老油田滾動(dòng)開發(fā)的創(chuàng)新思路和實(shí)踐

摘 要：該文以南海東部陸豐油田FSOU單點(diǎn)系泊系統(tǒng)升級(jí)改造及移位項(xiàng)目為例，介紹了陸豐油田群為適應(yīng)油田滾動(dòng)開發(fā)需求，適時(shí)對(duì)油田布局進(jìn)行調(diào)整。該措施不僅解決了新油田對(duì)老油田老設(shè)施的依賴，提高了整個(gè)油田生產(chǎn)安全保障性，也減少油田間油液長(zhǎng)途輸送的能耗。同時(shí)，通過對(duì)輸送通道的擴(kuò)容，解決了原有輸送通道輸送能力不足的問題，破解了依托老油田滾動(dòng)開發(fā)的制約瓶頸。

關(guān)鍵詞：老油田 滾動(dòng)開發(fā) FSOU 單點(diǎn)系泊系統(tǒng) 油田流程改造

中圖分類號(hào)：P618.130.8 文獻(xiàn)標(biāo)識(shí)碼：A 文章編號(hào)：1674-098X（2015）01（b）-0254-03

陸豐油田群位于中國(guó)南海珠江口盆地，距香港東南約200 km，由LF13-1，LF13-2和LF7-2油田組成。油田設(shè)施包括LF13-1DPP平臺(tái)，LF13-2DPP平臺(tái)，LF13-2WHP平臺(tái)，“南海盛開”號(hào)FSOU（Floating Storage and Offloading Unit，以下簡(jiǎn)稱FSOU）以及正在建設(shè)的LF7-2平臺(tái)。LF13-2WHP和LF13-2DPP以棧橋連接，LF13-2DPP和LF13-1平臺(tái)之間以一根12 km 12英寸海管連接，LF13-1平臺(tái)和FSOU以一根2000 m 6寸輸油軟管連接。

陸豐油田群各個(gè)油田在不同時(shí)期開發(fā)，且開發(fā)的時(shí)間跨度較大。1993年中海油和日本JHN公司合作開發(fā)LF13-1油田，由LF13-1平臺(tái)和FSOU組成。后期中海油獨(dú)立開發(fā)了陸豐13-2油田，分別于2005年建成了LF13-2WH平臺(tái)，2011年建成LF13-2DPP平臺(tái)。2013年中海油和美國(guó)新田公司合作開發(fā)的LF7-2油田也正在建設(shè)中。

陸豐油田群按原規(guī)劃建成后，整個(gè)油田設(shè)施將呈串聯(lián)布局（見圖1）。LF7-2生產(chǎn)的純油（處理后達(dá)銷售標(biāo)準(zhǔn)原油）通過13 km海底管道送到LF13-2 DPP平臺(tái)，LF13-2 WHP和LF13-2DPP（兩平臺(tái)通過棧橋連接）油液一起經(jīng)過LF13-2 DPP平臺(tái)一級(jí)分離處理，再和LF7-2平臺(tái)送來的純油混合后通過已有的12 km海底管線（12寸）輸送至LF13-1平臺(tái)，經(jīng)在LF13-1平臺(tái)處理合格后，再通過軟管輸送到FSOU儲(chǔ)存、外輸。外輸終端FSOU每隔一段時(shí)間（5～7天）由提油輪尾靠外輸（tandem mooring）。

1 老油田滾動(dòng)開發(fā)遇到的問題

利用老油田進(jìn)行滾動(dòng)開放，雖然可以有效依托老油田設(shè)施以減少周邊新油田開發(fā)投資，但是由于老油田原先設(shè)計(jì)并沒有考慮后期開發(fā)油田的接入，因此均存在局限性。陸豐油田依托老油田滾動(dòng)開發(fā)的局限性具體表現(xiàn)在如下幾個(gè)方面。

1.1 FSOU及單點(diǎn)系泊系統(tǒng)達(dá)到設(shè)計(jì)使用壽命

FSOU單點(diǎn)系泊系統(tǒng)于1993年建成，水下單點(diǎn)系泊系統(tǒng)和輸油軟管均老舊且不同程度損壞。為保證油田后續(xù)的安全，均要求更新。同時(shí)FSOU按照船級(jí)社規(guī)范要求以及自身狀況原因，也需要于2012年進(jìn)塢進(jìn)行大修。

1.2 原單點(diǎn)設(shè)計(jì)輸送能力不足

隨著油田的后續(xù)開發(fā)，LF13-1平臺(tái)到FSOU的原有的6英寸輸油軟管以及FSOU上6英寸的單點(diǎn)通道和滑環(huán)不能滿足油液輸送需求，油田產(chǎn)能無法充分釋放，擴(kuò)容需求迫切。

1.3 油田布局不合理

現(xiàn)有油田流程如圖3所示整個(gè)油田呈串聯(lián)布局，隨著新油田的開發(fā)，陸豐油田群的產(chǎn)量將大大增加，產(chǎn)量構(gòu)成的主力也將轉(zhuǎn)移至LF13-2和LF7-2油田，到2014年LF13-2和LF7-2油田產(chǎn)量占整個(gè)油田群產(chǎn)量的80%以上，將如此大量的油液進(jìn)行長(zhǎng)途輸送耗能巨大。

同時(shí)，陸豐7-2平臺(tái)出來的原油為經(jīng)過二級(jí)處理的合格銷售原油，通過海底管道輸送到LF13-2DPP后，和陸豐13-2生產(chǎn)的含水20%的原油混合后再一起輸送到LF13-1平臺(tái)，再由LF13-1平臺(tái)進(jìn)行二級(jí)脫水處理，造成了原油重復(fù)處理的能耗浪費(fèi)。

1.4 老齡平臺(tái)LF13-1難再擔(dān)重任

LF13-1平臺(tái)建于1993年，屬老齡平臺(tái)，設(shè)計(jì)壽命已到期。平臺(tái)又經(jīng)過多次改造，結(jié)構(gòu)強(qiáng)度接近極限，繼續(xù)使用需要對(duì)平臺(tái)進(jìn)行延壽。平臺(tái)各個(gè)設(shè)備也面臨老化，把整個(gè)油田群的油液集輸?shù)絃F13-1平臺(tái)進(jìn)行處理，對(duì)油田群生產(chǎn)安全性、保障性是個(gè)嚴(yán)峻挑戰(zhàn)。

2 解決方案的提出

中海石油（中國(guó)）有限公司深圳分公司在統(tǒng)籌規(guī)劃的基礎(chǔ)上，確定了單點(diǎn)移位和改造方案（如圖2）。即把FSOU移位到LF13-2油田，在LF13-2平臺(tái)西北面新建一座單點(diǎn)，鋪設(shè)從陸豐13-2DPP到FSOU單點(diǎn)的8寸輸油軟管（約2000 m），在塢修期間對(duì)FSOU轉(zhuǎn)塔通道進(jìn)行擴(kuò)容（由原來6寸擴(kuò)容到8寸）。對(duì)LF13-2DPP平臺(tái)和LF13-1平臺(tái)進(jìn)行流程適應(yīng)性改造。

FSOU完成塢修后回油田接入新建單點(diǎn)。移位后整個(gè)油田的流程如圖4所示。

LF13-1油液反向輸送到LF13-2DPP和LF13-2DPP，LF13-2WHP油液混合后進(jìn)行二級(jí)處理成合格原油，再和LF7-2輸送過來的合格原油混合，經(jīng)過8寸輸油軟管輸送到FSOU。

3 FSOU移位方案的研究和結(jié)論

進(jìn)行單點(diǎn)移位涉及的問題較多，其中最關(guān)鍵的技術(shù)問題為以下幾個(gè)方面。

（1）新單點(diǎn)位置是否滿足單點(diǎn)系泊系統(tǒng)的安裝要求。

（2）LF13-2和LF13-1之間海管是否滿足反輸條件。

（3）平臺(tái)改造是否可行（包括平臺(tái)強(qiáng)度，工藝等）。

（4）轉(zhuǎn)塔通道、滑環(huán)等擴(kuò)容是否可行等。

3.1 FSOU單點(diǎn)位置的選取和確定

FSOU的新位置綜合考慮了全年當(dāng)中來自西北方向的風(fēng)的概率最?。òㄅ_(tái)風(fēng)和冬季季風(fēng)），同時(shí)參考了原來FSOU和陸豐13-1平臺(tái)的相對(duì)位置關(guān)系，將新建單點(diǎn)位置布置在LF13-2DPP的西北方向約2 km處。即在此處FSOU外輸卸油時(shí)，船艉朝向LF13-2DPP平臺(tái)的概率最小，最大程度的減小了卸油時(shí)穿梭油輪距離已建平臺(tái)過近的風(fēng)險(xiǎn)。

陸豐13-1平臺(tái)處水深約147 m，陸豐13-2平臺(tái)處水深約132 m，風(fēng)、浪、流主極值與水位條件基本相同。根據(jù)現(xiàn)有的資料分析，兩地的條件基本相似。后期地質(zhì)條件與土壤條件經(jīng)過勘察，也確認(rèn)了可以滿足單點(diǎn)安裝的需求。

3.2 海管反向輸送的校核

FSOU移位后，LF7-2所產(chǎn)流體在其平臺(tái)經(jīng)兩級(jí)處理后，成合格原油，計(jì)量后通過13 km新建海管輸送到LF13-2DPP平臺(tái)。LF13-1所產(chǎn)油液在LF13-1平臺(tái)經(jīng)一級(jí)處理后，通過LF13-2至LF13-1海底管線反輸至LF13-2 DPP平臺(tái)。在LF13-2 DPP平臺(tái)，LF13-1來液和LF13-2油液一起進(jìn)行二級(jí)處理成合格原油，再會(huì)合LF7-2原油，通過LF13-2平臺(tái)至FSOU的軟管輸送至FSOU。由于LF7-2到LF13-2DPP海管尚未建設(shè)，在開始設(shè)計(jì)時(shí)進(jìn)行考慮即可。主要需要校核的是LF13-2至LF13-1的海管是否能夠滿足反向輸送的要求。

LF13-2至LF13-1混輸海底管線全長(zhǎng)12 km，采用雙層保溫管結(jié)構(gòu)，內(nèi)徑為12英寸，保溫層厚度為25 mm，總傳熱系數(shù)為1.6 W/m2·℃。該管線原設(shè)計(jì)用于輸送LF13-2油田原油到LF13-1平臺(tái)。由于陸豐13-1平臺(tái)產(chǎn)量較低，現(xiàn)有管線是否能夠滿足最小輸液量的要求需要校核。

通過校核（具體校核過程不在此描述），LF13-1平臺(tái)油液通過逐年增加摻水的方式，能夠滿足管線最低輸油量的要求。

3.3 平臺(tái)流程改造的設(shè)計(jì)和校核

（1）移位后LF13-2DPP將作為陸豐油田群的中心平臺(tái)，主要的改造工作量包括以下方面。

①在LF13-2DPP上增加一個(gè)電脫水器及3臺(tái)電脫水器進(jìn)料泵，主要處理LF13-2和LF13-1產(chǎn)液。LF7-2已處理成合格原油，只有產(chǎn)量低因保證海管流動(dòng)安全需要摻水輸送時(shí)再進(jìn)入新增的電脫水器進(jìn)行處理。

②增加一個(gè)小電脫水器專門處理來自陸豐13-1油田生產(chǎn)的部分原油，作為L(zhǎng)F13-2DPP處理燃料油（LF13-2油田原油閃點(diǎn)較低，不滿足平臺(tái)作為燃油條件），則LF13-2DPP電站不用外運(yùn)燃料油，可降低操作成本。

③可去掉原LF13-2DPP上的一個(gè)原油儲(chǔ)存罐，原有分離器前沉降罐的規(guī)格考慮滿足36小時(shí)運(yùn)行的供油量，保留一個(gè)儲(chǔ)罐可以滿足要求。

④在LF13-2DPP上預(yù)安裝一個(gè)立管，用于連接與FSOU相連接的8\"軟管。

⑤新增一套通訊系統(tǒng)。

（2）LF13-1平臺(tái)的改造工作

由于改變輸油方向，從LF13-1平臺(tái)反輸至LF13-2平臺(tái)，LF13-1平臺(tái)原有收球筒更換為發(fā)球筒以及相關(guān)管線改造，停止一個(gè)為L(zhǎng)F13-2設(shè)置的生產(chǎn)系列，停用二級(jí)電脫裝置以及其他相關(guān)改造。

通過對(duì)改造流程后涉及的各個(gè)方面，包括平臺(tái)結(jié)構(gòu)強(qiáng)度，油液輸送保障性，設(shè)備設(shè)施處理能力，消防能力，控制系統(tǒng)等均進(jìn)行了逐項(xiàng)計(jì)算和校核，對(duì)于達(dá)不到要求的，通過重新設(shè)計(jì)，保證了改造后的平臺(tái)，海管等各項(xiàng)設(shè)備設(shè)施滿足油田各個(gè)階段的安全生產(chǎn)需求。

3.4 內(nèi)轉(zhuǎn)塔升級(jí)擴(kuò)容改造

FSOU內(nèi)轉(zhuǎn)塔是建于1993年，由SOFEC整體提供。利用塢修，在對(duì)轉(zhuǎn)塔進(jìn)行10年延壽的同時(shí)，對(duì)內(nèi)轉(zhuǎn)塔實(shí)施擴(kuò)容改造，轉(zhuǎn)塔通道和滑環(huán)由6寸擴(kuò)容到8寸（如圖5）。轉(zhuǎn)塔是船體連接水下單點(diǎn)以及油輪和水下油、液、電等通道的關(guān)鍵設(shè)施，各項(xiàng)關(guān)鍵技術(shù)目前都掌握在國(guó)外少數(shù)專業(yè)公司手中。本項(xiàng)目成功解決了轉(zhuǎn)塔擴(kuò)容、延壽的許多關(guān)鍵技術(shù)問題，特別是以下幾個(gè)技術(shù)難題的解決，確保了項(xiàng)目的成功。

（1）轉(zhuǎn)塔核心設(shè)備-生產(chǎn)滑環(huán)，電滑環(huán)，氣滑環(huán)的擴(kuò)容。

（2）在狹窄空間內(nèi)對(duì)精密構(gòu)件實(shí)施擴(kuò)容。

（3）新舊設(shè)備的嚙合，特別是擴(kuò)容改造后塔臺(tái)底部和新造浮筒的嚙合和水密。

（4）600 t塔臺(tái)整體頂升后進(jìn)行主軸承的維修和延壽。

4 項(xiàng)目實(shí)施效果和結(jié)論

陸豐單點(diǎn)移位項(xiàng)目于2012年9月順利完工，通過兩年的安全穩(wěn)定的運(yùn)行，驗(yàn)證項(xiàng)目的成功。FSOU移位后，給油田帶來了以下益處。

（1）FSOU移位以后大大提高了陸豐油田群的生產(chǎn)安全性，LF13-2油田和LF7-2油田的生產(chǎn)安全不受LF13-1平臺(tái)的影響；而LF13-1平臺(tái)可拆除或停用部分設(shè)備，降低平臺(tái)結(jié)構(gòu)負(fù)荷，也提高了平臺(tái)的安全性。

（2）LF13-2油田和LF7-2油田的生產(chǎn)潛力和周邊潛力油田可以得到較為充分挖掘，不受LF13-2DPP到LF13-1平臺(tái)間的海管以及LF13-1老平臺(tái)的制約。

（3）LF7-2處理合格的原油可以直接進(jìn)入FSOU，減少二次處理，并降低12公里海管管輸能耗，具有顯著的節(jié)能效果。

（4）根據(jù)LF13-1平臺(tái)生產(chǎn)經(jīng)驗(yàn)，LF13-2DPP可以使用LF13-1平臺(tái)原油作為燃料油（LF13-2油田原油由于閃點(diǎn)太低的原因，經(jīng)論證不適合作為燃料油），則LF13-2DPP平臺(tái)不需要外運(yùn)燃料油，可大大降低其操作成本。

（5）利用FSOU塢修時(shí)機(jī)，通過研究單點(diǎn)移位，成功實(shí)現(xiàn)了單點(diǎn)系泊系統(tǒng)的大型綜合延壽擴(kuò)容改造，它的成功，為其它老油田區(qū)域滾動(dòng)開發(fā)以及油田資源優(yōu)化整合提供借鑒。

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