工程創新技術在南海西部邊際油氣田開發中的應用

喻發令 羅振欽 鄒道標

(中海石油(中國)有限公司湛江分公司 廣東湛江 524057)

目前在國內海上油氣田開發項目中，利用導管架平臺和鋼制海管的開發模式最為廣泛且技術成熟。根據歷年的項目經驗，海上油氣田開發工程投資中，導管架平臺結構與海管方面的投資約占工程總投資的70%，該項投資直接制約著邊際油氣田能否得以成功開發[1-2]。面對低油價環境及海上邊際油氣田實際開發中遇到的各種問題，中國海油在海洋工程前期研究及工程建設階段逐漸積累了一整套有效控制成本、提高效益的工程技術，如三直腿三裙樁新型導管架[3-4]、加掛井槽[5-6]、國產軟管[7]、電力組網[8-9]、井口控制盤[10-11]、遠程儀控[12]等技術。本文主要對近年南海西部邊際油氣田開發及調整工程項目中應用的新技術進行系統總結，以期形成一整套邊際油氣田開發技術體系，為進一步降低工程投資成本，促進更多邊際油氣田開發提供參考。

1 三直腿三裙樁新型導管架技術

2010年南海西部新建的潿洲11-1RP平臺在總體開發方案中為獨腿三裙樁導管架平臺(圖1a)，該平臺模式在之前的潿洲6-1平臺已有使用。根據前期工程經驗，發現此類平臺在建造及后期運營階段存在以下缺點：裙樁跨距大，運輸船舶要求高，海上安裝難度大；單腿不利于立管分布和擴容，甲板空間有限，擴容能力差；惡劣天氣時平臺水平位移較大，穩定性差。針對上述不足，提出了導管架設計改進思路：首先單腿變多腿，減小裙樁跨距大以及立管分布和擴容問題；其次增加甲板空間和擴容能力，同時有效控制投資。在充分研究潿洲油田眾多導管架結構的特點及以往導管架的設計、施工經驗后[13]，提出了三直腿三裙樁新型導管架方案(圖1b)。

經過優化設計的三直腿三裙樁導管架與獨腿三裙樁導管架相比具有如下優點：增加了平臺的穩定性；三腿有利于立管和斜撐分布，增加了未來新建平臺依托開發的擴容能力；裙樁跨距變小，便于海上運輸和安裝，節省了成本。

除了與獨腿三裙樁導管架相比外，三直腿三裙樁導管架與常規的主樁斜腿導管架相比，也有較多優點：主樁改為水下樁，可節省鋼材質量約200 t；省去主樁的接樁工序和過渡段的安裝工序，可縮短安裝工期4 d。因此，在后續較多邊際油氣田開發中均使用了三直腿三裙樁導管架技術，有力地推動了潿洲海域多個邊際油田的成功開發，如潿洲11-2A平臺、潿洲11-2B平臺和潿洲11-4NC等。

圖1 獨腿三裙樁導管架(a)與三直腿三裙樁導管架(b)Fig.1 Jacket of single leg and three skirt piles(a) vs.jacket of three straight leg and three skirt piles(b)

2 加掛井槽技術

常規油氣田開發模式成本高、工期長，制約了邊際油氣田的有效開發。依托現有設施滾動開發邊際油氣田的理念可最大化控制成本，并對現有工程設施進行潛力挖掘，力爭以較小的工程投資實現邊際油氣田的開發或調整。在這一理念的引導下，為解決平臺井槽不足的問題，提出了加掛井槽的技術理念，并結合項目實施成果總結出了加掛井槽技術實施要點，即在進行加掛井槽設計時，首先需要將擬加掛井槽的需求數量、結構重量等折算成給擬加掛平臺所帶來的額外載荷，對擬加掛平臺的樁基承載能力及結構桿件強度等方面進行校核，當樁基承載安全系數不小于1.5，且所有結構桿件UC值小于1時，表示該平臺可能具備加掛井槽的基礎條件；然后對平臺空間結構進行放樣，確定加掛井槽的位置；最后對平臺現有設施及系統進行校核，判斷是否滿足加掛井槽帶來的調整井各方面的需求，包括工藝處理系統、電力系統、控制系統、海管設施、修井機需求等。

根據加掛井槽位置及形式的不同可將加掛井槽分為內掛井槽、外掛井槽和外掛井口架。

2.1 內掛井槽技術

內掛井槽，即將新增井槽加掛在導管架內側。一般情況下，對于樁腿雙斜的導管架平臺(深水導管架平臺通常按此設計)，只能在導管架內側進行加掛；對于部分淺水導管架平臺，如在平臺內側能找到加掛井槽的空間，也可以實施內掛井槽。選擇井槽位置時，須保證井槽位置垂向的導管架各層桿件及防沉板對新增井套管下入沒有影響，同時應盡量減少對平臺現有設備的移位，以免增加項目投資。

2012年，針對文昌15-1A平臺井槽數不足的問題，通過對平臺樁基承載能力、結構桿件強度等校核、空間放樣以及將受影響的部分設施及管線進行移位后，成功在原平臺井口區南側完成內掛一口井槽(圖2)。同時，平臺修井機在進行適應性改造后也滿足了覆蓋新增井槽對新增調整井實施修井作業的需求。

圖2 文昌15-1A平臺內掛井槽Fig.2 Internal adding well slots of WC15-1A platform

2.2 外掛井槽技術

外掛井槽，即將新增井槽加掛在導管架外側上。相對于內掛井槽，外掛井槽能減少對平臺現有設施的影響，適用性更廣。針對樂東22-1平臺井槽數量不足的問題，考慮到該平臺井口區西側導管架樁腿為外斜形式，對該平臺導管架樁基承載、結構桿件強度等進行了校核[13]，結果表明滿足外掛4口調整井槽的需求。同時，為滿足新增調整井地面采油設備布置的需要，對平臺各層甲板的外掛井槽區域甲板進行了外擴。最終實施完成的樂東22-1平臺外掛井槽如圖3所示。

2.3 外掛井口架技術

外掛井口架，即在原平臺外側新增帶簡單導管架及上部平臺設施的加掛井槽。該技術方案是2010年為解決潿洲11-4北油田調整時井槽不足的問題而提出的。研究之初，擬采用已有的外掛井槽技術，但面臨2個方面的難題：一是油藏調整提出7口井槽的需求，井槽數已超過原加掛井槽的實施經驗；二是原平臺為兩腿井口平臺，樁基承載能力已無法支撐因增加井槽而帶來的橫向載荷，且平臺設備空間布置有限，新增調整井所增加的地面控制設備已無布置空間，因此簡單加掛井槽的結構形式已無法通過校核。在對簡單加掛井槽技術的局限性進行分析后，提出在原平臺外側增加簡單導管架結構的方案。經過設計校核并反復優化，成功在潿洲11-4N平臺井口區外側新增一座含1層甲板的4腿(含2個水下腿)簡易井口架，同時甲板與原平臺甲板連成一體(圖4)，以便調整井所需新增地面設備的整體布置和生產操作。

圖3 樂東22-1平臺外掛井槽Fig.3 External adding well slots of LD22-1 platform

圖4 潿洲11-4N平臺外掛井口架Fig.4 External wellhead support frame structure of WZ11-4N platform

“十二五”期間，在潿洲11-4北平臺外掛井槽項目成功實施的基礎上，又先后在南海西部實施了3個外掛井口架項目,但這些油田調整項目與潿洲11-4北油田調整井項目存在類似問題：調整井數需求多，原平臺結構余量不足等；在外掛井口架設計時，井口架結構不拘泥于潿洲11-4北的井口架形式，而以具體調整井項目的實際需求及最大化控制投資成本為原則進行外掛井口架優化設計。在后續3個外掛井口架項目中，為了充分利用老平臺修井機對新增井口的修井功能，外掛井口架須進行精確就位，以保證在頂甲板主梁上可精確布置修井機滑軌，滿足原平臺修井機滑移到外掛井口架，實現對外掛井口修井作業的要求，也充分實現了高度依托原有設施實現降本增效的目的。目前潿洲油田群已成功實施的4個外掛井口架項目見表1。

表1 潿洲油田群外掛井口架技術應用實例Table 1 Application of external well head support structure in Weizhou oilfields

2.4 綜合效益評價

截至2017年，南海西部先后在文昌15-1A、東方1-1CEPA/E、樂東22-1以及潿洲11-1N等多個平臺成功實施了加掛井槽，也積累了豐富的混合氣潛水、管卡對中/調平技術和平臺開孔/改造等施工技術和經驗。加掛井槽技術以其工程工期短、工程投資少以及生產運營成本低(沒有增加獨立的工程設施)等諸多優點，成功推動了南海西部多個油氣田的調整開發，具體項目實例見表2。據統計，對于常規井口平臺開發模式(配修井機、海管)，工期需要2年及以上，項目投資需要5億元人民幣以上。對比表2可以看出，對油田項目調整方案采用加掛井槽技術，經濟效益十分顯著。

表2 南海西部加掛井槽技術應用實例Table 2 Application of adding well slots technology in western South China Sea

3 國產軟管技術

長期以來，海底管道主要采用鋼制海管，但由于其鋪設速度慢、鋪設工程船費率高導致鋪設成本很高，在很大程度上阻礙了部分邊際油氣田的成功開發。而軟管具有鋪設速度快、無需安裝膨脹彎、整體安裝工期短且鋪設所用工程船費率低等優點，但軟管需進口，價格昂貴且交貨期長，成為軟管在國內推廣的主要制約因素。因此，國產軟管的研發迫在眉睫。

國產軟管首先在注水、注氣等方面進行了試驗和試用。2009年，為了實現潿洲6-1油田復產，首次使用國產軟管代替鋼制海管，從潿洲12-1生產輔助平臺鋪設一條11.5 km軟管輸送高壓天然氣至潿洲6-1平臺，節省了投資約4 000萬元。在隨后近8年的時間，通過與國內軟管廠家扎實推進國產軟管的應用范圍，輸送介質由注水、注氣延伸至輕質油、高凝點油，軟管內徑由74 mm增加至300 mm，水深環境由潿洲海域的30 m擴展至文昌海域超過100 m，壓力從4 MPa提高至22.7 MPa，最高設計溫度也達到了85 ℃。圖5為潿洲6-13平臺至潿洲12-1PUQB平臺的混輸保溫軟管結構圖，該軟管輸送介質為凝點達到36 ℃的油水混合物，代表了國產軟管目前較高的技術水平。

圖5 潿洲6-13平臺至潿洲12-1PUQB平臺混輸保溫軟管結構Fig.5 Structure of mixed heat insulation hose from WZ6-13 platform to WZ12-1PUQB platform

近年來國產軟管的技術水平顯著提高，并因其自有的特點和優點在南海西部得到了大力推廣，已累計節約工程投資數億元人民幣，也推動了多個邊際油氣田的成功開發。表3為國產軟管(截至2017年12月)在南海西部的應用情況。

表3 國產軟管在南海西部的應用實例Table 3 Application of domestic hose in western South China Sea

4 其他創新技術

在南海西部邊際油氣田開發過程中，機械、電力、儀控、防腐等方面也取得了重大突破，逐漸形成了一整套降本增效的邊際油氣田開發新技術，包括電力組網及運用[8-9]、遠程I/O控制、無線儀表[12]等，以及眾多國產設備的研發及推廣使用，如井口控制盤[10-11]、干式變壓器、太陽能導航燈、中控系統等。例如，潿西南電力組網技術直接為邊際油氣田依托開發提供了充足而又簡單的電力保障，克服了電壓控制、頻率波動、發電機自激、勵磁涌流等技術難題[8-9]，將潿西南油田及終端的4個電站共16臺發電機組網，形成了一個總發電量為63 MW的電網。該電網自2008年正式投運以來，已陸續為10多個新油田的開發直接提供電力，節省了新油田開發所需新增發電設備而產生的高額投資，為邊際油田低成本成功開發起到了積極的推動作用。

5 結束語

通過對南海西部邊際油氣田開發工程創新技術的推廣應用，探索出了一條工期短、成本低、效益高的開發邊際油氣田道路，有力地推動了該地區邊際油氣田的成功開發，也為老油田新開發以及老油田周邊油田的開發提供了更多更有利的途徑，為促進更多邊際油氣田的成功開發提供了參考。

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