埕島油田海洋工程優化與創新

劉錦昆，劉真，蔣習民

中石化石油工程設計有限公司，山東東營257026

埕島油田海洋工程優化與創新

劉錦昆，劉真，蔣習民

中石化石油工程設計有限公司，山東東營257026

隨著勝利海上埕島油田勘探開發規模的不斷擴大，現有海上油氣輸送能力、注水能力、供電能力等已不能滿足油田增油上產的需要，因此實施了埕島油田開發調整工程。文章結合勝利海上油田設施現狀及施工裝備、鉆采技術的發展，介紹了埕島油田開發調整的海洋工程建設模式及整體優化的思路和措施，包括對海底管網布局進行綜合優化調整，井組平臺采用導管架式固定采修一體化平臺，中心平臺采用海上整體浮式安裝技術。這些優化和創新技術的應用，為埕島油田開發調整工程的順利實施提供了保障。

海洋工程；開發調整；海底管網；井組平臺；中心平臺；優化

1 概述

埕島油田發現于1988年，位于渤海灣南部水深3.0～20.0 m海域，1992年試產，1993年利用天然能量開發，2000年轉入注水開發。至2013年底，埕島油田主要工程設施見表1。

隨著埕島油田勘探開發規模不斷擴大，在產能大踏步上升的同時，現有海上油氣輸送能力、注水能力、供電能力等已不能滿足油田增油上產需要。因此“十一五”初開始實施海上油田開發調整工程，主體區域及西北新區新增油井231口、水井81口，新增年產油能力247萬t。結合目前海上油田設施現狀及施工、鉆采裝備技術，分步實施，連續4年原油產量穩步上升，至2013年原油產量達到290萬t。本文介紹了埕島油田開發調整工程的海洋工程規劃和建設采用的優化和創新技術。

表1 埕島油田主要工程設施

2 現有海上設施主要矛盾

2.1 平臺分布點散面廣

埕島油田建設之初，受海上鉆修井、海上施工等裝備和能力的限制，井組衛星平臺井口數量在3～9口[1]。該型式井組平臺修井作業依靠外來修井船進行，工藝簡單、安裝方便，投產快。但平均每座井組平臺僅布置6口井，規模小、數量多，周圍海底管網電纜密集，給新建海底管道及平臺位置優選帶來很大難度，也給修井船和鉆井船就位帶來較大風險。

2.2 油氣輸送能力不足

埕島油田早期采用滾動開發模式進行開發，海底管網集輸半徑大、分支多。目前有分別以中心一號平臺和中心二號平臺為中心的共6條海底集輸線路，具體情況見表2。

表2 埕島油田主體區域集輸管網線路

從表2可以看出，埕島油田主體區域半數海底集輸管網末端回壓高，輸送能力達到飽和，不能滿足開發調整的要求。

2.3 海上注水滯后

海上注水總體滯后，主力層館陶組壓降3.0 MPa左右，地層壓降大，現有注水水源供給缺口大，矛盾突出。

2.4 海上修井作業緊張

埕島油田共有作業平臺5艘，年修井作業能力98口，而常規平臺上不帶修井作業，海上將近360口井均要依托這些作業平臺進行修井作業，工作量大。

2.5 海底地質災害發育

埕島油田由于其特殊的地理位置，所在海域內發育多種地質災害[2]，使得海底管道裸露、懸空現象較普遍，給海底管道安全運行帶來威脅。

2.6 新老設施使用壽命不匹配

海上油田開發早期受到諸多條件限制，平臺和海底管道建設標準偏低，再加上多年滾動開發，造成新老平臺、海底管道等設施壽命匹配矛盾突出。

3 海洋工程優化與創新

3.1 海洋工程建設模式及整體優化

埕島油田開發調整工程的海洋工程建設，貫徹海洋工程、地面工程、油藏工程、鉆采工程相結合的一體化思想，采用“多井口井組衛星平臺+海底管道+中心平臺+陸上處理站”的建設模式，其主要優點：

（1）優化外圍井組衛星平臺和海底管道數量，減少工程量，降低風險。

（2）充分依托和利用現有海上和陸上生產系統，降低工程投資。

（3）平臺與平臺、平臺與陸地之間通過海底管道、電纜相連，保證油田連續生產。

（4）便于整體規劃和分步實施，先形成骨干工程，然后逐漸完善和擴充。

3.1.1 海洋工程與油藏、鉆采工程相結合

埕島油田井口平臺上均不設平臺鉆機，依靠外來鉆井平臺打井。原有鉆井平臺建造年份早，每次移位最多打9口井，目前“勝利十號”鉆井平臺作業水深50 m，一次就位最多能打30口井，因此開發調整中每座井組平臺盡可能采用多井口布置，以減少井組平臺的數量。

按新增312口調整井計算，如采用常規9井式布置，則需要35座井組衛星平臺；當采用多井口模式后，總平臺數降至17座，效果顯著。總平臺數量的優化，也減少了海底管道及電纜的數量，降低了海上生產安全風險。

3.1.2 海洋工程與陸上設施相結合

（1）海上采出液初期全液上岸，后期低含水油上岸。海上采出液的處理方法有全液上岸、低含水上岸，本文采用“初期全液上岸，后期低含水上岸”的方案，從海上和陸上的建設規模、工程投資和運行費用等方面對三種處理方式進行了對比，見表3。

表3 埕島油田開發調整中海上采出液處理方式對比

“初期全液、后期低含水上岸”的方式充分依托現有海上和陸上設施能力，新建中心三號平臺初期僅進行氣液分離，液體全部通過新建DN450 mm海底管道輸送到岸上海三站處理，天然氣通過現有中心二號平臺外輸上岸。后期含水達到80%后在中心三號平臺初步分離到含水62%再輸送上岸。中心三號來液匯同中心一號和中心二號來液，在海三站集中脫水后，低含水原油外輸到海四聯合站進行進一步脫水處理。該處理方式減少了海上污水處理規模，降低了工程投資。

（2）陸上污水通過海底管道向海上回注。針對海上注水水源缺口，將陸上海三站分出的污水和陸上樁西油田補充的產出水通過DN550 mm海底輸水管道從陸上輸送至海上中心平臺增壓回注。將陸上油田污水處理后回注到海上油田，解決了海上注水水源缺口問題，緩解了陸上污水外排的壓力。

3.1.3 海洋工程與現有海上設施相結合

（1）充分依托和利用老區已建平臺設施。充分依托和利用老區已建平臺設施調整井位坐標，盡可能將海底管道輸送方式改為棧橋連接，為輸油、注水后期維護管理提供了便利。如：CB11N采修一體化平臺與原CB11H平臺距離由300 m優化為110 m，CB11N與CB11H直接通過棧橋連接。

（2）依托現有平臺外擴。依托現有平臺進行外擴時新井組平臺僅需要建設井口平臺與原有平臺的連接，利用老平臺生產設施進行生產。如：CB11K平臺擴建6井式井口平臺，KD48平臺擴建12井式井口平臺。

3.1.4 海洋工程與海洋環境條件相結合

埕島油田所在海域有災害性地質發育，海洋工程設施布置盡可能避開嚴重的海底地質災害區。通過對埕島油田現有地質調查資料進行分析研究，建立了埕島油田海底地質災害區劃[3]，用于指導海底管道、電纜及平臺的布置。

3.1.5 海底管網的總體優化

經過多年開發，已建海上油氣集輸管網復雜，管網末端平臺回壓已經較高，新建產能進入已建集輸管網難度很大。埕島油田海底管道建設以中心三號平臺為中心，通過總體管網優化調整，確定新建管道規格和最優接入點，縮短集輸半徑，降低回壓，滿足了海上近期和遠期油氣輸送的要求。調整后海底集輸管徑為DN350～450 mm，管道總長度由18 km優化為12.8 km。

3.2 井組平臺的優化與創新

3.2.1 結構型式

在固定采修一體化平臺設置固定式修井模塊一套，并在導管架兩側設置多個井口導向裝置，修井模塊可沿軌道在各井口區移動，完成多井口的集群式修井作業。根據井口區域的多少，考慮兩種結構型式（見圖1、圖2）。

（1）雙井區采修一體化平臺結構，該型式平臺可布置18～40口井。

（2）三井區采修一體化平臺結構，該型式平臺可以根據后期需要進行外擴，控制井口數最多可達60口。

3.2.2 主要優點

（1）單個平臺井口數多，可減少井組衛星平臺、海底管道和電纜數量，減輕了海上安全、環保壓力。

（2）平臺上設有固定式修井機可滿足多井口的修井作業要求，緩解了海上作業機能力不足的壓力。

（3）外來鉆井船可在兩側同時打井，打井周期縮短。

圖1 雙井組采修一體化平臺模型

圖2 三井組采修一體化平臺模型

（4）根據后期需要，依托采修一體化平臺外擴[4]，充分利用原平臺上的修井設施、生產設施進行生產及作業。

3.3 中心平臺的優化與創新

中心三號平臺是埕島油田開發調整實施的關鍵性工程，本著“功能集成化，平臺大型化，設計模塊化”的理念，采用大型平臺的整體設計及浮式安裝技術，海上整體安裝質量5 000 t。相比傳統“吊裝法”，避免分體吊裝安裝造成的繁瑣海上作業，減少了海上連接調試時間。

3.3.1 優化導管架結構

在進行浮式安裝時，駁船需進入到導管架內部。由于海洋環境的影響，駁船會產生較大的升沉運動和左右橫向運動。為避免在安裝過程中出現駁船無法進入導管架以及退船時駁船底與導管架水平結構產生碰撞的情況，導管架的尺寸設計非常關鍵，優化后的導管架水平層標高及導管架的主體尺寸見圖3。

圖3 中心三號生產平臺大開口導管架主體尺寸/m

3.3.2 上部組塊整體浮式安裝數值模擬

對中心三號生產平臺上部組塊整體浮式安裝過程進行數值仿真，主要包括滑移裝船、海上拖航、運動性能、浮裝整體對接耦合。海上安裝過程中，當駁船進入導管架中間時，進行壓載并合理利用潮差使駁船整體下沉，組塊整體對接到樁腿浮式安裝耦合裝置（LMU）上，完成海上整體安裝。

分析結果表明，整體浮式安裝對接過程中，導管架頂部最大豎向荷載為8 417 kN，最大側向荷載為1 511 kN。以此為條件，控制導管架和LMU在安裝過程中的結構設計。

3.3.3 上部組塊整體浮式安裝室內試驗

在海洋工程水池內進行了上部組塊整體浮式安裝試驗，優化確定適合埕島海域的浮裝環境條件。水池模型試驗見圖4～5。通過水池試驗，得到安裝過程中波浪控制工況如下：首迎浪時，波高小于1.0 m；首斜浪和尾斜浪時，波高0.5～0.7 m；橫浪時，波高小于0.5 m。

圖4 整體對接試驗模型

3.3.4 上部組塊LMU和浮式安裝快速脫離裝置

在上部組塊與導管架對接階段，受海洋環境影響，駁船勢必會產生一定的搖擺或晃動。為減緩和控制在組塊與導管架樁頂對接過程中產生的碰撞力，研制了LUM以及對接完成后上部組塊和駁船快速脫離裝置。

圖5 上部組塊與LMU對接模擬試驗

LMU（實物圖見圖6）是浮托就位作業的關鍵構件，對接完成后LMU底部與導管架樁相連，上部與組塊立柱相連，最終功能與組塊立柱一樣，起到支撐組塊重量的作用，其關鍵作用表現在浮式安裝過程中：

（1）可實現組塊重量向鋼樁轉移。

（2）在組塊重量轉移過程中起到緩沖作用。

（3）實現組塊立柱與LMU的自動對中。

圖6 LMU實物照

浮式安裝快速脫離裝置（見圖7），主要作用有：

（1）組塊預制、裝船、運輸時支撐組塊。

（2）浮式安裝時起緩沖作用。

浮式安裝時，拉筋切除，組塊重量通過快速脫離裝置緩慢轉移到LUM，待全部重量完全轉移后隨著駁船壓載，快速脫離裝置虛連的假腿從上下砂盤處分開，砂子從上砂盤落至下砂盤，填補假腿間的縫隙，起到緩沖由駁船垂蕩引起的沖擊作用。

圖7 浮裝快速脫離裝置

3.3.5 效果對比

采用以上研制的海洋平臺主體結構整體設計安裝技術及關鍵裝置，順利完成了中心三號生產平臺陸上整體預制，海上整體安裝，與已建的中心二號平臺相比，處理規模增大而投資降低，見表4。

表4 中心三號平臺與中心平臺二號平臺對比

3.4 海底管道的優化與創新

3.4.1 海底管道整體內涂工藝技術

海底輸油管道運行后期含水量上升，腐蝕嚴重。對于這些海底管道采用海上現場整體內涂工藝技術，實現了已建海底管道在位狀態的內涂防護。其核心技術是采用雙清管器組合裝置，管道涂敷時將防腐涂料夾裝在兩個清管器中，在高壓氣體推動下，雙清管器在管道中勻速行駛，并在管道內壁形成連續的防腐涂層。其工藝流程見圖8。

圖8 海底管道整體內涂工藝流程

采用該技術在已建的中心一號至海三站海底輸油管道復線工程上順利實施，經過管道機械和化學清洗，表面清潔質量達到了Sa2.5級；4次涂敷后涂層干膜厚度達到了250 μm以上，滿足管道防腐要求。

3.4.2 海底管道懸空防護技術

埕島油田特殊的地理位置，使海管、海纜立管底部沖刷懸空現象較普遍，水平管段裸露、不均勻沉降局部起伏大，管道易遭受振動、錨擊而破壞。為此開展了系列攻關研究，研發了適用于立管懸空防護的“水下樁支撐、拋填砂袋、海底仿生水草覆蓋”技術[5]及適用于水平管段的“土工布結合混凝土聯鎖排”的綜合防護技術。

海底仿生水草防沖刷保護系統，是基于海洋仿生學原理而開發的一種海底防沖刷技術[6]，該技術將耐海水浸泡的高分子材料制成的仿生海草固定在海底，減緩了水流對海床的沖刷，促進泥沙淤積從而達到海底管道防沖刷目的。土工布結合混凝土聯鎖排覆蓋防護技術將土工布與混凝土聯鎖排有機結合，土工布可以使水濾出但能阻止海底泥沙被攜帶走，并且具有一定的促進泥沙淤積作用，其整體性好，具有連續性，可以機械化施工，又能起到抗外力沖擊（如拋錨、落物等）作用。

4 結束語

海上油田開發與陸地不同的是地面系統建設受到海洋環境影響，投資高，開發難度大，埕島油田開發調整工程的海洋工程建設整體優化充分體現與油藏、鉆采工程，陸上與海上相結合的一體化思想，不僅體現在經濟效益上，更體現在工程技術優化上。

[1]劉錦昆，劉真，馮春健，等.勝利海上油田開發海工技術及應用[J].船海工程，2012，41（2）：149-154.

[2]李俊杰，李廣雪，文世鵬，等.黃河三角洲埕島海域淺地層剖面結構與災害地質[J].海洋地質動態，2007，23（12）：8-12.

[3]何鋒，張衍濤，劉錦昆，等.埕島油田工程地質信息管理分析系統及其應用[J].中國造船，2009，50（S）：1020-10-25.

[4]張曉峰，劉錦昆.固定式采修一體化平臺井口擴展結構型式研究[J].石油工程建設，2013，39（5）：11-14.

[5]王鑫.混凝土連鎖軟體排用于海底輸油管道懸空防護工程[J].油氣田地面工程，2013，32（9）：5-6.

[6]劉錦昆，張宗峰.仿生水草在海底管道懸空防護中的應用[J].石油工程建設，2009，35（3）：20-21.

中國石油工程建設公司華東設計分公司拿總設計的廣西石化1000萬t/a煉油項目獲國家優質工程獎

日前，中國施工企業管理協會2013-2014年度國家優質工程獎揭曉，其中由中國石油工程建設公司華東設計分公司拿總設計，一建公司和七建公司參建的廣西石化1000萬t/a煉油工程被授予"國家優質工程獎"。該項目此次獲獎，是繼2013年10月榮獲第27屆國際項目管理協會（IPMA）特大型項目金獎之后獲得的第二個大型獎項。

華東設計分公司作為廣西石化1 000萬t/a煉油項目的總體設計單位，從2003年選址開始，歷經了項目前期總體設計方案優化、可行性研究、項目申報、項目設計、工程施工及生產準備的全過程。除負責設計拿總外，還承擔著1 000萬t/a常減壓蒸餾、220萬t/a蠟油加氫裂化、220萬t/a連續重整等8套主體裝置以及部分油品儲運、配套系統工程及輔助生產設施等48個單元的設計任務。該工程于2010年9月28日一次投產成功至今，生產運行平穩，產品質量合格，主體生產裝置通過標定，設計成果經受住了檢驗。

"國家優質工程獎"是工程建設領域設立最早，規格最高，跨行業、跨專業的國家級榮譽獎勵，是我國工程建設質量方面的最高榮譽獎勵，代表了我國工程建設質量管理的最高水平。

（本刊摘錄）

Offshore Engineering Optimization and Innovation in Chengdao Oilfield

Liu Jinkun，Liu Zhen，Jiang Ximin
Sinopec Petroleum Engineering Corporation，Dongying 257026，China

As the continuous expansion of Chengdao Offshore Oilfield exploration and development scale，the existing capacities of oil and gas transmission，water injection and power supply can not meet the need of increasing yield，so the development and adjustment plan of Chengdao Oilfield is implemented during the Eleventh Five-Year Plan period.According to the present status of production facilities and the development of construction equipment as wellas drilling and oilrecovery technologym，the integrative optimization thoughts and measures on offshore engineering construction in the development and adjustment of Chengdao Oilfield are introduced in this paper，including comprehensive optimization and adjustment of submarine pipeline network layout，integrated jacket type production and workover platform as wellhead group platform,whole float-over installation technique of central platform.These technical optimizations and innovations guarantee the smooth implementation of the development and adjustment project of Chengdao Oilfield.

offshore engineering；development and adjustment；submarine pipeline network；wellhead group platform；centralplatform；optimization

10.3969/j.issn.1001-2206.2015.01.009

劉錦昆（1967-），男，江蘇靖江人，高級工程師，1990年畢業于大連理工大學海洋工程專業，現從事海洋工程的結構設計、科研工作。

2014-04-25