深海原油外輸CTV技術在巴西項目的應用

王志翔，倪學莉，李波，肖越

(1.中海油國際有限公司，北京 100027；2.海油工程設計院，天津 300457)

巴西Libra項目在開發(fā)過程中，出于海況安全考慮，作業(yè)者要求使用動力定位油船(DPST)進行浮式生產(chǎn)裝置(FPSO)的原油外輸，但由此將產(chǎn)生巨額外輸費用。為最大限度降低費用，中海油聯(lián)合道達爾(Total)等幾方通過調(diào)研和論證，提出使用動力定位輸油轉(zhuǎn)駁船(CTV)的方案。

1 外輸問題

1.1 背景

巴西Libra項目位于巴西桑托斯(Santos)盆地，水深2 200 m左右，由中海油(CNOOC)與巴國油(PBR)、殼牌(Shell)、道達爾(Total)、中石油(CNPC)等多家公司共同開發(fā)，巴國油是作業(yè)者。

由于海況條件較差，Santos盆地只允許使用動力定位油船(DPST)進行外輸。DPST造價高于同等噸位常規(guī)油船(CT)，其載重量在8～15萬t之間，而常規(guī)油船的載重量可達30～40萬t。按高峰產(chǎn)量120萬桶/d計算，將產(chǎn)生5.11美元/桶的綜合輸油成本，高峰年產(chǎn)階段將增加近20億美元的輸油成本。中海油等伙伴將承擔巨額的外輸成本，高峰年產(chǎn)期將增加成本近2億美元/年。

考慮DPST資源有限和高額成本，CNOOC、Total等公司聯(lián)合開展了一系列的調(diào)研和篩選,最先提出的方案為FPSO+CT。依據(jù)為中國南海有90%以上的FPSO+CT操作概率，國內(nèi)采用該卸油方式25年未發(fā)生過碰撞事故，且FPSO+CT外輸方案經(jīng)濟效益最好，作業(yè)簡單，適合所有合作伙伴，見圖1，或者其他可用CT的變通方案。PBR堅持采用DPST的方案。

圖1 我國傳統(tǒng)的FPSO+CT輸油模式

1.2 CTV方案

經(jīng)過進一步調(diào)研和分析，通過三方聯(lián)合提出CTV方案，并與CTV技術專利方及南通中遠船務工程有限公司建立了全面聯(lián)系。分析認為，在眾多外輸方案中，CTV方案有著更好的安全、成本等優(yōu)勢，且能同時滿足各方訴求。

原油轉(zhuǎn)駁船CTV(cargo transfer vessel)除了具有一般的拖輪特性外，還裝備有動力定位(DP)系統(tǒng)和原油轉(zhuǎn)輸裝置、拖船駁接裝置。深水FPSO原油外輸時，CTV可利用其DP裝置全方位推進功能牽引VLCC等常規(guī)油船執(zhí)行相對于FPSO的機動系泊定位，再通過輸油軟管將FPSO原油轉(zhuǎn)駁輸送至VLCC等常規(guī)油船，實現(xiàn)原油外輸[1],見圖2。此方案可解決FPSO不便直接連接普通穿梭油船及常規(guī)油船VLCC等的安全問題，運營費用比DPST降低近一半以上。

圖2 CTV輸油模式某現(xiàn)場

2 CTV方案難點分析

2.1 行業(yè)首用的困難

目前業(yè)內(nèi)現(xiàn)行外輸轉(zhuǎn)駁方案還有STS輸油模式、淺水終端、深水終端、陸上終端、Hi-Load及最新的CTV輸油等模式。各模式都有不同的適用情況、成熟度和優(yōu)缺點，對比見表1。

表1 各種輸油方案技術對比

各方案中，結(jié)合技術成熟度、市場資源、概念潛力等多方因素綜合判斷后，認為CTV方案更有綜合優(yōu)勢。但是CTV處于概念和設計早期階段，相比較DPST等成熟方案，行業(yè)首用困難較大。

2.2 技術方案的可靠性

作為一種新船型，其船舶旁靠、帶纜連接、安全距離、碰撞分析、牽引能力、原油轉(zhuǎn)駁、自身穩(wěn)性、環(huán)境適用等技術可靠性，都是設計時必須考慮的重大問題。雖然是行業(yè)成熟技術的集成，但綜合應用的技術成熟度和可靠性仍需嚴格驗證。

2.3 輸油方案經(jīng)濟性

雖然各方案各有一定范圍內(nèi)的適用性，但更大的區(qū)別在于成本和經(jīng)濟性。因此，如何確保方案的成本最低且技術適用，是首要考慮問題。

2.4 各方伙伴接受度

PBR出于安全考慮，不愿意考慮其他替代方案。個別伙伴已有足夠的DPST資源和規(guī)模成本，對于其他方案考慮不多。剩余伙伴的各方內(nèi)部對于新技術的接受也需要一定的過程。

3 解決方案

為了驗證該模式的正確性并推進該方案，相關方協(xié)調(diào)繼續(xù)開展了一系列的工作，做到論證科學、決策合理。

3.1 設計的可靠性

根據(jù)成熟的船體設計技術，對CTV進行完整的船體設計，參數(shù)見表2。

表2 CTV主要船體參數(shù)

全船采用可變速柴油機、直流電站系統(tǒng)等新技術，具有低能耗、低排放等優(yōu)點，可顯著提高燃油經(jīng)濟性、有效降低排放。本船屬無限航區(qū)，可全球航行。CTV主機功率為8 800 kW,較之DPST的15 400 kW、VLCC的24 720 kW及Suezmax的18 660 kW[2]都小很多，節(jié)油性能很突出。采用4套1 200 V直流發(fā)電機組，可變頻發(fā)電節(jié)省能源，同時配備應急巨型直流蓄電池，能滿足斷開與油船的連接并脫離到300 m外的安全距離。裝備原油裝卸載系統(tǒng)、增壓泵等駁油設備，船體安裝側(cè)裝和轉(zhuǎn)駁裝置；配備3臺輸油泵，2用1備，每臺輸送能力為3 250 m3/h，最大輸油8 000 m3/h。配備先進的導航及DP系統(tǒng)，保證船體的運動穩(wěn)性。

3.2 靠泊安全性

為了保證靠泊和外輸?shù)陌踩煽啃?，除開展了各種方式的分析外[3]，設計CTV與FPSO的距離100～150 m，與DPST與FPSO間距相同； CTV與CT間距150 m，大于等于浮筒與CT間距；FPSO與CT間距350～390 m，遠大于DPST的作業(yè)距離。全程啟用DP功能，確保了靠泊安全性。

3.3 原油外輸經(jīng)濟性

對各方案的經(jīng)濟測算和綜合成本對比見圖3。

圖3 CTV與其他外輸方式綜合成本對比

由圖3對比來看，CTV的綜合成本最低，比DPST可以降低近52%，根據(jù)高峰期年份額產(chǎn)量，1年可節(jié)約輸油成本近1億美元，平均每次可為每艘油船節(jié)約100萬美元的中轉(zhuǎn)費用。而且造價比常規(guī)船舶如DPST低近一半，可大幅降低開發(fā)和作業(yè)成本。

另外，對于CTV的投資問題，假設在巴西油田1艘CTV對應1艘30萬t級FPSO，儲油能力200萬桶，日處理能力18萬桶，每年工作300 d，年轉(zhuǎn)運原油5 400萬桶。經(jīng)計算，其簡單回收期僅需5年，內(nèi)部收益率可達24.64%，經(jīng)濟效益突出。

3.4 聯(lián)合攻關推動

為了促成該方案的應用，中海油及合作方進行了不斷地協(xié)調(diào)和推動。為保險起見，低產(chǎn)期(2017—2020年)仍用DPST和STS轉(zhuǎn)駁；高產(chǎn)期(2020年后)采用CTV或Hi-load方式進行外輸。另外，確定了說服各方的商務計劃，同時著手進行CTV的商務洽談和開展試驗。

經(jīng)過與PBR的管理單位、E&P部門和運輸單位、項目組及技術團隊不斷交流和論證，2015年12月2日，在第4次項目技術會議上，巴國油同意將CTV方式納入Libra考慮策略。2016年6月1—3日，PBR在里約熱內(nèi)盧組織了研討會，對 CTV方案在 Libra項目的適用性，統(tǒng)一了認識。

3.5 船體實物建造

在Libra項目各方協(xié)調(diào)和推進CTV的同時，CTV的實物建造也在同步進行。2015年，中遠船務和Seaload Holding AS公司(Cefront成立的船舶運營公司)簽約建造2艘海洋原油轉(zhuǎn)駁船CTV(分別編號SeaLoader 1與Sealoader 2,簡稱為CTV1與CTV2)，該類型船舶由南通中遠船務和廣東中遠船務分別承建，船體方案由中遠海運重工負責基本設計、詳細設計和生產(chǎn)設計[4]。

4 實施效果

4.1 建造完成

CTV1/2主要進展(時間點)見表3。

經(jīng)過嚴密的設計和建造，2018年1月12日，CTV1(代號N697)通過長江口出海試航； 2018年7月4日，經(jīng)過5 d海上油船的對接試驗， CTV1在江蘇啟東正式交付。

表3 CTV1/2進展(時間點)

對于CTV2(代號N706)的建造工作，廣東中遠船務采用與南通中遠船務“一套圖紙，兩廠通用”的設計方式。2018年9月8日，CTV2經(jīng)過9 d完成試航。2019年11月19日，CTV2成功交付。

2條CTV各部分的構(gòu)造、參數(shù)等幾乎完全相同，船體的關鍵設施包括：電力系統(tǒng)、轉(zhuǎn)駁外輸系統(tǒng)、操船DP系統(tǒng)等，各系統(tǒng)主要設施見表4。

表4 CTV1主要設施

4.2 試驗準備

計劃海試內(nèi)容包括CTV的舷梯通道吊放搭接(圖4)、與外輸油船的錨纜連接、外輸軟管的收放連接、工作艇的收放和拖纜、CTV拖動油船前行、不同區(qū)域調(diào)整、DP等關鍵性能測試等。其中，本次所用油船柳林灣號為Aframax型油船。地點離岸近80 km，水深約35 m。測試期間，最高浪高2.5 m，最大風速16 m/s，滿足條件。

圖4 CTV1啟動舷梯搭接油船現(xiàn)場

4.3 試驗過程

2018年6月26—28日，先后完成了釋放工作艇、錨纜系統(tǒng)操作、工作艇釋拖曳以及外輸軟管的下放、拖曳及回收、FEMEA的確認等準備工作。在6月29日—7月2日，油船抵達后，又先后開展了油船靠近及CTV拖船守護配合、舷梯啟動搭接、人員上下油船、引纜和系泊纜連接、連接和收放外輸軟管，以及油船連接、油船關閉動力下CTV拖曳油船及動態(tài)調(diào)整等工作，以及氣象動態(tài)調(diào)整和30°安全區(qū)調(diào)整試驗和牽引后組隊前行試驗，并多次動態(tài)重復，試驗符合且高于要求。期間試驗全程均采用DP模式，并隨工況不斷調(diào)整，DP功能穩(wěn)定高效，CTV平穩(wěn)舒適，實測見圖5。

圖5 CTV1油船連接現(xiàn)場

從實測結(jié)果可充分看出，CTV的旁靠性、碰撞防止、錨纜收放、油船連接、軟管對接、牽引性能、氣象適用、船體穩(wěn)性、DP操控等功能，都與設計要求吻合，驗證了CTV船舶概念的科學性。

4.4 發(fā)現(xiàn)問題

①Gangway的吸盤難以快速穩(wěn)定吸住油船甲板；②外輸軟管下放和連接作業(yè)受海況和設備完好性影響較大；③尾部吊機啟動和操作過程多次出現(xiàn)抖動現(xiàn)象；④需改進工作艇及軟管連接時對惡劣海況的適用性；⑤需要利用更大的油船(如Suezmax和VLCC等)進行更多實操實測；⑥尾拖拖輪容易配合不到位需要改進；⑦尾部絞車和錨纜需增加對左部絞車和錨纜的測試；⑧尾部作業(yè)中遙控吊車、軟管收放等的手持式操作臺需固定。

4.5 后續(xù)計劃

在技術方面，本次中國海域測試后，CTV1將啟程前往巴西，在巴西海域開展第2階段的大型測試，包括與在產(chǎn)FPSO和大型油船的連接和輸油試驗，同時取得巴西能源環(huán)境監(jiān)管局IBAMA等機構(gòu)的批準，即將在LAPA等油田使用。

5 結(jié)論

CTV作為挪威Cefront公司的一項全球首創(chuàng)技術，通過理念、設計、建造和試驗等各環(huán)節(jié)的不斷論證，都已完全證明方案的安全性、適用性、經(jīng)濟性和可靠性，可以解決FPSO不便直接連接普通穿梭油船及VLCC等的安全問題。該方案已于2018—2019年間推動完成了2條CTV船的實物設計、船體建造和海上測試工作，實現(xiàn)了該項技術從概念到實踐的成功轉(zhuǎn)換，同時也得到巴國油(PBR)的接受并即將在巴西發(fā)揮作用。該方案為世界首用，有良好的適用性、安全性、低成本性、可操作性，可大幅降低原油外輸成本。