“深海一號(hào)”能源站開發(fā)模式關(guān)鍵技術(shù)研究與應(yīng)用

陳慶虎

關(guān)鍵詞： 深水油氣資源開發(fā) “深海一號(hào)”開發(fā)模式 水下生產(chǎn)系統(tǒng) 半潛式生產(chǎn)儲(chǔ)油平臺(tái)

中圖分類號(hào)： TE95 文獻(xiàn)標(biāo)識(shí)碼： A 文章編號(hào)： 1672-3791（2023）15-0150-07

我國海洋石油工業(yè)經(jīng)過40 年攻關(guān)，已具備300 m水深級(jí)海洋油氣整體開發(fā)能力，導(dǎo)管架、水下生產(chǎn)井口、FPSO 等開發(fā)模式在國內(nèi)淺水區(qū)域得到長足發(fā)展并取得較好的應(yīng)用效益。然而在1 500 m 水域，傳統(tǒng)的導(dǎo)管架模式已經(jīng)不再適用、FPSO 開發(fā)模式經(jīng)濟(jì)效益明顯下降[1]。深水油氣開發(fā)迫切需要尋找到一種技術(shù)可靠、經(jīng)濟(jì)可行的開發(fā)模式。因此，我國結(jié)合目標(biāo)氣田開展了張力腿平臺(tái)（TLP）關(guān)鍵技術(shù)研究和深水半潛式生產(chǎn)儲(chǔ)油平臺(tái)技術(shù)研究，并在“深海一號(hào)”能源站實(shí)踐了“水下生產(chǎn)系統(tǒng)回接深水半潛式生產(chǎn)儲(chǔ)油平臺(tái)”開發(fā)模式，實(shí)現(xiàn)了我國由300 m 水深向1 500 m 水深自主開發(fā)的跨越式發(fā)展。

1 深海一號(hào)開發(fā)模式

陵水17-2 氣藏蘊(yùn)藏千億方級(jí)儲(chǔ)量，位于瓊東南盆地北部海域，屬低緯度熱帶海洋氣候，年平均氣溫26.2 ℃，海況受臺(tái)風(fēng)和季風(fēng)影響，最大潮差2.24 m，水深為1 220～1 560 m，氣田距離三亞市約150 km，距在役油氣設(shè)施崖13-1 氣田約160 km、崖13-1 氣田輸氣管線87 km。

“深海一號(hào)”能源站“水下生產(chǎn)系統(tǒng)回接深水半潛式生產(chǎn)儲(chǔ)油平臺(tái)”開發(fā)模式，包含一座深水半潛式油氣生產(chǎn)平臺(tái)和水下生產(chǎn)系統(tǒng)?！吧詈Ｒ惶?hào)”氣田共設(shè)有11口生產(chǎn)井，可建成年產(chǎn)能33.0×108 Sm3、穩(wěn)產(chǎn)10 年的年產(chǎn)規(guī)模。水下井口來液通過水下管匯收集進(jìn)入半潛式油氣生產(chǎn)儲(chǔ)油平臺(tái)分離處理，處理后的合格天然氣通過約90 km 的18"干氣管道外輸，處理后的合格凝析油直接進(jìn)入平臺(tái)凝析油艙儲(chǔ)存，并定期通過DP 油輪外輸。圖1 為總體開發(fā)工程示意圖。

2 關(guān)鍵技術(shù)

2.1 技術(shù)挑戰(zhàn)

“深海一號(hào)”能源站開發(fā)項(xiàng)目首次開展國內(nèi)1 500 m級(jí)深水油氣田工程建設(shè)，承擔(dān)國內(nèi)深水半潛式生產(chǎn)儲(chǔ)油平臺(tái)設(shè)計(jì)制造，開展國內(nèi)1 500 m 水深區(qū)水下生產(chǎn)系統(tǒng)安裝連接，面臨著巨大的技術(shù)挑戰(zhàn)。（1）南海1 500 m 水域海洋環(huán)境惡劣，熱帶海洋性氣候顯著，臺(tái)風(fēng)多發(fā)，內(nèi)波頻現(xiàn)等[2-3]。（2）氣藏散布在一百多公里范圍內(nèi)，氣井井口分散，海底管道輸送距離長。（3）氣藏凝析油含量高、分離處理負(fù)荷重、安全儲(chǔ)存和外輸風(fēng)險(xiǎn)大[4]。（4）下船體開敞式結(jié)構(gòu)體精度要求高、控制難度大（（70±13）mm），大型浮體橫向裝船中的變形控制（±10 mm）和安全保障要求高，大合龍船塢水深不足（9 m）、塢底承載力?。?0 t/m2）。半潛式生產(chǎn)儲(chǔ)油平臺(tái)和配套設(shè)施需要按照永久性設(shè)施的設(shè)計(jì)施工標(biāo)準(zhǔn)，達(dá)到30 年設(shè)計(jì)壽命。（5）1 500 m 水域深水惡劣海洋環(huán)境下施工作業(yè)船舶多浮體運(yùn)動(dòng)耦合下海上固定連接及水下設(shè)備高精度安裝就位難度大，施工風(fēng)險(xiǎn)高。（6）鋼懸鏈立管技術(shù)首次在國內(nèi)應(yīng)用，可借鑒的成功案例較少。

2.2 關(guān)鍵技術(shù)研究

2.2.1 母型船設(shè)計(jì)技術(shù)研究

一種新型的超深水半潛式生產(chǎn)儲(chǔ)卸油平臺(tái)，結(jié)合了南海海域海況、國產(chǎn)船塢半潛式平臺(tái)建造能力、浮體服役“變吃水”工況（35～40 m）等特性，具體如圖2所示。

新船型由4 個(gè)底部浮箱連接成一個(gè)完整的回字形，在浮箱交叉處設(shè)置立柱，合計(jì)4 個(gè)尺寸相同的立柱。立柱內(nèi)部各自一個(gè)17.4 m×17.4 m×48.2 m 的凝析油艙，油艙周圍和船底都設(shè)有1.8 m 的隔熱艙。新船型研究了不同負(fù)荷工況的浮體穩(wěn)定性，繪制了馬修不穩(wěn)定區(qū)圖譜，對(duì)船體主尺度參數(shù)進(jìn)行了優(yōu)化，突破了工業(yè)界對(duì)深吃水半潛式生產(chǎn)平臺(tái)浮箱寬高比不大于2 的限制，把半潛式油氣體生產(chǎn)和儲(chǔ)油平臺(tái)浮箱高于高位提高到2.33[5]。

2.2.2 半潛式平臺(tái)陸地建造技術(shù)研究

結(jié)構(gòu)體精度控制是貫穿半潛式平臺(tái)陸地建造船體分段預(yù)制、裝配、總裝、船體與組塊合攏全過程的質(zhì)量控制關(guān)鍵環(huán)節(jié)。精度控制技術(shù)主要內(nèi)容為全流程變形預(yù)測、全數(shù)字化測量、計(jì)算機(jī)模擬搭載、精度回歸分析及預(yù)變形調(diào)整?；趪鴥?nèi)船廠20 000 “t 泰山吊”資源，50 m跨距的桁架式組塊4個(gè)樁點(diǎn)同步對(duì)接開敞式漂浮船體，需要采用同步精度控制技術(shù)以應(yīng)對(duì)組塊吊裝形變、船體漂浮受力形變和船體坐底墊墩反作用力形變，保障船體4 根立柱搭載精度達(dá)±6 mm，立柱對(duì)角線立柱間距70 004 mm 的精度偏差控制在±13 mm 以內(nèi)[6-8]。

2.2.3 鋼懸鏈?zhǔn)搅⒐苓B接技術(shù)研究

鋼懸鏈?zhǔn)搅⒐苁怯蜌饨橘|(zhì)進(jìn)出半潛式生產(chǎn)平臺(tái)的通道。處于懸掛、懸浮和著泥3 種狀態(tài)的鋼懸鏈，各個(gè)部分在役受力不同，著泥平管段受力敏感程度不同。

鋼懸鏈?zhǔn)搅⒐芊笤O(shè)、水壓試驗(yàn)、正常運(yùn)行狀態(tài)下，受海床土壤摩擦影響，立管張力有很大的差別。利用管土耦合分析對(duì)土壤剛度和立管縱橫向摩擦系數(shù)的數(shù)值仿真，對(duì)懸鏈線型細(xì)長桿件的運(yùn)動(dòng)反應(yīng)及底部的張力動(dòng)力學(xué)特性進(jìn)行了研究，通過非線性大變形有限元分析研究懸鏈線型細(xì)長桿件的運(yùn)動(dòng)響應(yīng)及底部張力動(dòng)態(tài)特征，給出了不同張力要求下立管管線和終端限位設(shè)計(jì)方法。

鋼懸鏈立管鋪設(shè)S-lay 常規(guī)作業(yè)方案因下管過程大形變潛在應(yīng)力影響焊接質(zhì)量和管道壽命，J-lay 立管安裝作業(yè)方案成為最優(yōu)替代方案，且能夠?qū)崿F(xiàn)鋪設(shè)與回接連續(xù)作業(yè)。為避免立管提升回接作業(yè)過沖中海上工程船與半潛式平臺(tái)兩個(gè)浮體相對(duì)運(yùn)動(dòng)碰撞的風(fēng)險(xiǎn)，采用甲板面立管提升絞車及平衡鋼纜通道、導(dǎo)向、液壓、電力等配套系統(tǒng)協(xié)調(diào)作業(yè)，形成立管提升回接技術(shù)。

2.2.4 聚酯纜系泊技術(shù)研究

系泊聚酯纜在水中重量輕且其結(jié)構(gòu)具有一定的柔韌性，完美避免了鋼纜自身重量大和緩解了浮體與鋼纜直接對(duì)接的“剛性碰撞”現(xiàn)象。通過整體耦合時(shí)域建模和聚酯纜動(dòng)靜態(tài)剛度建模的研究，分析半潛式生產(chǎn)平臺(tái)運(yùn)動(dòng)、錨泊系統(tǒng)強(qiáng)度和疲勞、單根系泊纜破斷工況、破艙工況等，確定系泊纜強(qiáng)度、剛度和規(guī)格。通過聚酯纜動(dòng)靜剛度模擬方法和異構(gòu)聚酯纜聯(lián)合分析方法研究，形成陵水半潛式生產(chǎn)平臺(tái)1 500 m 級(jí)水深聚酯纜錨泊系統(tǒng)的總體結(jié)構(gòu)和布置設(shè)計(jì)，采用下鋼纜鏈-聚酯纜-上鋼纜鏈的結(jié)構(gòu)形式（見圖3）。

2.2.5 凝析油安全存儲(chǔ)與外輸技術(shù)研究

氣田早期高峰日產(chǎn)凝析油719 m3，凝析油艙設(shè)置在半潛式生產(chǎn)儲(chǔ)油平臺(tái)立柱中，通過U 型管系連通，艙室四周和底部均設(shè)置1.8 m 隔離空艙，形成安全屏障，避免儲(chǔ)油艙結(jié)構(gòu)破壞而導(dǎo)致凝析油泄露重度污染海洋環(huán)境的風(fēng)險(xiǎn)。凝析油艙結(jié)構(gòu)強(qiáng)度可抵御穿梭油輪9節(jié)航速碰撞，通過設(shè)置多通孔減跨艙壁，提升凝析油艙結(jié)構(gòu)疲勞壽命。

“深海一號(hào)”通過外輸軟管向穿梭油船輸送儲(chǔ)存凝析油。在外輸油管上配置了緊急脫開裝置，以應(yīng)對(duì)軟管外輸過程中受到波浪力破壞而發(fā)生的軟管破裂所引起的油料泄漏事故。

2.2.6 浮體姿態(tài)監(jiān)測與智能化管理技術(shù)

受風(fēng)浪流影響，深水1 500 m 水域船體運(yùn)動(dòng)工況復(fù)雜，在遇到臺(tái)風(fēng)等極端天氣時(shí)，受風(fēng)力影響，平臺(tái)可能會(huì)出現(xiàn)局部受力失衡，甚至傾覆現(xiàn)象，需要提前預(yù)判艙室加載作業(yè)，并跟蹤評(píng)估加載影響。

基于平臺(tái)設(shè)計(jì)參數(shù)、數(shù)值分析結(jié)果、模型試驗(yàn)結(jié)果、現(xiàn)場監(jiān)測結(jié)果，以及理論/經(jīng)驗(yàn)公式等開發(fā)一套核心算法和相應(yīng)的軟件模塊，快速預(yù)報(bào)在任何給定環(huán)境條件下的平臺(tái)運(yùn)動(dòng)、系泊張力、立管張力、外輸管張力等性能參數(shù)，實(shí)現(xiàn)浮體姿態(tài)智能監(jiān)測功能?；谄脚_(tái)靜水力特性、艙室艙容屬性、浮體狀態(tài)、各艙室裝載情況等，開展壓排載智能化調(diào)節(jié)核心算法研究，系統(tǒng)根據(jù)用戶的限制條件，優(yōu)化壓排載調(diào)節(jié)方案。鑒于系泊纜剛度非線性特性，系泊系統(tǒng)調(diào)節(jié)算法復(fù)雜，基于系泊系統(tǒng)在各個(gè)方向的靜態(tài)剛度曲線、單根系泊纜的剛度曲線、立管系統(tǒng)水平方向剛度等，研究“系泊系統(tǒng)智能化調(diào)節(jié)”核心算法，根據(jù)用戶限制條件，提供系泊纜收放調(diào)節(jié)方案。

2.2.7 水下流動(dòng)保障技術(shù)

氣田井口分散，水下管匯輸送距離較遠(yuǎn)，單井含水量變化大，管匯介質(zhì)壓力大，開井溫度變化大、初始流動(dòng)壓差大、水下管匯乙二醇分布不均勻，深水海床常年溫度低，水面到海床靜液柱1 500 m，水下管匯內(nèi)易形成天然氣水合物。為了防止水下天然氣水合物形成與堵塞，提出基于乙二醇在線連續(xù)注入工況下的一整套流動(dòng)保障技術(shù)，包括深水氣田初始啟動(dòng)段塞流分析技術(shù)、深水氣田水合物預(yù)防與補(bǔ)救措施分析技術(shù)、清管段塞流分析技術(shù)、海管分級(jí)泄壓設(shè)計(jì)技術(shù)、深水氣田初始啟動(dòng)低溫分析技術(shù)、一體化動(dòng)態(tài)模擬建模技術(shù)等，其西區(qū)各井口啟動(dòng)初期流量壓力變化曲線（見圖4）。

3 應(yīng)用現(xiàn)狀

3.1 建成“深海一號(hào)”半潛式生產(chǎn)儲(chǔ)油平臺(tái)

半潛式生產(chǎn)儲(chǔ)油平臺(tái)上部組塊是一座跨距50 m的桁架結(jié)構(gòu)形式的組塊，設(shè)有直升機(jī)甲板、上層甲板、中層甲板、生產(chǎn)甲板，共4 層甲板，見圖5。上部組塊建有固定的120 人居住建筑，并配套有氣液接收與分離系統(tǒng)、天然氣處理系統(tǒng)、凝析油處理系統(tǒng)、生產(chǎn)水處理系統(tǒng)、電站、火炬系統(tǒng)、燃料燃?xì)庀到y(tǒng)、柴油系統(tǒng)等公用設(shè)施。天然氣級(jí)處理能力為1 050×104 Sm3/d，凝析油日設(shè)計(jì)能力為1 560 Sm3/d，生產(chǎn)水級(jí)處理能力為1 000 Sm3/d。

半潛式生產(chǎn)儲(chǔ)油平臺(tái)下船體主要構(gòu)成為立柱和浮筒，柱頂面采用爪接式焊接與上部組塊樁腿連接，浮筒三維尺寸49.5 m（長）×21 m（寬）×9 m（高），柱三維尺寸21 m（長）×59 m（高）。船體生存吃水工況37 m，生存工況立柱最小干舷22 m。下船體艙室設(shè)置凝析油艙、污水艙、乙二醇艙、柴油艙、淡水艙等。船體滿足30 年不進(jìn)塢的技術(shù)要求、滿足國內(nèi)沿海某船廠建造出塢、港池水深、出港航道水深限制，滿足在位氣隙要求，參見圖6。

3.2 首次應(yīng)用深水聚酯纜系泊系統(tǒng)和鋼懸鏈立管

氣田布置16 根系泊纜（4 組×4 根）組成的錨泊系統(tǒng)，并在15 號(hào)纜位置采用國產(chǎn)聚酯纜，如圖7 所示。

立管系統(tǒng)包括2 根西區(qū)來液立管（10"3.9 km）、2 根東區(qū)來液立管（12"3.9 km）、1 根外輸天然氣立管（18"4.3 km）、1 根乙二醇立管（6"4.4 km）。

3.3 1500m 水域水下生產(chǎn)系統(tǒng)

水下生產(chǎn)系統(tǒng)分為東西兩個(gè)區(qū)塊，東區(qū)3 座管匯，西區(qū)1 座管匯。水下生產(chǎn)系統(tǒng)共有11 座水下采氣樹、1座SDU、2 套SUTU、25 套海管終端（包含2 套CMS）、41根跨接管。載波通信利用復(fù)合電液控制系統(tǒng)，并為后期接入預(yù)留光纖。主臍帶纜為1 根4 000 m 的動(dòng)態(tài)纜，通過SDU 和11 條內(nèi)部靜態(tài)臍帶纜分配東西區(qū)水下生產(chǎn)系統(tǒng)的液壓、藥劑、電力、通信和乙二醇。

3.4 半潛式平臺(tái)天然氣外輸管道

外輸天然氣管系在平臺(tái)端設(shè)置SSIV 閥門，通過18"的4.3 km 長度外輸立管與18"外輸海管連接，通過90 km 外輸海管連接崖13-1 平臺(tái)到香港的海底管道（接入點(diǎn)KP123）[9]。

“深海一號(hào)”能源站于2021 年6 月25 日順利投用，日出氣量最高峰為975 萬方/日?！吧詈Ｒ惶?hào)”能源站經(jīng)過2021 年康森臺(tái)風(fēng)、圓規(guī)臺(tái)風(fēng)、雷伊臺(tái)風(fēng)、2022 年暹芭臺(tái)風(fēng)，各個(gè)系統(tǒng)的運(yùn)作穩(wěn)定，未見異常。

比較Appomattox 項(xiàng)目工程投資折合人民幣489.71億元，“深海一號(hào)”工程投資為131.22 億元，節(jié)省工程投資374.86 億元。比較了MADDOGII 半潛式平臺(tái)13 億美元的設(shè)計(jì)及建造成本，國內(nèi)自行建造的“深海一號(hào)”能源站半潛式生產(chǎn)儲(chǔ)油平臺(tái)節(jié)省成本大約38.5 億元。“深海一號(hào)”能源站“水下生產(chǎn)系統(tǒng)回接深水半潛式生產(chǎn)儲(chǔ)油平臺(tái)”開發(fā)模式，獲得了可觀的利益。

4 后期開發(fā)需求

氣田短期內(nèi)將新增2 口采氣井，接入水下管匯預(yù)留接口，維持氣田穩(wěn)定產(chǎn)出。半潛式油氣生產(chǎn)儲(chǔ)油平臺(tái)目前預(yù)留甲板面，在合適時(shí)間增加濕氣壓縮機(jī)，接力水下井口來流。中后期氣田水含量上升，井口來流壓力衰減嚴(yán)重，水下增壓分離成為提升油氣田開發(fā)收益率的有效手段。目前，我國已經(jīng)嘗試在淺水區(qū)域使用國外公司的水下增壓分離設(shè)備?！吧詈Ｒ惶?hào)”氣田在后期可以利用水下管匯預(yù)留接口接入水下增壓分離裝置。

現(xiàn)有水下生產(chǎn)系統(tǒng)外延到更縱深的邊際油氣藏，加大邊際油氣藏開發(fā)。除新增水下增壓分離裝置，可以利用預(yù)留接入光纖的有利條件，建成水下信號(hào)中繼站。

發(fā)展水下維護(hù)技術(shù)，巡視水下管道和設(shè)備以及簡單的操作維護(hù)，通過陸地或浮體平臺(tái)控制室操作安置在靠近水下設(shè)施基盤上的ROV 或AUV 進(jìn)行操作[10-11]。

隨著國家在環(huán)境保護(hù)與節(jié)能減排方面越來越規(guī)范，以及美國禁止在新建項(xiàng)目中使用FPSO 開發(fā)模式的大背景下，“水下生產(chǎn)系統(tǒng)回接深水半潛式生產(chǎn)儲(chǔ)油平臺(tái)”開發(fā)模式將迎來新的發(fā)展機(jī)遇[12-13]。

5 結(jié)語

“深海一號(hào)”能源站“水下生產(chǎn)系統(tǒng)回接深水半潛式油氣平臺(tái)”開發(fā)模式，通過攻關(guān)母型船設(shè)計(jì)等關(guān)鍵技術(shù)，在我國獲得應(yīng)用并取得較好效益，形成了一種適用于我國南海的、全新的深水油氣開發(fā)模式，打破了單一依賴FPSO 的局面，對(duì)于促進(jìn)陵水氣田周邊區(qū)域滾動(dòng)發(fā)展具有無可限量的影響。

“深海一號(hào)”能源站水下生產(chǎn)系統(tǒng)將需要在氣田開發(fā)中后期增加水下增壓分離等技術(shù)手段，形成完整的水下能源站，帶動(dòng)開發(fā)邊際氣藏。