南海流花深水油田群開發(fā)工程方案研究*

王春升 陳國龍 石 云 平朝春

(中海油研究總院有限責任公司 北京 100028)

流花油田群是目前南海開發(fā)產量最大的新油田群(高峰年產約420萬m3)。油田群中流花16-2、 流花20-2 及流花21-2油田區(qū)水深分別約404、392、437 m，是目前中國海油開發(fā)的最深水油田群。該油田群所在海域也是中國南海環(huán)境條件最為惡劣的海域，百年一遇有義波高達13.6 m，1 min平均風速達55.2 m/s，表面流速達2.5 m/s，最大內波流速達1.55 m/s，給深水平臺、FPSO及管纜設計帶來了巨大挑戰(zhàn)。此外，該油田群存在井數(shù)多、原油含蠟且伴生氣量大、井溫高、電潛泵回接距離遠、FPSO及系泊與立管系統(tǒng)復雜等諸多挑戰(zhàn)。

從2012年流花16-2油田開始，隨著流花20-2、流花21-2油田的不斷并入，形成了統(tǒng)一規(guī)劃開發(fā)的油田群開發(fā)項目。為順利開發(fā)該油田群，前期研究項目組開展了多年的方案和專題技術研究，終于使油田群開發(fā)進入了實施階段。本文詳細介紹了流花油田群開發(fā)方案研究過程和主要專題研究成果，包括開發(fā)模式比選、水下管匯、流動安全保障、電潛泵遠距離供電、復雜FPSO及立管研究等，這些有關研究成果可為南海其他深水油田開發(fā)工程提供借鑒。

1 總體開發(fā)工程方案

1.1 海上油田開發(fā)模式簡介

海上油田開發(fā)模式一般包括全海式和半海半陸式，深水油田一般離岸遠而采用全海式開發(fā)模式。

全海式深水油田開發(fā)主要有FPSO+水下生產系統(tǒng)(井流全部回接FPSO)、FPSO+平臺(井流全部或預處理后回接FPSO)模式以及根據距離遠近、井數(shù)多少等因素綜合考慮，部分區(qū)域開發(fā)井直接水下回接至FPSO、部分區(qū)域開發(fā)井通過平臺再回接FPSO的FPSO+水下生產系統(tǒng)+平臺模式。根據水深及環(huán)境條件，適用平臺有深水導管架平臺、順應塔平臺、張力腿平臺(TLP)、半潛式平臺和單立柱深吃水平臺(SPAR)等不同型式(圖1)。深水導管架、順應塔、TLP、SPAR平臺適用干式井口，而半潛式平臺目前都是濕式井口。國內在產的最深水油田流花11-1油田采用的是FPSO+水下生產系統(tǒng)+半潛式平臺模式，巴西深水油田多采用FPSO+水下生產系統(tǒng)模式。

圖1 深水油田開發(fā)主要工程設施Fig .1 Major engineering facilities for deep water oilfields development

1.2 總體開發(fā)工程方案比選

流花油田群海域水深、離岸遠，需要對FPSO+水下生產系統(tǒng)、FPSO+平臺、FPSO +水下生產系統(tǒng)+平臺等3種深水油田開發(fā)模式進行綜合比選。

對于FPSO+水下生產系統(tǒng)模式，水下生產系統(tǒng)在南海應用較多，有成熟的經驗(如目前在役的流花11-1油田，水深約300 m)。但本油田群中有3個油田、井數(shù)多、電潛泵采油，使得FPSO回接管纜多、單點復雜。根據井數(shù)及油田開發(fā)期，比選確定了流花油田群FPSO位置應靠近流花20-2/21-2油田，由此將造成流花16-2油田電潛泵直接變頻驅動距離達27 km，為方案帶來諸多挑戰(zhàn)。

若采用平臺開發(fā)，除半潛式平臺，無論哪種平臺都是首次應用于南海，缺乏設計、建造及安裝經驗，存在技術和投資風險。深水導管架平臺用在該水域水深偏深，國際設計隊伍不多、國內場地改造費用高，缺乏滿足能力的國內海上安裝施工資源，整體投資偏高；順應塔平臺水深適用，但南海環(huán)境條件惡劣，用鋼量比導管架減少不多(尤其需要較多的高強度鋼)，分段安裝風險大，且國際上也沒有完整的技術隊伍；SPAR平臺應用于該區(qū)域則水深偏淺，國內也無合適建造場地，投資高；而當時國際上TLP在設計、建設及投產的項目有幾個，技術隊伍完整；半潛式平臺在國內南海有流花11-1油田的使用經驗，技術也成熟。綜合考慮，項目主要研究比較了TLP及半潛式平臺。

通過TLP和半潛式平臺(帶預處理)的比較，半潛式平臺因需要與水下生產系統(tǒng)配合使用，整體投資較高；TLP平臺通過技術經濟比較不推薦。最終確定了流花油田群采用FPSO+流花16-2/20-2/21-2水下生產系統(tǒng)的總體開發(fā)工程方案(圖2)。

圖2 流花油田群開發(fā)工程方案示意圖Fig .2 Sketch map of Liuhua oilfields development plan

2 水下生產系統(tǒng)方案

2.1 管匯方案

流花16-2/20-2/21-2油田分別有8、10、8口生產井，通過與鉆完井結合，確定采用集中井口管匯；考慮到油田井多，水下基盤式采油樹和管匯在一起重量大、作業(yè)空間小，給安裝和操作帶來較大困難，因此選擇了叢式管匯。

通過比選確定每口單井不單獨設置流量計，單井計量通過安裝在管匯上的多相流量計倒井計量；水下控制模塊(SCM)也安裝在管匯上。該油田原油析蠟點高，清管頻率高，為了滿足頻繁清管需要且方便作業(yè)，設計了U型管雙管路。3個油田水下管匯皆為集計量、控制、清管功能于一體的復雜管匯，以減少水下設施和安裝費用。

2.2 管輸及流動安全保障方案

本油田群的原油都屬于低凝點含蠟原油，且析蠟點高，尤其流花16-2油田的原油，析蠟起始點為25.2 ℃，而油田最低環(huán)境溫度達8.1 ℃，從水下管匯到FPSO的水下回接距離為23.1 km，是國內目前最長的含蠟原油由水下井口直接輸送到依托設施的長距離回接管道，需要解決深水含蠟原油長距離回接的輸送和流動安全保障問題。通過經濟性比較，確定流花16-2/20-2采用單層鋼管，流花21-2采用軟管。

1) 清管方案。研究比選了單管輸送水下發(fā)球清管方案及雙管輸送環(huán)路清管方案，綜合考慮清管頻率、操作方便及綜合費用，推薦雙管輸送、環(huán)路清管方案。

2) 析蠟問題。流花16-2和流花20-2油田原油凝點低，由于管道距離長、溫降快，海管結蠟問題嚴重。項目組開展了水下含蠟原油管徑優(yōu)化和流動安全保障技術專題研究，通過相關模擬得到典型年份下蠟沉積位置、蠟沉積量及蠟沉積后引起的壓力變化等，提出了含蠟原油不同生產年份下的清管周期以及清管操作建議。以流花16-2為例，原油的析蠟起始點為25.2 ℃，析蠟高峰點為17.5 ℃，正常輸送一段距離后管道中流體溫度會低于析蠟點，從而引發(fā)蠟沉積。原油蠟沉積的準確預測一直是世界性難題。蠟沉積厚度預測，不同軟件模擬的結果也不盡相同。正常輸送情況下，最保守的模擬結果是投產第1年蠟沉積2 mm約20 d，第2年約30 d，之后大于80 d。蠟沉積厚度無法檢測，但蠟沉積會引起管輸壓力增加(蠟沉積2 mm約使輸送壓力增加200 kPa)。因此，可將管道輸送壓力增加作為需要清管的判斷依據。參考相關經驗，建議以管輸壓力增加200 kPa作為需要清管的依據。結合模擬蠟沉積速率，流花16-2在投產后的第1年，清管周期建議在20 d左右，第2年30 d左右，從第3年開始80 d以上。同時，建議投產后根據實際生產情況調整清管周期[1]。

3) 水合物問題。流花20-2/21-2部分井高含氣，停輸后跨接管內溫度很快降至水合物生成溫度，井筒也存在生成水合物的風險，為避免生成水合物，提出了停產后注入甲醇方案，先注井筒，再注跨接管；同時，為延緩溫降，跨接管考慮保溫需求。對于流花21-2油田，含氣量更大，2023年起，如果該管道長時間停輸需要進行置換，以確保海管內不生成水合物。

4) 偏流和段塞問題。流花21-2油田含氣量大，根據模擬分析，雙管運行時部分年份會出現(xiàn)較嚴重偏流及段塞問題，甚至某些年份會出現(xiàn)一條管道幾乎不流動的情況。因此，根據模擬分析結果，在海管出口設置壓力調節(jié)閥，通過調節(jié)海管入口管匯處壓力來控制偏流，在低產量年份則建議單管運行。

2.3 水下供電方案

為保證作業(yè)時率及減少修井頻率，本油田群采用了雙電潛泵采油系統(tǒng)。電潛泵的遠距離驅動及長電纜供電帶來的諧波過電壓、損耗大、啟動難等問題，是水下供電系統(tǒng)面臨的挑戰(zhàn)[2-3]。

針對流花16-2油田電潛泵供電方案，進行了直接變頻驅動和水下變壓器方案技術及經濟比選，由于采油要求一對一變頻單井控制，水下變壓器價格很高，而水下變頻器技術尚不成熟，因此推薦具有明顯經濟優(yōu)勢的直接變頻驅動方案。具體為流花16-2油田8口水下井口電潛泵主電源由FPSO提供，通過FPSO上部模塊6.3 kV中壓母排，為電潛泵專用中壓變頻器供電，變頻器輸出經動態(tài)海底電纜為水下電潛泵進行供電和變頻控制。

從FPSO上部模塊至流花16-2井下電潛泵直接變頻驅動供電電纜總長達27 km，而目前國際上為水下電潛泵直接變頻驅動的最遠距離只有21 km。對于27 km直接變頻驅動方案，面臨長電纜對諧波反射產生放大效應、在海底電纜及電機端引起過電壓問題以及長電纜驅動電壓降和損耗都相對較大，長電纜造成電機阻抗分量低電機啟動難度大等問題。

利用軟件潮流分析及理論公式對比計算，選取120 mm2導體截面的海底電纜，能夠在最大負載工況下，將壓降和損耗降到變頻器輸出的25%以下，實現(xiàn)了控制壓降和損耗的同時，最大可能降低投資成本。針對遠距離變頻驅動電機啟動問題，通過對比分析控制策略，提出的前端電壓補償?shù)目刂撇呗?，以及在變頻器啟動過程采用可變壓頻比控制方式，能夠實現(xiàn)遠距離電潛泵變頻啟動，解決了啟動難度大的問題。啟動過程軟件仿真計算結果如圖3所示(其轉速為標幺值，即實際轉速與額定轉速之比)。

圖3 流花16-2油田水下供電方案前端補償電壓控制下電機啟動轉速變化過程Fig .3 Motor starting speed controlled by front-end voltage compensate in LH16-2 oilfield subsea power supply scheme

由于長電纜存在分布電感和分布電容形成的特性阻抗，與電機的輸入阻抗不匹配，變頻器PWM波在長線電纜上將產生2倍以上的過電壓，將影響電機使用壽命甚至損壞電機[4-5]。為此需要根據對系統(tǒng)過電壓的限制要求，嚴格限制變頻器輸出諧波，并滿足最低運行頻率(30 Hz)時的要求。通過軟件計算分析，采用在變頻器的輸出端設置濾波器濾除變頻器輸出諧波，可以有效降低在海底電纜和電機末端中產生波反射過電壓，解決了諧波過電壓問題。經過濾波后計算的電壓諧波THD為4.22%，電流諧波THD為4.22%，均在5%以下。

通過上述措施，即選取適當截面的電纜、采用電壓補償?shù)目刂扑惴ㄒ约霸O置變頻器輸出濾波器等措施，使得推薦的水下供電方案技術可行且經濟最優(yōu)。

2.4 控制和通信方案

控制和通信系統(tǒng)是水下生產系統(tǒng)的主要組成部分，既要保證可靠性又要降低投資。該油田群井數(shù)多，尤其流花16-2油田距離FPSO較遠，推薦采用復合電液控制系統(tǒng)實現(xiàn)對水下生產系統(tǒng)的監(jiān)控。該復合電液控制系統(tǒng)由位于新建FPSO的上部控制設備及水下控制設備兩部分組成，控制信號、控制用電、液壓液以及化學藥劑均由復合電液臍帶纜從新建FPSO上傳輸至水下。由于流花16-2/20-2距離FPSO相對較遠，為保障水下通信可靠性，采用光纖通信方式實現(xiàn)上部控制系統(tǒng)與水下控制模塊間的通信；流花21-2距離近，為了節(jié)省投資，采用電力載波通訊方式。

水下井口及相關設備由主控站(MCS)進行監(jiān)測及控制，MCS 模塊全部采用1∶1冗余配置。通過SCM控制水下閥門的開關實現(xiàn)對生產流程的控制，采集水下溫度、壓力、流量信號。設置安裝在管匯上的水下多相流量計，通過對測試管匯上閥門的切換實現(xiàn)對每口井的單井計量，流量計算軟件及人機界面安裝在FPSO中控室內。

SCM由水下控制系統(tǒng)電力單元(EPU)，經臍帶纜上部終端(TUTA)、臍帶纜(UMB)、水下臍帶纜終端(SUTU)、電跨接纜(EFL)為其提供電源[6]。其中流花16-2油田，根據計算分析，采用1 kV以下的低壓單相兩線制交流電進行供電，選取25 mm2電纜，則控制供電電壓降在可接受范圍內。水下控制系統(tǒng)最大需求功率2.6 kW，在水下控制模塊允許供電電壓窗口為360～600 V時，上部EPU供電電壓為520～700 V。

3 FPSO及系泊系統(tǒng)方案

3.1 上部組塊方案

FPSO是油田群的生活支持、動力、控制、井流處理及原油外輸中心，整體系統(tǒng)設計及設備布置思路與南海FPSO思路一致：從船首到船尾根據船體結構及甲板安全因素綜合考慮，依次為火炬塔、單點、油氣水處理裝置、熱站及惰氣裝置、電站及配電系統(tǒng)、吊貨區(qū)、生活樓及尾輸裝置。

由于該油田群各油田離FPSO距離不同、井口壓力差別大，設置3套獨立滑環(huán)系統(tǒng)；由于流花20-2/21-2伴生氣多，設置了段塞流捕集器。為了減少伴生氣排放，研究了液化石油氣(LPG)、壓縮天然氣(CNG)、液化天然氣(LNG)、回注流花27-1氣田及調整配產等方案，考慮經濟性確定了錯峰調整流花21-2配產，以減少伴生氣排放的方案；同時為解決重烴排放火炬黑煙問題，設計了重烴回收LPG系統(tǒng)[7]。

由于初期有足夠伴生氣，油田電站初期設置透平，后期燃料不夠時，需要將部分透平改為原油電站；熱站初期主要利用透平廢熱回收，后期也需要相應調整。

該FPSO上部系統(tǒng)及設備多，導致生產甲板大、結構總質量控制難度大，需要持續(xù)關注優(yōu)化甲板設備布置、結構設計以及控制船體上部組塊的質量。

3.2 船體方案

為適應油田海域的環(huán)境條件特點和油田開發(fā)的功能要求，本項目FPSO具備以下特點。

首先，由于支持油田群開發(fā)，井數(shù)多、系統(tǒng)設備多、上部組塊系統(tǒng)復雜，為3個油田的水下生產系統(tǒng)供電及控制中心，F(xiàn)PSO的上部組塊規(guī)模大(最大操作質量達到了16 500 t)。

其次，流花FPSO首部負載重，為保證FPSO能夠具有較好的總體性能，設計中需要解決首部負載可能帶來的首傾問題。本項目FPSO復雜龐大沉重的單點系泊和管纜懸掛系統(tǒng)、長度達85 m且向船首外傾的火炬臂、布置在靠近船首一側操作質量超過3 000 t的LPG相關設備，都使流花FPSO首部負載遠超以往的FPSO，造成FPSO容易出現(xiàn)對總體性能不利的埋首狀態(tài)。通過合理布置分艙和詳細的裝載設計計算，保證了各裝載工況下，船體基本平浮或略有尾傾。

最后，流花FPSO的設計必須滿足合格原油和LPG 2種不同產品的外輸需求，尤其是產量高峰年份需要保證2種產品的外輸不同時發(fā)生。因此，該FPSO設置了原油外輸和LPG外輸2套外輸系統(tǒng)。根據貨油艙容和LPG儲罐容積，考慮原油高峰外輸周期為6 d，LPG高峰外輸周期為8 d；單次外輸作業(yè)時原油考慮不超過24 h，LPG考慮不超過8h，并在產品儲存艙容上留有緩沖量。

最后，通過應用先進技術設備及設計理念，提高FPSO的安全性、可操作性和艙室利用效率。流花FPSO包括貨油泵、海水提升泵等主要泵類均采用浸沒式泵，減小了機泵艙尺寸，提高了艙室利用效率，利于設備的維護維修。首次采用的海水冷卻系統(tǒng)舷側布置，取消機艙海底門，保證了FPSO船體及人員的安全性。旁靠防撞采用橡膠碰塊、船體壓載水線以下涂層考慮采用防污漆以防止海生物的生長等措施，均可提高FPSO的安全性、可操作性。

基于環(huán)境特點、功能需求及相關先進技術和設備的應用，使得該FPSO成為迄今為止中國海油應用水深最深(400 m以上)、系統(tǒng)最復雜、結構最龐大的FPSO。

3.3 系泊系統(tǒng)方案

流花油田群的系泊系統(tǒng)除了保證FPSO在預定海域的定位和安全功能外，還需要作為FPSO向3個油田的水下生產系統(tǒng)提供電力和控制等功能的通道和橋梁。由于單點系泊系統(tǒng)支持水下井口數(shù)量多，需要通過系泊系統(tǒng)的滑環(huán)組輸送井流、電力、水下生產系統(tǒng)所需的化學藥劑、控制用液壓液等，使得流花FPSO的系泊系統(tǒng)成為目前國內水深最深、管纜懸掛數(shù)量最多(19根)、復雜程度最高的單點系泊系統(tǒng)，在世界范圍內也屬較龐大復雜的單點系統(tǒng)。

FPSO與水下生產系統(tǒng)之間橋梁功能，通過單點滑環(huán)組的配置實現(xiàn)。其中，液滑環(huán)用于接收水下生產系統(tǒng)來液并轉輸?shù)紽PSO上部組塊的產液處理系統(tǒng)；通球液滑環(huán)用于傳送由FPSO組塊來的海管通球所需的驅動清管球的液體；中壓電滑環(huán)用于向水下生產系統(tǒng)電潛泵供電；低壓電滑環(huán)用于水下控制系統(tǒng)供電；公用滑環(huán)用于輸送水下生產系統(tǒng)控制所需液壓液和化學藥劑注入；光纖滑環(huán)用于水下生產系統(tǒng)與FPSO之間的通訊。此外，單點系統(tǒng)自身還需要配備消防滑環(huán)。

由于3個油田生產操作的壓力體系不同，采用每個油田設置1個生產液滑環(huán)；3個油田共用1個通球滑環(huán)。通過咨詢電滑環(huán)廠家，推薦采用2個中壓電滑環(huán)，每個14回路，共28條回路的方案，既滿足26口井水下電潛泵供電需求，又兼顧了廠家的供貨能力、設備的尺寸總質量及造價。

支撐滑環(huán)組的轉塔與船體的連接結構形式主要有2種：轉塔與FPSO船體集成一體的形式(SIT形式，圖4a)和轉塔(浮筒)與FPSO船體分離、對接后通過夾持系統(tǒng)使轉塔(浮筒)與FPSO船體連接的形式(STP形式，圖4b)[8]。2種轉塔-船體連接結構形式的優(yōu)缺點見表1。

本項目懸掛管纜數(shù)量多，采用STP形式需要很大的STP浮筒，或要在系泊錨腿上增加浮力單元，造成單點造價或海上安裝時間增加。其次，本項目轉塔與FPSO船體連接形式的選擇必須考慮利于晚投產的流花21-2油田接入。綜合考慮本項目單點系泊系統(tǒng)的功能要求和特點，新建單點系泊系統(tǒng)轉塔與FPSO船體連接結構形式采用SIT形式。

圖4 轉塔與FPSO船體連接結構形式Fig .4 Types of turret-FPSO ship connection structure

表1 STP和SIT形式的優(yōu)缺點對比
Table 1 Advantages and disadvantages comparison of STP and SIT

單點形式優(yōu)點缺點STP①滑環(huán)組入艙,甲板以上單點設備高度低,FPSO上占用空間小;②浮筒與FPSO回接時間短,海上安裝不占用工程關鍵路徑,降低海上施工風險;③FPSO塢修解脫與回接工作量?、俨僮鳌⒕S修空間相對封閉,泄漏的油氣易于聚積,不利擴散,需要考慮強制通風措施;②當懸掛數(shù)量多時,浮筒尺寸較大或在系泊錨腿上采用浮力單元,要求較大的單點艙尺度或較長的海上安裝時間;③浮筒和單點艙空間有限,后期其他油田接入操作不方便,可能造成停產;④系泊纜長度不可調整,安裝精度要求高SIT①適應管纜懸掛數(shù)量多的情況;②系泊纜長度可通過調整平臺鏈長度調整,安裝精度要求低;③主要設備在主甲板以上,易于操作維護;④回接絞車在單點轉塔不動部分,提拉管、纜不受旋轉部分影響,便于未來油田的接入①FPSO回接后才能連接立管、電纜,投產時間相對略晚;②滑環(huán)組位于主甲板以上,占用主甲板空間較大,易受風浪影響;③滑環(huán)組高度高,質量大,對FPSO穩(wěn)性、火炬臂設計有不利影響;④FPSO塢修解脫和回接作業(yè)量大,時間長

綜合考慮可操作性和對油田生產的影響，系泊系統(tǒng)按照臺風期不解脫設計，其水下部分按照國際公認的設計規(guī)范(如BV規(guī)范、DNV規(guī)范)進行設計，最終確定采用3×3、系泊半徑約1 250 m的錨腿布置方案，單根錨腿采用底鏈(φ154 mm，長750 m)+鋼纜(φ134 mm，長590 m)+頂鏈(φ154 mm，長30.8 m)的配置方式，錨基礎采用吸力錨。該項目FPSO設計效果見圖5。

圖5 流花油田群FPSO設計效果圖Fig .5 FPSO design renderings for Liuhua oilfields

4 管纜方案

4.1 海底管道方案

流花16-2水下管匯至FPSO的距離約23 km，流花20-2水下管匯至FPSO的距離約12 km。綜合考慮管道輸量和流動安全保障需要，2個油田均采用雙管輸送方案，前期研究針對軟管和鋼管進行了經濟比選。由于深水軟管價格比較高，最終流花16-2的海底管道選用2根長約23 km、外徑為273.1 mm不保溫鋼管，流花20-2選用2根長約12 km、外徑為355.6 mm的不保溫鋼管。而流花21-2油田由于距離FPSO距離較近，僅3.2 km，綜合比選采用軟管更為經濟。

對于不保溫鋼管，由于油田產液溫度高達120 ℃，高溫會在鋼質海底管道內產生巨大的軸向力，如果海底管道軸向力不能得到有效可控的釋放，將會造成海底管道屈曲破壞。針對鋼質海底管道高溫輸送問題，對3種緩解管道側向屈曲破壞的措施[9-10]開展了比選研究。

1) 蛇形鋪設法。蛇形鋪設法是指通過鋪管船把管道鋪設成蛇形，從而激發(fā)管道在轉彎處發(fā)生側向屈曲釋放軸向力。蛇形鋪管的控制因素是鋪設間距、轉彎半徑，比較難于控制。

2) 管墊法。管墊法是在管道預定設計位置增加管墊(sleeper)，使管道在較低軸力的情況下在放置管墊的位置發(fā)生側向屈曲使管道的軸向力得到釋放，如圖 6a 所示。

3) 浮力塊法。浮力塊法是在管道預定的位置設置分布浮力塊，從而降低海床對管道的側向阻抗力，使得管道在預定位置發(fā)生側向屈曲來釋放軸向力，如圖 6b所示。3種屈曲緩解措施的優(yōu)缺點對比分析見表2。

圖6 管墊法(a)與浮力塊(b)示意圖Fig .6 Sketch of sleeper(a) and buoyance module(b)

表2 海底管道不同屈曲緩解措施的對比
Table 2 Comparisons of the lateral buckling relief methods for subsea pipeline

屈曲緩解措施優(yōu)點缺點蛇形鋪設法①在一定程度上可以簡單地控制屈曲產生而無需在水下設備和安裝上投入高昂成本;②不會人為制造懸跨①鋪設過程復雜,對船舶安裝精度要求較高;最優(yōu)曲率半徑可能受管道本身及安裝船的能力限制;②對管土相互作用的確定性要求較高,易形成土塞,增加側向土壤阻力管墊法①在相對平坦的海床上應用較普遍;②能產生確定的不直度并減小管土相互作用的不確定性;③管道與管墊互相接觸可減小管道的側向阻力①需要預安裝管墊;②須關注可能的渦激振動問題;③海床坡度較大時,不夠穩(wěn)定浮力塊法①能產生確定的不直度;②能顯著減小側向土壤阻力;③浮力塊可隨管道鋪設一塊安裝①可能會出現(xiàn)水動力不穩(wěn)定性;②浮力單元的交貨期較長;③管土相互作用的不確定性,易形成土塞

由于蛇形鋪設法和浮力塊法對管土相互作用要求相對較高，并且易產生土塞，管墊法能產生確定的不直度并能相對減小臨界屈曲作用力和管土相互作用的不確定性。流花油田群海床較為平坦，結合油田實際情況，推薦采用管墊法作為海底管道側向屈曲緩解措施。

4.2 動態(tài)管纜方案

流花油田FPSO單點懸掛的動態(tài)立管、電纜、臍帶纜數(shù)量多，給動態(tài)管纜懸掛設計及布置帶來了很大挑戰(zhàn)。對于動態(tài)管纜構型，通常有自由懸鏈型(Free-hanging catenary)、陡S型(Steep-S)、緩S型(Lazy-S)、陡波型(Steep-wave)、緩波型(Lazy-wave)等多種形式[11-12]。由于FPSO的位移和運動響應很大，自由懸鏈型不能滿足要求，陡S型和陡波型在底部都需要安裝基盤，不太適合流花油田管纜特點。緩S型構型需要安裝一個中水浮筒，通過把多根管纜間隔布置在中水浮筒相應位置，能夠較好地避免管纜之間的干涉碰撞，但其大多應用于200 m以內水深，且海上安裝時間長、投資較高。緩波型構型通過采用分散式浮力塊使立管形成緩波形，具有良好的運動解耦性能，可以滿足FPSO大位移的要求，但流花FPSO懸掛的管纜數(shù)量非常多，在風浪流的作用下管纜之間會發(fā)生干涉。

為了解決動態(tài)管纜的干涉碰撞問題，在后期設計中通過優(yōu)化管纜布置，并且進一步優(yōu)化管纜水中構型，在管纜底部區(qū)域加裝一根系鏈來適當限制管纜的橫向位移，最終形成系鏈緩波型構型(圖7)，解決了管纜之間的碰撞問題。

圖7 流花油田群管纜構型示意圖Fig .7 Riser configuraion diagram of Liuhua oilfields

5 結論

1) 通過技術經濟綜合比較，流花油田群開發(fā)采用全部生產井水下回接FPSO的開發(fā)模式，相關水下技術在南海有一定的設計及運維經驗，技術風險小。

2) 對于流花油田群這種低凝點含蠟原油，采用水下生產系統(tǒng)開發(fā)，宜采用雙管輸送，便于通過FPSO清管，降低水下清管的操作費，并結合合理的清管計劃，保證井液輸送的流動安全。

3) 通過研究分析，采用前端電壓補償?shù)目刂扑惴ㄒ约昂侠碓O置變頻輸出濾波器等措施，可以解決水下電潛泵遠距離變頻驅動技術問題，實現(xiàn)長達27 km的電潛泵水下供電。

4) 通過在海底管道預定位置加裝管墊，可使海底管道軸向力得到有效釋放，解決鋼質海底管道高溫屈曲破壞問題。

5) 通過研究和新技術應用，設計了迄今為止中國海油應用水深最深、系統(tǒng)最復雜、結構最龐大的FPSO，其單點系統(tǒng)也是國內水深最深、管纜懸掛數(shù)量最多、復雜程度最高的單點系泊系統(tǒng)。通過開展多種管纜構型比選和耦合干涉分析，推薦采用系鏈緩波構型，可以解決懸掛管纜之間的碰撞問題。

6) 流花油田群開發(fā)工程方案研究中遇到了許多技術問題和挑戰(zhàn)，如國際上最遠的電潛泵直接變頻驅動問題、回接井數(shù)最多帶來的最復雜FPSO及單點和管纜懸掛問題，其設計方案和技術以及相關經驗對今后深水油田的開發(fā)有一定的借鑒意義。