流花4-1油田開發項目中的技術集成創新及應用

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(中海石油(中國)有限公司 深圳分公司，廣東深圳 518067)

10多年來，中海油從與外方聯合開發水下生產系統，到聯合作業，再到獨立作業，直至自主完成水下生產系統大型修復作業，積累了深水油田開發、運維的經驗[1-3]。流花4-1油田于1987年由阿莫科東方石油公司鉆探發現，并于2008年由中海石油有限公司深圳分公司主持的LH4-1-A4h探井發現了更大的控制儲量，此后的油田開發預研表明，利用8口井的水下生產系統遠程接入現役流花11-1油田進行依托開發是最為合適的開發方案。該油田總體開發方案(ODP)于2010年3月獲公司批準，2012年9月底全面投產。在油田的開發過程中，多項技術集成創新并得以成功應用，為油田的順利投產創造了條件。

1 流花4-1油田開發方案簡介

流花4-1油田位于中國南海珠江口盆地中央隆起帶東沙隆起西南部29/04區塊，距香港約215 km，距深圳約240 km，位于流花11-1油田生產平臺西北部約11 km處。探明石油地質儲量3 026.67×104m3，溶解氣地質儲量為2.72×108m3，海域水深260～300 m。該油田經濟壽命預期15年；新增生產設施設計壽命為20年。

圖1 流花4-1油田設施示意

流花4-1油田采用新建水下生產系統并依托流花11-1油田現有設施進行開發。見圖1。

具體方案為：流花4-1水下生產系統采用中心管匯+衛星井(CLUSTER)的方式，在流花4-1油田區域新建8口井的水下生產管匯(生產管匯末端預留接口)，通過1條4 572 mm×5 588 mm(18 in×22 in)長度約11 km的雙層保溫海底管線輸送到流花11-1油田，流花4-1的井液與流花11-1油田井液在新建的橋接管匯上混合后，通過已有2條13.5、2.8 km海底管線輸送到“南海勝利”號FPSO上進行處理、儲存和外輸。

流花4-1油田水下系統的控制采用復合電液控制方式，水下生產系統的上部控制模塊設置在流花11-1油田“南海挑戰”號FPS上，其控制信號、液壓動力及化學藥劑從流花11-1FPS通過約14 km的臍帶纜輸送到流花4-1油田水下生產系統處，通過水下分配單元SDU分配到各井口的水下控制模塊SCM。

流花4-1油田采用雙電潛泵采油，電潛泵由流花11-1FPS上動力模塊VFD為其供電，通過3條約14 km的海底電纜將電力輸送到水下電力分配單元(SPDU)，然后分配到各采油樹。

2 油田開發過程中的技術創新

2.1 永久系泊系統惡劣海況下快速解脫與回接成套技術

由于“南海挑戰”號FPS生產平臺錨泊系統是永久性錨泊系統，因此和其它鉆井平臺如NH5號鉆井平臺的最大區別是整條錨鏈并不回收到錨鏈倉內，其錨腿設計也有很大區別，錨鏈和錨纜尺寸和規格都比較大。 “南海挑戰”號FPS的錨泊系統在解脫之后還要在平臺塢修后重新回接，所以解脫作業不能是破壞性拆除，甚至絕對不允許損壞錨泊系統的任何部件，因此需要采用合理的錨泊系統解脫作業技術。

為減少海上施工工作量，在考慮拖航吃水較深、錨纜艙容積等因素后，認定在塢修船廠更換平臺鏈。

經過多方討論、評估和比較，并依據平臺鏈因腐蝕嚴重必須更換的實際需要，確定流花11-1 FPS錨泊系統的最佳解脫方案：在每根錨鏈的120.65 mm(4.75 in)平臺鏈和直徑132 mm鋼纜之間的連接部位斷開，然后回收平臺鏈到平臺后隨平臺一起進塢修船廠更換，下部的鋼纜及加重鏈等存放在海底等待回接。

配套的技術還包括要求高難度、大現場已得到驗證的平臺限位技術，國內首次在海上作業中應用的孤立波實時監測技術等。

平臺解脫作業自2011年10月21日開始，主作業船 Normand Clough到流花油田現場作業后，在冬季季風極端惡劣的環境條件下，克服種種困難，歷時10 d，其中純作業時間5 d，天氣待機5 d，于11月2日完成了平臺錨泊系統解脫任務。

平臺回接作業自2012年5月8日開始，從回接第一根錨鏈用時17.75 h，到回接最后一根錨鏈僅5.3 h，通過不斷總結經驗，優化施工程序，使得平臺回接工作比計劃提前了7 d完成，用時5.5 d完成11根錨鏈的回接工作。

半潛式平臺永久錨泊系統的解脫、回接和再利用在國內尚屬首次，尤其是在風高浪大的季風季節，其施工難度大、風險高。此次平臺解脫所使用的創新技術使平臺解脫效率得到大大提高，純作業時間比原計劃減少一半的時間，按船天費率計算約直接節省費用2 000萬元。

2.2 老舊臍帶纜解脫、海底存放和回收成套技術

流花11-1FPS月池周圍懸掛的30條電潛泵電纜、臍帶纜和服務立管必須一條條解脫回收，采用常規的收上平臺滾筒存放的方法費時費力。需要動用鉆機， 回收程序復雜，平臺停產時間顯著延長。為此，自主研發快速解脫、海底存放和回收再使用成套技術，見圖2。

圖2 海底存放結果

2.3 老舊水下設施改造、新舊對接技術

為依托現有流花11-1水下設施，需對現存的2根舊跨接管P1/P2(圖3中虛線)進行拆除，在原有的管接頭和新安裝的橋接管匯基礎上，安裝4根新跨接管(圖3中粗實線)。

圖3 流花4-1水下接入流花11-1示意

流花11-1油田水下設施的跨接管接頭是FMC torus III系列早期產品接頭形式之一。該產品可通過液壓功能便捷地對接頭進行軟著陸/鎖緊/解鎖/提升等操作，在液壓功能失效時，還可以通過過提活塞體，對接頭進行機械解鎖。

舊跨接管的拆除工作綜合應用了以下創新技術。

1)ENERPAC JACK TOOL液壓上頂解鎖。與運用索具過提相比，此工具施加的上頂力穩定，避免了使用吊機上提索具時海況引起的波動，且彌補了索具長期存放水下引起的載荷能力減弱。

2)水下跨接管切割釋放應力。ROV應用切割機具對跨接管進行切割，釋放了由于跨接管變形引起的存在接頭內的應力。

3)過提與液壓上頂結合應用。在施加最大上頂力的前提下，反復漸進地增大索具過提力，松動接頭內部卡住的結構，最終成功將P2的海管端解鎖。

流花11-1兩根舊跨接管拆除，是國內首次對在300 m水下使用長達16年的此類設施進行拆除并部分重新利用。施工的成功，為以后更好地開發利用及改造老油田水下設施提供了寶貴經驗。舊跨接管的拆除為流花4-1開發項目順利實施奠定了堅實的基礎。

2.4 隨線海管終端研發及其安裝技術

海管終端作為海管與管匯及儲油系統連接的關鍵環節， 深水和淺水鋪管的顯著區別在于深水終端需要隨海管鋪設下去而非像淺水那樣獨立吊裝，由于安裝技術不同，導致從設計、制造到安裝與淺水終端相比，都面臨很高的技術難度。

由于受到鋪管船張緊器和托管架的限制，PLET采用分體設計的方式，見圖4。

圖4 PLET三維仿真

本體由一機構部件組成，在底部一10 m×10 m的防沉板上滑移。在設計過程中考慮的內容有尺寸、機械設計、滑動、沉降、沖刷、防沉板結構和尺寸等難點；海管和跨接管的熱脹冷縮是設計過程中需要克服的最難的問題，整個設計過程與管匯和跨接管承包商進行了多次溝通協調，解決了各種技術難題，完全改變了FEED階段的設計方案。

設計階段的難點在于海管的膨脹(兩端各有1 000 mm左右)引起PLET的滑移，該滑移方向不確定，而跨接管的膨脹和收縮量相對較小，但對連接器的旋轉角度要求很高，因此對PLET滑移方向有嚴格的限制，經多次計算校核，最終確定了分體式設計方案。

PLET的安裝是非常重要的一環，設計過程中充分考慮到安裝的各項要求。首先是防沉板的安裝，防沉板的尺寸為長×寬×高為11 m×10 m×0.4 m。安裝精度要求為目標區域為3 m×3 m； 傾斜角度為±5°。

安裝下水后，經測量，著陸的位置在目標區域，PLET1(流花11-1側)僅有9 cm的偏差，傾斜度為3.9°；PLET2(流花4-1側)為50 cm的偏差，傾斜度不到1°。兩端PLET的安裝情況均符合設計要求。

2.5 大型水下管匯、跨接管國產化建造及測試技術

流花4-1橋接管匯的國內制造是國內首次制造類似大型水下管匯， 管匯設計重100 t， 包含水下閥門系統、水下連接器系統、ROV操作面板、溫度壓力變送接口等，對焊接、防腐、尺寸精度控制等要求極高。而大型水下跨接管制造測試技術同樣屬于國內首次， 項目涉及6條4 064～4 572 mm(18 in)、8條2 032 mm(6 in)垂直連接跨接管，每個跨接管安裝兩個垂直液壓動作連接器，跨接管最長達28 m， 高度達到14 m， 跨接管制造對連接器的縱、橫傾角、相對高程、相對距離偏差要求控制非常嚴格， 需要復雜的調平工裝。 采用國外廠家現場質量控制， 培訓和使用本地焊工， 通過多方聯合現場監控，保證了國產化制造的成功。

2.6 平臺主電站國產化技術

“南海挑戰”號平臺主電站因流花4-1 接入， 需要增加電力容量，項目首次在大型浮式平臺上使用國產主電站， 新增兩臺各5 500 kW重油發電機組。項目解決了浮式平臺對機組搖擺角的要求、新的氮氧化物排放要求、空間限制、新舊異型機組并網等技術難題。

2.7 雙電泵采油電力系統技術集成應用

根據以往的使用經驗，電泵的平均使用壽命為3.5年，也就是每口井3.5年就要修井一次,為其更換電潛泵。如果使用雙電潛泵，即一臺電泵工作時，另一臺電泵處于備用狀態；當一臺電泵故障時，另外一臺泵能通過平臺中控室遠程控制其切換至工作狀態繼續生產，這樣就能提高油井生產時率。依據建模計算和實驗統計，修井頻率可延長至5年修井一次。因此，流花4-1油田8口井的修井頻率為1.6次/年。而如果使用單電潛泵，修井頻率則為2.3次/年。

雙電潛泵采油系統包括帶雙通道高壓電穿透油管掛的采油樹、水下高壓電切換開關及其控制系統和雙電潛泵完井管串等。這項創新技術在亞洲尚屬首次應用。

流花11-1油田水深310 m，流花4-1油田至流花11-1油田電纜長度為14 000～14 200 m，電潛泵埋深為1 500 m左右, 所以從平臺變頻器間至井下電潛泵，其距離超過15 000 m。這在所知道的海洋石油工業中尚無類似案例可供參考。

流花11-1油田的25口井所使用的電壓源型變頻器從過去10多年來的使用情況來看是相當穩定可靠的，但電壓源型的變頻器在這種遠距離驅動方面有著先天不足之處，就是這種變壓器產生的高次諧波在遠距離傳輸過程中將不斷疊加，使遠端的電潛泵工作的穩定性受到較大的干擾，尤其是在電泵啟動時干擾更為突出。

電流源型的中壓變頻器很好地解決了這個難題。對稱門極晶閘管功率元件SGCT作為現今綜合性能最好的高功率器件，其電流源型變頻器采用高高變頻方案，無需輸出變壓器，為節約空間提供了可能。尤其是在南海挑戰這種海上平臺，空間非常昂貴的地方，體積小是非常必要的。其集成的門極驅動電路，420 Hz開關頻率，特定諧波消除技術，幾乎完美的正弦波輸出，新舊電機皆適用，輸出距離理論上沒有限制，電機運行更平穩。

流花4-1油田開發水下8口采油樹均使用雙電潛泵ESP A-ESP B冗余切換操作，與之相配合，水下采油樹上設計有高壓電泵切換開關實現雙電潛泵的自動安全切換，采用雙電潛泵以及水下高壓電泵切換開關可以減少修井頻率甚至避免修井，從而提高油田穩定運行時間，保證原油產量，這一技術在國內海上油田屬首例應用。

為實現雙泵切換，開關安裝在各個采油樹的樹帽上，由平臺控制系統送電通過12 km的水下電纜傳送電源和12 km的臍帶纜(電液復合纜)傳送切換信號，流花4-1控制系統通過主控制臺發送電信號控制水下控制模塊SCM中的電磁閥，電磁閥換向后改變液壓回路，通過液壓驅動高壓開關動作，從而實現雙泵自由切換。

2.8 簡易聯頂技術應用

水下系統完井通常使用全功能測試樹作為完井測試工具，該工具全球只有獨家可以提供， 通常采用租用方法， 租金昂貴，操作復雜。經過初步測算，從采油樹在工廠測試時開始租用到完井結束， 租金需要數百萬美元。經過相關技術討論， 并結合流花11-1油田的使用經驗， 項目大膽確定購買簡化測試樹系統工具。該套工具價格相對低廉，使用簡單， 并適合流花4-1低能量油藏的使用。該技術的成功應用，節約了大量費用， 并對未來油田的修井作業提供了工具保證。

2.9 水下清管試壓技術應用

流花4-1油田的海管兩頭都在水下300 m左右的海底，不同于常規海管可以實現平臺上部清管試壓，該項目必須使用水下收發球和試壓技術實現對海管鋪設質量的驗證。見圖6。創新使用了跨接管連接器、水下ROV熱插拔接頭、可追蹤清管球、水下收球指示器、溫-壓曲線的合理應用等技術，使得清管試驗工作非常順利， 并節約了大量的試壓時間。

圖5 水下清管試壓示意

3 結論

流花4-1油田開發作為中國國內首次自主開發的深水油田，看起來只是一個普通的水下系統回接的依托開發方案，但其中的技術挑戰和困難是顯而易見的。首先是所依托的流花11-1油田已超期服役16年，半潛式平臺永久錨泊系統如果不能保護性解脫、老舊的跨接管如果不能保護性拆除，將直接影響到流花11-1油田的及時復產及流花4-1油田的投產。再者，邊際油田遠距離依托開發，井口上部沒有支持平臺。為提高生產時率，降低生產作業費用，集成創新和應用了雙電泵采油系統及相關的最新配套技術如遙控水下高壓切換開關等，遠距離的電潛泵變頻驅動技術應用也成為典型案例。另外國內首次研發的海管終端PLET等打破了國外的技術壟斷。這些技術集成創新和應用， 是國內自主管理深水油田開發的首次成功嘗試，為我國海洋石油走向深水積累了技術和經驗。

[1] 海洋石油工程指南委員會.海洋石油工程指南：海洋石油工程深水油氣田開發技術[M].北京：石油工業出版社，2011.

[2] 冒家友，馮麗梅，原慶東.流花4-1電纜和臍帶纜安裝技術及應用[J].船海工程，2014,43(2):109-114.

[3] 原慶東，冒家友，劉義勇，等.流花11-1油田水下跨管拆除技術要點分析[J].船海工程，2014,43(2):105-108.