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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。
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（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，全陆式集输系统已不能适用。
油气集输图文一、绪论1. 把分散的油井所生产的石油、伴生天然气和其他产品集中起来，经过必要的处理、初加工，合格的油和天然气分别外输到炼油厂和天然气用户的工艺全过程称为油气集输。
2. 油气集输主要包括油气分离、油气计量、原油脱水、天然气净化、原油稳定、轻烃回收等工艺。
3. 油田生产中的“三脱”是指油气收集和输送过程中的原油脱水、原油脱天然气和天然气脱轻质油。
4. 油田生产中的“三回收”是指汗水回收、天然气回收和轻质油回收。
5. 试分析原油外输前需进行脱水的原因？答：从井中采出的原油一般都含有一定数量的水，而原油含水多了会给造成浪费，增加设备，多耗能;原油中的水多数含有盐类，加速了设备、容器和管线的腐蚀;在石油炼制过程中，水和原油一起被回热时，水会急速激化膨胀，压力上升，影响炼厂正常操作和产品质量，甚至会发生爆炸。
因此外输原油前，需进行脱水，使含水量要求不超过0.5％。
6. 原油脱气：通过油气分离器和原油稳定装置把原油中的气态轻烃组分脱离出去的工艺过程。
7. 油气计量：是指对石油和天然气流量的测定。
主要分为油井产量计量和外输流量计量两种。
8. 油井产量计量：是指对单所生产的油量和生产气量的测定，它是进行油井管理、掌握油层动态的关键资料数据。
9. 外输计量：是对石油和天然气输送流量的测定，它是输出方和接收方进行油气交接经营管理的基本依据。
10. 油气计量站：它主要由集油阀组（俗称总机关）和单井油气计量分离器组成，在这里把数口油井产品集中在一起，轮流对各单井的产油气量分别进行计量。
11. 计量接转站：有的油气计量站因油压较低，增加了缓冲缺勤和输油泵等外输设备，这种油气小站叫计量接转站，既然进行油气讲师还承担原油接转任务。
12. 转油站：是把数座计量（接转）站来油集中在一起，进行油气分离、油气计量、加热沉降和油气转输等作业的中型油站，又叫集油站。
有的转油站还包括原油脱水作业，这种站叫脱水转油站。
油气集输油气集输是指将油气田采集的石油和天然气通过管道进行集中运输和处理的过程。
这一过程涉及到多个环节，包括采集、输送、加工和分配等。
在油气集输过程中，需要运用各种技术和设备，以确保油气能够高效、安全地被运输和利用。
首先，油气集输的第一步是采集石油和天然气。
石油和天然气是地下沉积的化石能源，它们分布在地球上各个地区的油气田中。
在进行石油或天然气的采集时，通常会使用各种工具和技术，如钻机、注水、注气和压裂等，以提高油气的采集效率。
一旦石油和天然气被采集出来，就需要将其输送到集输站。
集输站是一个用于临时存储和处理油气的地方，通常会包括储油罐、分离设备和处理设施等。
这些设备可以分离出其中的杂质和非常规物质，并对其进行处理，以保证油气的纯净度和质量。
在集输站处理完油气后，就需要将其通过管道进行输送。
油气管道是油气集输过程中最常用的输送方式。
油气管道主要分为陆上管道和海底管道两种类型。
陆上管道通常由钢管制成，需要经过地面和水道的铺设。
而海底管道则使用特殊的材料和技术进行铺设，以适应海洋环境的特殊性。
油气在输送过程中面临许多挑战，如温度、压力和腐蚀等。
为了确保管道的安全和可靠性，需要对其进行定期维护和检查。
常见的管道维护方式包括清洗、涂漆和修复等，以延长管道的使用寿命。
一旦油气到达目的地，就需要进行进一步的加工和分配。
在石油方面，可以进行炼油和裂解等过程，将原油转化为汽油、柴油和润滑油等产品。
而对于天然气，可以进行液化和气化等过程，将其转化为液化天然气（LNG）或压缩天然气（CNG），以便于运输和使用。
最后，经过加工和分配后的油气产品可以被用于各种用途，如发电、加热和交通等。
石油和天然气是现代社会不可或缺的能源资源，对经济和人民生活起着重要的支撑作用。
总之，油气集输是一个复杂的过程，涉及到采集、输送、加工和分配等多个环节。
通过运用各种技术和设备，可以高效、安全地将石油和天然气从油气田输送到最终用户。
油气集输行业对于经济和社会的发展具有重要意义，同时也需要关注环保和可持续发展的问题，以确保油气资源的可持续利用。
海上油气集输流程简介The ocean plays a crucial role in the transportation of oil and gas, as it provides a cost-effective means of moving large quantities of hydrocarbons from extraction sites to refineries and distribution centers. 海洋对于输送石油和天然气起着至关重要的作用，因为它提供了一种成本有效的方式，可以将大量的碳氢化合物从开采地点输送到炼油厂和配送中心。
The process of offshore oil and gas transportation involves several key stages, including extraction, refining, and distribution. 海上油气集输过程涉及到几个关键阶段，包括开采、精炼和配送。
First, the extraction of oil and gas occurs at offshore platforms or drilling rigs, where hydrocarbons are pumped from beneath the ocean floor. 首先，石油和天然气的开采发生在海上平台或钻井平台上，碳氢化合物被从海底泵出。
Once extracted, the hydrocarbons are transported to onshore or offshore facilities for refining. 一旦被开采出来，这些碳氢化合物会被输送到陆上或海上的设施进行精炼。
Refining involves the processing of crude oil and natural gas to remove impurities and separate various components for further use. 精炼涉及原油和天然气的加工过程，以去除杂质并分离各种成分以供进一步使用。
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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。
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（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年我国投产的渤海埕北油田，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。
图3-7 平台油气生产流程示意图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、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2．牵引铺设法管线也是在陆上加工制作场制作，而且要求下水滑道是在管线轴线方向的延长线上。
牵引铺设法如图3-10所示。
对于近岸的海底管线，往往利用其登陆或下海处的岸边建设管线加工制作场（包括下水滑道），牵引入水铺设。
图3-10 牵引铺设法示意图3．铺管船铺设法目前国外广泛使用专门铺管船铺设海底管线。
铺管船铺设海底管线始于1940年，首先是美国用于墨西哥湾，到目前为止世界上大型铺管船已有百余艘。
用铺管船铺设海底管线的特点是：以铺管船为中心，组成铺管船队，并配以必要的船机设备，如起重船、潜水设备等；单节钢管或双节钢管由制管厂按照规格加工好，在铺管船上再一根根地接起来，并按照要求加工制作防腐绝缘层、隔热保温层和外包混凝土防护层；加工好的钢管直接在船甲板上焊接，边加工边利用托管架铺设管线，如图3-11所示。
图3-11 铺管船铺设法示意图铺管船的种类很多，图3-12是一种传统式托管架式铺管船。
托管长度一般为50~250m，把管线直接铺设到海底，最大铺设水深为90~120m。
渤海油田的滨海109号船就属这类铺管船。
