淺海油田注水管道立管安裝方案技術經濟比選

李少芳，姜云飛，梁 鵬，龐洪林，王冰月

(中海石油(中國)有限公司天津分公司，天津 300459)

淺海油田依托開發(fā)中，通常涉及海上平臺、海底管道及相應改造等海上工程設施。新油田依托老油田注水設施進行開發(fā)時，需要新建相應注水海底管道。注水管道包括平管、立管等多個結構部分。通常平管部分需要在陸地場地進行材料預制、通過施工船舶進行海上安裝。而立管分為本油田新平臺側及依托油田平臺側，注水管道依托平臺側立管及立管卡子部分，通常是在陸地完成建造，通過船舶運輸至海上油田進行的海上安裝。但是，存在依托油田也正在陸地設計建造而尚未出海的情形，這種情況下如果新油田與依托油田通過匹配工期，能夠進行立管及立管卡子立管及卡子的陸地預安裝，將會節(jié)約投資，提高油田經濟效益。而如果工期較為緊張，存在可利舊預安裝立管尺寸與擬新建注水海管不匹配情形，則需要進行相應的技術及經濟方案比選。

本文以某海上油田開發(fā)可行性研究中遇到的立管及立管卡子安裝方案為例，通過對可能存在的技術施工方案進行梳理，分析各環(huán)節(jié)投資費用的影響因素，建立投資費用計算模型，最終得出技術經濟最優(yōu)方案。

1 技術方案

1.1 油田概況

某海上小型油田A距離周邊在生產、在建設油田距離均在10 km以內，且單平臺可動用儲量小，井口數(shù)量較少，因此考慮新建無人井口平臺，并依托周邊在生產、在建設油田的油、水處理設施進行處理并依托周邊現(xiàn)有管線登陸。

由于周邊可依托油田距離不同，且在注水設施依托方向上存在已經在海上生產的老油田以及正在進行陸地建造的新油田兩種情形，因此首先針對不同注水管線及設施的可行方案進行了比選。經過多輪次比選，選定了依托正在陸地進行建設油田B。

工程方案示意圖如圖1所示。油田A通過依托正在陸地設計建造的油田B的WHPB平臺進行開發(fā)，新建1座WHPA無人井口平臺，一條從新建WHPA平臺至在建設WHPB平臺海底混輸管道，一條在建設WHPB平臺至新建WHPA平臺海底注水管道，一條新建WHPA平臺至在建設WHPB平臺間海底電纜，并對在建設WHPB平臺及在生產CEPA平臺進行適應性改造。

圖1 工程方案示意圖

1.2 注水海底管道施工

海洋工程界根據(jù)海洋結構物作業(yè)水深不同，區(qū)分為了淺水系統(tǒng)(水深小于300米)、深水系統(tǒng)(水深介于300米至3000米之間)和超深水系統(tǒng)(水深大于3000米)。本文中所研究的注水海水管道屬淺水系統(tǒng)。

海底管道根據(jù)輸送介質分類，可分為原油管道、天然氣管道、注水管道、混輸管道等。

我國多數(shù)海上油田采用注水驅油作為產能建設重要手段[1]。注水海底管道通常包括平管段、立管(含飛濺區(qū))、膨脹彎、彎頭、法蘭、混凝土壓塊等部分，平管段根據(jù)其功能需求還可能涉及混凝土配重層、防腐涂層、腐蝕檢測設備等[2-3]。注水海底管線如果全部在海上施工，通常需要首先進行陸地預制，然后進行平管段海上拖航、立管及立管卡子吊裝、膨脹彎吊裝、清管試壓、后挖溝、混凝土水泥壓塊等多個施工步驟[4-5]。

1.3 立管施工方案

立管作為連接海底管道平管段之后的膨脹彎，進而與平臺上工藝管線的一種重要結構形式，在淺水油氣田開發(fā)工程中被廣泛使用，同時對海上施工要求也較高。根據(jù)連接方式不同，通常分為水下法蘭連接和整體立管連接。水下法蘭連接方式，指的是平管、膨脹彎、立管之間采用法蘭連接，立管和膨脹彎分別進行預制，然后在水下通過法蘭將三者進行連接。立管安裝包括甲板預制、立管起吊、立管就位、安裝等步驟。對于依托平臺是舊平臺且沒有預留立管卡子的情況，在安裝立管前，需提前完成立管卡子的安裝，根據(jù)具體施工條件的不同，可能包括搭建腳手架、清除卡子設計位置附件油漆及海生物、起吊、就位、焊接、檢驗、拆除腳手架等部分步驟。

本研究中，按照油田A注水量等技術指標核定，僅需要建設新建6寸單層注水海底管道。而目前在建設的油田B的平臺WHPB正在陸地建造中，由于工期緊張，無法等待油田A新建的WHPA平臺的注水管道立管建造完成實施陸地預安裝，僅可通過利用現(xiàn)有庫存的8寸立管實施提前陸地的預安裝，否則就只能將安裝立管的卡子先進行陸地安裝以盡量減少海上安裝工期，降低費用。因此就存在以下2種海管尺寸與立管及立管卡子施工方案的綜合方案比選。

情形一，選用滿足油田A實際需求的6寸海管，僅將依托平臺側安裝立管的卡子進行陸地預安裝，未來待新建海底管道出海施工時，再進行依托WHPB側的立管及立管卡子海上后安裝施工。

情形二，與現(xiàn)有庫存8寸立管相匹配，進行依托平臺側8寸立管及立管卡子陸地預安裝以節(jié)約未來海上立管后安裝費用，同時平管段尺寸從6寸調整為8寸。

情形三，由于工期無法匹配，僅陸地預安裝立管卡子，未來待新建海底管道出海施工時，再進行依托WHPB側的立管海上后安裝施工。

具體施工方案對比及前提如表1所示。

表1 立管及立管卡子施工方案對比

2 不同立管方案下注水海管投資費用影響因素分析

根據(jù)不同立管實施方案，注水管道整體投資費用會有相應差異。注水海管投資費用主要涉及三部分，材料費、預制費以及海上安裝費。材料費主要受鋼材價格及鋼材重量影響，而鋼材重量則受海管尺寸、海管壁厚、海管長度等決定。預制費主要受有無防腐涂層、保溫、配重，以及預制管材的規(guī)格和長度等影響。海上安裝則受到船舶單價、施工天數(shù)、人工、耗材等綜合影響，主要施工費用涉及管線鋪設前后勘察、動復員、裝船固定、運輸至現(xiàn)場及返航、平管段鋪設、膨脹彎安裝、立管及立管卡子海上安裝、清管試壓、排水干燥、后挖溝、水泥壓塊、卸船清駁等。

本研究中的渤中某淺海油田為依托開發(fā)，注水管線長度為8 km，按照海管尺寸不變海上后安裝立管及卡子、增大海管尺寸利舊陸地預安裝立管及卡子、海管尺寸不變僅陸地預安裝卡子三種情形，需分別進行計算。

表2 不同立管方案下注水海管投資差異影響因素對比

根據(jù)渤中某淺海油田8 km注水海管技術參數(shù)進行計算，最終得出方案1投資費用最高，方案2與方案3投資費用基本持平。若以方案1投資費用為基礎，則方案2投資費用約為方案1的88%，方案3投資費用約為方案1的90%。

總體來看，能夠利用現(xiàn)有立管庫存進行立管及立管卡子陸地預安裝是具有明顯優(yōu)勢的，而類似本例中需要更改平管段尺寸、工期可能無法完全匹配只能進行立管卡子陸地預安裝的情況，則需要具體情況具體分析。

3 結 論

注水管道立管安裝方案會影響海上油氣田工程設施投資費用。在具體的工程設施施工方案比選中，應充分考慮立管安裝施工方案的比選，盡可能降低投資費用，促進海上油田經濟有效開發(fā)。結合淺海油田注水管道安裝施工特點，梳理立管安裝方案可能對投資費用的影響，分析不同立管施工方案投資費用差異，作為技術經濟比選的基礎。