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南海深水陆坡区油气集输的重大挑战与技术创—荔湾3-1深水气田及周边气田水下及水上集输工程关键技术

TIME: 2018-07-12

近年来,我国在南海的油气勘探开发区主要集中在北部大陆架上,在这数十万平方公里的陆架区域内有十多亿吨的石油和天然气当量储量被发现,20多年来贡献了近3亿多吨的石油产品,其中部分油田的位置已经到了大陆架的边缘,如番禺30-1、流花11-1等大型油气田就处于大陆坡边缘或大陆坡的上缘;而我国于2006年在南海陆坡区发现的第一个具有潜在商业价值的气田—荔湾3-1气田就位于水深1500m的深水区。


要开发深水油气田,须充分认识对应油气田的所有特征(地下、海底、海中、海面、转运方式等)和与之相关的整个地下资源开发的经济性,制订应对策略和方案,全面解决深水浅埋的油藏工程、深水钻井工程、深水油气集输工程等涉及的一系列技术及经济问题(特别是天然气销售市场问题)。本文主要从深水海洋工程和大陆坡地形地貌等角度入手,论述了在大陆坡深水区开发中的油气集输系统问题、技术挑战、设计思路与解决对策等,指出深水油气田开发集输应根据油气田所处位置、海底地形地貌、油气产品特点、传输路径、储存方式、外输形式、保障供应及市场和整个方案经济性等几个关键点的客观需求来统筹解决深水、陆坡集输问题。


1 对南海深水陆坡区油气集输方案的思考与选择


1.1 深水陆坡区油气田开发主要集输方式

南海特殊的地理位置和地理环境导致油气集输方式有多种选择。目前深水和陆坡区油气田开发主要集输方案有5种。


1)就地集输处理。在海底井口附近进行集输处理,如常见的原油在水下进行脱水、脱砂及油汇集,水、砂再注入专门注入井等。在陆上,这是最简单的井场模式;而在浅水,用俗称的井口处理平台也可完成;但是到了深水,水下井口、水下分离、水下加压和注入,其所需产品堪称为机械制造业的高精尖—“皇冠上的明珠”,要将这些“明珠”由水下机器人精确地镶嵌在海底预设的“皇冠”上,难度极大。例如,仅水上工作船和水下机器人相互配合完成基本转位动作,就需要领航员通过下放的长度为1800~2000m脐带缆来操控完成水深1500m的水下机器人的转位动作,稍有差池,不但动作无法完成,机器人还可能被缠绕在下放的设备或基座上。因此,对于深水安装动作,就是全球最顶级的公司和最熟练的领航员也是“如履薄冰”,而且所有的连接都必须承受35~70MPa压力。所以,在深水区“就地集输处理”至今仍处于探索阶段,特别是水下压缩技术领域。


2)就近集输处理。从水底传输到水面,利用水面设施如常见的TLP、Spar、FPSO和半潜式浮式装置进行集输处理。由干式井口(类似浅水井口平台模式+平台井口的升沉补偿)和湿式井口(类似就地集输中的水下井口,如流花11-1油田和陆丰22-1油田)通过立管系统进入浮式装置,再由浮式装置进行处理和外输;如果是天然气,则通过海底管线将干气或湿气外输至陆地工厂。


3)远位集输处理。从水底输送一段距离或经过多点从水底集输至水面(在自然能量能够保证流动安全的范围内),利用水面设施如常见的远离水下井区的固定平台或张力腿、柱式平台、浮式生产储油轮(如TLP、Spar、FPSO)和半潜式浮式装置等进行处理和外输;如果是天然气,则通过海底管线将干气或湿气外输到陆地工厂。国外深水卫星油田较多采用这种集输方式,国内即将开发的流花16-2油田也将采用该方式。


4)终端集输处理。从水底输送一段距离或经过多点从水底集输到距离消费市场最近的地点进行处理,如国外一些海上气田在消费市场附近或干线管网附近建设气体厂处理深海来气。


5)混合集输处理。采用以上4种集输处理方式组合进行集输处理,由此也就出现了常见的“干式井口与湿式井口”“海底硬管线与浮式软管线、软立管及硬立管”“浮式加压处理+储存或固定式加压处理+储存”等以油气产品特征、流动保障技术、加压输送等方式形成的集输方案和技术路线。


1.2 南海深水陆坡区油气田开发主要集输方式的选择

针对南海北部陆坡区荔湾3-1深水气田工程,首次提出了“深-浅-陆”的开发模式,即以“水下井口+水下东、西两汇集区并最后汇集+双管爬坡至陆坡边缘中心处理平台+长距离预埋混输管线+陆地天然气处理工厂再进入广东管网”的集输开发模式。采取该模式的主要依据如下:


1)从气田所处海域条件来看:所在的南海海域台风频发、具有独特的内波流,是世界上环境条件最为恶劣的海域之一。所有露出海面的设施都须具备抵御上述恶劣环境(极限风力和波高)的能力及保证20年稳定生产的能力。该项目平台选择最有保障的固定式平台,具有安全和经济的双重优越性及我国近20年的成功运营经验;关键难题在于长距离混输流动保障技术能否保证井下油气从大陆坡的油气田位置到达大陆坡边适合建设固定平台的位置。该项目中的油气输送面临两大挑战:一是要依靠到达井口的自然能量,将井底生产的油气由海底输送至70km远的处理平台,同时须爬高1300m(图1);二是从处理平台到陆地天然气工厂的长度为261km的混输流动保障及输送至陆地天然气工厂入口端所需的能力。



2)从水深来看:按照目前全球公认的看法,对于海洋工程和装备的能力等级划分,10~100m是一个难度等级,100~300m是另一个难度等级,300~1500m则可称为世界级难题,1500~3000m则是行业的顶峰。业内习惯以水深来衡量技术水平的高低和难度,因为水深决定了采用何种装备进行钻探。而对南海陆坡区来说,特殊的地形地貌和潜在的地质灾害可能对输送天然气的海底管线和水下井口设施构成重大威胁,但我们对深水工程的风险认识尚未形成基本的量级概念。因此,从经验和实践的可能性来考虑,深水海底硬管线较浮式软管优势更为明显。


3)从保障供给来看:荔湾3-1是以天然气为主的凝析气田,加上一起开发的周边气田如番禺34/35等(图2),主要市场是珠三角经济区,天然气上岸后进入广东管网,进入管网的天然气量占到整个管网50%以上的供应量;但每年可能有3~4次台风经过和影响整个生产区域,保障天然气稳定供给是最大挑战。因此,集输系统中的关键中心处理平台的选择(浮式平台或固定平台)以及评估所选择平台的安全可靠性成为保障供给的核心议题。



4)从海洋工程油气集输来看:荔湾3-1气田位于南海北部深水陆坡区中下缘,地处南海大陆坡上一个缓坡的区域。该气田到大陆坡边缘的直线距离为69km,在这样一段坡上分布着10多条深浅不一的沟壑,在混输流动性保障前提下采用硬管顺着沟壑铺设是最佳选择,但管线连接将由原计划的直线连接变成3段折线连接,混输距离将增加10km以上,流动保障可能接近当时的输送极限。


此外,该气田在深水海底区域形成2个海底井组区,分别将5口井的油气汇合,再由2个海底井区向中心点汇集后开始爬坡。而1500m深水海底意味着150个大气压、接近0℃的低温,并形成从水下1500m至水下200m处的陆坡边缘的大高差油、气、水多相混输。这是本文所提的“深-浅-陆”开发模式的主要依据,特别是概念设计中提出的双管回路即海底至陆坡边固定处理平台的双管输送模式为生产初期和气田后期的低产量单管运行、单管出现大量积液时的循环路径携液、应急互备保证最低输量的安全保障模式等创造了可能。


5)从建设“中心集输处理工厂”工程角度来看:年天然气处理能力120×108m3的超大型海上油气集输处理设施要在远离大陆超过260km的海上建设,同时须提供24MPa的出口端管线压力,成为海洋工程史上划时代的巨型工程,初步估算平台总重约70000t,且经研究发现该方案的经济性和稳定生产的优势均大于浮式平台。如果在陆地建设同样处理量的处理工厂,加上遥控整个水下生产部分和进行脱水、水处理、乙二醇再生、乙二醇储存部分,即使不考虑储油和轻烃分离部分也至少须占地15×104m2以上。


6)从工程开发难度来看:针对荔湾3-1工程,很多专家学者都在问一个问题,即同时期中国海油正在建设的“适应全球,针对南海”的“海洋石油981”等深水系列装备,其作业水深可达3000m,那么荔湾3-1工程开发的技术难度在哪里?仅以台风为例,“海洋石油981”是可移动钻井平台,当遇到最恶劣天气(超级台风等)时,可在台风预报的有效时间内处理好井下安全,进行有计划的平台整体撤离,无需抵抗过于恶劣的天气。但荔湾3-1集输平台在超级台风来袭时,为了保障珠三角地区天然气的正常供给,生产必须保持稳定进行,因此设计寿命20年的平台要经受住数十次恶劣台风的冲击,保证平台天然气输入、输出系统安全和全集输系统流动安全的挑战难度非凡。


2 南海深水陆坡区油气集输工程主要技术创新


2.1 揭示了深水油气田多相混输系统中水合物生成热动力学耦合机制,提出了1500犿深水大高差双回路多相集输安全保障技术,创建了南海深水陆坡区油气田“深-浅-陆”集输工程模式


1)揭示了深水高压低温环境下天然气凝析液混输系统中水合物生成、生长、聚并的热力学和动力学耦合机制,完善了水合物壳双向生长预测模型,确定了深水天然气凝析液混输体系中水合物形成的条件。


2)剖析了基于边界摩尔质量特征化的天然气凝析液混输系统热力学机理,建立了涵盖焦汤效应、势能影响的油、气、水多相稳态流动模型,提出了耦合相间传质的瞬态模型,发展了多层次天然气凝析液混输流动预测方法;构建了基于多相流型判断、相态与水力热力耦合场分析的流动分析系统。建立了荔湾3-1气田群井筒-水下设施-管网的一体化多相混输系统耦合分析模型和低温区多相冷凝水腐蚀预测方法;开发了深水回接系统的集输压力体系、清管策略和水合物动态控制工艺;研发了深水高温区双金属复合管和低温区碳钢相结合的多相腐蚀防控技术。提出了深水长距离、双回路油、气、水多相集输安全保障技术方法。


3)针对我国南海北部陆坡复杂的环境条件,创建了由深水水下生产系统、长距离大高差多相混输管道、超大型平台及陆地终端组成的“深-浅-陆”油气集输模式;建成了质量超7万吨级的天然气集输和处理中心平台,为“深-浅-陆”开发模式创建了中转基地;建成了设计规模可达200×108m3/a处理能力的亚洲最大的环保型终端,为深水油气提供了陆上接收处理基地。依托荔湾3-1深水气田工程践行了深水陆坡区油气田“深-浅-陆”集输工程模式(图1),与采用深水浮式工程模式相比具有显著的安全和经济优势,并保障了稳定供气。


2.2 突破了超大型海上油气集输处理系统设计建造和安装关键技术,完善了超大型海上天然气集输平台安全保障技术体系


1)开发了风、浪、流和南海特有内波流耦合作用下的导管架平台设计技术,提出了超大型导管架滑移下水智能分析方法,从而实现了导管架下水姿态全过程的实时跟踪分析。研发了导管架桩腿存储乙二醇技术,实现了4个桩腿乙二醇存储量达2000t,大大减轻了上部组块的重量,同时为深水集输系统中水合物防控提供了有力的保障。


2)开发了复杂工程地质条件下的超长钢桩设计和安装技术,单桩直径达2743mm、长158m、质量750t、入泥135m,创造了钢桩直径、长度和质量的世界记录。攻克了海底岩土交互地层下的桩尖设计技术及200m水深水下打桩动态监测技术。


3)开发了超大型深水天然气集输平台高精度多点同步控制载荷转移就位技术、超大型导管架建造过程中多台不同型号吊机联合作业及吊装三维仿真技术以及超大型导管架高效焊接技术,实现了大型平台建造技术的重大突破。


4)开发了超大型结构物设计、模型试验、虚拟仿真、安装实测的四位一体循环验证技术,通过分析海上结构物安装全过程的实时监测数据,验证并提高了设计技术和试验方法。


5)开发了基于三维模拟海床的路由评估方法,研发了高压、大口径(762mm)、小径厚比(20.7~23.9)、长距离(261km)海底油气混输管道稳定性分析及保护技术。


6)研发了海洋平台多源、多因素耦合安全分析技术和火炬分区排放技术,解决了平台排烟对直升机起降影响的定量评价问题和大型天然气平台火炬排放对平台安全影响的问题,完善了超大型海上天然气集输平台安全保障技术体系。


2.3 突破了高分辨率深拖工程物探和深水工程地质调查分析核心技术,自主建立了深水工程勘察装备与技术体系以及南海北部陆坡区工程地质灾害识别和评价方法


1)形成了以双船定位深拖作业和崎岖海底地层畸变校正技术为核心的高分辨率深拖调查、处理和解释技术,达到了1500m水深多波束测深精度优于水深的0.5%、浅地层剖面纵向分辨率优于0.3m的国际先进水平,从而形成了完善的深水工程勘察技术体系。


2)研制了国际先进的2000m水深海床原位测试及取样综合系统,静力触探测试深度达到海床下40m,原位十字板剪切试验和T型触探试验(T-Bar-Testing)深度达到20m,恒速率固定活塞取样长度达到12m。自主研发的基于钻井液压力驱动的3000m水深工程地质钻探取心工具可实现不起钻连续取心,创造了1720m水深钻孔100m取样收获率达87.3%的国内记录。建立了基于原位测试、钻孔取样和岩土分析相配套的深水工程地质分析技

术,打破了国外垄断。


3)建立了深水地质灾害识别、评价技术体系,开发了地质灾害风险辅助决策系统。剖析了南海北部陆坡区地质灾害成因,形成了相应的地质灾害识别技术及地质风险评价方法;建立了南海北部陆坡滑坡失稳预测模型,开展了基于深海峡谷区海底管道地质灾害风险定量评价;研发了地质灾害风险评价辅助决策系统;建成了涵盖南海北部陆坡区17500km2的深水工程地质环境数据库,实现了南海深水海底环境的多学科数据标准化管理及地质灾害风险的准确高效评估。


2.4 研发了高压及小径厚比海管、双金属复合耐蚀海管、水下管汇及管端件等关键材料和设备,初步建立了水下核心设备的国产化体系


1)实现了高压、大管径、小径厚比、高强度海底管道的国产化。荔湾3-1气田采用了2条管长79km、管径558.8mm的深水海管及1条管长261km、管径762mm的浅水海管,海管质量共计19×104t,全部为国产海管。攻克了低温断裂韧性控制(钢管壁厚30.8mm以上,要求耐低温-10℃,落锤撕裂试验冲击断口剪切面积≥85%)和强塑韧性匹配控制难度大、径厚比(20.7~23.9)、性能稳定性要求高(屈服强度允许波动范围100MPa)等系列挑战。研发出了高压力、高钢级、小径厚比的厚壁直缝埋弧焊管,实现了海管的批量化生产,填补了国内空白。


2)实现了深水海底双金属复合管的国产化。研发了复合管椭圆度误差控制技术、管端自动堆焊技术、管端精车和整圆新工艺,提高了管端堆焊层质量、尺寸精度、海上铺管对中效率和焊接效率;研发了复合管焊接接头机械性能与抗腐蚀性能测试技术,并实现了高品质复合管大批量生产。


3)实现了水下管道终端、在线水下管汇和水下泵橇块国产化。开发了海底管线终端、在线水下管汇和水下泵橇块的设计、制造和安装技术。攻克了水下装备制造、焊接与表面盐分控制、安装适应性分析、水下精确定位控制和吊装等技术难题,形成了相应的设计、建造和安装技术体系,并建成了国内首个水下产品制造与测试基地,成功实施了26台水下产品的国产化,打破了国外垄断。


2.5 构建了深水油气田生产运维及基于泄漏爆炸模式的应急体系,初步研发了1500m深水海底管道应急维修技术及配套机具


1)开发了深水远距离生产监测、预警及管理系统。基于对深水湿气回接系统的油、气、水多相流动态仿真,首次实现了油、气、水多相流型实时识别,水合物堵塞、腐蚀和出砂等危险工况预警,优化了药剂注入和操作流程,并实现了1500m水深远距离气田台风模式运行,保障了荔湾3-1气田群的安全、稳定运行。


2)建立了深水油气田泄漏、爆炸应急体系。开发了中心集输处理平台立管和海底管道三维泄漏模拟分析方法,提出了泄漏和爆炸的应急预案及处置方案,已在南海深水多个区块开发工程中得到了应用。


3)研制了1500m水深水下设施应急维修技术和配套机具。研发了集主动防控和靶向解堵于一体的应急解堵工艺和解堵装置;针对深水海底管道的不同损坏形式,研制了深水海底管道封堵装置和水下机器人(ROV)介入维修机具,形成了相应的应急处置方案。


3 工程方案实施效果


通过南海深水陆坡区油气集输工程的主要技术集成创新,2014年荔湾3-1深水气田建成投产,标志着我国具备了自主开发深水油气田的核心技术能力,达到了国际先进水平。荔湾3-1气田的建成投产以及成功实现水深280~1240m的流花19-5、番禺34-1/35-2/35-1和流花34-2等周边气田的滚动开发,标志着“深-浅-陆”和“先集后输”的深水陆坡区域油气田一体化布局和滚动开发策略的成功实施,为经济有效和安全地开发南海北部陆坡的深水油气资源打下了坚实的基础。


荔湾3-1深水气田及周边气田油气集输工程项目突破了5大方向、20项核心技术,所创建的1500m水深油气集输工程技术体系经过了实践验证,总体达到了国际先进水平,其中4项技术为国际领先。2014年,荔湾3-1气田工程被《Offshore》评为世界五大深水海洋工程项目。截至2017年底,最远单井LH34-2-1井多相回接距离长达103km(居世界第五),该示范工程已为珠三角地区稳定输气110.3×108m3,项目投产后创造直接经济效益达146亿元人民币,技术创新成果推广应用创造产值约324亿元人民币。


4 结束语


依托国家科技重大专项“南海深水油气开发示范工程”,南海深水陆坡区油气集输工程项目建立了具有自主知识产权的1500m水深油气集输工程技术体系,建成了我国第一个深水油气田—荔湾3-1示范工程。该工程项目所开发的相关技术已推广应用到我国南海深水油气田开发工程如陵水17-2、流花16-2以及西非、巴西、墨西哥湾等合作区块深水油气田工程,所形成的创新开发模式及技术等为我国南海区域油气田的开发提供了基础,对我国能源安全战略具有重要意义。




(以上文章转载于《中国海上油气作者: 海洋石油工程股份有限公司 金晓剑 陈荣旗 朱晓环  | 海洋油气网整理发布)

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