“深海一號”能源站開發模式關鍵技術研究與應用

陳慶虎

關鍵詞： 深水油氣資源開發 “深海一號”開發模式 水下生產系統 半潛式生產儲油平臺

中圖分類號： TE95 文獻標識碼： A 文章編號： 1672-3791（2023）15-0150-07

我國海洋石油工業經過40 年攻關，已具備300 m水深級海洋油氣整體開發能力，導管架、水下生產井口、FPSO 等開發模式在國內淺水區域得到長足發展并取得較好的應用效益。然而在1 500 m 水域，傳統的導管架模式已經不再適用、FPSO 開發模式經濟效益明顯下降[1]。深水油氣開發迫切需要尋找到一種技術可靠、經濟可行的開發模式。因此，我國結合目標氣田開展了張力腿平臺（TLP）關鍵技術研究和深水半潛式生產儲油平臺技術研究，并在“深海一號”能源站實踐了“水下生產系統回接深水半潛式生產儲油平臺”開發模式，實現了我國由300 m 水深向1 500 m 水深自主開發的跨越式發展。

1 深海一號開發模式

陵水17-2 氣藏蘊藏千億方級儲量，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 ℃，海況受臺風和季風影響，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，距在役油氣設施崖13-1 氣田約160 km、崖13-1 氣田輸氣管線87 km。

“深海一號”能源站“水下生產系統回接深水半潛式生產儲油平臺”開發模式，包含一座深水半潛式油氣生產平臺和水下生產系統。“深海一號”氣田共設有11口生產井，可建成年產能33.0×108 Sm3、穩產10 年的年產規模。水下井口來液通過水下管匯收集進入半潛式油氣生產儲油平臺分離處理，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入平臺凝析油艙儲存，并定期通過DP 油輪外輸。圖1 為總體開發工程示意圖。

2 關鍵技術

2.1 技術挑戰

“深海一號”能源站開發項目首次開展國內1 500 m級深水油氣田工程建設，承擔國內深水半潛式生產儲油平臺設計制造，開展國內1 500 m 水深區水下生產系統安裝連接，面臨著巨大的技術挑戰。（1）南海1 500 m 水域海洋環境惡劣，熱帶海洋性氣候顯著，臺風多發，內波頻現等[2-3]。（2）氣藏散布在一百多公里范圍內，氣井井口分散，海底管道輸送距離長。（3）氣藏凝析油含量高、分離處理負荷重、安全儲存和外輸風險大[4]。（4）下船體開敞式結構體精度要求高、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）、塢底承載力小（50 t/m2）。半潛式生產儲油平臺和配套設施需要按照永久性設施的設計施工標準，達到30 年設計壽命。（5）1 500 m 水域深水惡劣海洋環境下施工作業船舶多浮體運動耦合下海上固定連接及水下設備高精度安裝就位難度大，施工風險高。（6）鋼懸鏈立管技術首次在國內應用，可借鑒的成功案例較少。

2.2 關鍵技術研究

2.2.1 母型船設計技術研究

一種新型的超深水半潛式生產儲卸油平臺，結合了南海海域海況、國產船塢半潛式平臺建造能力、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 個底部浮箱連接成一個完整的回字形，在浮箱交叉處設置立柱，合計4 個尺寸相同的立柱。立柱內部各自一個17.4 m×17.4 m×48.2 m 的凝析油艙，油艙周圍和船底都設有1.8 m 的隔熱艙。新船型研究了不同負荷工況的浮體穩定性，繪制了馬修不穩定區圖譜，對船體主尺度參數進行了優化，突破了工業界對深吃水半潛式生產平臺浮箱寬高比不大于2 的限制，把半潛式油氣體生產和儲油平臺浮箱高于高位提高到2.33[5]。

2.2.2 半潛式平臺陸地建造技術研究

結構體精度控制是貫穿半潛式平臺陸地建造船體分段預制、裝配、總裝、船體與組塊合攏全過程的質量控制關鍵環節。精度控制技術主要內容為全流程變形預測、全數字化測量、計算機模擬搭載、精度回歸分析及預變形調整。基于國內船廠20 000 “t 泰山吊”資源，50 m跨距的桁架式組塊4個樁點同步對接開敞式漂浮船體，需要采用同步精度控制技術以應對組塊吊裝形變、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±6 mm，立柱對角線立柱間距70 004 mm 的精度偏差控制在±13 mm 以內[6-8]。

2.2.3 鋼懸鏈式立管連接技術研究

鋼懸鏈式立管是油氣介質進出半潛式生產平臺的通道。處于懸掛、懸浮和著泥3 種狀態的鋼懸鏈，各個部分在役受力不同，著泥平管段受力敏感程度不同。

鋼懸鏈式立管敷設、水壓試驗、正常運行狀態下，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土壤剛度和立管縱橫向摩擦系數的數值仿真，對懸鏈線型細長桿件的運動反應及底部的張力動力學特性進行了研究，通過非線性大變形有限元分析研究懸鏈線型細長桿件的運動響應及底部張力動態特征，給出了不同張力要求下立管管線和終端限位設計方法。

鋼懸鏈立管鋪設S-lay 常規作業方案因下管過程大形變潛在應力影響焊接質量和管道壽命，J-lay 立管安裝作業方案成為最優替代方案，且能夠實現鋪設與回接連續作業。為避免立管提升回接作業過沖中海上工程船與半潛式平臺兩個浮體相對運動碰撞的風險，采用甲板面立管提升絞車及平衡鋼纜通道、導向、液壓、電力等配套系統協調作業，形成立管提升回接技術。

2.2.4 聚酯纜系泊技術研究

系泊聚酯纜在水中重量輕且其結構具有一定的柔韌性，完美避免了鋼纜自身重量大和緩解了浮體與鋼纜直接對接的“剛性碰撞”現象。通過整體耦合時域建模和聚酯纜動靜態剛度建模的研究，分析半潛式生產平臺運動、錨泊系統強度和疲勞、單根系泊纜破斷工況、破艙工況等，確定系泊纜強度、剛度和規格。通過聚酯纜動靜剛度模擬方法和異構聚酯纜聯合分析方法研究，形成陵水半潛式生產平臺1 500 m 級水深聚酯纜錨泊系統的總體結構和布置設計，采用下鋼纜鏈-聚酯纜-上鋼纜鏈的結構形式（見圖3）。

2.2.5 凝析油安全存儲與外輸技術研究

氣田早期高峰日產凝析油719 m3，凝析油艙設置在半潛式生產儲油平臺立柱中，通過U 型管系連通，艙室四周和底部均設置1.8 m 隔離空艙，形成安全屏障，避免儲油艙結構破壞而導致凝析油泄露重度污染海洋環境的風險。凝析油艙結構強度可抵御穿梭油輪9節航速碰撞，通過設置多通孔減跨艙壁，提升凝析油艙結構疲勞壽命。

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

2.2.6 浮體姿態監測與智能化管理技術

受風浪流影響，深水1 500 m 水域船體運動工況復雜，在遇到臺風等極端天氣時，受風力影響，平臺可能會出現局部受力失衡，甚至傾覆現象，需要提前預判艙室加載作業，并跟蹤評估加載影響。

基于平臺設計參數、數值分析結果、模型試驗結果、現場監測結果，以及理論/經驗公式等開發一套核心算法和相應的軟件模塊，快速預報在任何給定環境條件下的平臺運動、系泊張力、立管張力、外輸管張力等性能參數，實現浮體姿態智能監測功能。基于平臺靜水力特性、艙室艙容屬性、浮體狀態、各艙室裝載情況等，開展壓排載智能化調節核心算法研究，系統根據用戶的限制條件，優化壓排載調節方案。鑒于系泊纜剛度非線性特性，系泊系統調節算法復雜，基于系泊系統在各個方向的靜態剛度曲線、單根系泊纜的剛度曲線、立管系統水平方向剛度等，研究“系泊系統智能化調節”核心算法，根據用戶限制條件，提供系泊纜收放調節方案。

2.2.7 水下流動保障技術

氣田井口分散，水下管匯輸送距離較遠，單井含水量變化大，管匯介質壓力大，開井溫度變化大、初始流動壓差大、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注入工況下的一整套流動保障技術，包括深水氣田初始啟動段塞流分析技術、深水氣田水合物預防與補救措施分析技術、清管段塞流分析技術、海管分級泄壓設計技術、深水氣田初始啟動低溫分析技術、一體化動態模擬建模技術等，其西區各井口啟動初期流量壓力變化曲線（見圖4）。

3 應用現狀

3.1 建成“深海一號”半潛式生產儲油平臺

半潛式生產儲油平臺上部組塊是一座跨距50 m的桁架結構形式的組塊，設有直升機甲板、上層甲板、中層甲板、生產甲板，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、天然氣處理系統、凝析油處理系統、生產水處理系統、電站、火炬系統、燃料燃氣系統、柴油系統等公用設施。天然氣級處理能力為1 050×104 Sm3/d，凝析油日設計能力為1 560 Sm3/d，生產水級處理能力為1 000 Sm3/d。

半潛式生產儲油平臺下船體主要構成為立柱和浮筒，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 年不進塢的技術要求、滿足國內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 首次應用深水聚酯纜系泊系統和鋼懸鏈立管

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

立管系統包括2 根西區來液立管（10"3.9 km）、2 根東區來液立管（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 水域水下生產系統

水下生產系統分為東西兩個區塊，東區3 座管匯，西區1 座管匯。水下生產系統共有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。載波通信利用復合電液控制系統，并為后期接入預留光纖。主臍帶纜為1 根4 000 m 的動態纜，通過SDU 和11 條內部靜態臍帶纜分配東西區水下生產系統的液壓、藥劑、電力、通信和乙二醇。

3.4 半潛式平臺天然氣外輸管道

外輸天然氣管系在平臺端設置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 平臺到香港的海底管道（接入點KP123）[9]。

“深海一號”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。“深海一號”能源站經過2021 年康森臺風、圓規臺風、雷伊臺風、2022 年暹芭臺風，各個系統的運作穩定，未見異常。

比較Appomattox 項目工程投資折合人民幣489.71億元，“深海一號”工程投資為131.22 億元，節省工程投資374.86 億元。比較了MADDOGII 半潛式平臺13 億美元的設計及建造成本，國內自行建造的“深海一號”能源站半潛式生產儲油平臺節省成本大約38.5 億元。“深海一號”能源站“水下生產系統回接深水半潛式生產儲油平臺”開發模式，獲得了可觀的利益。

4 后期開發需求

氣田短期內將新增2 口采氣井，接入水下管匯預留接口，維持氣田穩定產出。半潛式油氣生產儲油平臺目前預留甲板面，在合適時間增加濕氣壓縮機，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重，水下增壓分離成為提升油氣田開發收益率的有效手段。目前，我國已經嘗試在淺水區域使用國外公司的水下增壓分離設備。“深海一號”氣田在后期可以利用水下管匯預留接口接入水下增壓分離裝置。

現有水下生產系統外延到更縱深的邊際油氣藏，加大邊際油氣藏開發。除新增水下增壓分離裝置，可以利用預留接入光纖的有利條件，建成水下信號中繼站。

發展水下維護技術，巡視水下管道和設備以及簡單的操作維護，通過陸地或浮體平臺控制室操作安置在靠近水下設施基盤上的ROV 或AUV 進行操作[10-11]。

隨著國家在環境保護與節能減排方面越來越規范，以及美國禁止在新建項目中使用FPSO 開發模式的大背景下，“水下生產系統回接深水半潛式生產儲油平臺”開發模式將迎來新的發展機遇[12-13]。

5 結語

“深海一號”能源站“水下生產系統回接深水半潛式油氣平臺”開發模式，通過攻關母型船設計等關鍵技術，在我國獲得應用并取得較好效益，形成了一種適用于我國南海的、全新的深水油氣開發模式，打破了單一依賴FPSO 的局面，對于促進陵水氣田周邊區域滾動發展具有無可限量的影響。

“深海一號”能源站水下生產系統將需要在氣田開發中后期增加水下增壓分離等技術手段，形成完整的水下能源站，帶動開發邊際氣藏。