近海油气田开采工程设施

近海油气田开采工程设施单位名称－序号2近海油气田开采工程设施1近海油气2中国近海油气田3海上油气田开采工程模式，适用性及其优缺点4海上油气田开采的主要工程单元5边际油气田的开发单位名称－序号3近海油气田开采工程设施6我国在海上油气田工程中的优势与弱项单位名称－序号4近海油气田开采工程设施世界油气资源一半以上在海上，主要分布在墨西哥湾、北海、西非、巴西沿海、波斯湾、东南亚、澳大利亚沿海、南中国海、渤海、里海、地中海、北部湾、中国东海等海域。世界天然气储量的45%在海上。未来，世界油气开采的主要目标在海上，而且，越来越向深海发展。1近海油气单位名称－序号52中国近海近海油气田我国的海上油气资源主要分布在渤海、南中国海（珠江口盆地、西沙群岛与南沙群岛附近海域）、北部湾、东海大陆架（包括钓鱼岛附近海域）。由于国力所限，南沙群岛离大陆太远，南沙群岛附近的油田部分已被越南、印尼、菲律宾等国所开发。因与日本有钓鱼岛领土的争议，所以，钓鱼岛附近也未勘探与开发。2.1中国海上油气藏分布单位名称－序号62中国近海近海油气田我国的海上石油勘探始于1964年1月，从大庆、新疆克拉玛依等油田来了100多名石油工人到塘沽，在没有船舶、没有钻井平台的情况下，依靠竹排拉着陆用钻机在曹妃甸附近的一个潮汐岛上开始海上第1次钻探。经过海洋石油人近半个世纪的努力，现在，中国海洋石油总公司已是国内外知名企业，进入了世界500强。到今年年底，我公司的油气产量将达到5000万吨，是一个海上大庆，接近我国石油总年产量的1/3（去年中国的石油年产量为16000万吨）。2.2中国近海已开发的海上油气田分布情况单位名称－序号72中国近海近海油气田目前我国的海上油气田主要分布在渤海，南海的珠江口盆地、北部湾和东海。海总在海上已开采的油气田有40多个，建立的海上固定平台有100多座。到今年年底，海总的渤海油气田的产量为3000万吨，南海东部分公司的油气产量将达1000万吨，南海西部分公司的油气产量将达1000万吨。除了海总的海上油气田，中石油、中石化在渤海也有油气田，主要分布在黄河口、辽河口、黄骅近岸等海域。2.2中国近海已开发的海上油气田分布情况（续）单位名称－序号8中国海洋石油总公司海上油气田分布图单位名称－序号93海上油气田开采工程模式海上油气田开采的主要工程模式有：全海式，即所有工程设施都在海上半海式，即开采的工程设施主体部分在海上，辅助部分在陆地上陆上处理方式，即海上采出的油气水混合物用海底管线混输到陆上处理厂进行处理，并在码头装船或管输到其他地方进行销售单位名称－序号103海上油气田开采工程模式全海式开采模式又分为以下几种方式：浮式生产系统固定平台与海中码头人工岛（填土式人工岛、钢质/混凝土人工岛）自升式采储平台（“蜜蜂式”开采模式）3.1全海式单位名称－序号113海上油气田开采工程模式浮式生产系统是以FPSO（FloatingProductionStorageandOffloadingunit)或FSO为主体的海上油田开采的工程设施。它的主要优点有：能适用各种水深（至3000m)、各种产能规模的油气田经济性好，离岸越远的油田经济性越好投资风险较小，因为FPSO可重复利用；废弃费用低3.1.1浮式生产系统单位名称－序号123海上油气田开采工程模式﹥开采设施与陆地无关，免去了许多麻烦和费用海上生产，海上直接销售，管理容易■它的主要缺点是：系泊系统与立管系统技术复杂，要求高，一些关键技术我国还没有掌握；费用较高不适用规模小的边际油气田，不经济3.1.1浮式生产系统（续）单位名称－序号133.1.1浮式生产系统秦皇岛32-6油田开发工程设施单位名称－序号143.1.1浮式生产系统渤中28-1油田工程设施单位名称－序号153.1.1浮式生产系统渤中34-2/4油田工程设施单位名称－序号163.1.1浮式生产系统蓬莱19-3油田工程设施单位名称－序号173.1.1浮式生产系统惠州油田群整体开发工程设施单位名称－序号183.1.1浮式生产系统文昌13-1/2油田整体开发工程设施单位名称－序号193.1.1浮式生产系统绥中36-1油田开发(I期)工程设施单位名称－序号203.1.1浮式生产系统单位名称－序号213.1.1浮式生产系统流花11-1油田开发工程设施单位名称－序号223.1.1浮式生产系统陆丰22-1油田工程设施单位名称－序号233.1全海式固定平台与海中码头是最早期的海上油田开发模式，上世纪80年代初，海总与日本合作在渤海开发的第1个油田—埕北油田就是采用这种模式。它的主要优点是：技术难度低，建造、安装比较容易对浅水、小型油田，投资成本较低操作、管理比较方便3.1.2固定平台与海中码头单位名称－序号243.1全海式它的主要缺点是：储油量小，不适合储量大、产量高的油田不适合深水油田，对深水油田投资成本高外输油轮要旁靠海中码头，外输作业受海况影响大3.1.2固定平台与海中码头（续）单位名称－序号253.1.2固定平台与海中码头埕北油田开发工程设施单位名称－序号263.1全海式人工岛是开采近岸浅海油气田比较经济的一种开发模式，海总、中石油、中石化在渤海油田的开发中都有应用。人工岛的构筑方式有：填土、钢筋混凝土结构。它的主要优点是：结构简单，投资费用较低内部可储油耐腐蚀、可抗冰3.1.3人工岛单位名称－序号273.1全海式人工岛的主要缺点是：不适用于深水，随水深增加费用增加较快如果用砂、石和土作材料，离岸越远费用增加越快离岸很近的油气田最好采用人工岛采油，管输到岸上处理厂进行油气水处理的方式3.1.3人工岛（续）单位名称－序号28JZ9-3油田情况（钢筋混凝土结构的人工岛）储罐设计容积16700M3，有效储油14000M3；原油处理设计能力2000M3/D单位名称－序号293.1全海式可迁移的自升式采储平台是近年来才出现的一种采油装置，它是针对油气储量不多、产量不高、油田寿命不长的边际油田而开发的。它可用作新油田的长期试油。它的主要优点是：油田工程投资省，工程单元少，结构简单，技术成熟、建造周期短可重复利用，投资可从几个油田回收油田报废时废弃的结构物少，废弃费低3.1.4自升式采储平台（“蜜蜂式”开采方式）单位名称－序号303.1全海式可迁移的自升式采储平台的主要缺点是：储油量有限（海洋石油161只有4000方），只适用于产量低的小型边际油田的开发两点系泊的外输油方式对海况条件要求严，不适用于恶劣的海况环境条件3.1.4自升式采储平台（“蜜蜂式”开采方式）单位名称－序号313.1.4可迁移自升式采储平台渤中3-2油田开采工程设施单位名称－序号323.1.4可迁移自升式采储平台渤中3-2油田开采工程设施单位名称－序号333海上油气田开采工程模式半海式是离岸较近的油田的一种开采方式。海上井口平台采出的油流送到生产处理平台加工成商用原油后由海管输送到陆上油罐储存，外输时由管线送到海岸附近的输油单点，外输油轮系于CALM单点装油。此种开采模式海总虽然没有采用过，但在QHD32-6油田的ODP阶段曾考虑过这一方案，后因费用高，且还需与当地政府打交道，太烦而被淘汰。这种开采模式的优点是：不需建造FPSO和价格昂贵的单点系泊系统陆上可建大容量的油罐，外输不会受天气的制约3.2半海式单位名称－序号343海上油气田开采工程模式半海式开采模式的缺点是：不适用于离岸远的油气田要与当地政府打交道，会带来许多烦心事，且营运费会比较高投资成本有可能比全海式还要高3.2半海式（续）单位名称－序号353海上油气田开采工程模式陆上处理方式就是：海上井口平台采出来的油气水的混合物直接由海底管线输送到陆上的处理厂进行处理，生产出来的商用原油直接在当地销售，或在输油码头装船销售。海总的SZ36-1油田、JZ20-2气田、平湖气田、崖13-1气田、东方1-1气田、涠洲油田群和将要开发的荔湾3-1气田都是采用这种方式。此种开采模式的主要优点是：海上设施简单，只需建若干井口平台和生活动力平台及海底管线对离岸近的大、中型油气田，投资省，效益好若当地有足够的油气用户，销售较方便3.3陆上处理方式（管输上岸）单位名称－序号363海上油气田开采工程模式陆上处理方式的主要缺点是：陆上要建处理厂和大型基地，要与当地政府打交道对小型油气田不适合，效益不好若当地没有足够的油气用户，会增加销售费用不适用于离岸太远的油气田3.3陆上处理方式（管输上岸）（续）单位名称－序号373.3陆上处理方式SZ36-1油田开发工程设施单位名称－序号383.3陆上处理方式SZ36-1陆上处理厂单位名称－序号3939荔湾3-1－流花–番禺气田区域开发工程设施开发工程包括：与哈斯基合作的LW3-1及LH29-1（在评价）、LH34-2（在评价)气田；自营的PY34-1/PY35-1/PY35-2气田；今后潜在的待发现气田。荔湾开发项目工程设施包括：哈斯基负责实施的水下井口及管线和脐带缆等；CNOOC负责实施的荔湾中心平台、外输海底管线及陆上终端。深水天然气珠海高栏终端LW3-1荔湾天然气中心平台PY35-1PY35-2PY34-1LH29-1LH34-2单位名称－序号403.3陆上处理方式JZ20-2陆上处理厂单位名称－序号413.3陆上处理方式涠洲陆上终端单位名称－序号424海上油气田开发的主要工程单元根据水深不同，FPSO系泊方式不同，油田规模不同，油气田开采的工程设施有所不同。渤海油田全海式开发的主要工程单元有：井口平台若干+中心（生活动力）平台（规模较小的油田没有）FPSO(或FSO)+塔式软刚臂单点系泊装置海底管线+海底电缆4.1全海式4.1.1浮式生产系统单位名称－序号434.1.1浮式生产系统PL19-3油田单位名称－序号444海上油气田开发的主要工程单元南海油田全海式开发的主要工程单元有：井口平台若干+中心（生活动力）平台（规模较小的油田没有）+/或水下井口与水下管汇FPSO(或FSO)+内塔式单点系泊装置+立管系统海底管线+海底电缆＞FPS(FloatingProductionSystem)（仅LH11)4.1全海式4.1.1浮式生产系统（续）单位名称－序号454.1.1浮式生产系统单位名称－序号464.1.1浮式生产系统单位名称－序号474海上油气田开发的主要工程单元固定平台与海中码头的油田开采方式的主要工程单元有：井口平台+生活动力平台油罐平台海底管线+海底电缆靠船码头4.1.2固定平台与海中码头单位名称－序号484.1.2固定平台与海中码头埕北油田工程设施单位名称－序号494海上油气田开发的主要工程单元用人岛开发油气田，它的主要工程单元有：人工岛（钻井、采油、动力、生活与储油）靠船墩（用于外输与供给）若管输上岸，则可能有长堤或海底管线，有陆上终端4.1.3人工岛单位名称－序号50JZ9-3油田工程储罐设计容积16700M3，有效储油14000M3；原油处理设计能力2000M3/D单位名称－序号514海上油气田开发的主要工程单元使用可移动自升式采储平台开采海上油田，它的主要工程单元有：可移动自升式采储平台（生产、生活、动力、储油与外输）井口平台（采油、修井）外输油轮系泊装置（两点系泊）4.1.4可移动自升式采储平台单位名称－序号524.1.4可移动自升式采储平台BZ3-2油田开采工程单位名称－序号534海上油气田开发的主要工程单元半海式开采方式的主要工程单元有：井口平台+生产、生活、动力平台海底管线+海底电缆陆上终端外输海管+外输单点4.2半海式单位名称－序号544海上油气田开发的主要工程单元采用陆上处理方式开采海上油气田，其主要工程单元有：井口平台+集输平台（或称中心平台）生活动力平台海底管线+海底电缆陆上处理厂+码头4.3陆上处理方式单位名称－序号554.3陆上处理方式单位名称－序号564.