新型水下儲油技術(shù)

譚 越，王春升，陳國龍

（中海油研究總院，北京 100027）

0 引言

對于開發(fā)我國的海上邊際油田來說，可移動生產(chǎn)儲油平臺是一種較適宜的工程設(shè)施[1-3]。其經(jīng)濟效益主要體現(xiàn)在集生產(chǎn)、儲油、外輸于一體，海上安裝費和搬遷費低，重復(fù)利用率高。因此，邊際油田以及開采周期短的油田都可以選用此種型式平臺。

對于水深較淺的海域，可移動生產(chǎn)儲油平臺采用水上或水下儲油均可，但對于南海海域100m左右的水深，應(yīng)用甲板儲油艙或儲油罐的方式有很大的局限性，因為甲板儲油量一般較小，否則會導(dǎo)致樁腿、升降裝置能力和甲板面積的增加，失去經(jīng)濟性。因此，一般認為水下儲油是較適宜的方式[4]。本研究針對南海100m左右水深邊際油田的開發(fā)，結(jié)合了應(yīng)用于淺海的沉墊座底式平臺和深水鉆井船采用的桁架式樁腿，提出了一種新型可移動生產(chǎn)儲油平臺，如圖1所示。

水下儲油的設(shè)想在上世紀30年代就已提出，至1967年第一次得到工程應(yīng)用，截至目前，已在國外主要的海洋石油開發(fā)如墨西哥灣、北海、波斯灣等海域得到了應(yīng)用[5]。水下儲油根據(jù)形式劃分，有油水置換、油水隔離置換、油氣置換、油水等流量代換等幾種，其中以油水置換方式最為普遍[6]。

圖1 可移動生產(chǎn)儲油平臺示意圖

1 技術(shù)難點及現(xiàn)狀

我國對水下儲油技術(shù)的研究起步較早，在1972年華北海洋石油勘探指揮部（渤海石油公司）成立了水下儲油研究小組，1986年南海西部公司在研究開發(fā)邊際油田時提出來改造鉆井船沉墊貯油，即將平臺沉墊中的壓載艙改為貯油艙[7]。在之后的十年，這種研究一直在持續(xù)，之后對水下儲油技術(shù)的研究進展略顯緩慢。這種情況直到2006年，隨著油價的提高，同時借鑒國外的技術(shù)[8]，相關(guān)的研究再次開展，各種新的概念也開始提出，如表1所示。

我國在水下儲油工藝方面做了大量的研究工作，積累了豐富的經(jīng)驗，為發(fā)展水下儲油技術(shù)奠定了良好的基礎(chǔ)，但走向工程應(yīng)用卻進展緩慢。制約因素主要包括以下幾點[1]：1）油品性質(zhì)；2）乳化及污染；3）維溫系統(tǒng)；4）維護檢修。

表1 國內(nèi)水下儲油技術(shù)研究情況

2 新型水下儲油方案

關(guān)于上述水下儲油存在的技術(shù)問題，一些研究機構(gòu)已經(jīng)給出了定性的結(jié)論或解決方案，如通過試驗分析并論證了采用沉墊儲油[10]及高凝原油油水置換[9]的可行性；使用精度高的油水界面儀，防止含油污水排海等。

在國家863計劃支持下，有關(guān)單位進行了水下儲油防污染及保溫關(guān)鍵技術(shù)的研究，提出了油水隔離柔性儲油方法。在儲油罐內(nèi)增加柔性防污染保溫內(nèi)膽，由保溫材料制作，使海水與罐內(nèi)原油隔離，同時起到對原油保溫的作用[12]。此項技術(shù)具有一定優(yōu)勢，但由于油水隔離保溫內(nèi)膽長期與原油和海水接觸，受到原油和海水的腐蝕，要求柔性內(nèi)膽制造材料除具備水密、耐溫、耐油等特性外，還應(yīng)具備必要的強度、韌性和耐蝕性。較單純的油水置換，柔性內(nèi)膽會增加平臺的投資，其更換及維護也存在一定的問題。

在對國內(nèi)外相關(guān)技術(shù)進行深入比較和研究的基礎(chǔ)上，本研究提出了新型了水下儲油方案，基本上解決了制約該技術(shù)工程應(yīng)用的技術(shù)問題，保留了油水置換低投資的主要優(yōu)點，管線設(shè)備維護方便，又避免了環(huán)境污染。

2.1 方案基本配置

水下儲油沉墊設(shè)置儲油艙、置換海水過度艙（以下簡稱過渡艙，對于油質(zhì)好的油田，該艙可以取消或作為儲油艙）、海水進/排艙三個艙室；艙室間采用管道連接并設(shè)置常開閥門，海水進/排艙通過管道直接與海洋連通；儲油艙配置油水界面報警傳感器，過渡艙和海水進/排艙配置油份檢測儀；配置水面原油泵塔和原油深潛泵用于原油卸載或循環(huán)加熱，及原油進/出共用管線；配置水面油水泵塔和浸油水深潛泵用于抽出海水進/排艙中油水混合物；原油加熱器和相關(guān)循環(huán)管線等，如圖2所示。

圖2 方案基本配置和流程

2.2 原油存儲工作流程

平臺裝置固定好后的儲油艙、過渡艙、海水進/排艙中以及原油泵塔水下部分和水面下管道中都注滿海水，與海洋形成一個大連通器。上部平臺原油生產(chǎn)系統(tǒng)將簡單處理后的原油注入到安裝在管線保護架或其它固定裝置上的水面原油泵塔中，泵塔為桶形容器，隨著泵塔中液面的升高，原油在重力作用下通過管道進入水下平臺的儲油艙頂部，儲油艙內(nèi)海水從艙底部通過儲油艙和過渡艙間的連接管道進入過渡艙的頂部。同樣，過渡艙內(nèi)的海水進入海水進/排艙中，最后海水進/排艙內(nèi)的海水，從艙的底部進入進/排海管道從艙頂艙管道出口進入海洋。

由于原油密度小于海水密度，原油漂浮在海水上面，隨著原油不斷注入，儲油艙內(nèi)逐漸形成油水界面，并隨著注入量的不斷增加，油水界面不斷下移并逐漸相對穩(wěn)定，海水源源不斷的通過過渡艙，并從海水進/排艙入海。儲油艙設(shè)計艙容時預(yù)留一定的海水保有量，并在儲油艙內(nèi)設(shè)有低位和低低位油水界面?zhèn)鞲衅?，?dāng)傳感器反饋信號，則上部生產(chǎn)平臺原油注入泵關(guān)停，即停止向原油泵塔注油，此時儲油艙達到最大儲油量即注滿，底部為海水。

此方案能夠保證原油不進入過渡艙，并盡量避免和減少油水混合液從艙底部經(jīng)連通管道進入過渡艙，該設(shè)計是第一道保護；過渡艙的艙容略大于一次性外輸?shù)脑土浚梢员ＷC將通常儲油作業(yè)置換出的海水存儲在過渡艙中，這樣即使有少量油水混合液進入過渡艙，也僅會存儲在過渡艙內(nèi)，并且油份逐漸分離，上升到艙的頂部，基本杜絕油水混合液通過艙底部經(jīng)連通管道進入海水進/排艙的頂部。在過渡艙的頂部和底部配置油份傳感器用于監(jiān)控艙內(nèi)油份含量，這是第二道屏障；海水進/排艙內(nèi)配置海洋連通管道，使海水沿管道從艙底部向上流動，并從艙的頂部排入海洋。艙頂部安裝有油份檢測傳感器，進行實時監(jiān)控，一旦檢測進/排艙內(nèi)即將排出的海水油份超標（如大于 15ppm），上部生產(chǎn)平臺即停止注油，并且安裝在管線保護架或其它固定裝置上的水面油水泵塔中的深潛泵將自動啟動，受污染海水被抽至上部生產(chǎn)平臺的污油水艙儲存和/或處理，直至油份達標后泵停止工作，為第三道保護屏障，可以完全保證受污染海水不進入海洋。

以上整個過程為原油注入置換存儲艙內(nèi)海水，各艙室間的壓力和外界一直保持相對平衡，并確保海水的清潔排放。需要注意的是，泵等設(shè)備均置于水面或水面以上，避免了水下維修維護的問題。

2.3 水下儲油維溫方案

維溫方案有盤管加熱和循環(huán)加熱兩種，設(shè)備均布置于平臺甲板上。一方面可以減少原油輸送和存儲過程中蠟結(jié)晶體的析出和清除管壁上粘結(jié)的蠟結(jié)晶體。另一方面在儲油過程中可以降低原油的粘度，加快原油和水的物理分離速度，盡快形成穩(wěn)定的油水界面；同樣在原油卸載作業(yè)過程中降低外輸原油的粘度并促進油水分離，有利于提高卸載原油的精度和提高卸載作業(yè)效率。

對于油質(zhì)較好、作業(yè)區(qū)域較溫和的油田，可考慮采用加熱器的方式在原油儲存、外輸過程中定期對原油的管道進行循環(huán)加熱。在上部平臺配置加熱器，在水下原油儲油艙設(shè)置循環(huán)加熱管線，加熱管線布置在原油進/出管線的下方略低位置。

對于油質(zhì)含蠟較多的油田開發(fā)或作業(yè)區(qū)域較寒冷的地帶，考慮到運行成本，采用蒸汽伴熱方式，上部平臺配置蒸汽鍋爐提供伴熱蒸汽，輸送管道配置蒸汽伴熱管線，儲存艙內(nèi)設(shè)置加熱盤管。鍋爐大小根據(jù)具體油質(zhì)和作業(yè)要求進行選型配置。

3 結(jié)束語

水下儲油技術(shù)在國外具有30多年的使用經(jīng)驗，我國在水下儲油工藝方面做了大量的研究工作，積累了豐富的經(jīng)驗，為發(fā)展水下儲油技術(shù)奠定了良好的基礎(chǔ)，但工程應(yīng)用進展緩慢，主要受制于一些防污染要求、設(shè)備維護等關(guān)鍵技術(shù)。本文提出的一種新型水下儲油方案通過艙室的設(shè)置，保留了油水置換低投資的主要優(yōu)點，通過艙室設(shè)置和監(jiān)測儀器避免了環(huán)境污染。各種設(shè)備布置在水面以上，維護方便，基本解決了制約該技術(shù)工程應(yīng)用的技術(shù)問題。

[1]《海洋石油工程設(shè)計指南》編委會. 海洋石油工程邊際油田開發(fā)技術(shù)[M]. 北京: 石油工業(yè)出版社, 2010.

[2]周寶勇, 余建星, 杜尊峰, 等. 邊際油田開發(fā)新型平臺及水下儲油研究[J]. 海洋技術(shù), 2010, 29(4): 71-75.

[3]李豫, 鐘小俠, 曾樹兵, 等. 淺海邊際油田可移動式采油平臺綜述[J]. 中國造船, 2009, 50: 138-142.

[4]李嘉文, 楊樹耕, 姜宜辰, 等. 九十米水深儲油自升式平臺的沉墊設(shè)計[J]. 船舶工程, 2012, 34(4): 77-80.

[5]余萍, 馮玉華. 水下儲油方式[J]. 油氣田地面工程,2007, 26(3): 18-19.

[6]初新杰. 海上儲油技術(shù)現(xiàn)狀及水下無污染儲油模式探討[J]. 裝備制造技術(shù), 2011, 4: 141-143.

[7]譚學(xué)啟, 郭亞斌. 儲油沉墊優(yōu)化設(shè)計[J]. 中國海洋平臺, 1990, 4: 12-16.

[8]Anon. Mobile production unit with storage[J]. World Oil,2005, 226(4): 134-135.

[9]盧佩瓊. 高凝原油油水置換工業(yè)試驗研究[J]. 大連理工大學(xué)學(xué)報, 1990, 1: 2.

[10]盧佩瓊, 張玉洲, 王惟誠. 用鉆井船沉墊貯油的可行性[J]. 第七屆全國海洋工程論文, 1995, 6: 99-103.

[11]盧佩瓊. 自強號生產(chǎn)平臺沉墊貯油系統(tǒng)設(shè)計[J]. 中國海洋平臺, 1996, 11(2): 54-60.

[12]徐松森. 油水隔離置換水下儲油技術(shù)探討[J]. 船舶工程, 2008, 37(4): 62-65.

[13]姜宜辰. 水下儲油裝置設(shè)計與優(yōu)選[D]. 天津: 天津大學(xué)碩士, 2009.

[14]韓長青. 水下儲油罐設(shè)計[D]. 山東: 中國石油大學(xué)(華東), 2011.