海上生产系统在油气集输中的应用.docx
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海上生产系统在油气集输中的应用
海上生产系统在油气集输中的应用
摘要水下生产系统是一种将全部或部分油气集输设备放置于海底,低成本开发海洋石油的先进方法对这一方法的研究在我国仅是近几年的事情。
本文根据我国海洋油田的具体情况提出了多种开发边际油田的方案,可供设计、生产部门参考。
关健词海洋油气水下生产系统油气集输
前言
随着世界对石油需求量的不断增加,海洋石油工业得到了迅猛的发展,海洋石油开发技术也有了很大的进步。
人们对石油资源的注意力也由浅海逐步移向深海和某些小油田、边际油田。
海洋平台也从最初岸边浅水区的木制平台发展到中、深水压的钢结构平台,乃至深水区的浮式平台。
为了开发边际油田,降低开发费用,尽力回收资金,出现了浮式早期开发系统平台上的采油树移到了海底,并从海底卫星井采油树发展到了多井海底采油系统,该系统将从海底井采出来的原油通过集油管汇和采油立管输送到水面设施。
采油系统从海面移向海底已经成为一种发展趋势。
对边际油田以及那些储量低的小油田来说,海底采油系统的应用更为重要和有效,尤其对深水区油田更是如此。
水下采油集输系统即水下生产系统的应用,将把全部或部分油气集输设备放置海底,这就避免了使用固定式或永久浮动式平台来支持整个系统,同时也就避免了平台建造成本可能高于所开采的石油价值这一矛盾,这使得低成本开发边际油田成为可能其次,水下生产系统的应用还在一定程度上,可以缩短施工建设时间同时,由于省却了平台操作人员,也就较多地节省了生产管理操作费用此外,由于生产设备置于海底,可避免恶劣气候和海况对生产造成的诸如关井停产的损失,使生产的连续性、安全性好生产效率提高。
也正是由于生产设备置于海底,采用水下泵输送生产液,使油层的天然能量减少了水深段的损失,从而提高了最终采收率,延长了油田的生产寿命,提高了总的开发效率。
正是由于上列种种优势,水下生产系统越来越得到世界石油界的高度重视,近十多年来得到了迅速的发展,已成为当今海洋油气开发的一项极有生命力的新的生产技术。
而我国从1992年开始在水下生产系统的研究上也有了一个良好的开端。
海上油气生产工程系统构成
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。
本文只研究海上生产设施部分内容。
海上生产设施是指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。
(1)固定平台生产系统是当前广泛采用的开采方式。
它以近海建造栈桥、浅海构筑人工岛和开阔海区建造各类固定平台为基础,用基本与陆地油田相似的工艺和设备开采海上油田。
(2)浮式生产系统是发展较快的新采油方式。
它以半潜式平台或改装的大型油轮等移动式浮体为主体,处理和集输来自海底井的油气。
浮式生产系统的出现,不仅加快了海上油气田的建设速度,形成了称为“早期生产系统”的概念,而且还因为开发费用低,回收投资快,使过去用固定平台开发不经济的边际油田资源也能够被开发利用。
(3)水下生产系统目前主要是水下完井系统。
水下完井已在海上油田的早期生产系统、油田边缘卫星井、探井生产以及建造固定平台不经济的小油田开发等方面得到应用。
尽管这种生产系统目前大多数适于固定平台和浮式装置结合使用,而且是浮式生产系统必不可少的组成部分,但它已经形成了独立的生产系统。
三种生产系统各有其特点及适用条件,在选用时应根据本油田的具体情况,按照投资少的原则,综合考虑各种因素,对每种生产系统进行可行性研究,经过对比分析,最后筛选出一种至几种单一的或综合的较为有效的方案。
固定平台生产系统是指该系统中的主要设备——平台,固定于海底,对其产生支承压力的生产系统。
该生产系统是世界上使用最早而且较为广泛的一种生产系统。
在固定平台上用来开采海上油气田的各种工艺流程(如注水、注气、油气水处理等)和设备基本上与陆上油田相似。
固定平台生产系统经过近四十年的使用,根据固定平台型式的不同,已经发展成以下几种主要形式的生产系统:
刚性平台生产系统:
1、桩基式平台生产系统;
2、重力式平台生产系统;
3、混合式平台生产系统。
柔性平台生产系统:
主要为绷绳塔式平台生产系统。
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+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4~6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:
-Atlantia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,厚度在20毫米到35毫米。
-锚固基础(Anchorfoundation):
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,EdwardEHorton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。
目前世界上最深的SPAR平台是位于墨西哥湾的DevilsTrussSPAR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(ClassicSPAR)、桁架式SPAR(TrussSPAR)、蜂巢式SPAR(CellSPAR)以及属于第四代的最新设计的湿式采油树式SPAR(WettreeSPAR)。
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(ClassicSPAR)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6~7米)组成,形成一个大浮筒支撑上部结构,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;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(SpreadMooring)和单点系泊系统(SinglePointMooring)。
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)目前只能使用于油田,用于气田开发的LNGFPSO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。
六、海上生产设施的选择
1、海上油气田生产设施选择的原则
海上生产设施各有其特点和适用条件,在选用时应根据本油田的具体情况,按照投资少的原则,综合考虑各种因素,对每种生产系统进行可行性研究。
经过对比分析,最后选择一种较为合理的方案。
在选用时,应考虑的主要因素有:
(1)水深
水深对选择方案有重大影响,从经济角度出发,在浅水(小于200m),常选用固定平台生产系统(钢导管架平台或重力式平台)。
在深水中(大于200),由于固定平台费用急剧上升,多考虑水下生产系统和浮式生产系统的组合方案。
(2)油田地理位置及规模
如果油田离岸较近,可考虑管输上岸,在陆上建油气处理厂,进行油气分离、储运或采用人工岛方案。
如果油田离岸较远,且为产量较少的边际油田,可考虑选用浮式生产系统,充分利用浮式生产系统可重复利用的特点。
如果油田产量较大,水深较浅(小于),可考虑采用人工岛方案。
(3)海底地形
对于海底地形平坦,土质坚硬的海域可考虑采用混凝土式重力式平台;对于土质松软,海底不平坦的海域,则考虑用固定平台或其它形式的设施。
2、几种典型的海上油气生产设施的组合
由于油田特征、地理位置和海洋环境的不同,往往要用不同的生产设施的组合形式来满足油气田开发的需要。
在生产实践中,经常采用以下几种生产设施的组合:
(1)井口平台浮式生产储油轮(FPSO)
这种类型的生产系统由一座或几座不同功能的井口平台和具有油气处理、原油储存及外输的浮式油轮组成。
我国大部分海上油田都采用这种组合方式,如W10-3、SZ36-1实验区、BZ34等。
井液从油井流出后,在井口平台经过简单的计量后,经海底管线通过单点输送到浮式生产储油轮,浮式生产储油轮上安装有油气处理系统,原油经处理合格后到储油舱储存,再用穿棱油轮将原油运走。
(2)井口平台+中心处理平台+储油平台及输油码头
这种类型的生产系统由一座或几座不同功能的井口平台和具有油气处理能力的中心平台加上若干个原油储罐组成的储油平台及输油码头组成。
渤海湾的埕北油田就是这种组合方式,井口平台来液进行分离处理合格后的原油输送到储油平台储存,穿梭油轮在油码头系泊后,将储罐中的原油输送到穿梭油轮并运走。
(3)水下井口+浮式生产系统(FPSO)
这种类型的生产系统由若干个水下井口和具有油气处理、原油储存及外输的浮式油轮组成,我国南海流花油田就是采用这种组合方式,由水下采油树、水下管汇组成的水下生产系统将原油通过海底管线输送至上进行油气分离处理,合格的原油储存在上的油舱中,并由穿梭油轮将原油送走。
(4)海上固定平台+陆上终端
这种类型的生产系统由海上若干座固定平台(井口平台和中心处理平台)和具有一定处理能力的陆上终端组成。
这类生产系统主要适用于海上气田或凝析油田以及距岸较近的油田,如JZ20-2凝析油田、平湖油气田和崖13-1气田等。
海上气田的天然气在固定平台上进行脱水和增压后通过海底管线输送到陆上终端进行处理,并得到符合要求的产品。
(5)固定平台+人工岛
这种类型的生产系统由若干座固定平台(井口平台或中心平台)和具有生产处理、原油储存及外输功能的人工岛组成,这种类型的生产系统在我国海域还没有采用。
(6)混凝土平台
混凝土平台除具有原油处理、原油储存和外输设施外,还可在平台上安置钻机以进行井和修井作业。
这种类型的生产系统在我国海域也还没有。
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
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