油气集输技术论文

海洋油气集输现状及发展趋势

摘要：海上油田油气集输及配套技术的主要作用是完成将海上油田采出的产物进行收集和处理,并将其输送上岸的全过程,这过程涉及海上油田的油气集输、水处理及注水,以及为完成这些功能所必须配套的海洋工程结构、供配电力、海上油田自动化和通讯、腐蚀控制、安全与环境保护等工程。其技术覆盖之广和技术复杂程序之高是陆上油田所不能相比的。随着海洋勘探开发力度的不断加大,海上石油开发必然将向更深水域发展;为使开发深水变得经济有效,关键是采用先进的开发技术，以及向适应的运输系统。本文将概括介绍国内海上油气集输的几种类型及其典型代表，同时据此总结存在的不足，探讨其发展趋势。

关键词：管道运输浮式处理储油轮储存、天然气脱水装置

1、国内油气集输的现状：

从我国自主勘探、开发莺歌湾，到中日合作开发埕北油田成为我国海上联合开发海洋石油第一个稠油油田.到现在，我国在海洋开发方面学习到了国外开发的先进技术，也已经积累了丰富的经验。同时，在油气集输方面也形成了自己的特色。从开发方式上区分,我国海上油田开发有两种类型,一是以胜利埕岛油田为典型的自主开发方式,另外一种是CNOOC的合作开发方式,如南海的陆丰2221油田,该油田汇集了当今世界的尖端技术,包括双定位水下卧式储油树、电液控制系统、泥线增压泵、电缆系统和遥控作用机器人等。而以自主开发的胜利滩海更能代表我国海上技术的发展现状。

1-1、我国海上油气集输多采用管道技术，但是在输送过程中管道中析水对输送产生许多不利影响。我国近期发现的海上油田以气主，但是对于天然气来说，水是天然气从采出至消费过程中,在各个处理或加工步骤中最常见的杂质,而且其含量经常达到饱和状态。一般认为天然气中的水分只有当它以液态形式存在时才会有害处,因而工程上常以露点温度来控制天然气中的含水量。水汽的存在,不仅减少了管线的有效输送能力,还降低单位气体体积的热值。天然气中含水量超过露点温度时,当输送量和其它参数变化时,还可能引起水汽从天然气流中析出,形成液态水或与天然气中分子量较小的烃类生成水化物,从而减少管线截面积, 限制管道中天然气流量增加管路压降, 严重时刻堵塞输气管线和其它处理设备，给天然气的储运加工将会造成很大困难。因此天然气脱

水是进行长距离管道安全输送或进行轻烃回收前必不可少的环节。只有将天然气中的水汽含量控制在工艺流程要求的范围内,才能保证气体输送或冷凝分离法轻烃回收工艺的实施。因此，在输送之前必须对天然气进行脱水处理，并防止水化物的生成。主要措施有：

a、利用抑制剂防止水化物生成

b、给系统加热，湿气流温度高与某一压力下水化物的生成温度，但是该法对长距

离海底输气管不适用。

海上油田常采用在平台初步处理，输送终端细处理的方法。天然气脱水常规方法有溶剂吸附法和固体干燥吸附法两种（甘醇吸收脱水法和分子筛吸附脱水法）如果要求仅保证输送过程中不生成水合物，用甘醇吸收法脱水就可以了。而且，甘醇吸收脱水，能耗小，甘醇使用寿命长，操作费用低（在处理量较小时，装置可作成撬式）。脱水后干气露点可达-30左右，能够满足管道运输和前冷回收轻烃凝液的要求。以下一渤海西部油田天然气脱水方法为例加以介绍：

其脱水装置采用加拿大MALONY石油设备公司的产品。其工艺流程为：来自天然气压缩机的湿气进入接触塔底部，贫三甘醇溶液从接触塔顶部向下流动。在塔盘上进行气液传质，出塔的干气经过干气/贫甘醇换热器后进入海底管道，吸水后富甘醇首先进入闪蒸分离器，分离掉液态轻烃和水分，再进入甘醇滤器和甘醇/甘醇换热器，最后进入再沸器浓缩。浓缩后的贫甘醇进入贫甘醇储罐，依靠甘醇泵泵入干气/贫甘醇换热器后再进入接触塔完成一个循环。如右图示：

1-2、国内

在海上油田开

发过程中,在逐

渐摸索中也开

发和研制了一

些新技术,这些

技术主要包括:

1-2-1、轻

型平台技术

我国对轻型平

台的研究始于20世纪80年代末期。目前我国已建成的轻型平台有:可移动式3腿简易

试采平台;独腿固定式采油平台;2腿3桩(2腿2主桩加1根水下桩)新型轻型平台等。如我国在开发埕北油田时就采用：卫星平台与中心平台之间，中心平台与陆地油站之间，均通过海底管线进行连接，形成了较完整统一的集输系统。该系统从原油处理工艺上讲可归结为半海半陆式集输系统。但与传统的半海半陆式集输系统相比，在平台布局、集输管网等方面都具有显著特点。

1-2-2、FPSO设计建造技术FPSO装置对固定式平台有两个优点：a、可减少开发时间b、能适应负荷的增加。同时，多相通道旋转街头、多接口连接装置用于快速脱离及再连接技术也逐渐成熟。因此，我国自行设计建造的两艘FPSO—南海奋进号和渤海世纪号相继下水,标志着我国FPSO的设计建造又上了一个新台阶。南海奋进号采用国际上最先进的内转塔式单点系泊,能抗拒风速为60ms的台风,可适用于海况极端恶劣、水深40至2000m的海域,保证在10年生产期内,包括台风期间不解脱、不撤离。世界上只有少数国家具有设计建造此类FPSO的能力。渤海世纪号适用于浅海作业,可处理高粘原油,年处理能力为450万吨,该船设计建造技术相当复杂,采用了目前国际上比较先进的钢臂与单点系泊系统连接技术,并安装了目前世界上功率最大的海上动力发电机组。

FPSO技术对采用全海式生产具有重要意义，特别是对于远海、深海，因为管道运输虽然较经济实惠，但是在管道的敷设过程中成本高，技术难度较大，同时，在管道敷设过程中，对天气条件要求较多，敷设过程影响因素较多。因此，海上油田开发方式的选择应该从实际情况出发，制定科学的开发方案，从而有利于选择合适的集输方式。；例如：在我国南海惠州21—1油田，在充分利用油田离岸近的特点得出上，一改生产试验区全海式集输方式选择了半海半陆式，这一思路为简化海上设施提供了条件，从而降低了成本、风险，提高了经济效益。

1-2-3、多相流技术多相泵的研制趋于成熟,应用范围逐步推广。多相计量技术发展较快,已进入商业性阶段。石油大学编制的油气混输工艺计算软件通过将计算结果与实际运行的两相流管道相比较,误差小于20%。在油、气、水三相混输及相态划分和转相点的研究上也取得了一定进展。

1-2-4、紧凑型设备的研制由胜利设计院研制的液2液旋流除油器具有结构紧凑、体积小、重量轻、除油效率高等特点,特别适用于海上油田的开发。当来水含油<1000mgl 时,出水含油<50mgl。其材料和工艺已达国外同类产品水平。

1-2-5、海水脱氧采用国际首创的超重力脱氧技术,具有占地面积小、重量轻、处理效果好等特点,适合在海上平台使用。

1-2-6、部分元件实现国产化导管架封隔器的研制成功,使每个导管架封隔器的价格降低,节省了大量外汇。自行研制出的锻制钢性节点,其性能达到国外产品水平,价格仅为国外同等产品的三分之一。

1-2-7、海底单壁输油管技术研究、滩海油田钢结构腐蚀控制技术研究、海上平台高压电气设备研究、胜利滩海道路建设新技术研究等于近期通过鉴定。这些研究项目都是中石化集团公司科技攻关项目

2、国内油气集输方面存在的问题及解决建议：

我国与国外合作开发的油田技术起点高,处于同期国外先进水平。但从整体上来讲,由于我国海洋石油工业起步较晚,与国外先进水平相比,仍有相当大的差距。如深海油田的水下处理技术及设备(如立管技术、水下生产设施)主要依赖进口,设备的高效化、小型化、撬装化与国外相比仍需作进一步的改进,在平台结构型式多样化、简易平台技术发展上还不成熟等,这些都是今后科研工作需要努力的方向.在我国科研经费投入相对不足的情况下,新技术开发应树立有所为,有所不为的思想,积极稳妥地采用新技术、新设备。有所为就是开发一些投入小、效益高、现场较为急需的项目,如轻型平台技术、小型化、高效化和撬装化设备的研制、多相流技术等等:有所不为并不是指无所作为,一些投入高、风险大、且国外发展较成熟,技术水平领先的技术,如水下回接技术、水下生产设施、多管径智能清管器技术、腐蚀监控技术、井下分离回注技术等,可以走通过项目引进与合作开发的路子,缩短研制周期,尽快缩小与国外先进水平的差距。如我国的FPSO制造技术,就是通过引进国外先进技术,加以消化吸收,为己所用,迅速达到世界先进水平的典型例子。

现在，利用高油价的优势，尽快开发我国海上的边际油田，提高自主创新能力，从技术发展与生产实际相结合的要求出发, 现阶段的技术在开发谈还油田方面应着重解决以下几个技术问题:

2-1、参考国外在轻小型平台开发方面的经验,结合我国情况开发研究适合我国海上油田建设条件的轻小型平台,包括:开展轻型平台风险评估的研究,编制与轻型平台设计相适合的设计规范,提高设计人员素质，

2-2、开发和推广应用具有储油能力的小型钢筋混凝土平台和可重复利用桶型基础平台。

2-3、借鉴国外工艺设备轻小型化、一体化特点,进一步开发研制更适合我国滩海油

田建设特点的轻小型化、一体化高效设备。

2-4、加速多相流混相输送和不分离计量技术的研究和应用试验,尽早在滩海油田建设中得到应用。

2-5、在滩海边际油田和已建油田的集输流程改造中,积极推广应用混输泵技术,提高滩海油田的集输半径,将一些边际油田纳入已建的集输系统,使边际油田得以经济有效地开发。由于海上石油新技术的投入高,风险大,越来越多的技术开发采用合作开发的方式。共同开发,风险共担,利益共享可能是今后大的技术革新的主要运作方式.在国外,技术开发通常都联合了科研单位、石油公司、设备厂家共同进行,在研制费用、设备制造和测试、以及后来的推广应用上都比较有保障,这一做法值得我们借鉴。

3、海上油气集输的发展趋势：

在国际高油价的刺激下，国内海上油田的发展有两个趋势,一是向偏远边际小油田发展,二是向更深的水域发展。一些新技术的开发和推广应用必将在开发过程中起着十分关键的作用,在开发滩海油田方面，油气集输技术发展的趋势：

3-1、深海油田开发工程配套技术研究,水下连接技术、多相流技术以液化天然（LNG）起长距离管输技术等是深海油田开发技术的发展趋势。天然气作为一种高效清洁的能源，在世界能源结构中占有很大比例，同时，天然气液化输送相对于气态输送来说，有很多显著的优点。而且，随着新材料和新工艺技术的发展使得天然气液化输送成为可能。另外，世界天然气地区性贸易的迅猛增长也有助于降低天然气液化输送的成本。但是，过能LNG的管道输送技术尚处于起步阶段，国外也无很成熟的实践经验。

3-2、研制轻小高效型设备由于受海上平台面积和重量的限制,一些轻小高效型设备将会越来越多地应用于海上油田。虽然我国在液2液旋流设备研制上取得了一定进展,但与国外水平相比仍有较大差距,因此,轻小高效型设备的研制仍是海上油田技术发展的一个趋势。

3-3、平台结构多样化和轻小型化平台建造在海上油田开发中占有相当大的投资比重,国内外都在致力于开发轻型平台技术以降低投资费用,这是平台建造技术的发展趋势。

3-4、海底管道技术及其它配套技术海底管道敷设技术和单壁管输送技术的推广应用,以及立管技术、水下回接技术、安全与环保等配套技术等是未来降低海上油田开发成本的技术发展趋势。

3-5、海洋平台振动及安全分析研究,这也是轻型平台发展需要完善的基础理论研究。

3-6、研究和推广多相流技术利用多相泵和多相混输,可以扩大集输半径,使边际油田纳入已建的集输系统,充分利用现有已建设施来减少投资和操作费用,使边际小油田开发变得经济有效。目前多相泵在陆地应用已逐步推广,但还未应用于滩海油田建设中。随着计量技术的不断发展,传统的分离计量装置将会逐渐被不分离计量装置所替代。目前,国外已有几十套商业性产品应用于海上油田,而我国在此方面目前正处于研制和试验阶段。

3-7、深海油田越来越多地采用FPSO进行海上油田开发,在滩海油田偏远的较远水域内采用FPSO进行油田开发,也可能是将来开发边际油田的一种选项和趋势。另外,海上电力调度自动化、滩海油田保滩促淤等技术的研究也是滩海油田技术研究的一个方向。

4、措施与建议：

4-1、在集输工艺上，为解除冻堵这一心腹之患，应研究新的生产工艺，如研究井口加醇（采用重力罐自动加注）、高压输送至集气站，再进行冷凝脱水（如气波制冷或膨胀制冷方式）对天然气脱水，并分离回收甲醇，分离器采用自动放水器实现自动放水。

4-2、对输气干线实现“干输”，保持输气管道干燥避免管道内腐蚀和水化物冻堵。

4-3、在生产管理上，首先实现数据自动采集，然后逐步实现自动化控制，实现集气站无人职守，由工作人员巡回对气井、集气站进行维护、检查。气井生产监控与计量自动化系统由现场仪表、计量站可编程控制器（PLC）与无线远程终端RTU构成的SCADA 系统，气井、计量站通过RTU进行测控管理，从而能够及时掌握单井产量、产液量、压力、温度和含水率等参数。在仪表选用上，应选用智能化的井底永久压力计、井口油压、套压、温度传感器，单井计量采用孔板流量计，大口径输气管道采用超声波流量计。另外，通过RTU远程控制终端应该实现远距离监视气井和计量站的应急关闭和火炬燃烧系统，保护环境和系统安全。

4-4、研究应用气井、站、管网集输优化设计软件，在新建气井工程中，根据现有的集输管网和气井分布，设计最优的管网分布、管径组合和集气站位置，使其布局合理，投资费用最低。

参考文献：

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