CN106703761B - 全干式水中油气生产系统及其工作方法 - Google Patents

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Abstract

本发明公开了一种全干式水中油气生产系统及其工作方法，所述系统包括功能单元、水中平台、水中井口头、海底井口头、刚性立管和张力缆绳；功能单元安装固定于水中平台之上，包括一个a型单元和6个b型单元，a型单元为干式采油及回注单元，所述b型单元水平面形状为扇形，6个b型单元环绕在a型单元周边，分别为干式汇集单元、干式分离单元、干式加压单元、干式湿气压缩单元、干式储存单元和干式控制单元。本发明与位于水中的干式采油树相比，各干式单元的水密舱形状设计更加简单，易于建造，容易组装，可有效实现模块化建造、安装以及维修，同时有利于在水中平台上的合理布局，充分利用平台空间提高了油气田开发的稳定性和高效性。

Description

全干式水中油气生产系统及其工作方法
技术领域
本发明属于海洋工程装备技术领域的油气开发系统，特别涉及全干式水中油气生产系统及其工作方法。
背景技术
随着海上油气开采技术的不断发展，油气开采领域逐步扩展到深水甚至超深水区域。
在《Steps to the Subsea Factory》(O.Φkland,S.Davies,R.M.Ramberg,H.Rognφ,Statoil.Offshore Technology Conference,Rio de Janeiro,29-31October 2013[C].)一文中，针对超深水油气开发，挪威国家石油公司提出了一种水下工厂的概念，水下工厂的设计理念是以海底为支撑平台，将油气开发设备均置于海底，实现整个油气开发过程可以在海底进行，从而提高油气开采的稳定性和经济性。然而，由于水深的影响，海底温度低，压强大。在超深水下，水下生产系统仍然面临着对接定位难、油气运输风险大和水下生产设备制造要求高等问题。
中国专利(专利号：CN201310354619.8)提出了一种基于干式采油树的超深水油气开发系统，采用干式采油树，通过水下井口舱隔绝了干式采油树与海水的接触，与湿式采油树相比避免了海水腐蚀和压力，避免了海底淤泥及海洋生物的影响。但是该系统仍存在以下问题:
第一，该系统仅仅实现了水中采油的干式化，油气资源的生产和储存仍依赖于海面的辅助油气开发装备，无法有效提高油气开发作业整体的高效性以及经济性。
第二，由于依赖于海面的浮式生产储油卸油装置、半潜平台等辅助油气开发装备，海面的辅助油气开发设备受海面风、浪、流等破坏性环境影响较大，导致该系统的整体油气开发作业仍然受海面环境的影响较大，油气开发的稳定性、持续性较差。
第三，位于水中的干式采油树进行维修时需要借助潜水员，维修工艺复杂，维修成本较高。
第四，该系统井口舱形状复杂，建造难度较大，布置于水中平台上时空间利用率低。
发明内容
为了解决现有技术的上述问题，本发明要提出一种实现以下目的的全干式水中油气生产系统及其工作方法：
1、有效提高油气开发作业整体的高效性以及经济性；
2、提高油气开发的稳定性和持续性；
3、简化维修工艺，降低维修成本；
4、提高水中平台的空间利用率。
为了实现上述目的，本发明采用的技术方案如下：
全干式水中油气生产系统，包括功能单元、水中平台、水中井口头、海底井口头、刚性立管和张力缆绳；所述功能单元安装固定于水中平台之上，包括一个a型单元和6个b型单元，所述a型单元水平面形状为等边六边形，包括干式采油及回注单元，所述b型单元水平面形状为扇形，6个b型单元外部轮廓尺寸和形状相同，环绕在a型单元周边，6个b型单元在水平面的投影构成一个外圈为圆形、内圈为等边六边形的环形；6个b型单元分别为干式汇集单元、干式分离单元、干式加压单元、干式湿气压缩单元、干式储存单元和干式控制单元；所述水中平台通过张力缆绳系泊在水面以下50～400米处，水中平台上设置有水中井口头，所述水中井口头与刚性立管的上端连接，所述张力缆绳固定于海床上；所述海底井口头与刚性立管的下端连接；
所述水中井口头包括水中井口头a和水中井口头b，所述水中井口头a用于开采油气资源；所述水中井口头b用于回注加压后的产出水，所述干式采油及回注单元用于开采油气资源，并将产出水经过加压后回注至地层。所述干式汇集单元用于实现油气资源的汇集。所述干式分离单元将汇集后的油、气、水混合物进行分离。所述干式加压单元用于对分离得到的产出水和分离得到的原油加压。所述干式湿气压缩单元用于对分离得到的天然气湿气进行压缩。所述干式储存单元用于储存分离得到的原油。所述干式控制单元用于控制油气开发作业，为油气开发设备提供动力；所述a型单元和b型单元之间通过刚性跨接管连接。
进一步地，所述干式采油及回注单元上部是水平面投影为等边六边形的a型单元水密舱，a型单元水密舱内部集成有干式采油树、2个水中井口头a和2个水中井口头b，a型单元水密舱上设置2个油气水输出接口和2个产出水注入接口；
所述干式汇集单元外部是水平面投影为扇形的b型单元水密舱，内部集成有干式管汇，b型单元水密舱上设置4个流体输入接口A、1个流体输出接口A、1个测试接口和3个药剂输入接口；
所述干式分离单元外部是水平面投影为扇形的b型单元水密舱，内部集成有干式油气水分离设备，b型单元水密舱上设置流体输入接口B、原油输出接口A、产出水输出接口A和湿气输出接口A；
所述干式储存单元外部是水平面投影为扇形的b型单元水密舱，内部集成有储油罐，b型单元水密舱上设置原油输入接口A和原油输出接口B；
所述干式加压单元外部是水平面投影为扇形的b型单元水密舱，内部集成有干式加压泵组，b型单元水密舱上设置原油输入接口B、产出水输入接口A、原油输出接口C和2个产出水输出接口B；
所述干式湿气压缩单元外部是水平面投影为扇形的b型单元水密舱，内部集成有干式天然气湿气压缩设备，b型单元水密舱上设置湿气输入接口A和湿气输出接口B；
所述干式控制单元外部是水平面投影为扇形的b型单元水密舱，内部集成有干式控制系统；
所述干式采油及回注单元的油气水输出接口与干式汇集单元的流体输入接口A通过刚性跨接管连接，干式汇集单元的流体输出接口A与干式分离单元的流体输入接口B通过刚性跨接管连接，干式分离单元的原油输出接口A与干式储存单元的原油输入接口A通过刚性跨接管连接，干式分离单元的产出水输出接口A与干式加压单元的产出水输入接口A通过刚性跨接管连接，干式分离单元的湿气输出接口A与干式湿气压缩单元的湿气输入接口A通过刚性跨接管连接，干式储存单元的原油输出接口B与干式加压单元的原油输入接口B通过刚性跨接管连接，干式加压单元的产出水输出接口B与干式采油及回注单元的产出水注入接口通过刚性跨接管连接。
进一步地，所述干式采油及回注单元内部设置4个升降柱套，贯通上下表面，与水中平台上对应位置的4个导向柱相配合；所述b型单元水密舱内部设置3个升降柱套，贯通上下表面，与水中平台上对应位置的3个导向柱相配合；所述a型单元水密舱和b型单元水密舱的内部均集成有插销式液压升降系统；所述升降柱套沿轴向均布径向插销孔，所述导向柱沿轴向均布径向插销孔。
进一步地，所述导向柱设置有导向索。
进一步地，所述b型单元水密舱共6个，6个b型单元水密舱环成的内圈等边六边形的边长大于a型单元水密舱外圈的等边六边形的边长。
进一步地，所述干式采油及回注单元下部是隔水板，隔水板上表面的4个插销柱与a型单元水密舱内底部设置的4个自动插销器A连接，从而使隔水板与a型单元水密舱连接；所述隔水板内设置4个自动插销器B，与水中平台上对应位置的4个导向柱相配合，用于维修时固定隔水板的位置；所述a型单元水密舱上面六边形边缘处间隔设置3个吊耳，所述b型单元水密舱上面径向边处设置2个吊耳。
如图1-12所示，全干式水中油气生产系统的工作方法，包括以下步骤：
A、利用钻井船进行预钻井，完成海底井口头的完井固井工作，于岸上将干式采油树及回注设备置于干式采油及回注单元中，将干式管汇置于干式汇集单元中，将干式油气水分离设备置于干式分离单元中，将储油罐置于干式储存单元中，将干式加压泵组置于干式加压单元中，将干式天然气湿气压缩设备置于干式湿气压缩单元中，将干式控制系统置于干式控制单元中；在陆上完成导向柱与水中平台的组装。
B、利用安装驳船将水中平台运输至指定海域，先通过张力缆绳将水中平台系泊在水面以下50～400米处，再安装水中井口头、将刚性立管与水中井口头和海底井口头对接。
C、干式采油及回注单元、各个b型单元的安装
C1、安装干式采油及回注单元，在陆地上完成隔水板与a型单元水密舱的组装，利用安装驳船将干式采油及回注单元运至指定海域，再采用安装驳船将干式采油及回注单元吊至水中平台上方5～10米处。
C2、利用水下机器人使导向柱上的导向索与干式采油及回注单元的升降柱套底端连接，完成升降柱套与导向柱的对接。
C3、驱动干式采油及回注单元的插销式液压升降系统，带动整个干式采油及回注单元匀速下降至与水中井口头对接。
C4、通过调节插销式液压升降系统使干式采油及回注单元的位置固定，打开水中井口头的阀门，完成干式采油及回注单元安装。
C5、安装b型单元，利用安装驳船将b型单元运至指定海域，再采用安装驳船将b型单元吊至水中平台上方5～10米处。
C6、利用水下机器人使导向柱上的导向索与b型单元的升降柱套底端连接，完成升降柱套与导向柱的对接。
C7、驱动b型单元的插销式液压升降系统，使b型单元匀速下降至水中平台上表面，完成b型单元的安装固定。
C8、转步骤C5，依次安装所有的b型单元。
C9、利用水下机器人完成各单元表面接口之间的刚性跨接管连接，实现系统各设备的管路连通。
D、系统生产过程
D1、油气水资源通过干式采油及回注单元中的水中井口头a进行采集，再经过油气水输出接口输出。
D2、不同生产井口采集到的油气水资源通过刚性跨接管输送至干式汇集单元的流体输入接口A，经过汇集后一起经流体输出接口A输出。
D3、汇集后的油气水资源通过刚性跨接管输送至干式分离单元的流体输入接口B，经过干式油气水分离设备分离得到原油、产出水和湿气三种产物。其中：原油经由原油输出接口A输出，产出水经由产出水输出接口A输出，湿气经由湿气输出接口A输出。
D4、原油经由刚性跨接管输送至干式储存单元的原油输入接口A，将原油暂时储存于干式储存单元。需要输出时再将原油经原油输出接口B输出，通过刚性跨接管输送至干式加压单元的原油输入接口B，经过干式加压泵组加压后输出至原油输出接口C。
D5、产出水经由刚性跨接管输送至干式加压单元的产出水输入接口A，经过干式加压泵组加压后输出至产出水输出接口B，再经由刚性跨接管输送至干式采油及回注单元的产出水注入接口，经过水中井口头b回注至地层。
D6、湿气经由刚性跨接管输送至干式湿气压缩单元的湿气输入接口A，经过干式天然气湿气压缩设备压缩后输送至湿气输出接口B输出。
D7、干式控制单元提供动力，对干式采油及回注设备、干式管汇、干式加压泵组进行远程控制，进行井下压力、温度监测工作。
E、维修设备
E1、单独维修干式采油及回注单元的设备：
E11、关闭水中井口头阀门，断开干式采油及回注单元与水中井口头的连接。
E12、驱动干式采油及回注单元的插销式液压升降系统，使干式采油及回注单元爬升至干式采油及回注单元底面与b型单元上表面位置平齐。
E13、启动隔水板内的自动插销器B，使隔水板固定于导向柱上，启动a型单元水密舱内的自动插销器A，断开a型单元水密舱与隔水板的连接，使隔水板固定在这一位置处，a型单元水密舱继续匀速爬升至导向柱顶端。
E14、利用水下机器人将钢丝绳与a型单元水密舱上端的吊耳连接，将a型单元水密舱吊至安装驳船上，运至陆地上进行维修，维修完毕后运回。
E15、利用安装驳船将a型单元水密舱下吊至导向柱顶端，利用水下机器人使导向柱上的导向索与a型单元水密舱的升降柱套底端连接，完成升降柱套与导向柱的对接。
E16、驱动插销式液压升降系统将a型单元水密舱下降至隔水板上表面使隔水板的插销柱与a型单元水密舱的自动插销器A对接，启动自动插销器A，完成隔水板与a型单元水密舱的连接，启动自动插销器B，使隔水板与导向柱断开。
E17、驱动干式采油及回注单元的插销式液压升降系统，使干式采油及回注单元下降至与水中井口头对接。
E18、通过调节插销式液压升降系统使干式采油及回注单元的位置固定，打开水中井口头阀门，完成干式采油及回注单元再安装。
E2、单独维修b型单元的设备：
E21、驱动b型单元的插销式液压升降系统，使b型单元爬升至导向柱顶端。
E22、利用水下机器人将钢丝绳与b型单元上端的吊耳连接，将b型单元吊至安装驳船上，运至陆上进行维修，维修完毕后运回。
E23、利用安装驳船将b型单元下吊至导向柱顶端，利用水下机器人使导向柱上的导向索与b型单元的升降柱套底端连接，完成升降柱套与导向柱的对接。
E24、驱动b型单元的插销式液压升降系统，使b型单元匀速下降至水中平台的上表面，完成b型单元的再安装固定。
本发明提出的全干式水中生产系统具有以下技术优势：
1、本发明与位于水中的干式采油树相比，各干式单元的水密舱形状设计更加简单，易于建造，容易组装，可有效实现模块化建造、安装以及维修，同时有利于在水中平台上的合理布局，充分利用平台空间。
2、本发明与位于水中的干式采油树相比，设计为集油气资源的生产、处理、储存于一体的全干式水中生产系统，能够减少油气开发时对海面以及海底的辅助油气开发装备的依赖，整个开发过程受海面环境影响较小，提高了油气田开发的稳定性和高效性。
3、本发明将干式油气开发设备集成于各干式单元内部，仅留接口于各干式单元的水密舱表面，实现了油气开发设备的集成化，使各功能单元之间的管路连接更加简洁，避免各设备以及连接管路之间的互相干扰。
4、本发明各干式单元水密舱起到了隔绝海水的作用，在水中进行油气开发时，允许使用干式油气开发设备来实现超深水油气全生命周期的油气开发，相较于湿式油气开发设备而言，简化了油气开发设备制造、安装与维修工艺，降低了油气田开发成本。
附图说明
图1是全干式水中生产系统示意图。
图2是干式采油及回注单元生产设备示意图。
图3是干式汇集单元生产设备示意图。
图4是干式分离单元生产设备示意图。
图5是全干式水中生产系统表面管路连接示意图。
图6是干式采油及回注单元安装方法图。
图7是b型单元安装方法图。
图8是干式采油及回注单元安装设备的相关细节图。
图9是b型单元安装设备的相关细节图。
图10是干式采油及回注单元维修方法图。
图11是b型单元维修方法图。
图12是全干式水中生产系统生产流程图。
图中：1、海底井口头，2、刚性立管，3、张力缆绳，4、水中平台，5、干式采油及回注单元，6、干式汇集单元，7、干式分离单元，8、干式储存单元，9、干式加压单元，10、干式湿气压缩单元，11、干式控制单元，12、表面接口，13、干式采油树，14、水中井口头a，15、水中井口头b，16、a型单元水密舱，17、干式管汇，18、b型单元水密舱，19、干式油气水分离设备，20、安装驳船，21、钢丝绳，22、水下机器人，23、导向索，24、水中井口头，25、插销孔，26、升降柱套，27、插销式液压升降系统，28、自动插销器A，29、自动插销器B，30、插销柱，31、吊耳，32、隔水板，33、导向柱，34、b型单元，101、油气水输出接口，102、产出水注入接口，103、流体输入接口A，104、测试接口，105、药剂输入接口，106、流体输出接口A，107、流体输入接口B，108、原油输出接口A，109、产出水输出接口A，110、湿气输出接口A，111、原油输入接口A，112、原油输出接口B，113、产出水输入接口A，114、产出水输出接口B，115、原油输入接口B，116、原油输出接口C，117、湿气输入接口A，118、湿气输出接口B，119、刚性跨接管。
具体实施方式
以下参照附图对本发明做进一步描述。
如图1-11所示，全干式水中油气生产系统，包括功能单元、水中平台4、水中井口头24、海底井口头1、刚性立管2和张力缆绳3；所述功能单元安装固定于水中平台4之上，包括一个a型单元和6个b型单元34，所述a型单元水平面形状为等边六边形，包括干式采油及回注单元5，所述b型单元34水平面形状为扇形，6个b型单元34外部轮廓尺寸和形状相同，环绕在a型单元周边，其在水平面的投影构成一个外圈为圆形、内圈为等边六边形的环形；6个b型单元34分别为干式汇集单元6、干式分离单元7、干式加压单元9、干式湿气压缩单元10、干式储存单元8和干式控制单元11；所述水中平台4通过张力缆绳3系泊在水面以下50～400米处，水中平台4上设置有水中井口头24，所述水中井口头24与刚性立管2的上端连接，所述张力缆绳3固定于海床上；所述海底井口头1与刚性立管2的下端连接；
所述水中井口头24包括水中井口头a14和水中井口头b15，所述水中井口头a14用于开采油气资源；所述水中井口头b15用于回注加压后的产出水，所述干式采油及回注单元5用于开采油气资源，并将产出水经过加压后回注至地层。所述干式汇集单元6用于实现油气资源的汇集。所述干式分离单元7将汇集后的油、气、水混合物进行分离。所述干式加压单元9用于对分离得到的产出水和分离得到的原油加压。所述干式湿气压缩单元10用于对分离得到的天然气湿气进行压缩。所述干式储存单元8用于储存分离得到的原油。所述干式控制单元11用于控制油气开发作业，为油气开发设备提供动力；所述a型单元和b型单元34之间通过刚性跨接管119连接。
进一步地，所述干式采油及回注单元5上部是水平面投影为等边六边形的a型单元水密舱16，a型单元水密舱16内部集成有干式采油树13、2个水中井口头a14和2个水中井口头b15，a型单元水密舱16上设置2个油气水输出接口101和2个产出水注入接口102；
所述干式汇集单元6外部是水平面投影为扇形的b型单元水密舱18，内部集成有干式管汇17，b型单元水密舱18上设置4个流体输入接口A103、1个流体输出接口A106、1个测试接口104和3个药剂输入接口105；
所述干式分离单元7外部是水平面投影为扇形的b型单元水密舱18，内部集成有干式油气水分离设备19，b型单元水密舱18上设置流体输入接口B107、原油输出接口A108、产出水输出接口A109和湿气输出接口A110；
所述干式储存单元8外部是水平面投影为扇形的b型单元水密舱18，内部集成有储油罐，b型单元水密舱18上设置原油输入接口A111和原油输出接口B112；
所述干式加压单元9外部是水平面投影为扇形的b型单元水密舱18，内部集成有干式加压泵组，b型单元水密舱18上设置原油输入接口B115、产出水输入接口A113、原油输出接口C116和2个产出水输出接口B114；
所述干式湿气压缩单元10外部是水平面投影为扇形的b型单元水密舱18，内部集成有干式天然气湿气压缩设备，b型单元水密舱18上设置湿气输入接口A117和湿气输出接口B118；
所述干式控制单元11外部是水平面投影为扇形的b型单元水密舱18，内部集成有干式控制系统；
所述干式采油及回注单元5的油气水输出接口101与干式汇集单元6的流体输入接口A103通过刚性跨接管119连接，干式汇集单元6的流体输出接口A106与干式分离单元7的流体输入接口B107通过刚性跨接管119连接，干式分离单元7的原油输出接口A108与干式储存单元8的原油输入接口A111通过刚性跨接管119连接，干式分离单元7的产出水输出接口A109与干式加压单元9的产出水输入接口A113通过刚性跨接管119连接，干式分离单元7的湿气输出接口A110与干式湿气压缩单元10的湿气输入接口A117通过刚性跨接管119连接，干式储存单元8的原油输出接口B112与干式加压单元9的原油输入接口B115通过刚性跨接管119连接，干式加压单元9的产出水输出接口B114与干式采油及回注单元5的产出水注入接口102通过刚性跨接管119连接。
进一步地，所述干式采油及回注单元5内部设置4个升降柱套26，贯通上下表面，与水中平台4上对应位置的4个导向柱33相配合；所述b型单元水密舱18内部设置3个升降柱套26，贯通上下表面，与水中平台4上对应位置的3个导向柱33相配合；所述a型单元水密舱16和b型单元水密舱18的内部均集成有插销式液压升降系统27；所述升降柱套26沿轴向均布径向插销孔25，所述导向柱33沿轴向均布径向插销孔25。
进一步地，所述导向柱33设置有导向索23。
进一步地，所述b型单元水密舱18共6个，6个b型单元水密舱18环成的内圈等边六边形的边长大于a型单元水密舱16外圈的等边六边形的边长。
进一步地，所述干式采油及回注单元5下部是隔水板32，隔水板32上表面的4个插销柱30与a型单元水密舱16内底部设置的4个自动插销器A28连接，从而使隔水板32与a型单元水密舱16连接；所述隔水板32内设置4个自动插销器B29，与水中平台4上对应位置的4个导向柱33相配合，用于维修时固定隔水板32的位置；所述a型单元水密舱16上面六边形边缘处间隔设置3个吊耳31，所述b型单元水密舱18上面径向边处设置2个吊耳31。
全干式水中油气生产系统的工作方法，包括以下步骤：
A、利用钻井船进行预钻井，完成海底井口头1的完井固井工作，于岸上将干式采油树13及回注设备置于干式采油及回注单元5中，将干式管汇17置于干式汇集单元6中，将干式油气水分离设备19置于干式分离单元7中，将储油罐置于干式储存单元8中，将干式加压泵组置于干式加压单元9中，将干式天然气湿气压缩设备置于干式湿气压缩单元10中，将干式控制系统置于干式控制单元11中；在陆上完成导向柱33与水中平台4的组装。
B、利用安装驳船20将水中平台4运输至指定海域，先通过张力缆绳3将水中平台4系泊在在水面以下50～400米处，再安装水中井口头24、将刚性立管2与水中井口头24和海底井口头1的对接。
C、干式采油及回注单元5、各个b型单元34的安装
C1、安装干式采油及回注单元5，在陆地上完成隔水板32与a型单元水密舱16的组装，利用安装驳船20将干式采油及回注单元5运至指定海域，再采用安装驳船20将干式采油及回注单元5吊至水中平台4上方5～10米处。
C2、利用水下机器人22使导向柱33上的导向索23与干式采油及回注单元5的升降柱套26底端连接，完成升降柱套26与导向柱33的对接。
C3、驱动干式采油及回注单元5的插销式液压升降系统27，带动整个干式采油及回注单元5匀速下降至与水中井口头24对接。
C4、通过调节插销式液压升降系统27使干式采油及回注单元5的位置固定，打开水中井口头24的阀门，完成干式采油及回注单元5安装。
C5、安装b型单元34，利用安装驳船20将b型单元34运至指定海域，再采用安装驳船20将b型单元34吊至水中平台4上方5～10米处。
C6、利用水下机器人22使导向柱33上的导向索23与b型单元34的升降柱套26底端连接，完成升降柱套26与导向柱33的对接。
C7、驱动b型单元34的插销式液压升降系统27，使b型单元34匀速下降至水中平台4上表面，完成b型单元34的安装固定。
C8、转步骤B5，依次安装所有的b型单元34。
C9、利用水下机器人22完成各单元表面接口12之间的刚性跨接管119连接，实现系统各设备的管路连通。
D、系统生产过程
D1、油气水资源通过干式采油及回注单元5中的水中井口头a14进行采集，再经过油气水输出接口101输出。
D2、不同生产井口采集到的油气水资源通过刚性跨接管119输送至干式汇集单元6的流体输入接口A103，经过汇集后一起经流体输出接口A106输出。
D3、汇集后的油气水资源通过刚性跨接管119输送至干式分离单元7的流体输入接口B107，经过干式油气水分离设备19分离得到原油、产出水和湿气三种产物。其中：原油经由原油输出接口A108输出，产出水经由产出水输出接口A109输出，湿气经由湿气输出接口A110输出。
D4、原油经由刚性跨接管119输送至干式储存单元8的原油输入接口A111，将原油暂时储存于干式储存单元8。需要输出时再将原油经原油输出接口B112输出，通过刚性跨接管119输送至干式加压单元9的原油输入接口B115，经过干式加压泵组加压后输出至原油输出接口C116。
D5、产出水经由刚性跨接管119输送至干式加压单元9的产出水输入接口A113，经过干式加压泵组加压后输出至产出水输出接口B114，再经由刚性跨接管119输送至干式采油及回注单元5的产出水注入接口102，经过水中井口头b15回注至地层。
D6、湿气经由刚性跨接管119输送至干式湿气压缩单元10的湿气输入接口A117，经过干式天然气湿气压缩设备压缩后输送至湿气输出接口B118输出。
D7、干式控制单元11提供动力，对干式采油及回注设备、干式管汇17、干式加压泵组进行远程控制，进行井下压力、温度监测工作。
E、维修设备
E1、单独维修干式采油及回注单元5的设备：
E11、关闭水中井口头24阀门，断开干式采油及回注单元5与水中井口头24的连接。
E12、驱动干式采油及回注单元5的插销式液压升降系统27，使干式采油及回注单元5爬升至干式采油及回注单元5底面与b型单元34上表面位置平齐。
E13、启动隔水板32内的自动插销器B29，使隔水板32固定于导向柱33上，启动a型单元水密舱16内的自动插销器A28，断开a型单元水密舱16与隔水板32的连接，使隔水板32固定在这一位置处，a型单元水密舱16继续匀速爬升至导向柱33顶端。
E14、利用水下机器人22将钢丝绳21与a型单元水密舱16上端的吊耳31连接，将a型单元水密舱16吊至安装驳船20上，运至陆地上进行维修，维修完毕后运回。
E15、利用安装驳船20将a型单元水密舱16下吊至导向柱33顶端，利用水下机器人22使导向柱33上的导向索23与a型单元水密舱16的升降柱套26底端连接，完成升降柱套26与导向柱33的对接。
E16、驱动插销式液压升降系统27将a型单元水密舱16下降至隔水板32上表面使隔水板32的插销柱30与a型单元水密舱16的自动插销器A28对接，启动自动插销器A28，完成隔水板32与a型单元水密舱16的连接，启动自动插销器B29，使隔水板32与导向柱33断开。
E17、驱动干式采油及回注单元5的插销式液压升降系统27，使干式采油及回注单元5下降至与水中井口头24对接。
E18、通过调节插销式液压升降系统27使干式采油及回注单元5的位置固定，打开水中井口头24阀门，完成干式采油及回注单元5再安装。
E2、单独维修b型单元34的设备：
E21、驱动b型单元34的插销式液压升降系统27，使b型单元34爬升至导向柱33顶端。
E22、利用水下机器人22将钢丝绳21与b型单元34上端的吊耳31连接，将b型单元34吊至安装驳船20上，运至陆上进行维修，维修完毕后运回。
E23、利用安装驳船20将b型单元34下吊至导向柱33顶端，利用水下机器人22使导向柱33上的导向索23与b型单元34的升降柱套26底端连接，完成升降柱套26与导向柱33的对接。
E24、驱动b型单元34的插销式液压升降系统27，使b型单元34匀速下降至水中平台4的上表面，完成b型单元34的再安装固定。
本发明不局限于本实施例，任何在本发明披露的技术范围内的等同构思或者改变，均列为本发明的保护范围。

Claims (7)

1.全干式水中油气生产系统，其特征在于：包括功能单元、水中平台(4)、水中井口头(24)、海底井口头(1)、刚性立管(2)和张力缆绳(3)；所述功能单元安装固定于水中平台(4)之上，包括一个a型单元和6个b型单元(34)，所述a型单元水平面形状为等边六边形，包括干式采油及回注单元(5)，所述b型单元(34)水平面形状为扇形，6个b型单元(34)外部轮廓尺寸和形状相同，环绕在a型单元周边，6个b型单元(34)在水平面的投影构成一个外圈为圆形、内圈为等边六边形的环形；6个b型单元(34)分别为干式汇集单元(6)、干式分离单元(7)、干式加压单元(9)、干式湿气压缩单元(10)、干式储存单元(8)和干式控制单元(11)；所述水中平台(4)通过张力缆绳(3)系泊在水面以下50～400米处，水中平台(4)上设置有水中井口头(24)，所述水中井口头(24)与刚性立管(2)的上端连接，所述张力缆绳(3)固定于海床上；所述海底井口头(1)与刚性立管(2)的下端连接；
所述水中井口头(24)包括水中井口头a(14)和水中井口头b(15)，所述水中井口头a(14)用于开采油气资源；所述水中井口头b(15)用于回注加压后的产出水，所述干式采油及回注单元(5)用于开采油气资源，并将产出水经过加压后回注至地层；所述干式汇集单元(6)用于实现油气资源的汇集；所述干式分离单元(7)将汇集后的油、气、水混合物进行分离；所述干式加压单元(9)用于对分离得到的产出水和分离得到的原油加压；所述干式湿气压缩单元(10)用于对分离得到的天然气湿气进行压缩；所述干式储存单元(8)用于储存分离得到的原油；所述干式控制单元(11)用于控制油气开发作业，为油气开发设备提供动力；所述a型单元和b型单元(34)之间通过刚性跨接管(119)连接。
2.根据权利要求1所述全干式水中油气生产系统，其特征在于：所述干式采油及回注单元(5)上部是水平面投影为等边六边形的a型单元水密舱(16)，a型单元水密舱(16)内部集成有干式 采油树(13)、2个水中井口头a(14)和2个水中井口头b(15)，a型单元水密舱(16)上设置2个油气水输出接口(101)和2个产出水注入接口(102)；
所述干式汇集单元(6)外部是水平面投影为扇形的b型单元水密舱(18)，内部集成有干式管汇(17)，b型单元水密舱(18)上设置4个流体输入接口A(103)、1个流体输出接口A(106)、1个测试接口(104)和3个药剂输入接口(105)；
所述干式分离单元(7)外部是水平面投影为扇形的b型单元水密舱(18)，内部集成有干式油气水分离设备(19)，b型单元水密舱(18)上设置流体输入接口B(107)、原油输出接口A(108)、产出水输出接口A(109)和湿气输出接口A(110)；
所述干式储存单元(8)外部是水平面投影为扇形的b型单元水密舱(18)，内部集成有储油罐，b型单元水密舱(18)上设置原油输入接口A(111)和原油输出接口B(112)；
所述干式加压单元(9)外部是水平面投影为扇形的b型单元水密舱(18)，内部集成有干式加压泵组，b型单元水密舱(18)上设置原油输入接口B(115)、产出水输入接口A(113)、原油输出接口C(116)和2个产出水输出接口B(114)；
所述干式湿气压缩单元(10)外部是水平面投影为扇形的b型单元水密舱(18)，内部集成有干式天然气湿气压缩设备，b型单元水密舱(18)上设置湿气输入接口A(117)和湿气输出接口B(118)；
所述干式控制单元(11)外部是水平面投影为扇形的b型单元水密舱(18)，内部集成有干式控制系统；
所述干式采油及回注单元(5)的油气水输出接口(101)与干式汇集单元(6)的流体输入接口A(103)通过刚性跨接管(119)连接，干式汇集单元(6)的流体输出接口A(106)与干式分离单元(7)的流体输入接口B(107)通过刚性跨接管(119)连接，干式分离单元(7)的原油输出接口A(108)与干式储存单元(8)的原油输入接口A(111)通过刚性跨接管(119)连接，干式分离单元(7)的产出水输出接口A(109)与干式加压单元(9)的产出水输入接口A(113)通过刚性跨接管(119)连接，干式分离单元(7)的湿气输出接口A(110)与干式湿气压缩单元(10)的湿气输入接口A(117)通过刚性跨接管(119)连接，干式储存单元(8)的原油输出接口B(112)与干式加压单元(9)的原油输入接口B(115)通过刚性跨接管(119)连接，干式加压单元(9)的产出水输出接口B(114)与干式采油及回注单元(5)的产出水注入接口(102)通过刚性跨接管(119)连接。
3.根据权利要求2所述全干式水中油气生产系统，其特征在于：所述干式采油及回注单元(5)内部设置4个升降柱套(26)，贯通上下表面，与水中平台(4)上对应位置的4个导向柱(33)相配合；所述b型单元水密舱(18)内部设置3个升降柱套(26)，贯通上下表面，与水中平台(4)上对应位置的3个导向柱(33)相配合；所述a型单元水密舱(16)和b型单元水密舱(18)的内部均集成有插销式液压升降系统(27)；所述升降柱套(26)沿轴向均布径向插销孔(25)，所述导向柱(33)沿轴向均布径向插销孔(25)。
4.根据权利要求3所述全干式水中油气生产系统，其特征在于：所述导向柱(33)设置有导向索(23)。
5.根据权利要求2所述全干式水中油气生产系统，其特征在于：所述b型单元水密舱(18)共6个，6个b型单元水密舱(18)环成的内圈等边六边形的边长大于a型单元水密舱(16)外圈的等边六边形的边长。
6.根据权利要求2所述全干式水中油气生产系统，其特征在于：所述干式采油及回注单元(5)下部是隔水板(32)，隔水板(32)上表面的4个插销柱(30)与a型单元水密舱(16)内底部设置的4个自动插销器A(28)连接，从而使隔水板(32)与a型单元水密舱(16)连接；所述隔水板(32)内设置4个自动插销器B(29)，与水中平台(4)上对应位置的4个导向柱(33)相配合，用于维修时固定隔水板(32)的位置；所述a型单元水密舱(16)上面六边形边缘处间隔设置3个吊耳(31)，所述b型单元水密舱(18)上面径向边处设置2个吊耳(31)。
7.全干式水中油气生产系统的工作方法，其特征在于：包括以下步骤：
A、利用钻井船进行预钻井，完成海底井口头(1)的完井固井工作，于岸上将干式采油树(13)及回注设备置于干式采油及回注单元(5)中，将干式管汇(17)置于干式汇集单元(6)中，将干式油气水分离设备(19)置于干式分离单元(7)中，将储油罐置于干式储存单元(8)中，将干式加压泵组置于干式加压单元(9)中，将干式天然气湿气压缩设备置于干式湿气压缩单元(10)中，将干式控制系统置于干式控制单元(11)中；在陆上完成导向柱(33)与水中平台(4)的组装；
B、利用安装驳船(20)将水中平台(4)运输至指定海域，先通过张力缆绳(3)将水中平台(4)系泊在水面以下50～400米处，再安装水中井口头(24)、将刚性立管(2)与水中井口头(24)和海底井口头(1)对接；
C、干式采油及回注单元(5)、各个b型单元(34)的安装
C1、安装干式采油及回注单元(5)，在陆地上完成隔水板(32)与a型单元水密舱(16)的组装，利用安装驳船(20)将干式采油及回注单元(5)运至指定海域，再采用安装驳船(20)将干式采油及回注单元(5)吊至水中平台(4)上方5～10米处；
C2、利用水下机器人(22)使导向柱(33)上的导向索(23)与干式采油及回注单元(5)的升降柱套(26)底端连接，完成升降柱套(26)与导向柱(33)的对接；
C3、驱动干式采油及回注单元(5)的插销式液压升降系统(27)，带动整个干式采油及回注单元(5)匀速下降至与水中井口头(24)对接；
C4、通过调节插销式液压升降系统(27)使干式采油及回注单元(5)的位置固定，打开水中井口头(24)的阀门，完成干式采油及回注单元(5)安装；
C5、安装b型单元(34)，利用安装驳船(20)将b型单元(34)运至指定海域，再采用安装驳船(20)将b型单元(34)吊至水中平台(4)上方5～10米处；
C6、利用水下机器人(22)使导向柱(33)上的导向索(23)与b型单元(34)的升降柱套(26)底端连接，完成升降柱套(26)与导向柱(33)的对接；
C7、驱动b型单元(34)的插销式液压升降系统(27)，使b型单元(34)匀速下降至水中平台(4)上表面，完成b型单元(34)的安装固定；
C8、转步骤C5，依次安装所有的b型单元(34)；
C9、利用水下机器人(22)完成各单元表面接口(12)之间的刚性跨接管(119)连接，实现系统各设备的管路连通；
D、系统生产过程
D1、油气水资源通过干式采油及回注单元(5)中的水中井口头a(14)进行采集，再经过油气水输出接口(101)输出；
D2、不同生产井口采集到的油气水资源通过刚性跨接管(119)输送至干式汇集单元(6)的流体输入接口A(103)，经过汇集后一起经流体输出接口A(106)输出；
D3、汇集后的油气水资源通过刚性跨接管(119)输送至干式分离单元(7)的流体输入接口B(107)，经过干式油气水分离设备(19)分离得到原油、产出水和湿气三种产物；其中：原油经由原油输出接口A(108)输出，产出水经由产出水输出接口A(109)输出，湿气经由湿气输出接口A(110)输出；
D4、原油经由刚性跨接管(119)输送至干式储存单元(8)的原油输入接口A(111)，将原油暂时储存于干式储存单元(8)；需要输出时再将原油经原油输出接口B(112)输出，通过刚性跨接管(119)输送至干式加压单元(9)的原油输入接口B(115)，经过干式加压泵组加压后输出至原油输出接口C(116)；
D5、产出水经由刚性跨接管(119)输送至干式加压单元(9)的产出水输入接口A(113)，经过干式加压泵组加压后输出至产出水输出接口B(114)，再经由刚性跨接管(119)输送至干式采油及回注单元(5)的产出水注入接口(102)，经过水中井口头b(15)回注至地层；
D6、湿气经由刚性跨接管(119)输送至干式湿气压缩单元(10)的湿气输入接口A(117)，经过干式天然气湿气压缩设备压缩后输送至湿气输出接口B(118)输出；
D7、干式控制单元(11)提供动力，对干式采油及回注设备、干式管汇(17)、干式加压泵组进行远程控制，进行井下压力、温度监测工作；
E、维修设备
E1、单独维修干式采油及回注单元(5)的设备：
E11、关闭水中井口头(24)阀门，断开干式采油及回注单元(5)与水中井口头(24)的连接；
E12、驱动干式采油及回注单元(5)的插销式液压升降系统(27)，使干式采油及回注单元(5)爬升至干式采油及回注单元(5)底面与b型单元(34)上表面位置平齐；
E13、启动隔水板(32)内的自动插销器B(29)，使隔水板(32)固定于导向柱(33)上，启动a型单元水密舱(16)内的自动插销器A(28)，断开a型单元水密舱(16)与隔水板(32)的连接，使隔水板(32)固定在这一位置处，a型单元水密舱(16)继续匀速爬升至导向柱(33)顶端；
E14、利用水下机器人(22)将钢丝绳(21)与a型单元水密舱(16)上端的吊耳(31)连接，将a型单元水密舱(16)吊至安装驳船(20)上，运至陆地上进行维修，维修完毕后运回；
E15、利用安装驳船(20)将a型单元水密舱(16)下吊至导向柱(33)顶端，利用水下机器人(22)使导向柱(33)上的导向索(23)与a型单元水密舱(16)的升降柱套(26)底端连接，完成升降柱套(26)与导向柱(33)的对接；
E16、驱动插销式液压升降系统(27)将a型单元水密舱(16)下降至隔水板(32)上表面使隔水板(32)的插销柱(30)与a型单元水密舱(16)的自动插销器A(28)对接，启动自动插销器A(28)，完成隔水板(32)与a型单元水密舱(16)的连接，启动自动插销器B(29)，使隔水板(32)与导向柱(33)断开；
E17、驱动干式采油及回注单元(5)的插销式液压升降系统(27)，使干式采油及回注单元(5)下降至与水中井口头(24)对接；
E18、通过调节插销式液压升降系统(27)使干式采油及回注单元(5)的位置固定，打开水中井口头(24)阀门，完成干式采油及回注单元(5)再安装；
E2、单独维修b型单元(34)的设备：
E21、驱动b型单元(34)的插销式液压升降系统(27)，使b型单元(34)爬升至导向柱(33)顶端；
E22、利用水下机器人(22)将钢丝绳(21)与b型单元(34)上端的吊耳(31)连接，将b型单元(34)吊至安装驳船(20)上，运至陆上进行维修，维修完毕后运回；
E23、利用安装驳船(20)将b型单元(34)下吊至导向柱(33)顶端，利用水下机器人(22)使导向柱(33)上的导向索(23)与b型单元(34)的升降柱套(26)底端连接，完成升降柱套(26)与导向柱(33)的对接；
E24、驱动b型单元(34)的插销式液压升降系统(27)，使b型单元(34)匀速下降至水中平台(4)的上表面，完成b型单元(34)的再安装固定。
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