渤海浅水水下生产系统开发模式及国产化装备研制现状

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引言

自1996年中国首次采用水下生产系统开发南海流花11-1油田以来,水下生产系统凭借其可靠性高、后期受自然灾害影响小、可适应于深水开发等优势,已在海洋油气深水开发项目中逐步得到推广应用[1-2]。当前,中国采用水下生产系统模式进行海洋油气资源开发多集中在南海深水区域,如荔湾3-1气田[3-4]、流花16-2油田[5-6]、番禺35-1/35-2气田[7]以及陵水17-2气田[8-10]等。此外,深水水下生产系统核心装备国产化亦取得突破进展[11-12],为实现南海海洋油气资源的大规模开发提供了有力保障。

相比于南海广袤的海域,渤海海域面积虽然只有约7.7万平方公里,但海底蕴藏着丰富的油气资源,是目前中国海洋石油产量规模最大的区域。由于渤海是内陆浅海,水深只有几十米,因此渤海浅水油气田开发通常采用固定式导管架平台模式,再通过海管将油气传输到其他平台及陆上终端[13]。渤海油田油气开采已历经30多年,如何保证其持续高产、稳产是今后面临的主要问题[14]。目前,渤海油田数亿吨未动用探明油气储量所处位置与通航、军事等区域重叠,成为开发受限区域,传统的导管架平台开发模式不适用。因此,采用浅水水下生产系统开发模式是实现渤海浅水受限区油气田开发的必然出路。

渤海海域因其特殊的环境条件,决定了浅水与深水水下生产系统呈现显著差别。近年来,有文献对渤海海域的船舶通航航路分布[15],抛锚作业对海底管道的损害[16],以及渔业作业与海洋油气资源开发的关系[17]进行了论述,间接表明如渤海油气田采用浅水水下生产系统开发模式,需详细梳理分析上述因素对浅水水下生产系统方案设计和装备研制的影响。据此,有学者针对渤海浅水海域特点,开展了浅水水下生产系统关键技术研究[18],但针对浅水水下生产系统开发模式及适用于浅水特点的水下装备研制,迄今仍鲜见文献报道。因此,开展上述两项技术重点攻关,对推动水下生产系统在渤海受限区的应用转化,对盘活渤海受限区油气储量具有重要意义。

本文从渤海浅水受限区特殊环境条件出发,对渤海浅水水下生产系统的开发模式,以及相关核心装备国产化研制进展和技术特征进行详细论述; 在此基础上,对浅水水下生产系统的总体布局,以及水下生产系统核心装备发展提出了思考和建议。

1 浅水水下生产系统开发难点

相对于深水水下生产系统,渤海浅水水下生产系统开发模式面临更多的挑战。本文所论述的渤海浅水受限区主要包括军事受限区和通航受限区。军事受限区多以开展军事演习为主,涉及船舶通行、航道疏浚及渔业作业较少; 而通航受限区主要服务于船舶通航及渔业作业,环境条件更加复杂。深水与浅水水下生产系统的指标差异,具体表现在6方面。

1)装备尺寸。深水条件下,水下生产系统装备通常安装于数百米甚至数千米的海底泥面上,其尺寸按照常规设计即可。对于浅水海域,考虑到船舶吃水等因素,为避免船舶通行对水下生产系统装备的撞击,需对其尺寸进行紧凑型优化设计,以实现结构简易化,保障船舶通航条件下水下生产系统的运行安全。

2)防护结构。在深水条件下,水下生产系统装备的防护,仅需在其上方添加顶板保护,防止落物即可。浅水条件下,受制于船舶抛锚、渔业活动等因素,水下采油树、水下管汇等装备表面,需加装防渔网拖拽的特殊防护结构。对于通航受限区,原则上不允许在泥面以上设置任何设施,从而对该区域内油气资源的开发提出了新的挑战。

3)钻修井方式。深水海域通常采用适应水深等级更高的半潜式钻井船资源,浅水海域多动用自升式钻井船开展钻修井作业。受限于自升式钻井船钻井立管和采用地面防喷器等因素影响,浅水水下采油树井口连接器的通径为346 mm,而采用水下防喷器的深水水下采油树井口连接器的通径为466 mm。如何在保证连接器内部油管尺寸不变的前提下,优化连接器整体尺寸,同样是浅水水下生产系统需解决的难题。

4)操作维修方式。深水水下生产系统一般采用遥控作业机器人(remotely operated vehicle,ROV)实现对水下装备的辅助安装、日常巡检以及执行水下阀门的开关动作等[19]。考虑能见度等因素,浅水水下生产系统多采用潜水员辅助作业形式,但基于潮汐影响以及对潜水员安全的考虑,有效作业时间相对有限。此外,针对潜水员对装备的辅助操作维修,对浅水水下生产系统的界面设计提出了更高的要求,需要制定一套完整且安全的作业程序。

5)海洋环境。深水海域海生物生长速度慢,海水能见度高,而浅水海域海生物种类繁多且生长速度快,需在水下生产系统方案设计中详细开展海生物防控措施研究,将海生物对水下装备的腐蚀风险降到最低。另需指出的是,浅水相对深水,泥沙量高,海水能见度差,加大了潜水员辅助安装作业过程中的操作难度。

6)单井产量。与深水油气田单井产量普遍较高形成鲜明对比的是,浅水油气田单井产量相对较低,如采用水下生产系统模式进行单井开发,经济效益相对较差。故对渤海浅水油气田需考虑一体化开发模式[13]。这就要求在水下生产系统装备紧凑型设计的基础上进一步创新优化,以降低成本,进而发挥集中开发的产能优势以提高经济效益。

综上分析,浅水水下生产系统相较深水水下生产系统的技术难点,主要体现在防护结构复杂,装备紧凑型要求高,作业环境相对较差以及单井产量低等方面。当前,国际上绝大部分水下生产系统均应用于深水油气田开发,浅水油气田如采用深水水下生产系统开发模式会造成投资成本高、运行安全风险大等问题,但当前国际范围内,低成本的浅水水下生产系统应用案例很少[20],且尚未见通径346 mm油管挂中具有电潜泵水下穿越的水下采油树形式。在井口压力低、无法实现自喷的物流特性条件下,国际成熟水下采油树产品几乎无法满足渤海浅水受限区油气田开发要求。而国内在浅水水下生产系统相关装备设计、研发、测试、安装作业和运维技术体系上还不健全。因此,对水下生产系统开发模式及其核心装备的研发、测试、认证分层级推进的技术路线进行深入攻关,填补中国乃至世界在浅水水下生产系统领域的技术空白具有重要意义。

2 浅水水下生产系统开发模式及关键技术

2.1 浅水水下生产系统开发模式

1)军事受限区油气资源开发模式。

针对渤海军事受限区油气资源开发,水下生产系统面临的风险大部分来自对其整体结构强度的考验。在满足一定高度限制范围内,水下开发模式可以选择常规泥面以上的浅水水下生产系统模式。项目研究团队针对可能出现的船舶通航等情景开展风险分析,明确了水下设施的防护条件,为水下采油树、水下管汇、跨接管等加装保护装置,防止潜在的船舶抛锚、撒网以及船舶落物等对水下装备的损伤。另在水下生产系统对应海面位置设置警示浮标,提醒过往船舶绕行,降低对水下装备的损伤风险。渤海军事受限区的水下开发模式可归结为“泥面以上水下生产系统+保护装置+警示浮标”的组合方案(图1)。

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图1 泥面以上浅水水下生产系统防护方案

2)通航受限区油气资源开发模式。

针对渤海通航受限区油气资源开发,因过往船舶通航、抛锚落物、渔业作业撒网较为频繁,水下泥面以上均不允许安装有水下生产系统装备。为保证通航区过往船舶的行驶及落锚安全,同时满足采用水下生产系统开发油气资源的需要,项目研究团队设计了一种“泥面以下钢圆筒水下生产系统”开发模式(图2),将所有装备统一布置在一个埋置于泥面以下的钢圆筒结构内,从根本上解决海洋油气资源开发与通航区空间重叠的用海矛盾,形成适用于通航区的水下生产系统开发方案。在施工流程上,首先将钢圆筒深入到泥面以下(深度一般为距离泥面10 m),随后挖掘、清理钢圆筒内的泥沙,平整钢圆筒内部底面,先后下放安装水下采油树、水下管汇等装备,并完成脐带缆、海底管道从钢圆筒内的穿越连接,最后加盖钢圆筒顶盖结构,防止抛锚、落物冲击等对圆筒内水下生产系统装备造成损坏。

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图2 渤海某浅水油田开发项目“泥面以下钢圆筒水下生产系统”开发模式示意图

2.2 浅水水下生产系统关键技术

依托渤海受限区油气资源开发形成的“泥面以上水下生产系统+保护装置+警示浮标”和“泥面以下钢圆筒水下生产系统”开发模式,在国际范围内均属首创。因此,开展浅水水下生产系统开发模式关键技术攻关,对保证系统整体可靠性和安全性,固化自主设计技术体系具有重要意义。

2.2.1 紧凑型设计与集成技术

图3为某深水及某浅水水下生产系统开发项目方案示意图。可以看出,浅水开发项目中,基于浅水特殊环境中可能出现的船舶通航因素,对水下采油树、水下管汇结构均进行了简易设计,同时将水下控制和分配系统集成在水下管汇上,在减少装备数量的同时,节省了装备间的飞线连接。此外,水下采油树和水下管汇采用集中紧凑型布置形式,缩短了两者之间的跨接管和连接飞线长度。与深水水下生产系统布置形式相比,浅水水下生产系统占地面积和安装工作量均减少50%,实现了对开发成本的系统优化。

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图3 某深水及某浅水气田水下生产系统开发项目方案示意图

作为浅水通航区示范应用项目,渤海某油田浅水开发项目采用了“泥面以下钢圆筒水下生产系统”开发模式。为优化钢圆筒尺寸以减小钢圆筒制造、安装对项目经济效益的影响,在采用丛式水下生产系统布局方案的基础上[21-22],对跨接管进行超短长度设计,显著压缩了水下采油树和水下管汇间的距离,将钢圆筒直径由29 m优化为24 m,降低了水下生产系统占地面积。

2.2.2 水下异地控制技术

采用深水水下生产系统形式的海洋油气田开发项目,通常采用水下控制模块(subsea control module,SCM)与水下采油树一体化集成设计的思路。但集成SCM的水下采油树尺寸大、重量高,如应用于渤海浅水受限区将影响安装方案,并存在与通航船舶撞击的风险。因此,在渤海某浅水示范开发项目,将SCM从水下采油树中剥离并安装于水下管汇中(图4),显著优化了两棵水下采油树的尺寸及重量参数,并在国内首次实现了SCM对水下采油树的异地控制。在泥面下防护示范开发项目中,对SCM的控制功能进行了拓展,使其在异地控制的基础上,具备同时控制两棵采油树的能力,有效减少了SCM的数量,优化了水下管汇尺寸,节省了项目投资成本。

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图4 水下控制模块对水下采油树异地控制示意图

2.2.3 水下冗余通信技术

国际范围内水下生产系统主要有电力载波(回接距离较近时采用)和光纤(回接距离较远时采用)2种通信方式。在渤海浅水示范开发项目中,每台SCM均设置为支持电力载波和光纤2种通信方式。在每台SCM内部均设置2套水下电子模块(subsea electronic module,SEM),以实现任意一种通信冗余的基础上,通过再增加一种通信方式,实现了水下通信“双冗余”,极大提高了水下控制系统数据传输和指令下达功能的可靠性。另外,2种通信方式可实现无缝切换,为上部平台控制系统与水下控制系统的实时通信提供了有力保障。

2.2.4 水下全防护设计技术

对于泥面以上水下浅水生产系统开发模式(图1),基于“全防护”设计理念,除水下采油树、水下管汇设计了一种防止落物冲击和渔网拖拽的楔形防护结构外,跨接管及飞线均采用了一种金属钢板的覆盖防护形式,最大程度保护了水下生产系统装备的完整性。泥面以下水下生产系统装备防护通过钢圆筒结构实现,在钢圆筒顶盖布置有应力感应传感器,在受到外力冲击时,通过应力感应传感器输出结果,对钢圆筒顶盖的结构完整性快速做出评估,判定是否启动安全预警[23]。

2.2.5 基于潜水员模式的水下安装技术

浅水水下生产系统装备安装及回收作业,一般在潜水员的辅助下完成。当水下生产系统装备随安装工具下放时,由潜水员全程进行扶正跟踪,并在即将完成装备与水下管汇的对接时,由潜水员辅助进行定位、下放和对接操作。而后,潜水员通过操作装备上的锁紧开关,实现装备与水下管汇的机械锁紧。
对于“泥面以下钢圆筒水下生产系统”开发模式,钢圆筒顶盖设置的人孔通道为潜水员进入钢圆筒实施安装维修作业、应急逃生等提供通路。另考虑到钢圆筒内空间的封闭性,为实现水下生产系统运行状态的可视化观测,并为潜水员进入钢圆筒开展安装维修作业提供辅助照明手段,在钢圆筒内设置了闭路电视监控系统(closed-circuit television,CCTV)和半导体发光二极管(light-emitting diode,LED)照明矩阵。CCTV安装于管汇顶部,其镜头朝向跨接管和采油树方向,用以观察跨接管和采油树结构的完整性; LED照明矩阵安装于管汇底部,通过安装于管汇的专用控制盘实现与平台的电力传输。当潜水员需要进入钢圆筒作业前,打开LED照明矩阵,便于潜水员准确定位作业位置。

3 浅水水下生产系统国产化装备研制现状及关键技术

3.1 浅水水下生产系统国产化装备研制现状

综合浅水开发模式中的限制要求,项目研究团队对浅水水下生产系统关键设备和核心技术进行攻关,推进相关装备的国产化示范应用。目前,军事受限区和通航受限区水下生产系统国产化装备研制均已取得突出进展,并形成多项标志性成果。

对于军事受限区,其水下生产系统开发模式思路为:通过在示范气田新建一套泥面上基于国产化水下控制系统、水下采油树的水下生产系统,依托已建某中心平台进行开发。当前,浅水水下采油树、水下控制系统国产化研制和测试工作均已完成,并通过国际权威第三方船检机构认证,已在锦州31-1气田开发项目中成功实现了工程示范应用。其中,与深水水下采油树相比,浅水水下采油树国产化产品整体高度、质量及成本分别降低了25%、35%、40%。浅水水下控制系统尺寸较之深水减少了20%,成本降低了30%。图5为首套国产化浅水水下采油树、SCM产品实物图,其详细技术参数见表1。

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图5 国产化浅水水下采油树及水下控制模块

表1 国产化浅水水下采油树及水下控制模块技术参数

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对于通航受限区示范目标油田,依托渤海某井口平台,采用泥面以下钢圆筒水下生产系统开发模式,水下采油树及水下控制系统采取以集成国产化关键零部件为主的策略(图6)。开展研制的关键零部件国产化产品包括方向控制阀(directional control valve,DCV)、压力温度一体化变送器(pressure and temperature transmitter,PTT)、水下湿式插拔电接头、化学药剂注入计量阀(chemical injection metering valve,CIMV)等,均已通过国际权威第三方船检机构认证。

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图6 浅水水下采油树及水下控制系统国产化关键零部件

3.2 浅水水下生产系统国产化装备关键技术

3.2.1 水下采油树油管挂电穿越技术

采用水下生产系统模式的海洋油田开发项目,在泥面以下通常安装有水下电潜泵,用以提高地层压力,实现原油举升产出。水下电潜泵供电电缆一般采用2束3芯电缆冗余设计,经采油树帽、油管挂和井口连接器外壁与油管的环形空间与水下电潜泵对接。受钻井作业机具限制,浅水水下采油树井口连接器的通径为346 mm。如在其外壁与油管的环形空间设计2个能通过3芯电缆的穿孔,其结构强度对支撑2束3芯电缆存在较大风险。为实现浅水水下采油树的电潜泵穿越,基于2束3芯电缆打散为6芯电缆的思路,在油管挂和井口连接器上对应设计6个小尺寸电缆穿孔。由于单芯电缆尺寸较小,降低了穿孔对油管挂和井口连接器结构强度的影响,实现了水下双电潜泵供电和油管物流传输的功能。

3.2.2 水下控制系统通信稳定性技术

在水下生产控制系统设计国际标准中,给出了2种SCM与采用Canopen通信协议仪表的连接形式图[24]。每台仪表(或多台仪表的接驳盒)均通过1条电飞线与SCM中的SEM进行通信,整体连接形式呈现“星形结构”(图7a); 每台仪表(或多台仪表的接驳盒)的引线首先集成至1个接驳盒内,从该接驳盒只引出1条电飞线与SCM连接,进而实现SEM与所有仪表的通信,整体连接形式呈现“Y形结构”(图7b)。

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图7 水下仪表/接驳盒与水下控制模块连接形式图

浅水示范开发项目采用了SCM对水下采油树的异地控制,水下采油树上采用Canopen通信协议的PTT,通过3条电飞线与SCM连接,以实现对水下采油树生产通道、环空通道温度、压力信息监测。对于采用Canopen通信协议的仪表,在标准中,对不同比特率下PTT至SCM的连接主线长度、最大支线长度和支线总长度进行了详细规定。由表2可以看出,随着比特率的上升,主线长度、最大支线长度和支线总长度均呈现递减趋势,且在推荐比特率50 kb/s的条件下,主线长度不能超过1 000 m,最大支线长度和支线总长度分别不能超过55 m和275 m。在渤海浅水示范项目中,综合两者要求,通过自主开发PTT比特率调整和测试软件程序,将比特率进行优化,使得水下采油树PTT至SCM的主线长度、最大支线长度和支线总长度落在表2的对应范围内,保障了长时间稳定通信,为水下控制系统通信技术储备和软件研发提供了坚实基础。

表2 不同比特率下Canopen通信协议仪表连接主线及支线长度要求

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3.2.3 方向控制阀低泄漏设计技术

DCV安装于SCM内部,作为执行单元,实现生产平台控制指令对井下安全阀,以及水下采油树和管汇工艺阀门的操作,是电液复合控制系统最为核心的部件之一[25]。控制液压油经SCM供油管线流入,通过DCV的开启功能,实现对水下阀门执行机构的液压油供应,进而操作阀门开启。如液压油在流经DCV时的泄漏量较高,其压力将无法满足水下阀门开启的压力等级要求,影响油气田正常生产。国产化DCV在小型化设计的基础上,通过采用密封滑套实现DCV内部工作油路对接,以及变径阀芯动密封、主体阀端面静密封等技术,在至少8万次操作的泄漏率试验检验下,成功达到了国际标准中“DCV的泄漏速率不超过0.2 mL/min[24]”的指标要求。

3.2.4 水下湿式插拔电接头绝缘密封技术

水下湿式插拔电接头作为实现水下生产系统装备与电飞线间电力传输的关键对接件,在装备安装回收过程中要进行频繁插拔作业,其绝缘密封性能是决定电接头使用寿命的重要因素。国产化电接头采用氟硅橡胶密封件,其在-40～150 ℃温度范围内均具备优异的绝缘和抗腐蚀性能。在电接头母头中填充有低黏度绝缘硅油,在与电接头公头的对接过程中隔绝海水,并在绝缘硅油环境中完成对接,以达到电气连通效果。此外,按照国际标准要求,将电接头置于浑浊水箱中并完成至少20次的插拔试验[24],验证了电接头在水下环境中绝缘密封性能。

3.2.5 化学药剂注入计量阀大可调比流量调节及计量技术

为保障水下生产系统的流动安全,通常需要在水下采油树、水下管汇中注入化学药剂,以抑制物流管线中天然气水合物的生物,避免管线发生阻塞,从而维持水下生产系统的正常工作,延长服役寿命。当前,国际范围内广泛采用CIMV实现化学药剂的注入和流量计量。流量可调比是衡量CIMV化学药剂适用范围的重要指标,且为满足部分海洋油气田化学药剂注入量较小的需求,其微小流量测量下限是流量可调比中的关键参数。国产化CIMV设计了一种微型精密长锥孔针阀结构,通过优化锥孔阀座和阀芯尺寸,实现最大流量90 L/h,最小流量0.5 L/h的大可调比范围。为提高CIMV的计量精度,采用两级流量计量方案,在化学药剂注入沿程以串联方式增加涡轮流量计,并在长锥孔针阀中安装高精度压力变送器,运用多传感器数据融合方法分析涡轮流量和微型精密长锥孔针阀流量数据,从而获取高精度流量测量值。

4 浅水水下生产系统总体布局及国产化装备发展建议

在渤海浅水受限区单井产量低、开发难度大的背景下,采取多井口区域一体化的低成本开发模式,是未来盘活渤海浅水受限区油气资源的主要发展方向。据此,浅水水下生产系统总体布局,要持续瞄准紧凑化、模块化设计思路。对于紧凑化设计,要深入研究水下基盘布局形式,即探索将水下采油树、水下控制系统等装备集成在一个共有结构基础上的可行性,并不断优化装备尺寸和装备间的连接距离; 对于模块化设计,要以所需实现功能为基础单元,对装备组成结构进行模块化分解,以降低当前对装备进行整体回收作业的成本。

当前,浅水水下采油树及水下控制模块已顺利完成国产化集成应用,为浅水水下生产系统国产化装备在渤海浅水受限区的推广应用奠定了坚实基础。浅水水下采油树及水下控制模块关键零部件的成功研制与集成应用示范,为进一步降低装备成本、缩短供货周期,以及增强国内产业链、供应链韧性提供了保障。围绕渤海浅水油气田低成本开发思路,未来应以不断提升装备关键零部件国产化率水平为目标,进而实现降本。此外,应紧密结合装备关键零部件国产化研制进展,逐步建立起适配的、具有自主知识产权的,涉及产品设计、加工制造及集成测试全流程的技术标准体系,建立统一的国产化准入门槛,有力维护产业链、供应链安全水平,助力形成浅水水下生产系统蓬勃发展、推广应用的新局面。

5 结论

1)国际上普遍采用的深水水下生产系统开发模式无法适用于渤海浅水油气田的环境要求,采用浅水水下生产系统模式开发渤海浅水油气田,是盘活受限区储量的有效技术手段。与深水水下生产系统相比,浅水水下生产系统的技术难点主要体现在防护结构复杂,装备紧凑型要求高,作业环境差以及单井产量低等方面。

2)渤海军事受限区浅水水下生产系统风险主要来自对其结构强度的考验,采用“泥面以上生产系统+保护装置+警示浮标”的开发模式; 通航受限区受通航、渔业等影响,则采用“泥面以下钢圆筒水下生产系统”开发模式; 同时,内部总图布置采用紧凑化设计与集成,减小了装备尺寸,实现了对开发成本的系统优化; 采用水下异地控制有效减少了SCM的数量,优化了水下采油树尺寸,节省了项目投资成本; 采用水下冗余通信提高了水下控制系统数据传输和指令下达功能的可靠性; 水下全防护设计最大程度保护了水下生产系统装备的完整性。

3)目前军事受限区已完成水下采油树、水下控制模块等浅水水下核心装备的国产化自主研发,并成功实现了工程示范应用; 在此基础上,渤海通航受限区以提高国产化率为目标,开展了方向控制阀、压力温度一体化变送器、水下湿式插拔电接头、化学药剂注入计量阀等水下生产系统关键零部件自主研制,均已通过国际权威第三方船检机构认证。（本文发表于《中国海上油气》2023年第35卷第3期，编辑：吕欢欢）

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mark之后再仔细阅读