壹、海上油氣集輸系統
油氣集輸是繼地質勘探、油田開發、鉆井采油之後的油田生產階段。這階段的任務是從油井井口開始，將油井的產出物在油田集中、油氣分離、計量、凈化處理、必要的初加工，生產出符合質量要求的油、氣及副產品，而後輸送給用戶。
海上油氣集輸系統包括海上油氣生產設備系統以及為其提供生產場地、支撐結構的工程設施。海上油氣集輸包括了整個油田生產設備及其工程設施。這些工程設施有井口平臺、生產平臺、生活平臺、儲油平臺、儲油輪、儲油罐、單點系泊、輸油碼頭等。根據所開發油田的生產能力、油田面積、地理位置、工程技術水平及投資條件，可分別組成不同的油氣集輸系統。
隨著海上油田開發工程由近海向遠海發展，海上油氣集輸形成了以下三種類型。
1.全陸式集輸系統
海上油田開發初期，是在離岸不遠的地方修築人工島，建木質或混凝土井口保護架（平臺）打井采油。油井的產出物靠油井的壓力經出油管線上岸集油、分離、計量、處理、儲存及外輸。這種把全部的集輸設施放在陸上的生產系統稱為全陸式集輸系統。
該系統的海上工程設施壹般為：（1）井口保護架（平臺）通過海底出油管上岸；（2）井口保護架（平臺）通過棧橋與陸地相連；（3）人工島通過路堤與陸地相連。
全陸式生產系統在海上只設井口保護架（平臺）和出油管線，大大減少了海上工程量，便於生產管理。陸地生產操作費用比較低，而且受氣候影響小，與同等生產規模的海上生產系統相比，其經濟效益好。該系統壹般適用於淺水、離岸近、油層壓力高的油田。我國灘海油田開發多采用這壹集輸方式。
2.半海半陸式集輸系統
隨著油田開發地點水深的增加、離岸距離加大、鋼導管架平臺的發展和應用，全陸式集輸系統已不能適用。為了解決油氣長距離混輸上岸效率低及油層壓力不足的問題，逐步把油氣分離及部分處理設備放在海上。油井開采出來的油氣在海上經過分離初處理後，再將原油加壓管輸上岸處理、儲存及外輸。如伴生氣的量小，除作平臺燃料外，其余在海上放空燒掉；如天然氣量較大，則油、氣在海上分離後，分輸上岸再處理。這種在海上僅進行油氣初處理，而把主要的油氣集輸設備及儲存、外輸工作放在陸上的油氣集輸系統，稱為半海半陸式集輸系統。該系統適用於離岸不遠、油田面積大、產量高、海底適合鋪設管線以及陸上有可利用的油氣生產基地或輸油碼頭條件的油田，尤其適用於氣田的集輸。因為在海上不易解決天然氣的儲存和加工問題，所以壹般氣田采用半海半陸式的集輸系統，如我國渤海灣錦州20-2氣田就采用半海半陸式集輸系統。
3.全海式集輸系統
隨著世界工業的迅猛發展，對石油的需求量不斷增加。為了簡化海上生產的原油上岸後再通過海運外輸的環節，憑借現代海洋工程技術在海上建儲油罐和輸油碼頭，使油氣直接從海上外運。這種將油氣的集中、處理、儲存和外輸工作全部放在海上，從而形成了全海式集輸系統。由此也使海洋油田的開發向遠海、深海和自然條件惡劣的極地發展。全海式的集輸系統可以是固定式，也可以是浮動式；井口生產系統可以在水上，也可以在水下。這種集輸生產系統既適合小油田、邊際油田，也適合大油田；既適合油田的常規開發，也適合油田的早期開發。這是當今世界適應性最強、應用最廣的壹種集輸生產系統。
綜上所述，海上油氣集輸系統是從全陸式發展到半海半陸式，又從半海半陸式發展到全海式。它們的根本區別在於集輸的生產處理設施是放在海上還是陸上，如全部的油氣集輸生產設施放在陸上，則稱為全防式；如全部設施放在海上，稱為全海式；如部分設施放在陸上、部分設施放在海上，稱為半海半陸式。
二、海上油氣集輸工藝流程
因為全海式油氣集輸系統可實現全部油氣集輸任務，本節就以全海式生產平臺為例，介紹油氣集輸主要工藝流程及設備。出油氣集輸生產包括油氣水分離、原油處理、天然氣處理、汙水處理等主要生產項目。
1.油氣計量及油氣生產處理流程石油是碳氫化合物的混合物，在地層裏油、氣、水是***生的，又由於油氣生成條件各異，各油田開采出的原油的組分是不同的。此外，油中還含少量氧、磷、硫及砂粒等雜質。油氣生產處理的任務就是將油井液經過分離凈化處理，能給用戶提供合格的商品油氣。由於各油田生產出來的油氣組分和物性不同，生產處理流程也不完全相同，如我國海上生產的原油普遍不含硫和鹽，因此就沒有脫鹽處理的環節。有的油田生產的原油不含水，就沒有脫水環節。海上原油處理包括油氣計量、油氣分離、原油脫水及原油穩定幾部分。由於海上油田普遍采用註水增補能量的開采方法，因此原油脫水是原油處理的主要環節之壹。
2.天然氣處理
經油、氣分離的天然氣，在高溫下仍帶有未被分離的輕質油、飽和水、二氧化碳及粉塵等物質，這些物質如不處理，壹則浪費，二則會造成管路系統的堵塞和腐蝕。天然氣處理主要指脫水、脫硫及凝析油回收，有的天然氣還要脫除二氧化碳。壹般海上平臺天然氣處理是將由高壓分離器分離出的氣體和各級閃蒸出來的氣體分別進入相應的氣體洗滌器，以除去氣體攜帶的液體，再進入不同壓力等級的壓縮機，分段加壓，達到設計壓力，壹個典型四級分離的氣體壓縮和凝析油回收系統。由各級氣體洗滌器收集的凝析油分別進入各級閃蒸罐的原油管線中。為防止管線被天然氣水化物堵塞，采用甘醇-氣體接觸器，吸收天然氣的水分。
由於天然氣處理壓縮系統投資較高、質量大、占用空間面積大，有的平臺由於生產的伴生氣較少，往往將生產分離出來的天然氣不經處理，壹部分作平臺燃料，壹部分送火炬放空燒掉。如果氣量大，可管輸上岸再處理。如何處理天然氣要經綜合評價後做出選擇。經氣體壓縮和凝析回收後出來的氣體，壹般仍需進壹步脫水、脫硫和凝析油回收。脫水主要采用自然冷卻法、甘醇化學吸收法、壓縮冷卻法等，脫水的同時可以脫出輕質油。對含硫的天然氣還需要脫硫，同時可以回收硫。海上天然氣加工生產系統和陸上壹樣，這裏不再贅述。
3.含油汙水的處理
隨著世界工業的迅速發展，自然環境受到汙染，嚴重地影響了生物的生長和人類的健康。目前世界環境保護機構規定：油田所有的含油汙水必須經過處理，水中含油量低於15～50毫克/升才能排放。故海上采油平臺原油脫水出來的汙水及生產中產生的含油汙水，都必須經過汙水處理系統進行處理。
4.海上油氣集輸生產流程及設備的選型
油氣集輸生產流程的設計及主要設備的選型，不像鉆井工藝及鉆機設備那樣有定型生產流程及系列的鉆機設備，它往往是根據油田產出物的組分、物理性質、產量及油田的開發方式、油氣集輸系統的選擇等條件進行設計制作。如壹離岸較遠、含氣量較高的油田，選用半海半陸式集輸系統，油氣長距離混輸上岸，在技術上有壹定難度，為此采用油、氣分輸上岸流程，即在海上平臺進行油、氣分離初處理，油、氣上岸後再分別進行全面的處理；如采用全海式集輸系統，油氣處理及其儲運設備全部放在海上，那麽其具體工藝流程及設備的型號顯然是與前者不同的。每個油田根據設計的生產流程、主要設備、工程結構選型及尺度，分別設計安裝在模塊上，壹般都按生產的內容設計，大致分以下幾種類型。
（1）井口模塊模塊。上面設置井口采油樹、測試分離器、管匯、換熱器等。
（2）油氣處理模塊。壹般設置生產分離器組、電脫水器、原油穩定裝置及其配套的管路、儀表、罐、換熱器等。
（3）天然氣處理模塊。壹般設置有分離器、洗滌器、壓縮機、輕質油回收裝置等。
（4）汙水處理模塊。有隔油浮選、沈降分離、過濾器及其加壓的水泵與其輔助設備等。
此外，還有發電配電模塊、生活模塊、註水模塊、壓縮模塊等。這些模塊的設計要求自成系統，同時考慮與其他系統的連接配套。部分生產模塊的設備在陸上安裝好可進行試車，當在平臺吊裝就位，連接好水、電、管路系統就可全面試運轉，以減少海上工程量，便於生產管理。在設計模塊規模時，還要考慮平臺面積、施工起吊能力及生產安全要求等。
三、海洋集輸平臺設施
當人們航行在茫茫大海中，有時會突然發現遠方有壹些建築群時隱時現，妳壹定會欣喜萬分，以為看到了海市蜃樓。輪船靠近後才看清這是壹些鋼鐵制造的龐然大物高高地矗立在海面上，不管是臺風襲擊還是海浪拍打，它都像壹個忠實的哨兵守衛在遼闊的海疆。這些鋼鐵建築物就是海上石油生產平臺。先建平臺後打井、采油，這是海上石油和陸上石油的主要差別。通俗地說平臺就是給人們在海上生活、生產提供的固定場所。
最初人們在海洋進行石油勘探開發只能在近海，用木料搭制壹個作業平臺，進行鉆井、采油。伴隨科學技術的進步，人們希望平臺更安全、更堅固耐用，並能適用於環境惡劣的深海條件，逐漸改為使用混凝土或鋼鐵建造作業平臺。再後來發明了自升式鉆井平臺和鉆井船，這兩種裝備實際上都是船，前者沒有自航能力，要靠其他船只拖曳，後者具備自航能力。鉆完井後，鉆井平臺或鉆井船駛往新井場。目前海上見到的平臺大多是油氣生產平臺，這些平臺上設施的內涵與陸地油田沒有什麽差別，只是更精良、更安全可靠。圖37-1所示是所有設施全部設置在海上的情況，其中中心處理平臺把周邊各井的油氣通過海底管道集中並計量，同時配備安全裝置，然後將油氣水分離凈化，合格的原油輸送到儲油平臺，處理過的水再經過井口平臺回註或排放，天然氣壹般放空燒掉；儲油平臺主要功能是存放原油並通過穿梭油輪定期運送給用戶；動力平臺主要是柴油發電機組、天然氣透平發電機組、供熱鍋爐等提供動力的設備；生活平臺提供工作人員休息、生活；各平臺間有供工作人員行走的棧橋，另外淡水、蒸汽、燃料等管道及電纜也附設其上。當然，根據油田在海洋的地理位置，各種設施並非要全部建在海上。如果距離陸地較近，油氣水處理平臺、儲油平臺則建在陸上。即便全部建立在海上，也可根據情況將某些設施適當地組合在壹座平臺上。井口平臺實際就相當於陸上油田計量站，負責單井的集油、油氣日產量的計量和註水。浮式生產儲油輪相當於陸上油田的聯合站，負責油氣水分離凈化、儲油。其動力、生活系統也在船上。這樣就大大減少了海上固定平臺，降低了投資。如果油田迅速降產或失去生產價值，浮式生產儲油輪還可以轉移到其他油田繼續使用。
圖37-1 早期海上采油系統
四、海底輸油管道
海洋石油競爭，比拼的是資金的雄厚和技術的先進。油氣運輸是隨勘探和開采而發展的。國際上海洋油氣田開發工程設施的模式根據油氣儲運特點基本分為兩類，即全海式與半海半陸式。所謂全海式，是指油氣田的油氣生產、處理以及產品儲存與外銷全部在海上進行；所謂半海半陸式，是指油氣生產在海上進行，油氣處理或在海上、或在陸上進行，而產品儲存與外銷在上陸後進行。
人類從深海開發油氣是今後長時發展的必然趨勢。在這樣的環境下，伴隨著海洋儲運技術的出現和發展，世界海洋石油發展的總趨勢是走向深水，世界海洋管道從最初的油氣田內部短距離海底管道發展到各類長距離平臺至陸地海底管道，海底管道設計、施工技術有了長足發展，目前深水大型油氣田達50多個，包括200多座深水平臺設施、1000多套水下裝置、1.2萬千米的深海管道等設施。深水技術的發展不斷刷新世界深海作業的最新水平：鉆井作業水深達3050米，已投產油田作業水深達2192米，海底管道鋪設水深達2150米。
六、浮式生產儲存卸貨裝置
浮式生產儲油裝置既可以獨立運輸，也可以臨時存儲，然後由油輪運輸到陸地。1976年，殼牌石油公司首次引入FPSO概念，那是壹艘在Castellon海域由油船改裝而成的FPSO。FPSO是英文Floating Production Storage&Offloading的縮寫，含義為“浮式生產儲存卸貨裝置”。它集生產處理、儲存外輸及生活、動力供應於壹體，同時具有高投資、高風險、高回報的海洋工程特點（圖37-2）。在那以後的26年間，前15年是其概念形成階段，9O年代以後，進入壹個快速發展階段。最初的FPSO大都是改裝船舶，在這方面，新加坡的船廠做得較為成功，取得了大部分改裝船工程項目。目前，FPSO的建造市場主要由日本、韓國造船企業和新加坡船廠統治。由於壹艘FPSO造價高達幾億美元，是典型的高附加值船舶，所以近年來中國船廠也開始積極介入這個市場。
圖37-2 FPSO工作示意圖
靜態來看，截至2008年2月，FPSO現役數量為139艘，其中，新建數量為54艘，占比為38.85％，改造數量為85艘，占比為61.15％；訂單32艘，其中11艘為新建，21艘為改造，占比分別為34.38％和65.63％。無論是新建還是改造，均經歷了兩次高峰：1997—1999年、2003年至現在。現役FPSO基本上是在2000年以後建造的，80％左右的船齡在10年以內，大多還可以應用至少10年左右的時間，更新需求動力相對較小。在現役的FPSO中，分布較多的國家有巴西、中國、英國、澳大利亞、尼日利亞、安哥拉等國，數量分別為22艘、15艘、13艘、12艘、12艘、11艘。在FPSO訂單中，巴西依然是擁有量最多的，為9艘，其次較多的分別為英國、印度和尼日利亞，其數量分別為5艘、4艘和3艘。
七、發展趨勢
挪威專家Einar Holmefjord先生在題為《挪威邊際油田開發研究活動現狀——DEMO2000》的演講中指出，“昨天，我們采用重力基礎的平臺進行鉆井和生產，今天，我們采用浮式生產系統和水下設施，明天，我們將井流物從海底直接輸送上岸處理，不需要任何海上設施”。Einar Holmefjord先生的話簡明地概括了國外海上石油發展現狀和發展趨勢。為開發邊際油田，國外越來越多地采用了浮式生產設施和水下回接技術，開發了壹系列的配套技術，如水下混輸技術、深水大排量混輸泵、水下供配電系統、水下作業機器人、水下臥式采油樹、水下管匯和水下多相計量技術等。上部設施包括油氣集輸和水處理設施的新工藝、新設備也不斷出現，如多相透平技術、海水脫氧技術等。這些技術已得到應用，且有些技術已趨於成熟。深水和超深水域油田的開發是國外海上油田開發面臨的最大挑戰，某些地區，如Ormen Lange、Voring plateau、At1antic Margin的水深在600～1400米，而Angola、Gom、New Foundland、Brazil的水深更是達1500～3000米。深水具有低溫、超高靜壓、溫壓變化引起立管內介質物性復雜等特點，容易引發立管段塞流、結蠟、水合物等問題，並且壹旦出現問題，就會造成重大損失和危害。為解決深水水域介質在管道內的流動安全問題，近年形成了壹門新興學科——流動安全學。目前國外公司開展的深水技術研究包括立管內多相流研究、SPAR模型平臺、深水系泊系統、輕型組合立管、電加熱管技術、水合物抑制技術（動力學抑制劑的研制）等。解決深水油田開發的技術問題是國外海上石油技術發展的趨勢。