速度低渤海石油公司用“滨海109”铺管船铺设单层钢管海底管

线，每天可铺800m左右，而铺设双层钢管保温结构的管线，每天只能铺设250m左右。

（3）工程费用高渤海石油公司铺设的5条短管线，平均造价在100万美元/km以上。

图3-8为一单层钢管保温结构。这种结构形式主要优点在于省钢材、造价低，因此我国浅海油

田正在研究采用这种结构形式。在国外，高密度聚乙烯外套是最主要、最多用的一种单层钢管保温

管线。90年代末，美国和法国的公司已在阿拉伯湾和加蓬外海试铺了多条这种结构的海底管线，并

开展了较为系统的试验研究工作，应用水深已达43m。

表3-1 渤海海区已建成投产的保温海底管道 建成年份 管道位置 基本参数

1985 堤北油田 “A”平台一“B”平台，长1.6km 内管9 168.3 X 9.5mm API 5LX56 外管9 323.9

X11.1mmAPI 5LX52

保温材料：岩棉厚50mm

1988 BZ28-1油田 北平台一SPM,第16.5km

南平台一SPM，长16.5km 内管9 168.3 X 14.3mm API 5LX56

外管9 323.9 X15.9mmAPI 5LX52

保温材料：预预制的聚氨酯泡沫块厚50mm

1989 BZ34-2/4 油田 4EP-SPM，长 2.95 内管9 219.1 X 12.7mm API 5LX56

外管9 355.6 X12.7mmAPI 5LX52

保温材料：预预制的聚氨酯泡沫块厚50mm

2EP—SPM，长 1.1km 内管9 273.1 X 14.3mm API 5LX56

外管9 406.4 X12.1mmAPI 5LX52

保温材料：预预制的聚氨酯泡沫块厚50mm

混凝土配重层（视需要）

图3-8 海底管线的断面结构

（四）海底管线的铺设

目前国内外海底管线铺设方法主要有漂浮法、牵引法和铺管船法。

1．漂浮法

管线是在陆上加工制作场制作，并组装成需要的管段长度和根数，经试压和安装浮筒后溜放到

海上。为了使管段能漂浮在海面上，除利用管子本身的浮力外，还需配辅助浮筒，如图3-9所示。

漂浮管线拖运至管线铺设位置，然后用工作船支撑控制，管内充水，解下浮筒，将管线沉放在预定

海底位置或海底沟槽内。我国黄岛海底管线成功地使用了漂浮铺设法铺设。

图3-9 漂浮法示意图