我国海洋石油油气储运回顾与展望.PDF

·30 · 油 　气 　储 　运 　　　　　　　　　　　　　　　　　2003 年 　 我国海洋石油油气储运回顾与展望 李 　宁 ( 中国海洋石油股份有限公司工程部) 　　李 　宁 :我国海洋石油油气储运回顾与展望 ,油气储运 ,2003 ,22 (9) 30～32 。 摘 　要 　从海上油气储运的基本模式 、海底管道施工技术 、浮式生产储油装置的广泛应用等方 面论述了海洋石油工业的发展状况及存在的问题 ,在海上油气田开发建设中 ,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 ,其设计和施工技术在我国油气管道建设 中都有一定的参考价值 。 主题词 　油气储运 　　海底管道 　　施工技术 　　回顾 　　展望 处理 、储存 ,并通过码头或单点外销 。 一 、海上油气储运的基本模式 二 、海底管道技术发展迅速 根据油气储运的特点 , 国外海洋油气田开发工 程设施的模式可分为两类 ,即全海式和半海半陆式 。 在我国近 20 年的海上油气田开发中 ,从最初的 全海式是指油气田的油气生产 、处理以及产品储存 油气田内部短距离海底管道发展到各类长距离平台 与外销全部在海上进行 ;半海半陆式是指油气生产 至陆地海底管道 ,其设计 、施工技术有了长足发展 。 在海上进行 ,油气处理在海上或在陆上进行 ,而产品 我国第一条长距离海底管道是 1992 年建成投 储存与外销在上岸后进行 。我国海上油气田的开发 产的锦州 20 —2 天然气凝析油混输管道 ,该管道全 工程模式也基本上是这两种形式 。目前 ,我国海上 长 48 . 6 km ,管径为 304 . 8 mm ,是第一条由国内铺 开发的天然气田,均采用了半海半陆式模式 ,如渤海 管船敷设的海底管道 。我国迄今为止最长的海底管 的锦州 9 —3 气 田、东海的平湖气 田以及南海的崖 道是 1995 年底建成投产的由南海崖 13 —1 气田至 13 —1 气田、东方 1 —1 气田; 这些气田生产的天然 香港的海底输气管道 ,该管道全长 787 km ,管径为 气在海上平台完成气液分离及天然气脱水后 ,均通 7 11. 2 mm ,年输气量为 29 ×108 m3 , 由美国J P Ken 过长输海底管道输送到陆上油气终端进行处理后销 ny 公司负责设计 ,意大利 Seipem 公司负责施工 。 ( ) 往陆地用户 工业用或民用 。渤海大部分油田以及 我国第一条长距离稠油输送海底管道是 200 1 南海开发的油田基本上采用了全海式工程模式 ,如 年建成投产的绥中36 —1 油田中心平台至绥中陆上 渤海的秦皇岛 32 —6 油田、南海的惠州油气田等 ,这 终端海底管道 , 该管道全长 70 km , 为双重保温管 些油田工程设施基本由平台、海管和浮式生产储油 道 ,管内径为 508 mm ,管外径为 660 . 4 mm ,年输油 装置组成 ,在平台生产的油气通过海底管道混输到 量为 500 ×104 t ,所输原油密度为 0 . 96 g/ cm3 ,平均 ( ) 浮式生产储油装置上进行处理 、储存 、外销 。在渤海 地面粘度为 1 000 mPa ·s 50 ℃ ,该管道是在总结了 和北部湾油田群开发中 ,近年来也开始采用半海半