王春升 陳國(guó)龍 石 云 平朝春

(中海油研究總院有限責(zé)任公司 北京 100028)

流花油田群是目前南海開(kāi)發(fā)產(chǎn)量最大的新油田群(高峰年產(chǎn)約420萬(wàn)m3)。油田群中流花16-2、 流花20-2 及流花21-2油田區(qū)水深分別約404、392、437 m，是目前中國(guó)海油開(kāi)發(fā)的最深水油田群。該油田群所在海域也是中國(guó)南海環(huán)境條件最為惡劣的海域，百年一遇有義波高達(dá)13.6 m，1 min平均風(fēng)速達(dá)55.2 m/s，表面流速達(dá)2.5 m/s，最大內(nèi)波流速達(dá)1.55 m/s，給深水平臺(tái)、FPSO及管纜設(shè)計(jì)帶來(lái)了巨大挑戰(zhàn)。此外，該油田群存在井?dāng)?shù)多、原油含蠟且伴生氣量大、井溫高、電潛泵回接距離遠(yuǎn)、FPSO及系泊與立管系統(tǒng)復(fù)雜等諸多挑戰(zhàn)。

從2012年流花16-2油田開(kāi)始，隨著流花20-2、流花21-2油田的不斷并入，形成了統(tǒng)一規(guī)劃開(kāi)發(fā)的油田群開(kāi)發(fā)項(xiàng)目。為順利開(kāi)發(fā)該油田群，前期研究項(xiàng)目組開(kāi)展了多年的方案和專(zhuān)題技術(shù)研究，終于使油田群開(kāi)發(fā)進(jìn)入了實(shí)施階段。本文詳細(xì)介紹了流花油田群開(kāi)發(fā)方案研究過(guò)程和主要專(zhuān)題研究成果，包括開(kāi)發(fā)模式比選、水下管匯、流動(dòng)安全保障、電潛泵遠(yuǎn)距離供電、復(fù)雜FPSO及立管研究等，這些有關(guān)研究成果可為南海其他深水油田開(kāi)發(fā)工程提供借鑒。

1 總體開(kāi)發(fā)工程方案

1.1 海上油田開(kāi)發(fā)模式簡(jiǎn)介

海上油田開(kāi)發(fā)模式一般包括全海式和半海半陸式，深水油田一般離岸遠(yuǎn)而采用全海式開(kāi)發(fā)模式。

全海式深水油田開(kāi)發(fā)主要有FPSO+水下生產(chǎn)系統(tǒng)(井流全部回接FPSO)、FPSO+平臺(tái)(井流全部或預(yù)處理后回接FPSO)模式以及根據(jù)距離遠(yuǎn)近、井?dāng)?shù)多少等因素綜合考慮，部分區(qū)域開(kāi)發(fā)井直接水下回接至FPSO、部分區(qū)域開(kāi)發(fā)井通過(guò)平臺(tái)再回接FPSO的FPSO+水下生產(chǎn)系統(tǒng)+平臺(tái)模式。根據(jù)水深及環(huán)境條件，適用平臺(tái)有深水導(dǎo)管架平臺(tái)、順應(yīng)塔平臺(tái)、張力腿平臺(tái)(TLP)、半潛式平臺(tái)和單立柱深吃水平臺(tái)(SPAR)等不同型式(圖1)。深水導(dǎo)管架、順應(yīng)塔、TLP、SPAR平臺(tái)適用干式井口，而半潛式平臺(tái)目前都是濕式井口。國(guó)內(nèi)在產(chǎn)的最深水油田流花11-1油田采用的是FPSO+水下生產(chǎn)系統(tǒng)+半潛式平臺(tái)模式，巴西深水油田多采用FPSO+水下生產(chǎn)系統(tǒng)模式。

圖1 深水油田開(kāi)發(fā)主要工程設(shè)施Fig .1 Major engineering facilities for deep water oilfields development

1.2 總體開(kāi)發(fā)工程方案比選

流花油田群海域水深、離岸遠(yuǎn)，需要對(duì)FPSO+水下生產(chǎn)系統(tǒng)、FPSO+平臺(tái)、FPSO +水下生產(chǎn)系統(tǒng)+平臺(tái)等3種深水油田開(kāi)發(fā)模式進(jìn)行綜合比選。

對(duì)于FPSO+水下生產(chǎn)系統(tǒng)模式，水下生產(chǎn)系統(tǒng)在南海應(yīng)用較多，有成熟的經(jīng)驗(yàn)(如目前在役的流花11-1油田，水深約300 m)。但本油田群中有3個(gè)油田、井?dāng)?shù)多、電潛泵采油，使得FPSO回接管纜多、單點(diǎn)復(fù)雜。根據(jù)井?dāng)?shù)及油田開(kāi)發(fā)期，比選確定了流花油田群FPSO位置應(yīng)靠近流花20-2/21-2油田，由此將造成流花16-2油田電潛泵直接變頻驅(qū)動(dòng)距離達(dá)27 km，為方案帶來(lái)諸多挑戰(zhàn)。

若采用平臺(tái)開(kāi)發(fā)，除半潛式平臺(tái)，無(wú)論哪種平臺(tái)都是首次應(yīng)用于南海，缺乏設(shè)計(jì)、建造及安裝經(jīng)驗(yàn)，存在技術(shù)和投資風(fēng)險(xiǎn)。深水導(dǎo)管架平臺(tái)用在該水域水深偏深，國(guó)際設(shè)計(jì)隊(duì)伍不多、國(guó)內(nèi)場(chǎng)地改造費(fèi)用高，缺乏滿足能力的國(guó)內(nèi)海上安裝施工資源，整體投資偏高；順應(yīng)塔平臺(tái)水深適用，但南海環(huán)境條件惡劣，用鋼量比導(dǎo)管架減少不多(尤其需要較多的高強(qiáng)度鋼)，分段安裝風(fēng)險(xiǎn)大，且國(guó)際上也沒(méi)有完整的技術(shù)隊(duì)伍；SPAR平臺(tái)應(yīng)用于該區(qū)域則水深偏淺，國(guó)內(nèi)也無(wú)合適建造場(chǎng)地，投資高；而當(dāng)時(shí)國(guó)際上TLP在設(shè)計(jì)、建設(shè)及投產(chǎn)的項(xiàng)目有幾個(gè)，技術(shù)隊(duì)伍完整；半潛式平臺(tái)在國(guó)內(nèi)南海有流花11-1油田的使用經(jīng)驗(yàn)，技術(shù)也成熟。綜合考慮，項(xiàng)目主要研究比較了TLP及半潛式平臺(tái)。

通過(guò)TLP和半潛式平臺(tái)(帶預(yù)處理)的比較，半潛式平臺(tái)因需要與水下生產(chǎn)系統(tǒng)配合使用，整體投資較高；TLP平臺(tái)通過(guò)技術(shù)經(jīng)濟(jì)比較不推薦。最終確定了流花油田群采用FPSO+流花16-2/20-2/21-2水下生產(chǎn)系統(tǒng)的總體開(kāi)發(fā)工程方案(圖2)。

圖2 流花油田群開(kāi)發(fā)工程方案示意圖Fig .2 Sketch map of Liuhua oilfields development plan

2 水下生產(chǎn)系統(tǒng)方案

2.1 管匯方案

流花16-2/20-2/21-2油田分別有8、10、8口生產(chǎn)井，通過(guò)與鉆完井結(jié)合，確定采用集中井口管匯；考慮到油田井多，水下基盤(pán)式采油樹(shù)和管匯在一起重量大、作業(yè)空間小，給安裝和操作帶來(lái)較大困難，因此選擇了叢式管匯。

通過(guò)比選確定每口單井不單獨(dú)設(shè)置流量計(jì)，單井計(jì)量通過(guò)安裝在管匯上的多相流量計(jì)倒井計(jì)量；水下控制模塊(SCM)也安裝在管匯上。該油田原油析蠟點(diǎn)高，清管頻率高，為了滿足頻繁清管需要且方便作業(yè)，設(shè)計(jì)了U型管雙管路。3個(gè)油田水下管匯皆為集計(jì)量、控制、清管功能于一體的復(fù)雜管匯，以減少水下設(shè)施和安裝費(fèi)用。

2.2 管輸及流動(dòng)安全保障方案

本油田群的原油都屬于低凝點(diǎn)含蠟原油，且析蠟點(diǎn)高，尤其流花16-2油田的原油，析蠟起始點(diǎn)為25.2 ℃，而油田最低環(huán)境溫度達(dá)8.1 ℃，從水下管匯到FPSO的水下回接距離為23.1 km，是國(guó)內(nèi)目前最長(zhǎng)的含蠟原油由水下井口直接輸送到依托設(shè)施的長(zhǎng)距離回接管道，需要解決深水含蠟原油長(zhǎng)距離回接的輸送和流動(dòng)安全保障問(wèn)題。通過(guò)經(jīng)濟(jì)性比較，確定流花16-2/20-2采用單層鋼管，流花21-2采用軟管。

1) 清管方案。研究比選了單管輸送水下發(fā)球清管方案及雙管輸送環(huán)路清管方案，綜合考慮清管頻率、操作方便及綜合費(fèi)用，推薦雙管輸送、環(huán)路清管方案。

2) 析蠟問(wèn)題。流花16-2和流花20-2油田原油凝點(diǎn)低，由于管道距離長(zhǎng)、溫降快，海管結(jié)蠟問(wèn)題嚴(yán)重。項(xiàng)目組開(kāi)展了水下含蠟原油管徑優(yōu)化和流動(dòng)安全保障技術(shù)專(zhuān)題研究，通過(guò)相關(guān)模擬得到典型年份下蠟沉積位置、蠟沉積量及蠟沉積后引起的壓力變化等，提出了含蠟原油不同生產(chǎn)年份下的清管周期以及清管操作建議。以流花16-2為例，原油的析蠟起始點(diǎn)為25.2 ℃，析蠟高峰點(diǎn)為17.5 ℃，正常輸送一段距離后管道中流體溫度會(huì)低于析蠟點(diǎn)，從而引發(fā)蠟沉積。原油蠟沉積的準(zhǔn)確預(yù)測(cè)一直是世界性難題。蠟沉積厚度預(yù)測(cè)，不同軟件模擬的結(jié)果也不盡相同。正常輸送情況下，最保守的模擬結(jié)果是投產(chǎn)第1年蠟沉積2 mm約20 d，第2年約30 d，之后大于80 d。蠟沉積厚度無(wú)法檢測(cè)，但蠟沉積會(huì)引起管輸壓力增加(蠟沉積2 mm約使輸送壓力增加200 kPa)。因此，可將管道輸送壓力增加作為需要清管的判斷依據(jù)。參考相關(guān)經(jīng)驗(yàn)，建議以管輸壓力增加200 kPa作為需要清管的依據(jù)。結(jié)合模擬蠟沉積速率，流花16-2在投產(chǎn)后的第1年，清管周期建議在20 d左右，第2年30 d左右，從第3年開(kāi)始80 d以上。同時(shí)，建議投產(chǎn)后根據(jù)實(shí)際生產(chǎn)情況調(diào)整清管周期[1]。

3) 水合物問(wèn)題。流花20-2/21-2部分井高含氣，停輸后跨接管內(nèi)溫度很快降至水合物生成溫度，井筒也存在生成水合物的風(fēng)險(xiǎn)，為避免生成水合物，提出了停產(chǎn)后注入甲醇方案，先注井筒，再注跨接管；同時(shí)，為延緩溫降，跨接管考慮保溫需求。對(duì)于流花21-2油田，含氣量更大，2023年起，如果該管道長(zhǎng)時(shí)間停輸需要進(jìn)行置換，以確保海管內(nèi)不生成水合物。

4) 偏流和段塞問(wèn)題。流花21-2油田含氣量大，根據(jù)模擬分析，雙管運(yùn)行時(shí)部分年份會(huì)出現(xiàn)較嚴(yán)重偏流及段塞問(wèn)題，甚至某些年份會(huì)出現(xiàn)一條管道幾乎不流動(dòng)的情況。因此，根據(jù)模擬分析結(jié)果，在海管出口設(shè)置壓力調(diào)節(jié)閥，通過(guò)調(diào)節(jié)海管入口管匯處壓力來(lái)控制偏流，在低產(chǎn)量年份則建議單管運(yùn)行。

2.3 水下供電方案

為保證作業(yè)時(shí)率及減少修井頻率，本油田群采用了雙電潛泵采油系統(tǒng)。電潛泵的遠(yuǎn)距離驅(qū)動(dòng)及長(zhǎng)電纜供電帶來(lái)的諧波過(guò)電壓、損耗大、啟動(dòng)難等問(wèn)題，是水下供電系統(tǒng)面臨的挑戰(zhàn)[2-3]。

針對(duì)流花16-2油田電潛泵供電方案，進(jìn)行了直接變頻驅(qū)動(dòng)和水下變壓器方案技術(shù)及經(jīng)濟(jì)比選，由于采油要求一對(duì)一變頻單井控制，水下變壓器價(jià)格很高，而水下變頻器技術(shù)尚不成熟，因此推薦具有明顯經(jīng)濟(jì)優(yōu)勢(shì)的直接變頻驅(qū)動(dòng)方案。具體為流花16-2油田8口水下井口電潛泵主電源由FPSO提供，通過(guò)FPSO上部模塊6.3 kV中壓母排，為電潛泵專(zhuān)用中壓變頻器供電，變頻器輸出經(jīng)動(dòng)態(tài)海底電纜為水下電潛泵進(jìn)行供電和變頻控制。

從FPSO上部模塊至流花16-2井下電潛泵直接變頻驅(qū)動(dòng)供電電纜總長(zhǎng)達(dá)27 km，而目前國(guó)際上為水下電潛泵直接變頻驅(qū)動(dòng)的最遠(yuǎn)距離只有21 km。對(duì)于27 km直接變頻驅(qū)動(dòng)方案，面臨長(zhǎng)電纜對(duì)諧波反射產(chǎn)生放大效應(yīng)、在海底電纜及電機(jī)端引起過(guò)電壓?jiǎn)栴}以及長(zhǎng)電纜驅(qū)動(dòng)電壓降和損耗都相對(duì)較大，長(zhǎng)電纜造成電機(jī)阻抗分量低電機(jī)啟動(dòng)難度大等問(wèn)題。

利用軟件潮流分析及理論公式對(duì)比計(jì)算，選取120 mm2導(dǎo)體截面的海底電纜，能夠在最大負(fù)載工況下，將壓降和損耗降到變頻器輸出的25%以下，實(shí)現(xiàn)了控制壓降和損耗的同時(shí)，最大可能降低投資成本。針對(duì)遠(yuǎn)距離變頻驅(qū)動(dòng)電機(jī)啟動(dòng)問(wèn)題，通過(guò)對(duì)比分析控制策略，提出的前端電壓補(bǔ)償?shù)目刂撇呗?，以及在變頻器啟動(dòng)過(guò)程采用可變壓頻比控制方式，能夠?qū)崿F(xiàn)遠(yuǎn)距離電潛泵變頻啟動(dòng)，解決了啟動(dòng)難度大的問(wèn)題。啟動(dòng)過(guò)程軟件仿真計(jì)算結(jié)果如圖3所示(其轉(zhuǎn)速為標(biāo)幺值，即實(shí)際轉(zhuǎn)速與額定轉(zhuǎn)速之比)。

圖3 流花16-2油田水下供電方案前端補(bǔ)償電壓控制下電機(jī)啟動(dòng)轉(zhuǎn)速變化過(guò)程Fig .3 Motor starting speed controlled by front-end voltage compensate in LH16-2 oilfield subsea power supply scheme

由于長(zhǎng)電纜存在分布電感和分布電容形成的特性阻抗，與電機(jī)的輸入阻抗不匹配，變頻器PWM波在長(zhǎng)線電纜上將產(chǎn)生2倍以上的過(guò)電壓，將影響電機(jī)使用壽命甚至損壞電機(jī)[4-5]。為此需要根據(jù)對(duì)系統(tǒng)過(guò)電壓的限制要求，嚴(yán)格限制變頻器輸出諧波，并滿足最低運(yùn)行頻率(30 Hz)時(shí)的要求。通過(guò)軟件計(jì)算分析，采用在變頻器的輸出端設(shè)置濾波器濾除變頻器輸出諧波，可以有效降低在海底電纜和電機(jī)末端中產(chǎn)生波反射過(guò)電壓，解決了諧波過(guò)電壓?jiǎn)栴}。經(jīng)過(guò)濾波后計(jì)算的電壓諧波THD為4.22%，電流諧波THD為4.22%，均在5%以下。

通過(guò)上述措施，即選取適當(dāng)截面的電纜、采用電壓補(bǔ)償?shù)目刂扑惴ㄒ约霸O(shè)置變頻器輸出濾波器等措施，使得推薦的水下供電方案技術(shù)可行且經(jīng)濟(jì)最優(yōu)。

2.4 控制和通信方案

控制和通信系統(tǒng)是水下生產(chǎn)系統(tǒng)的主要組成部分，既要保證可靠性又要降低投資。該油田群井?dāng)?shù)多，尤其流花16-2油田距離FPSO較遠(yuǎn)，推薦采用復(fù)合電液控制系統(tǒng)實(shí)現(xiàn)對(duì)水下生產(chǎn)系統(tǒng)的監(jiān)控。該復(fù)合電液控制系統(tǒng)由位于新建FPSO的上部控制設(shè)備及水下控制設(shè)備兩部分組成，控制信號(hào)、控制用電、液壓液以及化學(xué)藥劑均由復(fù)合電液臍帶纜從新建FPSO上傳輸至水下。由于流花16-2/20-2距離FPSO相對(duì)較遠(yuǎn)，為保障水下通信可靠性，采用光纖通信方式實(shí)現(xiàn)上部控制系統(tǒng)與水下控制模塊間的通信；流花21-2距離近，為了節(jié)省投資，采用電力載波通訊方式。

水下井口及相關(guān)設(shè)備由主控站(MCS)進(jìn)行監(jiān)測(cè)及控制，MCS 模塊全部采用1∶1冗余配置。通過(guò)SCM控制水下閥門(mén)的開(kāi)關(guān)實(shí)現(xiàn)對(duì)生產(chǎn)流程的控制，采集水下溫度、壓力、流量信號(hào)。設(shè)置安裝在管匯上的水下多相流量計(jì)，通過(guò)對(duì)測(cè)試管匯上閥門(mén)的切換實(shí)現(xiàn)對(duì)每口井的單井計(jì)量，流量計(jì)算軟件及人機(jī)界面安裝在FPSO中控室內(nèi)。

SCM由水下控制系統(tǒng)電力單元(EPU)，經(jīng)臍帶纜上部終端(TUTA)、臍帶纜(UMB)、水下臍帶纜終端(SUTU)、電跨接纜(EFL)為其提供電源[6]。其中流花16-2油田，根據(jù)計(jì)算分析，采用1 kV以下的低壓?jiǎn)蜗鄡删€制交流電進(jìn)行供電，選取25 mm2電纜，則控制供電電壓降在可接受范圍內(nèi)。水下控制系統(tǒng)最大需求功率2.6 kW，在水下控制模塊允許供電電壓窗口為360～600 V時(shí)，上部EPU供電電壓為520～700 V。

3 FPSO及系泊系統(tǒng)方案

3.1 上部組塊方案

FPSO是油田群的生活支持、動(dòng)力、控制、井流處理及原油外輸中心，整體系統(tǒng)設(shè)計(jì)及設(shè)備布置思路與南海FPSO思路一致：從船首到船尾根據(jù)船體結(jié)構(gòu)及甲板安全因素綜合考慮，依次為火炬塔、單點(diǎn)、油氣水處理裝置、熱站及惰氣裝置、電站及配電系統(tǒng)、吊貨區(qū)、生活樓及尾輸裝置。

由于該油田群各油田離FPSO距離不同、井口壓力差別大，設(shè)置3套獨(dú)立滑環(huán)系統(tǒng)；由于流花20-2/21-2伴生氣多，設(shè)置了段塞流捕集器。為了減少伴生氣排放，研究了液化石油氣(LPG)、壓縮天然氣(CNG)、液化天然氣(LNG)、回注流花27-1氣田及調(diào)整配產(chǎn)等方案，考慮經(jīng)濟(jì)性確定了錯(cuò)峰調(diào)整流花21-2配產(chǎn)，以減少伴生氣排放的方案；同時(shí)為解決重?zé)N排放火炬黑煙問(wèn)題，設(shè)計(jì)了重?zé)N回收LPG系統(tǒng)[7]。

由于初期有足夠伴生氣，油田電站初期設(shè)置透平，后期燃料不夠時(shí)，需要將部分透平改為原油電站；熱站初期主要利用透平廢熱回收，后期也需要相應(yīng)調(diào)整。

該FPSO上部系統(tǒng)及設(shè)備多，導(dǎo)致生產(chǎn)甲板大、結(jié)構(gòu)總質(zhì)量控制難度大，需要持續(xù)關(guān)注優(yōu)化甲板設(shè)備布置、結(jié)構(gòu)設(shè)計(jì)以及控制船體上部組塊的質(zhì)量。

3.2 船體方案

為適應(yīng)油田海域的環(huán)境條件特點(diǎn)和油田開(kāi)發(fā)的功能要求，本項(xiàng)目FPSO具備以下特點(diǎn)。

首先，由于支持油田群開(kāi)發(fā)，井?dāng)?shù)多、系統(tǒng)設(shè)備多、上部組塊系統(tǒng)復(fù)雜，為3個(gè)油田的水下生產(chǎn)系統(tǒng)供電及控制中心，F(xiàn)PSO的上部組塊規(guī)模大(最大操作質(zhì)量達(dá)到了16 500 t)。

其次，流花FPSO首部負(fù)載重，為保證FPSO能夠具有較好的總體性能，設(shè)計(jì)中需要解決首部負(fù)載可能帶來(lái)的首傾問(wèn)題。本項(xiàng)目FPSO復(fù)雜龐大沉重的單點(diǎn)系泊和管纜懸掛系統(tǒng)、長(zhǎng)度達(dá)85 m且向船首外傾的火炬臂、布置在靠近船首一側(cè)操作質(zhì)量超過(guò)3 000 t的LPG相關(guān)設(shè)備，都使流花FPSO首部負(fù)載遠(yuǎn)超以往的FPSO，造成FPSO容易出現(xiàn)對(duì)總體性能不利的埋首狀態(tài)。通過(guò)合理布置分艙和詳細(xì)的裝載設(shè)計(jì)計(jì)算，保證了各裝載工況下，船體基本平浮或略有尾傾。

最后，流花FPSO的設(shè)計(jì)必須滿足合格原油和LPG 2種不同產(chǎn)品的外輸需求，尤其是產(chǎn)量高峰年份需要保證2種產(chǎn)品的外輸不同時(shí)發(fā)生。因此，該FPSO設(shè)置了原油外輸和LPG外輸2套外輸系統(tǒng)。根據(jù)貨油艙容和LPG儲(chǔ)罐容積，考慮原油高峰外輸周期為6 d，LPG高峰外輸周期為8 d；單次外輸作業(yè)時(shí)原油考慮不超過(guò)24 h，LPG考慮不超過(guò)8h，并在產(chǎn)品儲(chǔ)存艙容上留有緩沖量。

最后，通過(guò)應(yīng)用先進(jìn)技術(shù)設(shè)備及設(shè)計(jì)理念，提高FPSO的安全性、可操作性和艙室利用效率。流花FPSO包括貨油泵、海水提升泵等主要泵類(lèi)均采用浸沒(méi)式泵，減小了機(jī)泵艙尺寸，提高了艙室利用效率，利于設(shè)備的維護(hù)維修。首次采用的海水冷卻系統(tǒng)舷側(cè)布置，取消機(jī)艙海底門(mén)，保證了FPSO船體及人員的安全性。旁靠防撞采用橡膠碰塊、船體壓載水線以下涂層考慮采用防污漆以防止海生物的生長(zhǎng)等措施，均可提高FPSO的安全性、可操作性。

基于環(huán)境特點(diǎn)、功能需求及相關(guān)先進(jìn)技術(shù)和設(shè)備的應(yīng)用，使得該FPSO成為迄今為止中國(guó)海油應(yīng)用水深最深(400 m以上)、系統(tǒng)最復(fù)雜、結(jié)構(gòu)最龐大的FPSO。

3.3 系泊系統(tǒng)方案

流花油田群的系泊系統(tǒng)除了保證FPSO在預(yù)定海域的定位和安全功能外，還需要作為FPSO向3個(gè)油田的水下生產(chǎn)系統(tǒng)提供電力和控制等功能的通道和橋梁。由于單點(diǎn)系泊系統(tǒng)支持水下井口數(shù)量多，需要通過(guò)系泊系統(tǒng)的滑環(huán)組輸送井流、電力、水下生產(chǎn)系統(tǒng)所需的化學(xué)藥劑、控制用液壓液等，使得流花FPSO的系泊系統(tǒng)成為目前國(guó)內(nèi)水深最深、管纜懸掛數(shù)量最多(19根)、復(fù)雜程度最高的單點(diǎn)系泊系統(tǒng)，在世界范圍內(nèi)也屬較龐大復(fù)雜的單點(diǎn)系統(tǒng)。

FPSO與水下生產(chǎn)系統(tǒng)之間橋梁功能，通過(guò)單點(diǎn)滑環(huán)組的配置實(shí)現(xiàn)。其中，液滑環(huán)用于接收水下生產(chǎn)系統(tǒng)來(lái)液并轉(zhuǎn)輸?shù)紽PSO上部組塊的產(chǎn)液處理系統(tǒng)；通球液滑環(huán)用于傳送由FPSO組塊來(lái)的海管通球所需的驅(qū)動(dòng)清管球的液體；中壓電滑環(huán)用于向水下生產(chǎn)系統(tǒng)電潛泵供電；低壓電滑環(huán)用于水下控制系統(tǒng)供電；公用滑環(huán)用于輸送水下生產(chǎn)系統(tǒng)控制所需液壓液和化學(xué)藥劑注入；光纖滑環(huán)用于水下生產(chǎn)系統(tǒng)與FPSO之間的通訊。此外，單點(diǎn)系統(tǒng)自身還需要配備消防滑環(huán)。

由于3個(gè)油田生產(chǎn)操作的壓力體系不同，采用每個(gè)油田設(shè)置1個(gè)生產(chǎn)液滑環(huán)；3個(gè)油田共用1個(gè)通球滑環(huán)。通過(guò)咨詢電滑環(huán)廠家，推薦采用2個(gè)中壓電滑環(huán)，每個(gè)14回路，共28條回路的方案，既滿足26口井水下電潛泵供電需求，又兼顧了廠家的供貨能力、設(shè)備的尺寸總質(zhì)量及造價(jià)。

支撐滑環(huán)組的轉(zhuǎn)塔與船體的連接結(jié)構(gòu)形式主要有2種：轉(zhuǎn)塔與FPSO船體集成一體的形式(SIT形式，圖4a)和轉(zhuǎn)塔(浮筒)與FPSO船體分離、對(duì)接后通過(guò)夾持系統(tǒng)使轉(zhuǎn)塔(浮筒)與FPSO船體連接的形式(STP形式，圖4b)[8]。2種轉(zhuǎn)塔-船體連接結(jié)構(gòu)形式的優(yōu)缺點(diǎn)見(jiàn)表1。

本項(xiàng)目懸掛管纜數(shù)量多，采用STP形式需要很大的STP浮筒，或要在系泊錨腿上增加浮力單元，造成單點(diǎn)造價(jià)或海上安裝時(shí)間增加。其次，本項(xiàng)目轉(zhuǎn)塔與FPSO船體連接形式的選擇必須考慮利于晚投產(chǎn)的流花21-2油田接入。綜合考慮本項(xiàng)目單點(diǎn)系泊系統(tǒng)的功能要求和特點(diǎn)，新建單點(diǎn)系泊系統(tǒng)轉(zhuǎn)塔與FPSO船體連接結(jié)構(gòu)形式采用SIT形式。

圖4 轉(zhuǎn)塔與FPSO船體連接結(jié)構(gòu)形式Fig .4 Types of turret-FPSO ship connection structure

表1 STP和SIT形式的優(yōu)缺點(diǎn)對(duì)比
Table 1 Advantages and disadvantages comparison of STP and SIT

單點(diǎn)形式優(yōu)點(diǎn)缺點(diǎn)STP①滑環(huán)組入艙,甲板以上單點(diǎn)設(shè)備高度低,FPSO上占用空間小;②浮筒與FPSO回接時(shí)間短,海上安裝不占用工程關(guān)鍵路徑,降低海上施工風(fēng)險(xiǎn);③FPSO塢修解脫與回接工作量?、俨僮?、維修空間相對(duì)封閉,泄漏的油氣易于聚積,不利擴(kuò)散,需要考慮強(qiáng)制通風(fēng)措施;②當(dāng)懸掛數(shù)量多時(shí),浮筒尺寸較大或在系泊錨腿上采用浮力單元,要求較大的單點(diǎn)艙尺度或較長(zhǎng)的海上安裝時(shí)間;③浮筒和單點(diǎn)艙空間有限,后期其他油田接入操作不方便,可能造成停產(chǎn);④系泊纜長(zhǎng)度不可調(diào)整,安裝精度要求高SIT①適應(yīng)管纜懸掛數(shù)量多的情況;②系泊纜長(zhǎng)度可通過(guò)調(diào)整平臺(tái)鏈長(zhǎng)度調(diào)整,安裝精度要求低;③主要設(shè)備在主甲板以上,易于操作維護(hù);④回接絞車(chē)在單點(diǎn)轉(zhuǎn)塔不動(dòng)部分,提拉管、纜不受旋轉(zhuǎn)部分影響,便于未來(lái)油田的接入①FPSO回接后才能連接立管、電纜,投產(chǎn)時(shí)間相對(duì)略晚;②滑環(huán)組位于主甲板以上,占用主甲板空間較大,易受風(fēng)浪影響;③滑環(huán)組高度高,質(zhì)量大,對(duì)FPSO穩(wěn)性、火炬臂設(shè)計(jì)有不利影響;④FPSO塢修解脫和回接作業(yè)量大,時(shí)間長(zhǎng)

綜合考慮可操作性和對(duì)油田生產(chǎn)的影響，系泊系統(tǒng)按照臺(tái)風(fēng)期不解脫設(shè)計(jì)，其水下部分按照國(guó)際公認(rèn)的設(shè)計(jì)規(guī)范(如BV規(guī)范、DNV規(guī)范)進(jìn)行設(shè)計(jì)，最終確定采用3×3、系泊半徑約1 250 m的錨腿布置方案，單根錨腿采用底鏈(φ154 mm，長(zhǎng)750 m)+鋼纜(φ134 mm，長(zhǎng)590 m)+頂鏈(φ154 mm，長(zhǎng)30.8 m)的配置方式，錨基礎(chǔ)采用吸力錨。該項(xiàng)目FPSO設(shè)計(jì)效果見(jiàn)圖5。

圖5 流花油田群FPSO設(shè)計(jì)效果圖Fig .5 FPSO design renderings for Liuhua oilfields

4 管纜方案

4.1 海底管道方案

流花16-2水下管匯至FPSO的距離約23 km，流花20-2水下管匯至FPSO的距離約12 km。綜合考慮管道輸量和流動(dòng)安全保障需要，2個(gè)油田均采用雙管輸送方案，前期研究針對(duì)軟管和鋼管進(jìn)行了經(jīng)濟(jì)比選。由于深水軟管價(jià)格比較高，最終流花16-2的海底管道選用2根長(zhǎng)約23 km、外徑為273.1 mm不保溫鋼管，流花20-2選用2根長(zhǎng)約12 km、外徑為355.6 mm的不保溫鋼管。而流花21-2油田由于距離FPSO距離較近，僅3.2 km，綜合比選采用軟管更為經(jīng)濟(jì)。

對(duì)于不保溫鋼管，由于油田產(chǎn)液溫度高達(dá)120 ℃，高溫會(huì)在鋼質(zhì)海底管道內(nèi)產(chǎn)生巨大的軸向力，如果海底管道軸向力不能得到有效可控的釋放，將會(huì)造成海底管道屈曲破壞。針對(duì)鋼質(zhì)海底管道高溫輸送問(wèn)題，對(duì)3種緩解管道側(cè)向屈曲破壞的措施[9-10]開(kāi)展了比選研究。

1) 蛇形鋪設(shè)法。蛇形鋪設(shè)法是指通過(guò)鋪管船把管道鋪設(shè)成蛇形，從而激發(fā)管道在轉(zhuǎn)彎處發(fā)生側(cè)向屈曲釋放軸向力。蛇形鋪管的控制因素是鋪設(shè)間距、轉(zhuǎn)彎半徑，比較難于控制。

2) 管墊法。管墊法是在管道預(yù)定設(shè)計(jì)位置增加管墊(sleeper)，使管道在較低軸力的情況下在放置管墊的位置發(fā)生側(cè)向屈曲使管道的軸向力得到釋放，如圖 6a 所示。

3) 浮力塊法。浮力塊法是在管道預(yù)定的位置設(shè)置分布浮力塊，從而降低海床對(duì)管道的側(cè)向阻抗力，使得管道在預(yù)定位置發(fā)生側(cè)向屈曲來(lái)釋放軸向力，如圖 6b所示。3種屈曲緩解措施的優(yōu)缺點(diǎn)對(duì)比分析見(jiàn)表2。

圖6 管墊法(a)與浮力塊(b)示意圖Fig .6 Sketch of sleeper(a) and buoyance module(b)

表2 海底管道不同屈曲緩解措施的對(duì)比
Table 2 Comparisons of the lateral buckling relief methods for subsea pipeline

屈曲緩解措施優(yōu)點(diǎn)缺點(diǎn)蛇形鋪設(shè)法①在一定程度上可以簡(jiǎn)單地控制屈曲產(chǎn)生而無(wú)需在水下設(shè)備和安裝上投入高昂成本;②不會(huì)人為制造懸跨①鋪設(shè)過(guò)程復(fù)雜,對(duì)船舶安裝精度要求較高;最優(yōu)曲率半徑可能受管道本身及安裝船的能力限制;②對(duì)管土相互作用的確定性要求較高,易形成土塞,增加側(cè)向土壤阻力管墊法①在相對(duì)平坦的海床上應(yīng)用較普遍;②能產(chǎn)生確定的不直度并減小管土相互作用的不確定性;③管道與管墊互相接觸可減小管道的側(cè)向阻力①需要預(yù)安裝管墊;②須關(guān)注可能的渦激振動(dòng)問(wèn)題;③海床坡度較大時(shí),不夠穩(wěn)定浮力塊法①能產(chǎn)生確定的不直度;②能顯著減小側(cè)向土壤阻力;③浮力塊可隨管道鋪設(shè)一塊安裝①可能會(huì)出現(xiàn)水動(dòng)力不穩(wěn)定性;②浮力單元的交貨期較長(zhǎng);③管土相互作用的不確定性,易形成土塞

由于蛇形鋪設(shè)法和浮力塊法對(duì)管土相互作用要求相對(duì)較高，并且易產(chǎn)生土塞，管墊法能產(chǎn)生確定的不直度并能相對(duì)減小臨界屈曲作用力和管土相互作用的不確定性。流花油田群海床較為平坦，結(jié)合油田實(shí)際情況，推薦采用管墊法作為海底管道側(cè)向屈曲緩解措施。

4.2 動(dòng)態(tài)管纜方案

流花油田FPSO單點(diǎn)懸掛的動(dòng)態(tài)立管、電纜、臍帶纜數(shù)量多，給動(dòng)態(tài)管纜懸掛設(shè)計(jì)及布置帶來(lái)了很大挑戰(zhàn)。對(duì)于動(dòng)態(tài)管纜構(gòu)型，通常有自由懸鏈型(Free-hanging catenary)、陡S型(Steep-S)、緩S型(Lazy-S)、陡波型(Steep-wave)、緩波型(Lazy-wave)等多種形式[11-12]。由于FPSO的位移和運(yùn)動(dòng)響應(yīng)很大，自由懸鏈型不能滿足要求，陡S型和陡波型在底部都需要安裝基盤(pán)，不太適合流花油田管纜特點(diǎn)。緩S型構(gòu)型需要安裝一個(gè)中水浮筒，通過(guò)把多根管纜間隔布置在中水浮筒相應(yīng)位置，能夠較好地避免管纜之間的干涉碰撞，但其大多應(yīng)用于200 m以內(nèi)水深，且海上安裝時(shí)間長(zhǎng)、投資較高。緩波型構(gòu)型通過(guò)采用分散式浮力塊使立管形成緩波形，具有良好的運(yùn)動(dòng)解耦性能，可以滿足FPSO大位移的要求，但流花FPSO懸掛的管纜數(shù)量非常多，在風(fēng)浪流的作用下管纜之間會(huì)發(fā)生干涉。

為了解決動(dòng)態(tài)管纜的干涉碰撞問(wèn)題，在后期設(shè)計(jì)中通過(guò)優(yōu)化管纜布置，并且進(jìn)一步優(yōu)化管纜水中構(gòu)型，在管纜底部區(qū)域加裝一根系鏈來(lái)適當(dāng)限制管纜的橫向位移，最終形成系鏈緩波型構(gòu)型(圖7)，解決了管纜之間的碰撞問(wèn)題。

圖7 流花油田群管纜構(gòu)型示意圖Fig .7 Riser configuraion diagram of Liuhua oilfields

5 結(jié)論

1) 通過(guò)技術(shù)經(jīng)濟(jì)綜合比較，流花油田群開(kāi)發(fā)采用全部生產(chǎn)井水下回接FPSO的開(kāi)發(fā)模式，相關(guān)水下技術(shù)在南海有一定的設(shè)計(jì)及運(yùn)維經(jīng)驗(yàn)，技術(shù)風(fēng)險(xiǎn)小。

2) 對(duì)于流花油田群這種低凝點(diǎn)含蠟原油，采用水下生產(chǎn)系統(tǒng)開(kāi)發(fā)，宜采用雙管輸送，便于通過(guò)FPSO清管，降低水下清管的操作費(fèi)，并結(jié)合合理的清管計(jì)劃，保證井液輸送的流動(dòng)安全。

3) 通過(guò)研究分析，采用前端電壓補(bǔ)償?shù)目刂扑惴ㄒ约昂侠碓O(shè)置變頻輸出濾波器等措施，可以解決水下電潛泵遠(yuǎn)距離變頻驅(qū)動(dòng)技術(shù)問(wèn)題，實(shí)現(xiàn)長(zhǎng)達(dá)27 km的電潛泵水下供電。

4) 通過(guò)在海底管道預(yù)定位置加裝管墊，可使海底管道軸向力得到有效釋放，解決鋼質(zhì)海底管道高溫屈曲破壞問(wèn)題。

5) 通過(guò)研究和新技術(shù)應(yīng)用，設(shè)計(jì)了迄今為止中國(guó)海油應(yīng)用水深最深、系統(tǒng)最復(fù)雜、結(jié)構(gòu)最龐大的FPSO，其單點(diǎn)系統(tǒng)也是國(guó)內(nèi)水深最深、管纜懸掛數(shù)量最多、復(fù)雜程度最高的單點(diǎn)系泊系統(tǒng)。通過(guò)開(kāi)展多種管纜構(gòu)型比選和耦合干涉分析，推薦采用系鏈緩波構(gòu)型，可以解決懸掛管纜之間的碰撞問(wèn)題。

6) 流花油田群開(kāi)發(fā)工程方案研究中遇到了許多技術(shù)問(wèn)題和挑戰(zhàn)，如國(guó)際上最遠(yuǎn)的電潛泵直接變頻驅(qū)動(dòng)問(wèn)題、回接井?dāng)?shù)最多帶來(lái)的最復(fù)雜FPSO及單點(diǎn)和管纜懸掛問(wèn)題，其設(shè)計(jì)方案和技術(shù)以及相關(guān)經(jīng)驗(yàn)對(duì)今后深水油田的開(kāi)發(fā)有一定的借鑒意義。