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陵水17-2气田“深海一号”能源站总体设计及关键技术研究
作者:河南钢达001   发布时间:2021/6/18 16:12:27   点击:
中国南海油气资源极其丰富,70%蕴藏深海,但深海勘探难度极大。在深水区,水体环境、海底稳定性和沉积地层岩石强度与浅水区差异明显。受海床不稳定、坡度大、岩石强度低、温度低等条件影响,技术难度和投入呈几何倍数增长。
南海西部深水海域地处于欧亚、太平洋和印澳三大板块交汇处,经历了极其复杂的地质作用和演化过程。20世纪90年代,中国海油曾与外方在南海进行合作勘探,由外方担任作业者,外方认为这里存在烃源岩埋深过大、储层不够发育、存在高温高压等诸多难题。外方退出后,中国海油南海西部深水勘探研究人员设立深水课题研究组,展开技术攻关,相关研究成果成功应用于陵水17-2勘探实践,明确了深水区资源潜力巨大、大规模优质储集体发育、大型勘探目标成群成带,具有良好的油气勘探前景,首选中央峡谷陵水17-2进行钻探,2013年部署陵水17-2-1等探井。
陵水17-2构造位于南海琼东南盆地深水区的陵水凹陷,距海南岛约150公里,平均作业水深1500米。陵水17-2-1井由“海洋石油981”承钻,2014年1月开钻,2月完钻。中国海油南海西部石油管理局认真分析深水作业技术难点,结合海域特点,开展16项专项研究,制定了科学合理的工程方案,创新了深水钻井及测试工艺。这些技术创新保证了作业安全顺利,钻井指标、后期开发成本处于最优状态,不仅钻获良好油气显示,且作业效率、建井周期、钻井费用等多项钻井指标均创中国国内最佳。这凸显了深水团队良好的作业管控能力及“海洋石油981”深水作业能力,表明中国海油已基本掌握全套深水钻完井技术和深水管理要素。

陵水17-2气田位于海南岛三亚东南150km的陵水海域(水深1220~1560m),被钻探证实是千亿立方米优质高产大气田,主要产品为天然气和凝析油,拟采用水下生产系统回接深水浮式生产平台对该气田进行开发,是在中国海域首次采用典型深水开发模式进行开发的自营深水气田。其中,适应南海油气开发特点、带凝析油储存和外输功能的深水半潜式生产储油平台——“深海一号”能源站是该气田开发的关键设施。

相比国内已有建造经验的半潜式钻井平台、半潜式生活平台,“深海一号”能源站在总体性能、船体结构、系泊系统、立管等方面的作业要求要高得多,需要抵御连续服役期间所有可能的台风侵袭,对设施和设备的可靠性要求很高,关键疲劳寿命要求是常规钻井平台指标的数倍。因此,掌握适合南海深水油气藏开发特点的浮式生产平台及其配套技术对中国深水油气田开发具有重要的现实意义。

本文基于陵水17-2气田开发需求,梳理了半潜式生产储油平台在设计、建造及服役过程中面临的主要技术挑战,对“深海一号”能源站基于南海深水环境和地质条件、国内场地资源开展的船型开发等总体设计技术进行了详细论证,针对半潜式生产储油平台的系泊系统设计、深水钢悬链立管布置与疲劳分析、运动响应预报、结构设计和防腐等关键技术内容进行了论述。“深海一号”能源站设计方案与关键技术的研究成果为陵水17-2气田的顺利开发提供了强有力的技术支持,同时也为类似深水浮式生产平台的研发提供了参考。

   1 主要技术挑战

1.1 恶劣的环境条件
中国南海与挪威北海、美国墨西哥湾是公认的三大海况恶劣海域,恶劣环境条件对深水工程设施可能会产生显著破坏性影响。这几大海域由于环境导致的海洋工程事故屡见不鲜,造成的损失通常以亿美元计。南海夏季台风和内波频发,对设施的极限生存能力带来了极大挑战。相比其他两大恶劣海域,南海的风速、流速更为恶劣(表1),为平台系泊系统、立管系统的设计带来了巨大挑战。恶劣的风速和流速将显著增加浮式系统的平均受力,与波浪共同作用后,将导致浮体长期在较大偏移上振荡运动,显著增加聚酯缆动态刚度及系泊载荷,对整个浮式设施的定位安全提出了更高要求。此外,南海冬季受东北季风持续作用,其所产生的长周期波高对平台结构、立管的疲劳也将带来显著不利影响。相比已有大量浮式生产平台的墨西哥湾中波浪疲劳数据集中在0.5~2.5m有义波高、4~8s周期不同,中国南海的波浪疲劳数据分布在0.5~8.0m有义波高、4~13s周期,其对结构物的疲劳挑战显著增加。此外,除了表层流速较高外,中层和底层流速相比其他海域也更为恶劣,增加了立管系统的干涉和强度破坏风险。

深水海域大尺度立管、系泊系统、船体对海洋动力环境参数的敏感性很高,工程设计要求的环境参数也更加精细。常规的单向保守思维可能导致灾难性后果,极端工况时周期长1s,可能导致立管寿命大为降低;周期短1s,系泊载荷可能因此增大20%以上。因此,“深海一号”能源站在设计及服役阶段均要重点考虑恶劣的环境条件对相关设施的影响。


1.2 复杂的海底地形
陵水海域地形陡峭,存在多种不良地质现象,如硬质海底、断层、凹坑等,严重影响浮式平台位置选择、锚泊基础形式、立管底部触地点刚度和悬跨问题。目前中国针对浅水油气田开发所建立的地质基础数据及所掌握的相关技术无法满足深水油气田开发的精细化要求。深水区域海底路由和地质勘察耗资巨大,动辄上亿元,设计基础研究的技术方案制定难度高,须多个专业统筹考虑,与工程方案的匹配难度大。


1.3 气藏分散且缺乏依托设施
陵水17-2气田由多个气藏构成,这些气藏分布在海南岛东南约150km的狭长地带内,其东西跨距49.4km,南北跨度30.4km。该气田中心距离200m水深的浅水海域直线距离约55km,高峰日产水量近700m3,水下长距离输送流动安全保障困难。


中国南海深水区域油气开发起步较晚,油气管网远不如墨西哥湾发达,且主要集中在南海东部。南海西部仅有崖城13-1气田群可供依托,包括2条外输管线:一条从崖城到香港的管线(778km),另一条从崖城到南山终端的天然气和凝析油混输管线。对于陵水17-2气田,凝析油输送较为常规的做法是通过135km管线输至崖城13-1气田,再输送至南山终端,但输送至崖城平台的凝析油管线投资高达8亿元人民币。将凝析油储存在半潜式生产平台并通过动力定位油轮进行外输的解决方案,是基于南海深水气田开发现状做出的最合理方案(图1),但需要解决凝析油储存及外输安全等难题。

1.4 受限的建造场地和合龙资源
半潜式生产平台是三大典型深水浮式生产平台之一,中国仍无相关的设计和建造经验,但国内多个船厂具备半潜式钻井平台、半潜式生活平台的设计和建造经验。在这些经验的基础上适当突破和整合,在焊接质量稳定性、厚板的疲劳处理、高应力区的预制工艺、分段合龙精度控制上适当改进后,具备形成半潜式生产储油平台的建造能力,但仍面临受限的建造场地和合龙资源带来的技术挑战。


相对具有天然优越港池条件的韩国船厂(其船坞、港池、航道通常可以达到12m以上吃水条件),中国船厂的一个重要短板在于船坞、港池及出港航道的水深较为受限(表2),即使借助潮位,大多数船厂出港前允许的吃水不超过9m,这直接影响到合龙、出坞后的舾装、倾斜试验等作业,也成为控制半潜式生产储油平台建造出坞、调试期间的吃水限制参数。较低的空船吃水限制对平台的主尺度及总体设计均有重要制约作用。

   2 总体设计技术


2.1 深水环境条件分析
通过10余年的水文气象观测,并在此基础上开展高重现期设计参数与波浪方向性研究、大型作业气候窗多维度优选研究,充分摸清了陵水区块水动力方向性明显的特点,对陵水海域的强浪向认识也发生了改变,最强波浪方向由东南向调整到东向,为平台方位、气隙预报提供了充分的依据;结合观测数据更新了对南海波陡特性的认识(图2),新的认识客观反应了波浪高度与谱峰周期的真实特性,百年一遇波浪谱峰周期相比以往水平(16.3s)降低了1.6s,对于平台方位优化、系泊系统设计、立管疲劳计算起到了关键的指导作用。

2.2 基于国内场地资源的定制化设计
“深海一号”能源站上部组块需要搭载200余套油气处理设备,目前具备油气处理设备集成和调试经验的厂家并不在船厂。如选择箱型板架式上部组块结构,国内并不具备油气生产平台的箱型板架式上部组块的布置经验,且其建造和集成调试并不便利。因此,选择与固定平台类似的传统桁架式上部组块是符合国内建造经验的最佳选择。

桁架式组块与船体间如何总装合龙,是首要解决的设计难题。对于大型半潜式生产平台而言,采用组块与船体整体合龙能显著减少建造工期。整体合龙主要有浮托法、吊装法、顶升法3种。这几种方式的优选原则是:所在国家具备大吨位吊装合龙条件时优先选择吊装法,如美国墨西哥湾的半潜式生产平台和张力腿平台基本都在Kiwiet场地采用1.1×104t码头吊完成;无法吊装合龙时,考虑是否存在遮蔽海域及其水深条件,来研究浮托法的可能性,如巴西海域的浮式生产平台合龙方式;前述2种方法均无条件实施时,采用顶升法,如马来西亚壳牌公司的Malika TLP(张力腿平台)的合龙方式。“深海一号”能源站选择国内资源——2万吨级泰山吊进行吊装合龙作业,双吊梁的间距为42.5±7.0m(图3),因此合龙时的吊装跨距不得超过49.5m,这也成为平台总体设计的最大跨距。同时,由于其船坞吃水限制,不得不选择坐底合龙的方式,在实际作业时须着重解决好坐底安全保障和对接主动控制2项关键技术难题。

目前国内大多数船厂的船坞和出港航道水深均不超过9m,这对于空船质量超过5×104t的“深海一号”能源站在建造完成后的顺利出港带来了巨大挑战。通常半潜式生产平台的浮箱宽度与高度的比值不超过2.00,过宽的浮箱会导致作业条件下波浪力增加;此外,立管疲劳较为敏感的作业周期(13s内)对应的垂荡运动也将因此增加。为了满足合龙完成后的出港要求,在9m浮箱高度的限制下,不得不将浮箱宽度设计为21m,由此,浮箱宽高比达到了2.33,远高于业界常规的2.00,这将导致浮箱在作业时受到较大的垂直波浪载荷,导致的垂荡运动响应曲线如图4所示,在小周期(15s左右)的垂荡响应算子幅值达到0.4,这对于立管的疲劳设计挑战极大。

2.3 多立柱浮体的凝析油U型隔离与安全储存技术
与常规半潜式生产平台不同的是,“深海一号”能源站须考虑凝析油储存,根据气田凝析油产量(约1250m3/d),考虑外输作业较常规FPSO更为复杂,且统筹油轮吨位,确定凝析油舱容为2.0×104m3(初始投产时)和1.8×104m3(6年后压力不够时上增压设施后)。凝析油作为危险介质,其储存面临破舱泄漏、储存舱室压力超标或舱顶落物导致结构破坏等问题,容易引起火灾或爆炸。因此,凝析油储存的安全性是新船型开发首要解决的技术问题。

应对凝析油舱泄漏的最好办法是在凝析油舱周边设置隔离舱保护。若将凝析油设置在浮箱,较大的隔离舱空间不能压载导致的压载损失,将不可避免地需要在立柱中布置较多的压载舱才能满足在位吃水要求,但在立柱中布置大量压载水将导致平台更高的在位重心,导致更大的浮箱尺寸和跨距,造成平台尺度上的恶性循环。此外,凝析油舱需要频繁调整装载量,从操作便利性而言,如将凝析油舱布置在浮箱中,管系通过立柱也将导致更大的危险区。因此,将凝析油舱布置在立柱并在油舱周围设置隔离舱成为必然的解决方案。按照该方案,除了用于调节偏心的压载舱,其他压载舱均布置在环形浮箱内,更利于操作;凝析油舱的四周及底部均设置了1.8m的隔离空舱,便于检修凝析油舱的水密性,隔离舱宽度比规范要求的1.5m更高,主要是为了改善人员进出便利性;凝析油进出通道及舱室的透气均通过舱顶,以利于海上作业。


经综合分析,“深海一号”能源站凝析油储存舱布置如图5所示,这种适用于多立柱浮体的凝析油U型隔离技术的储油舱类似于保温瓶内胆。该项技术由国内首次提出并在海洋石油工业界应用。


针对上部组块中凝析油舱进舱管线中进气的潜在可能性,通过设置甲板水封装置来避免气体进入,同时设置了呼吸阀来保证舱室内外的压力平衡,避免潜在的压力异常。对于潜在舱顶落物导致的着火风险,通过加强舱顶结构设计来确保落物不会导致舱顶结构破坏。

影响凝析油储存安全的另一个潜在问题是平台的运动性能,作业期间凝析油舱不停地与浮箱中的压载舱进行装载置换,舱室的位置差异导致平台的整体重心总是处于变化中,其对平台的横摇周期将产生显著影响。半潜式平台的稳性高与重心高度直接相关,与常规半潜式生产平台在位时重心高度变化幅度较小不同,“深海一号”能源站在位时的稳性高处于急剧变化中,其横摇运动响应如图6所示,横摇周期为27~43s,较长的横摇固有周期将直接导致平台较显著的低频运动。此外,工业界的实践表明,应尽量避免横摇固有周期落在2倍升沉固有周期范围内,否则会产生潜在的马修不稳定性。这是陵水17-2半潜式生产储油平台在设计中面临的不同于以往的一个重要挑战,必须要通过低频响应预报技术予以解决。

2.4 多立柱浮体的凝析油动力定位外输技术
“深海一号”能源站为多点系泊平台,与常规南海单点系泊的FPSO不同,其外输面临更大的挑战。为解决无风向标效应导致的外输风险,推荐采用动力定位(DP)外输油轮对陵水17-2气田凝析油进行外输作业。

陵水海域位于南海西部,其西北方向为海南岛,大部分风浪从东北和南向来。海流方向性较强,大部分去往西南偏西方向,北侧至西南的西北扇区(135°范围)内风、浪的概率分别为5.18%、2.30%。根据这一环境分布条件,半潜式平台在主甲板西北侧仅布置1个外输点即可满足凝析油的外输需求,外输点布置及外输油轮的潜在布置位置如图7所示。

动力定位作业能力分析及其限制作业条件计算是外输方案的技术核心,基于势流理论的时域运动方程可以模拟任意时间变化的外载荷作用的浮体运动特性。在求解时域方程时,需要实时对外力进行滤波和动力定位控制。计算出不同浪向对应的限制环境条件见表3。

根据海域的环境条件统计,采用动力定位穿梭油轮对陵水17-2气田凝析油进行外输时,该海域限制流速取为0.6m/s。对于1.5×104t的动力定位穿梭油轮,推荐的DP2推进系统配置方案可以为首尾均为2个全回转推进器,或者首尾分别1个全回转推进器及1个槽道推进器。船首和船尾每个推进器的推力需求为311KN,推力需求可以根据厂家推进器的控制能力进行优化。据此统计的全年外输平均作业概率达到93%,其中8月受台风影响,11、12月受季风影响,这3个月外输作业概率相对较低,分别为88.9%、85.7%和84.5%。

2.5 新船型参数设计
“深海一号”能源站在船型开发中受到诸多制约,这些制约包括建造及合龙场地能力、合龙后的吃水要求、南海特殊环境条件下的凝析油装卸载能力、对钢悬链立管的运动适应性、上部模块处理规模和以往建造经验等。这些因素注定了我国南海气田开发的半潜式生产平台无法完全借鉴国外成熟船型,不得不量身定制适应我国特点的半潜式生产平台船型。

“深海一号”能源站主尺度见表4,其船型如图8所示。该平台为世界首个带万吨级凝析油储存和外输功能的半潜式生产平台。

将“深海一号”能源站与中国设计建造的“奋进号”半潜式钻井平台的关键技术指标和技术特点进行了对比(表5)。可以看出,在设计指标上“深海一号”能源站明显较“奋进号”高。


   3 关键技术


3.1 深水系泊系统设计
当前对于千米水深以上的半潜式平台、单柱式平台及海上浮式生产储卸油装置(FPSO),多采用聚酯纤维缆技术,相比常规的钢缆系泊(锚链-钢缆-锚链)系统,其系泊刚度接近于线性,且在控制浮体偏移量方面具有较显著的效果。由于其系泊特性的优势,采用聚酯缆系泊技术可节省大量工程投资,如“深海一号”能源站采用聚酯缆系泊比采用常规钢缆系泊可节省投资2亿元人民币。

“深海一号”能源站系泊系统采用变刚度法开展系泊系统设计和分析,其设计构型为:顶链为R4S等级Φ157mm的锚链(长115~130m),中间为Φ274mm的聚酯缆(长1949.5m,中间含15m长R4S等级的连接锚链),底链为R4S等级Φ157mm的锚链(长259.08m)。国内安装资源Φ160mm的安装上限能力能满足相关系泊缆的安装。

针对南海系泊缆回接时潜在台风安全问题,开展了系泊回接分析,分析结果表明:回接4根系泊缆时,系泊系统可以抵抗1年一遇的环境条件,而无法抵抗10年一遇的环境条件;回接8根系泊缆,系泊系统可以抵抗10年一遇的环境条件,而无法抵抗50年一遇的环境条件。考虑到台风的运行特点和预报时长,在系泊缆回接时,建议在1周内完成8根系泊缆的回接,以尽可能降低回接时的风险。

3.2 深水钢悬链立管布置及疲劳寿命分析
通过开展立管方案比选,选择了钢悬链线(SCR)作为回接和外输管线的形式,与常规的动态软管相比,钢悬链立管可适应的尺寸更大,更有利于深水油气田生产,但其强度和疲劳挑战也更为严峻。钢悬链立管对水深、浮体运动性能均有近乎苛刻的要求。

通过对半潜式平台船体吃水、平台水深、立管方位等进行优化,得到“深海一号”能源站立管布置如图9所示,立管疲劳计算结果如表6所示。可以看出,立管疲劳寿命虽然满足30年设计寿命要求,但其结果均较为临界,其中平台涡激诱导运动导致的疲劳起主要作用。此外,波致疲劳也是由平台运动所导致,进一步说明了平台运动性能与立管设计的定制关系。这是典型深水项目的特点,也验证了深水工程设计须进行循环优化设计的特点。

3.3 低频运动响应预报
半潜式生产平台的储油功能导致平台在位性能的显著变化,存在着潜在马修不稳定性的隐患,需要准确而科学的低频运动响应预报技术来量化技术风险。“深海一号”能源站浮箱相比以往项目更宽,带来了更大的垂向波浪力,但同时也增大了垂荡、横摇、纵摇运动的阻尼,抑制了马修不稳定性的产生。此外,对于平台在位时立管需求的运动性能以及潜在的平台倾斜过大导致的上部模块波浪抨击问题,通过考虑足够的在位吃水以及干舷予以解决。通过控制平台主尺度来改善水动力性能,垂荡固有周期为22.5s,最大纵摇固有周期为42.4s(满载),纵摇固有周期小于2倍垂荡固有周期,有效避开了马修不稳定区域。不同装载对应的纵摇运动周期范围为27.5~42.4s,超过了常规波浪覆盖的能量,平台呈现较为显著的低频运动特征。“深海一号”能源站平台的低频运动特性已通过模型试验得到了验证。


3.4 关键结构设计
平台中超过5000m3容积的单个凝析油舱的结构设计是一大技术挑战,在设计期间开展了凝析油舱壁结构方案比选。初选时,为方便洗舱并确保舱内系统简单,凝析油舱中间舱壁采用支柱结构,但存在支柱根部应力集中的风险。在此基础上,考虑将凝析油舱设计为连续舱壁,通过开孔来解决整个舱室的流通问题(图10)。经过计算对比发现,储油舱的极限强度应力水平由支柱舱壁结构的343MPa下降为连续舱壁结构的162MPa,疲劳寿命也由优化前的150年大幅度提高。显而易见,结构优化带来了更好的极限强度和疲劳寿命。

3.5 30年不进坞的防腐方案设计
“深海一号”能源站为中国首个30年不进坞的浮式生产储油平台,船体防腐设计原则与国外长期服役不进坞船体基本类似。基于以往国内FPSO的操作经验,“深海一号”能源站采取了一些结构腐蚀的特殊考虑,如:一部分需调载的压载舱、凝析油舱底部水较多的2m以下区域、存在卸货等摩擦作用的立柱底部等均考虑2mm腐蚀裕量。


考虑到“深海一号”能源站是中国首个30年不进坞的船体,开展了船体外加电流保护方案(ICCP)作为备用方案。外加电流阴极保护系统的电源负极与船体钢结构电连接,正极与复合电缆上的辅助阳极相连接。其设计方案为:海水中裸钢保护面积为27420㎡,海水中涂敷钢保护面积为5150㎡,设计安装4套拉伸式外加电流阴极保护装置。通过张拉4条集成了辅助阳极和参比电极的复合电缆,在船体外表面施加直流电,进而提供船体外加电流阴极保护。设计复合电缆张拉方案时,电缆底部与下浮体上表面预留吊耳固定,电缆顶部与底层甲板下表面连接固定,电缆整体张紧。采用垂直拉伸方式,4串复合电缆,每串复合电缆设置6个辅助阳极。船体整体外加电流备用防腐方案如图11所示。考虑船体水下结构牺牲阳极全部耗尽的情况,24个辅助阳极总电流输出为231A。根据模拟结果,船体结构的保护电位的范围在-0.85~-1.10V,符合船级社的阴极保护电位范围。备用防腐方案在平台先预留,在作业过程中对阳极进行监测并决定是否启用备用方案。

30年不进坞的“深海一号”能源站与45年不进坞的Shell Olympus整体防腐方案对比见表7。可见,深水平台长期服役、不回坞检修是普遍作法,“深海一号”能源站沿用了国际上先进的设计理念,并在此基础上借鉴国内FPSO和导管架延寿技术作业实践,在部分区域考虑了额外的腐蚀余量,以及备用的外加电流防腐措施,多重技术保障以确保海上作业安全。

   4 思考及展望
陵水17-2气田是中国采用典型深水开发模式进行开发的首个自营1500m深水气田。“深海一号”能源站的建成证明中国已掌握了深水油气田自主船型开发技术。但在取得这些进步的同时,也应看到目前仍存在的不足,有助于进一步提高深水油气田开发工程技术实力。后续在深水油气田开发工程技术研究中还应重视以下几个方面:
1)深水油气田开发以方案研究和设计为核心,方案研究和设计阶段涵盖了从环境条件、工程地质勘察到设计、建造和安装资源锁定等过程,深水工程设计技术的掌握对深水油气的成功开发起着决定性作用。
2)当前依托陵水17-2气田开发完成了深水半潜式生产储油平台总体设计,但也看到国内的自主精细化设计能力还略显不足,还需要进一步完善提高。
3)深水工程技术通常高于行业规范标准,有必要在总结陵水17-2气田开发经验的基础上,尽早建立完整的深水油气开发工程设计标准和深水工程技术体系,为深水开发工程建设提供依据和技术保障。
4)当前国内已具备深水工程的集成技术能力,但关键设备核心供应链仍高度依赖于欧美等发达国家,建议在关键设备及部件国产化方面加大力度,提高研发和测试能力,逐步提高国内海洋工程产业的核心技术能力。

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