南海陵水17-2深水氣田開發(fā)工程方案研究

朱海山 李 達 魏 澈 李清平

（中海油研究總院有限責任公司 北京 100028）

陵水17-2氣田位于瓊東南盆地北部海域，地處海南島東南部海域，距離淺水區(qū)（水深160～170 m）約55 km，2014年由“海洋石油981”深水鉆井平臺共鉆探7口井證實是千億立方米優(yōu)質(zhì)高產(chǎn)大氣田，這也是中國在南海發(fā)現(xiàn)的首個自營深水大氣田。該氣田所在海域水深1 220～1 560 m，氣藏分散，南北跨度約30.4 km，東西跨度約49.4 km。根據(jù)探井測試數(shù)據(jù)，陵水17-2氣田天然氣組分純烴含量高（純烴含量大于98%），主要產(chǎn)品為天然氣和凝析油。

陵水17-2氣田依據(jù)穩(wěn)產(chǎn)10年、年產(chǎn)外輸商業(yè)氣能力30×108m3開展工程方案研究，其中凝析油日產(chǎn)量約1 400 m3。該工程為中國海油第一個獨立自主進行前期研究的大型深水氣田工程，項目投資巨大，不僅面臨深水環(huán)境條件惡劣、海底地形復雜等方面的挑戰(zhàn)，而且由于國內(nèi)對深水油氣田開發(fā)管理模式還不完善，面臨技術研究、建造裝備、施工資源、作業(yè)管理等經(jīng)驗欠缺的挑戰(zhàn)。針對上述問題，基于陵水17-2氣田的氣藏特點、水深地形分布和周邊可供依托的工程設施（崖城13-1氣田至南山終端的天然氣干氣管線以及崖城13-1氣田現(xiàn)有的生產(chǎn)平臺及其上岸凝析油管線設施），對陵水17-2氣田開發(fā)工程提出了2個方案［1-3］：一是回接淺水導管架平臺方案（圖1），即在陸坡上水深160～170 m區(qū)域新建一座導管架平臺，水下生產(chǎn)系統(tǒng)通過海底管線回接至深水管匯后，再通過55 km雙管線回接至淺水平臺，在平臺處理后的干氣通過40 km管線外輸至已建干氣管線，凝析油則通過130 km管線外輸至崖城13-1平臺；二是回接至深水浮式平臺方案（圖2），即氣田東西兩側的水下生產(chǎn)系統(tǒng)通過管線直接回接至新建的深水浮式生產(chǎn)平臺，在平臺處理后的干氣輸送至崖城管線，凝析油則儲存在浮式平臺中，通過DP油輪進行外輸。

上述2個開發(fā)工程方案各有優(yōu)缺點，回接淺水平臺方案在中國的技術應用最為成熟，且有成功實踐的經(jīng)驗；回接深水浮式平臺方案在墨西哥灣的應用較為成熟，浮式平臺可以系泊定位在氣田附近區(qū)域，管線回接距離短，對井口的壓力要求相對較低，可以提高氣田的采收率［4］。此外，還提出利用浮式液化天然氣生產(chǎn)儲卸裝置（FLNG）進行開發(fā)的工程方案，但由于其建造成本較為高昂，建設工期長，經(jīng)濟性差，經(jīng)過研究后認為不具備競爭力。

圖1 陵水17-2氣田回接淺水導管架平臺方案Fig.1 Tie-back to shallow water jacket platform scenario of LS17-2 gas field

圖2 陵水17-2氣田回接深水浮式平臺方案Fig.2 Tie-back to deep water floater scenario of LS17-2 gas field

本文主要是在確定陵水17-2氣田水下生產(chǎn)系統(tǒng)方案和浮式平臺方案的基礎上對上述2種開發(fā)工程方案進行論證比較，以期為南海深水油氣田開發(fā)工程方案的選擇提供參考。

1 水下生產(chǎn)系統(tǒng)方案選擇

1.1 整體布置研究

陵水17-2氣田4個井區(qū)之間距離較遠（超過5 km），而每個井區(qū)僅布置開發(fā)井1～2口。綜合考慮開發(fā)井靶點布置、油藏要求及投資情況，水下井口布置推薦采用分散井口為主、集中井口為輔的方案，即采用9個獨立井口和1個集中式井口。

對于較為分散的深水油氣田而言，研究連接各水下井口、承擔氣液輸送的回接管線方案是重點之一。對陵水17-2氣田井口區(qū)海底支線管道按照單管方案、雙管回路方案分別選取多種管徑進行了比較，認為雙管方案與單管方案在經(jīng)濟性上差異不大，但雙管方案相比單管方案具有如下優(yōu)點：可形成清管回路，利于清管作業(yè)；可實現(xiàn)雙側降壓解堵，利于水合物解堵；產(chǎn)量較低時可進行單管輸送和循環(huán)注氣，利于生產(chǎn)管理等。因此，最終確定選擇雙管方案。

1.2 流動安全保障分析

由于輸送介質(zhì)組分、高壓低溫環(huán)境等因素，陵水17-2氣田水下生產(chǎn)系統(tǒng)內(nèi)極易產(chǎn)生水合物，管線或管匯中水合物堵塞對產(chǎn)氣量有直接影響。陵水17-2氣田水合物防控措施主要是通過注入化學藥劑來防止水合物在井口至深水平臺之間的水下生產(chǎn)系統(tǒng)中生成。在正常生產(chǎn)時，通過連續(xù)注入MEG貧液來防止水合物生成；而在啟動、關停和清除水合物工況時，須注入甲醇來防止水合物生成。因此，最終確定設置放空管線與生產(chǎn)管線和甲醇注入系統(tǒng)連接，形成雙側降壓的同時注入藥劑的解堵措施。圖3為陵水17-2氣田不同藥劑注入量下水合物生成點數(shù)值預測結果。

圖3 陵水17-2氣田不同藥劑注入量下水合物生成點數(shù)值預測結果Fig.3 Numerical prediction of hydrate generation point with different reagents injection in LS17-2 gas field

1.3 水下供電、控制和通信技術方案研究

水下生產(chǎn)系統(tǒng)的控制電源供電方式目前主要為低壓交流1 k V以下、交流3.3 k V和直流1.2 k V等3種。供電方式的選擇主要取決于供電距離、控制方式以及不同水下生產(chǎn)系統(tǒng)廠家的產(chǎn)品要求。利用Simulation X搭建模型對陵水17-2氣田供電系統(tǒng)開展計算分析和對比，結果表明：對于淺水平臺回接方案，供電距離遠，須采用交流3.3 k V或直流1.2 k V；而對于深水回接方案，由于交流方案無需設置水下變壓器，相較于直流方案系統(tǒng)簡單、可靠性高，推薦采用交流3.3 k V。

在水下控制系統(tǒng)方面，則采用復合電液控制方式，考慮到將來陵水17-2氣田的回接距離較長，須在臍帶纜中預留光纜及水下光纖接頭，以便周邊氣田接入后能使用光纖通信。水下控制系統(tǒng)的設計能力及接口設計應考慮滿足每個管匯多口井的接入需求，并為將來周邊氣田的接入預留接口。

針對陵水17-2氣田開發(fā)工程項目水下通信系統(tǒng)最遠距離傳輸情況，通信方案分為水下電纜通信（包括水下電力載波通信和水下單獨電纜通信）以及水下光纖通信，采用Simulation X對最遠通信距離下的信號衰減進行建模與計算分析，結果表明回接深水平臺方案最遠通信距離電纜通信信號衰減約為27 d B。

2 深水浮式平臺方案選擇

2.1 深水浮式平臺功能確定

經(jīng)過水下生產(chǎn)系統(tǒng)和管線方案的比較研究，陵水17-2氣田浮式平臺置于水深1 422 m的海域，平臺西側4口井（1條管匯）通過2條外徑273.1 mm的管線回接至浮式平臺，平臺東側7口井（3條管匯）通過2條外徑323.9 mm的管線回接至浮式平臺。此外，接入平臺的還包括1根外徑200 mm MEG立管和1根動態(tài)主臍帶纜，氣田生產(chǎn)通過平臺來進行控制。

深水浮式平臺的立管方案選擇及適用的立管形式有多種。柔性立管是一個技術可行的立管方案，經(jīng)咨詢國外主要柔性立管廠商，可生產(chǎn)用于水深1 422 m的柔性立管，但尚無直徑323.9 mm及以上尺寸柔性立管的實際應用和供貨記錄。柔性立管質(zhì)量通常大于同等外徑和壓力等級的鋼質(zhì)立管，對浮體產(chǎn)生的負載將高于鋼質(zhì)立管，且材料費用較高，在我國應用的最大水深小于400 m，無國產(chǎn)動態(tài)軟管應用先例。自由站立式立管是近年在西非廣泛應用的立管形式，具有良好的運動解耦性能，但結構復雜，海上安裝過程繁瑣，費用相對較高。緩波鋼懸鏈立管通過采用分散式浮力塊使立管形成緩波形，具有良好的運動解耦性能，可顯著改善立管觸地點疲勞，但管纜干涉風險大，且海上安裝時間長、安裝風險大。由于鋼懸鏈立管結構簡單，建造安裝方便，應用技術成熟，費用相對較低，是深水油氣開發(fā)的首選立管系統(tǒng)［5-6］，因此綜合考慮管徑限制、結構復雜程度、海上安裝過程及經(jīng)濟性等因素，在浮式平臺方案的立管系統(tǒng)選型中優(yōu)先考慮鋼質(zhì)懸鏈立管（簡稱SCR）。陵水17-2氣田鋼制懸鏈線立管布置如圖4所示。

圖4 陵水17-2氣田鋼制懸鏈線立管布置示意圖Fig.4 Steel catenary riser layout of LS17-2 gas field

陵水17-2氣田若采用回接至深水浮式平臺開發(fā)方案，其凝析油的去向可能選擇通過崖城13-1氣田輸送至海南南山終端處理穩(wěn)定再外輸銷，凝析油管線長達180 km，這部分跨越深水區(qū)和淺水區(qū)的管線成本高昂。考慮到巨額的凝析油管線建設成本，研究了將凝析油儲存在浮式平臺上，再通過穿梭油輪進行外輸?shù)姆桨?。挪威北海的Aasta Hanstern Spar平臺采用了類似的模式，在船體內(nèi)儲存氣田生產(chǎn)的凝析油。綜合考慮技術和經(jīng)濟性，對于深水浮式平臺方案，優(yōu)先考慮將凝析油儲存在浮式平臺上，再船運外輸。處理后的干氣通過1根外徑457.2 mm管線接入已建的崖城至香港的管線，為下游用戶直接供氣。

根據(jù)浮式平臺主工藝系統(tǒng)設計，平臺產(chǎn)液通過濕氣與干氣兩級壓縮再外輸。段塞流捕集器分離出來的液體進入凝析油處理系統(tǒng)，處理后的凝析油經(jīng)穩(wěn)定后進入凝析油艙儲存；部分閃蒸氣進入閃蒸氣壓縮系統(tǒng)，處理后進入燃料氣系統(tǒng)；分離出來的乙二醇富液進入乙二醇再生裝置處理成乙二醇貧液后進入MEG艙儲存；分離后的水進入生產(chǎn)水處理系統(tǒng)，處理合格后通過開排沉箱排海。據(jù)估算，浮式平臺上部模塊的操作質(zhì)量約為2.4×104t。

2.2 深水浮式平臺形式篩選

目前，世界上在役的浮式生產(chǎn)平臺有4種形式：半潛式平臺（SEMI），張力腿平臺（TLP）、單柱式平臺（Spar）和圓筒形FPSO，其中半潛式生產(chǎn)平臺最為普遍，且大多是由半潛式鉆井平臺改造而來。近期墨西哥灣的開發(fā)案例表明，半潛式生產(chǎn)平臺是首選，如荷蘭皇家殼牌公司的Appomattox項目、英國石油公司的Mad Dog項目等均采用半潛式生產(chǎn)平臺。

對本項目可能用到的多種浮式平臺形式（包括SEMI、Spar、TLP、圓筒形FPSO和常規(guī)船型FPSO）進行了研究。根據(jù)初步判斷，TLP平臺適合干式采油樹［7］，目前TLP極限水深為1 500 m，但該水深的張力筋腱費用非常高，且不適合儲油，平臺投資遠高于其他方案。盡管中國海油具備豐富運營經(jīng)驗的FPSO，但由于無法適應本項目鋼制立管，需要新建單點轉(zhuǎn)塔系統(tǒng)，立管方案須改為柔性立管，增加的單點和立管投資遠高于船體和模塊建造帶來的優(yōu)勢，無技術和經(jīng)濟上的優(yōu)勢。因此，本項目可供選擇的浮式平臺形式有SEMI、Spar和圓筒形FPSO。

對于SEMI平臺而言，通過增加平臺吃水（如極端工況下平臺吃水達到了37 m），可顯著提高運動性能，進而保證SCR立管在陵水17-2氣田作業(yè)的極限和疲勞強度滿足要求。考慮到龐大的上部設施，SEMI生產(chǎn)平臺采用4組每組4根共計16根的系泊系統(tǒng)進行定位系泊［8-9］。SEMI平臺在分散氣田中最為常用，國內(nèi)多個船廠具備豐富的半潛式鉆井平臺建造經(jīng)驗，中國海油海工公司具備豐富的上部模塊建造經(jīng)驗，建造工期較短，投資相對較低。此外，SEMI生產(chǎn)平臺油艙與外部、通道等設計有隔離艙保護，凝析油與壓載水分艙儲存和等質(zhì)量置換，相比以往半潛式儲油平臺更加安全。

對于Spar平臺而言，采用3組每組4根共計12根的張緊式系泊系統(tǒng)，且目前世界上有儲油Spar工程應用先例（挪威Aasta Hanstenn Spar）。國內(nèi)船廠無Spar平臺建造經(jīng)驗，但通過對外合作可以具備建造能力。而就Spar平臺的特點而言，其船體安裝包括拖航、浮卸、安裝螺旋板、濕拖、扶正等，工作量大，其上部模塊安裝和調(diào)試更是復雜：組塊主體共須分6塊吊裝。針對本項目，Spar平臺最大的優(yōu)點在于其SCR立管技術適應性最佳［10］，投資較高，在干式采油樹中應用最為常見。

圓筒形FPSO為挪威SEVAN公司專利技術，國內(nèi)船廠雖有建造經(jīng)驗，但僅SEVAN有設計經(jīng)驗。從技術角度來講，上浪是關鍵技術問題，此外，圓筒形FPSO較大的水線面積是造成系泊系統(tǒng)受力的挑戰(zhàn)，系泊系統(tǒng)考慮采用3組每組5根共計15根的張緊式聚酯纜系泊。此外，圓筒形FPSO可在船塢自下而上建造船體和上部模塊，工期與半潛式平臺相當。目前，SEVAN正在研究采用鋼懸鏈立管系統(tǒng)的圓筒形FPSO，其立管頂部柔性接頭旋轉(zhuǎn)角度接近25°，有供貨先例，但較為臨界。圓筒形FPSO浮式系統(tǒng)用在陵水17-2項目存在較大優(yōu)勢：儲油能力最為突出，且有多個工程實踐經(jīng)驗，建造安裝調(diào)試工期較短，投資適中。

對比發(fā)現(xiàn)，在相同的設計標準下，為了滿足鋼懸鏈立管使用要求，上述3種形式的浮式平臺鋼材量差距并不十分顯著，均具備技術可行性，綜合考慮設計、建造、安裝、工期等因素，半潛式平臺投資最低，且在設計、建造上有較大的選擇余地，因此推薦半潛式儲油生產(chǎn)平臺作為陵水17-2氣田開發(fā)項目的浮式平臺方案。

3 工程方案對比

根據(jù)陵水17-2氣田的氣藏特點，水深地形分布和周邊可供依托的工程設施，該氣田開發(fā)工程方案有2種，即回接淺水導管架平臺方案和回接深水浮式平臺方案，其中淺水導管架平臺將建立在水深160～170 m處，淺水平臺位置距離水下生產(chǎn)系統(tǒng)的最近的管匯距離約55 km，處理后的合格干氣將通過40 km管線外輸至崖城至香港的已建干氣管線。相對于浮式平臺，導管架平臺不太適合凝析油儲存，凝析油只能輸送至135 km外的崖城13-1平臺，但導管架腿通常具備1 500 m3左右的乙二醇儲存能力，且由于通過管線外輸而減少了穿梭油輪的外輸操作費，因此投資費用較高，但操作費用更低。另外回接淺水導管架平臺方案在荔灣3-1氣田開發(fā)項目已成功實踐。參照荔灣3-1氣田開發(fā)模式［11］，陵水17-2氣田深水區(qū)回接至淺水導管架平臺的管線采用2根長55 km、外徑457.2 mm的管線，這也是為了深水流動保障的需要。不同的是，荔灣3-1氣田氣藏分布較為集中，而陵水17-2項目氣藏較為分散，先要通過水下井口、管匯和支管線輸入到統(tǒng)一的回接管匯后才能外輸至淺水平臺。陵水17-2氣田不同開發(fā)方案的工程量對比如表1所示。

表1 陵水17-2氣田回接淺水平臺和回接深水浮式平臺方案的工程量對比Table1 Comparisons of engineering scope of tiing-back to shallow water jacket platform scenario and to deep water floater scenario in LS17-2 gas field

根據(jù)流動安全保障計算，陵水17-2氣田生產(chǎn)的前10年，2個方案對應的井口壓力較高，均滿足生產(chǎn)要求。但之后，由于淺水導管架平臺方案回接距離遠，壓力損失大，計算結果表明所需井口壓力比深水浮式平臺方案高約3.2 MPa，從而導致部分井關井時間較深水浮式平臺方案提前，根據(jù)配產(chǎn)要求，氣田采收率至少降低3個百分點。另外，一旦生產(chǎn)后期氣井出水超過預期，淺水導管架平臺方案的處理措施有限，并且處理費用高昂。

綜合考慮氣田開發(fā)投資、氣田生產(chǎn)操作費、采收率和潛在出水風險等因素之后，經(jīng)濟評價結果顯示，回接深水浮式平臺方案相比回接淺水導管架平臺方案的天然氣開發(fā)成本降低約0.1元／m3，這對氣田開發(fā)具有重大的意義。基于上述因素，選擇水下生產(chǎn)回接至深水浮式平臺進行陵水17-2氣田開發(fā)，如圖5所示。

圖5 陵水17-2氣田深水浮式平臺開發(fā)方案示意圖Fig.5 Sketch map of deep water floating platform development program in LS17-2 gas field

4 深水浮式平臺特殊技術研究

4.1 儲油方案研究

陵水17-2氣田采用深水半潛式平臺開發(fā)的獨特之處在于要求具備大容積的儲油功能，關鍵技術問題是選擇將凝析油儲存在立柱中還是浮箱中。目前，世界上有2座半潛式平臺具備重油儲存功能分別為Na Kika（儲存能力6 436 t）和Gumusut（儲存能力2 696 t）。而陵水17-2氣田所需的凝析油儲存容積達20 000 m3（約14 500 t），并要求能實現(xiàn)簡易儲卸。根據(jù)這一需求，選取了凝析油分艙儲油設計，并要求隔離艙能夠滿足防污染泄漏等相關規(guī)范。凝析油儲存在浮箱中有如下缺點：浮箱橫截面積較?。桓綦x艙設置在浮箱，輪機系統(tǒng)將更難以設計，隔離艙的檢驗、沖洗也將更復雜；油水分離式儲油設計下，凝析油儲存在浮箱會導致平臺穩(wěn)性更差。基于以上原因，最終確定將凝析油儲存在立柱中。

圖6為陵水17-2氣田半潛式儲油生產(chǎn)平臺2種立柱艙室布置方案對比，基于尺度規(guī)劃后的重量對比發(fā)現(xiàn)，方案1要比方案2節(jié)省12%的鋼材，因此選定方案1，并在項目前端工程設計階段對布置進行優(yōu)化，以利于操作和維修，其中隔離艙的艙容主要由平臺破艙穩(wěn)定性決定。

圖6 陵水17-2氣田半潛式生產(chǎn)平臺儲油立柱艙室布置方案對比Fig.6 Comparison of oil column tank arrangement in LS17-2 gas field

圖7 陵水17-2氣田半潛式儲油生產(chǎn)平臺外輸方案Fig.7 Offloading layout of semi-submersible storage and production platform of LS17-2 gas field

陵水17-2氣田開發(fā)項目在前端工程設計階段安全風險分析中對儲油概念和船用系統(tǒng)進行了詳細審核，并開展了安全評價來界定高危險區(qū)域，所提出的儲油生產(chǎn)平臺概念獲得了美國ABS船級社的形式許可證書（簡稱：AIP）。

4.2 外輸方案研究

陵水17-2氣田半潛式儲油生產(chǎn)平臺外輸站布置在主甲板西側，處理后的凝析油通過漂浮軟管從平臺外輸?shù)絼恿Χㄎ淮┧笥洼喩希鐖D7所示。針對動力定位穿梭油輪外輸作業(yè)開展了專門研究，按每月目標作業(yè)概率90%確定推進器能力。當動力定位穿梭油輪不可用時，采用串靠外輸作為備用外輸方案，如圖8所示。外輸油輪通過系纜串靠系泊在半潛式平臺上，系纜不用時儲存在半潛式平臺的系纜卷盤上。此備用方案中半潛式平臺與外輸油輪間距為110 m。

陵水17-2半潛式平臺是世界首座具備凝析油儲存和動力定位穿梭油輪外輸功能的半潛式平臺，設計中考慮了油輪與船體發(fā)生碰撞的風險，在項目早期開展了結構碰撞分析，對船體所能吸收的碰撞能量進行了初步的定量評估。碰撞計算分析模型和分析結果如圖9所示。計算結果表明，外殼體在碰撞能量達56 MJ時達到破壞條件，油輪速度為2 m／s；內(nèi)殼體在碰撞能量達302 MJ時達到破壞條件，油輪速度為5 m／s（與油輪的航行速度非常接近）。這一結果也驗證了半潛式平臺立柱分艙布置的合理性。

圖8 陵水17-2氣田備用外輸方案Fig.8 Backup of offloading scenario of LS17-2 gas field

圖9 陵水17-2半潛式平臺穿梭油輪與船體碰撞分析模型及結果Fig.9 Aanalysis model and results of collision between shuttle tanker and ship in LS17-2 semi-submersible platform

5 結論

1）針對陵水17-2氣田浮式平臺方案的選擇，半潛式平臺、Spar、圓筒形FPSO在技術上都滿足要求，半潛式平臺綜合上更有優(yōu)勢。

2）在開發(fā)方案的選擇上，深水平臺方案和淺水平臺方案在技術上均可行；回接深水浮式平臺方案靠近水下井口，生產(chǎn)作業(yè)便利、采收率高、投資低，設計和建造不受限制；綜合經(jīng)濟評價結果表明，回接深水浮式平臺方案比回接淺水平臺方案的天然氣開發(fā)成本更低，從而選擇水下生產(chǎn)系統(tǒng)回接至深水浮式平臺進行陵水17-2氣田開發(fā)。

3）儲油和外輸方面，南海沒有發(fā)達的油氣輸送管網(wǎng)，在深水平臺中儲油成為了經(jīng)濟可行的選擇；深水浮式平臺在儲油外輸上面臨的挑戰(zhàn)，可以通過系統(tǒng)的安全設計予以解決。