什么是世界海洋石油储运技术？ 海洋油气工程 与石油工程 油气储运 那个更好？（就业，待遇，...
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一、海上油气集输系统
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。
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。
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。
1.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，建木质或混凝土井口保护架（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称为全陆式集输系统。
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；（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。
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。
2.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，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。
3.全海式集输系统
随着世界工业的迅猛发展，对石油的需求量不断增加。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。
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，则称为全防式；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。
二、海上油气集输工艺流程
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。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。
1.油气计量及油气生产处理流程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，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、硫及砂粒等杂质。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。
2.天然气处理
经油、气分离的天然气，在高温下仍带有未被分离的轻质油、饱和水、二氧化碳及粉尘等物质，这些物质如不处理，一则浪费，二则会造成管路系统的堵塞和腐蚀。天然气处理主要指脱水、脱硫及凝析油回收，有的天然气还要脱除二氧化碳。一般海上平台天然气处理是将由高压分离器分离出的气体和各级闪蒸出来的气体分别进入相应的气体洗涤器，以除去气体携带的液体，再进入不同压力等级的压缩机，分段加压，达到设计压力，一个典型四级分离的气体压缩和凝析油回收系统。由各级气体洗涤器收集的凝析油分别进入各级闪蒸罐的原油管线中。为防止管线被天然气水化物堵塞，采用甘醇-气体接触器，吸收天然气的水分。
由于天然气处理压缩系统投资较高、质量大、占用空间面积大，有的平台由于生产的伴生气较少，往往将生产分离出来的天然气不经处理，一部分作平台燃料，一部分送火炬放空烧掉。如果气量大，可管输上岸再处理。如何处理天然气要经综合评价后做出选择。经气体压缩和凝析回收后出来的气体，一般仍需进一步脱水、脱硫和凝析油回收。脱水主要采用自然冷却法、甘醇化学吸收法、压缩冷却法等，脱水的同时可以脱出轻质油。对含硫的天然气还需要脱硫，同时可以回收硫。海上天然气加工生产系统和陆上一样，这里不再赘述。
3.含油污水的处理
随着世界工业的迅速发展，自然环境受到污染，严重地影响了生物的生长和人类的健康。目前世界环境保护机构规定：油田所有的含油污水必须经过处理，水中含油量低于15～50毫克/升才能排放。故海上采油平台原油脱水出来的污水及生产中产生的含油污水，都必须经过污水处理系统进行处理。
4.海上油气集输生产流程及设备的选型
油气集输生产流程的设计及主要设备的选型，不像钻井工艺及钻机设备那样有定型生产流程及系列的钻机设备，它往往是根据油田产出物的组分、物理性质、产量及油田的开发方式、油气集输系统的选择等条件进行设计制作。如一离岸较远、含气量较高的油田，选用半海半陆式集输系统，油气长距离混输上岸，在技术上有一定难度，为此采用油、气分输上岸流程，即在海上平台进行油、气分离初处理，油、气上岸后再分别进行全面的处理；如采用全海式集输系统，油气处理及其储运设备全部放在海上，那么其具体工艺流程及设备的型号显然是与前者不同的。每个油田根据设计的生产流程、主要设备、工程结构选型及尺度，分别设计安装在模块上，一般都按生产的内容设计，大致分以下几种类型。
（1）井口模块模块。上面设置井口采油树、测试分离器、管汇、换热器等。
（2）油气处理模块。一般设置生产分离器组、电脱水器、原油稳定装置及其配套的管路、仪表、罐、换热器等。
（3）天然气处理模块。一般设置有分离器、洗涤器、压缩机、轻质油回收装置等。
（4）污水处理模块。有隔油浮选、沉降分离、过滤器及其加压的水泵与其辅助设备等。
此外，还有发电配电模块、生活模块、注水模块、压缩模块等。这些模块的设计要求自成系统，同时考虑与其他系统的连接配套。部分生产模块的设备在陆上安装好可进行试车，当在平台吊装就位，连接好水、电、管路系统就可全面试运转，以减少海上工程量，便于生产管理。在设计模块规模时，还要考虑平台面积、施工起吊能力及生产安全要求等。
三、海洋集输平台设施
当人们航行在茫茫大海中，有时会突然发现远方有一些建筑群时隐时现，你一定会欣喜万分，以为看到了海市蜃楼。轮船靠近后才看清这是一些钢铁制造的庞然大物高高地矗立在海面上，不管是台风袭击还是海浪拍打，它都像一个忠实的哨兵守卫在辽阔的海疆。这些钢铁建筑物就是海上石油生产平台。先建平台后打井、采油，这是海上石油和陆上石油的主要差别。通俗地说平台就是给人们在海上生活、生产提供的固定场所。
最初人们在海洋进行石油勘探开发只能在近海，用木料搭制一个作业平台，进行钻井、采油。伴随科学技术的进步，人们希望平台更安全、更坚固耐用，并能适用于环境恶劣的深海条件，逐渐改为使用混凝土或钢铁建造作业平台。再后来发明了自升式钻井平台和钻井船，这两种装备实际上都是船，前者没有自航能力，要靠其他船只拖曳，后者具备自航能力。钻完井后，钻井平台或钻井船驶往新井场。目前海上见到的平台大多是油气生产平台，这些平台上设施的内涵与陆地油田没有什么差别，只是更精良、更安全可靠。图37-1所示是所有设施全部设置在海上的情况，其中中心处理平台把周边各井的油气通过海底管道集中并计量，同时配备安全装置，然后将油气水分离净化，合格的原油输送到储油平台，处理过的水再经过井口平台回注或排放，天然气一般放空烧掉；储油平台主要功能是存放原油并通过穿梭油轮定期运送给用户；动力平台主要是柴油发电机组、天然气透平发电机组、供热锅炉等提供动力的设备；生活平台提供工作人员休息、生活；各平台间有供工作人员行走的栈桥，另外淡水、蒸汽、燃料等管道及电缆也附设其上。当然，根据油田在海洋的地理位置，各种设施并非要全部建在海上。如果距离陆地较近，油气水处理平台、储油平台则建在陆上。即便全部建立在海上，也可根据情况将某些设施适当地组合在一座平台上。井口平台实际就相当于陆上油田计量站，负责单井的集油、油气日产量的计量和注水。浮式生产储油轮相当于陆上油田的联合站，负责油气水分离净化、储油。其动力、生活系统也在船上。这样就大大减少了海上固定平台，降低了投资。如果油田迅速降产或失去生产价值，浮式生产储油轮还可以转移到其他油田继续使用。
图37-1 早期海上采油系统
四、海底输油管道
海洋石油竞争，比拼的是资金的雄厚和技术的先进。油气运输是随勘探和开采而发展的。国际上海洋油气田开发工程设施的模式根据油气储运特点基本分为两类，即全海式与半海半陆式。所谓全海式，是指油气田的油气生产、处理以及产品储存与外销全部在海上进行；所谓半海半陆式，是指油气生产在海上进行，油气处理或在海上、或在陆上进行，而产品储存与外销在上陆后进行。
人类从深海开发油气是今后长时发展的必然趋势。在这样的环境下，伴随着海洋储运技术的出现和发展，世界海洋石油发展的总趋势是走向深水，世界海洋管道从最初的油气田内部短距离海底管道发展到各类长距离平台至陆地海底管道，海底管道设计、施工技术有了长足发展，目前深水大型油气田达50多个，包括200多座深水平台设施、1000多套水下装置、1.2万千米的深海管道等设施。深水技术的发展不断刷新世界深海作业的最新水平：钻井作业水深达3050米，已投产油田作业水深达2192米，海底管道铺设水深达2150米。
六、浮式生产储存卸货装置
浮式生产储油装置既可以独立运输，也可以临时存储，然后由油轮运输到陆地。1976年，壳牌石油公司首次引入FPSO概念，那是一艘在Castellon海域由油船改装而成的FPSO。FPSO是英文Floating Production Storage&Offloading的缩写，含义为“浮式生产储存卸货装置”。它集生产处理、储存外输及生活、动力供应于一体，同时具有高投资、高风险、高回报的海洋工程特点（图37-2）。在那以后的26年间，前15年是其概念形成阶段，9O年代以后，进入一个快速发展阶段。最初的FPSO大都是改装船舶，在这方面，新加坡的船厂做得较为成功，取得了大部分改装船工程项目。目前，FPSO的建造市场主要由日本、韩国造船企业和新加坡船厂统治。由于一艘FPSO造价高达几亿美元，是典型的高附加值船舶，所以近年来中国船厂也开始积极介入这个市场。
图37-2 FPSO工作示意图
静态来看，截至2008年2月，FPSO现役数量为139艘，其中，新建数量为54艘，占比为38.85％，改造数量为85艘，占比为61.15％；订单32艘，其中11艘为新建，21艘为改造，占比分别为34.38％和65.63％。无论是新建还是改造，均经历了两次高峰：1997—1999年、2003年至现在。现役FPSO基本上是在2000年以后建造的，80％左右的船龄在10年以内，大多还可以应用至少10年左右的时间，更新需求动力相对较小。在现役的FPSO中，分布较多的国家有巴西、中国、英国、澳大利亚、尼日利亚、安哥拉等国，数量分别为22艘、15艘、13艘、12艘、12艘、11艘。在FPSO订单中，巴西依然是拥有量最多的，为9艘，其次较多的分别为英国、印度和尼日利亚，其数量分别为5艘、4艘和3艘。
七、发展趋势
挪威专家Einar Holmefjord先生在题为《挪威边际油田开发研究活动现状——DEMO2000》的演讲中指出，“昨天，我们采用重力基础的平台进行钻井和生产，今天，我们采用浮式生产系统和水下设施，明天，我们将井流物从海底直接输送上岸处理，不需要任何海上设施”。Einar Holmefjord先生的话简明地概括了国外海上石油发展现状和发展趋势。为开发边际油田，国外越来越多地采用了浮式生产设施和水下回接技术，开发了一系列的配套技术，如水下混输技术、深水大排量混输泵、水下供配电系统、水下作业机器人、水下卧式采油树、水下管汇和水下多相计量技术等。上部设施包括油气集输和水处理设施的新工艺、新设备也不断出现，如多相透平技术、海水脱氧技术等。这些技术已得到应用，且有些技术已趋于成熟。深水和超深水域油田的开发是国外海上油田开发面临的最大挑战，某些地区，如Ormen Lange、Voring plateau、At1antic Margin的水深在600～1400米，而Angola、Gom、New Foundland、Brazil的水深更是达1500～3000米。深水具有低温、超高静压、温压变化引起立管内介质物性复杂等特点，容易引发立管段塞流、结蜡、水合物等问题，并且一旦出现问题，就会造成重大损失和危害。为解决深水水域介质在管道内的流动安全问题，近年形成了一门新兴学科——流动安全学。目前国外公司开展的深水技术研究包括立管内多相流研究、SPAR模型平台、深水系泊系统、轻型组合立管、电加热管技术、水合物抑制技术（动力学抑制剂的研制）等。解决深水油田开发的技术问题是国外海上石油技术发展的趋势。
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