恩平油田群臺(tái)風(fēng)遙控模式方案設(shè)計(jì)

劉愛(ài)俠

(海洋石油工程股份有限公司， 天津 300452)

0 引 言

中國(guó)南海海域廣闊，地處熱帶和亞熱帶海洋性氣候區(qū)域，每年夏季臺(tái)風(fēng)活動(dòng)頻發(fā)，對(duì)海上油氣田生產(chǎn)設(shè)施和人員危害較大。 海上各油氣田每次接到氣象局臺(tái)風(fēng)預(yù)警通知后，需至少提前4～5 d進(jìn)行避臺(tái)風(fēng)準(zhǔn)備，并在人員撤離前完成油氣井和生產(chǎn)系統(tǒng)的關(guān)停，完成工藝設(shè)施和海底管道的置換。直至臺(tái)風(fēng)過(guò)后，人員重新回到平臺(tái)，才能逐步恢復(fù)生產(chǎn)。臺(tái)風(fēng)的運(yùn)動(dòng)軌跡總是多變，有時(shí)并沒(méi)有經(jīng)過(guò)油田區(qū)域。每次避臺(tái)風(fēng)至少損失72 h的油氣產(chǎn)量，在多數(shù)情況下實(shí)際損失的時(shí)間會(huì)更長(zhǎng)[1-2]。

為解決上述問(wèn)題，對(duì)臺(tái)風(fēng)工況下油田延后停產(chǎn)進(jìn)行研究和設(shè)計(jì)，以減輕其危害和影響。在實(shí)現(xiàn)平臺(tái)人員撤離后，在臺(tái)風(fēng)中心前沿未到達(dá)或不經(jīng)過(guò)油田的情況下，通過(guò)陸地中心遠(yuǎn)程遙控海上生產(chǎn)設(shè)施，實(shí)現(xiàn)臺(tái)風(fēng)工況下維持正常生產(chǎn)，并可在達(dá)到超限工況時(shí)實(shí)施遠(yuǎn)程安全關(guān)停。

臺(tái)風(fēng)工況延遲停產(chǎn)，即在臺(tái)風(fēng)真正到達(dá)平臺(tái)之前，利用遠(yuǎn)程自控系統(tǒng)安全關(guān)停，以減少停產(chǎn)時(shí)間。臺(tái)風(fēng)過(guò)后部分生產(chǎn)設(shè)施可能已被破壞，需經(jīng)工作人員現(xiàn)場(chǎng)檢查和確認(rèn)后，才能逐步恢復(fù)生產(chǎn)。因此，在臺(tái)風(fēng)工況下不考慮平臺(tái)的遠(yuǎn)程遙控復(fù)產(chǎn)功能。

1 臺(tái)風(fēng)影響

1.1 恩平油田群簡(jiǎn)介

恩平油田群分為已建設(shè)施和新建設(shè)施兩個(gè)區(qū)域。已建設(shè)施主要包括2座鉆采平臺(tái)、1座井口平臺(tái)和1艘浮式生產(chǎn)儲(chǔ)卸油裝置(Floating Production Storage and Offloading，F(xiàn)PSO)，新建設(shè)施包括1座中心平臺(tái)、1座鉆采平臺(tái)、2座井口平臺(tái)及其周邊的海底管線(xiàn)、海底電纜等。新建區(qū)域簡(jiǎn)稱(chēng)恩平15-1油田群，位于珠江口盆地坳陷帶珠I坳陷西部位置，距香港西南約200 km，平均水深為80～100 m，距南部已建的恩平油田群35～57 km。恩平油田區(qū)域示例如圖1所示。

圖1 恩平油田區(qū)域示例

1.2 臺(tái)風(fēng)統(tǒng)計(jì)

南海海域每年都會(huì)經(jīng)歷臺(tái)風(fēng)或熱帶風(fēng)暴的侵襲[2]。據(jù)不完全統(tǒng)計(jì)，2015—2019年，恩平油田區(qū)域經(jīng)歷的臺(tái)風(fēng)及造成的停產(chǎn)影響情況如表1所示。

表1 近5 a臺(tái)風(fēng)造成的停產(chǎn)天數(shù)統(tǒng)計(jì)

續(xù)表1 近5 a臺(tái)風(fēng)造成的停產(chǎn)天數(shù)統(tǒng)計(jì)

1.3 避臺(tái)風(fēng)撤離方案

在恩平油田一般根據(jù)中央氣象臺(tái)預(yù)報(bào)的已命名臺(tái)風(fēng)未來(lái)120 h路徑概率，判斷其是否會(huì)對(duì)海洋平臺(tái)設(shè)施造成影響，并根據(jù)臺(tái)風(fēng)中心前沿到達(dá)油田的距離，劃分為綠色(600 n mile半徑)、黃色(450 n mile半徑)、紅色(250 n mile半徑)，形成三色防臺(tái)風(fēng)警戒圈，如圖2所示。啟動(dòng)避臺(tái)風(fēng)撤離方案，主要分為以下3個(gè)階段進(jìn)行：

注：R為以設(shè)施為中心的半徑距離圖2 防臺(tái)風(fēng)三色警戒圈示例

(1) 第一階段：觀(guān)察準(zhǔn)備(綠圈外)。一旦收到可能影響油田群的臺(tái)風(fēng)預(yù)警，且該臺(tái)風(fēng)中心或者10級(jí)風(fēng)(50 kn，24.5 m/s)的前沿在600 n mile綠色警戒區(qū)以外，或到達(dá)紅色警戒區(qū)的預(yù)報(bào)時(shí)間在96 h以上，進(jìn)行密切觀(guān)察和撤離準(zhǔn)備。

(2) 第二階段：撤離非生產(chǎn)必要人員(綠圈內(nèi))。一旦臺(tái)風(fēng)中心或者10級(jí)風(fēng)的前沿進(jìn)入600 n mile綠色警戒區(qū)內(nèi)，或者將于96 h后進(jìn)入紅色警戒區(qū)，平臺(tái)開(kāi)始撤離非生產(chǎn)必要人員，并發(fā)布相關(guān)應(yīng)急通告。

(3) 第三階段：平臺(tái)設(shè)施關(guān)停、人員全部撤離(黃圈內(nèi))。一旦臺(tái)風(fēng)中心或者10級(jí)風(fēng)的前沿進(jìn)入450 n mile黃色警戒區(qū)內(nèi), 或者將于24 h后進(jìn)入紅色警戒區(qū)邊界前，平臺(tái)開(kāi)始關(guān)井停產(chǎn)，進(jìn)行生產(chǎn)系統(tǒng)和海底管線(xiàn)置換，關(guān)閉所有設(shè)施，撤離全部剩余人員。

2 臺(tái)風(fēng)遙控模式設(shè)計(jì)原則

2.1 超限工況界定

在臺(tái)風(fēng)遙控模式方案設(shè)計(jì)中，如果現(xiàn)場(chǎng)達(dá)到下列條件之一判定為臺(tái)風(fēng)超限工況，此時(shí)陸地控制中心將啟動(dòng)遠(yuǎn)程關(guān)停和置換操作。

(1) 氣象預(yù)報(bào)強(qiáng)熱帶風(fēng)暴、臺(tái)風(fēng)中心或10級(jí)風(fēng)的前沿進(jìn)入紅色警戒圈(250 n mile)。恩平油田區(qū)域臺(tái)風(fēng)警戒圈界定。

(2) 油田現(xiàn)場(chǎng)的實(shí)測(cè)環(huán)境條件超過(guò)原設(shè)計(jì)工況條件：有效波高≤7.0 m，風(fēng)速達(dá)10級(jí)。

(3) FPSO的單邊搖擺超過(guò)5°(根據(jù)海上操作經(jīng)驗(yàn))。

(4) FPSO的貨油艙容達(dá)90%或滿(mǎn)載吃水。

(5) 海陸通信中斷超過(guò)10 min。

(6) 現(xiàn)場(chǎng)監(jiān)測(cè)到異常工況：火災(zāi)、可燃?xì)庑孤?、關(guān)鍵設(shè)備故障、工藝參數(shù)超限等。

(7) 陸地遠(yuǎn)程監(jiān)控發(fā)現(xiàn)有溢油、火災(zāi)、可燃?xì)庑孤┗蚱渌惓９r等。

2.2 總體原則

在恩平油田群新建區(qū)域，最近的平臺(tái)15-1CEP距已建FPSO 42.2 km，最遠(yuǎn)的平臺(tái)20-5WHPA距FPSO約85.2 km，距離都相對(duì)較遠(yuǎn)。目前，F(xiàn)PSO的生產(chǎn)處理和存儲(chǔ)能力兼顧已建和新建2個(gè)區(qū)域。受生產(chǎn)系統(tǒng)能力和艙容限制，臺(tái)風(fēng)遠(yuǎn)程遙控模式方案先在就近FPSO的2個(gè)平臺(tái)15-1CEP和10-2WHPA試行。距離較遠(yuǎn)的2個(gè)平臺(tái)20-4DPP和20-5WHPA暫不考慮臺(tái)風(fēng)遙控模式[3-4]。

恩平新建區(qū)域臺(tái)風(fēng)遙控模式方案的總體設(shè)計(jì)原則如下：

(1) 主要為實(shí)現(xiàn)臺(tái)風(fēng)未經(jīng)過(guò)或到達(dá)前的延遲停產(chǎn)，當(dāng)臺(tái)風(fēng)真正侵襲平臺(tái)(到達(dá)紅色警戒線(xiàn))前遠(yuǎn)程完成關(guān)停和置換。

(2) 根據(jù)油田群關(guān)停不壓井測(cè)試，臺(tái)風(fēng)遙控模式下生產(chǎn)關(guān)斷后不考慮壓井。

(3) 在投產(chǎn)初期原油產(chǎn)液含水體積分?jǐn)?shù)較低，停產(chǎn)后管線(xiàn)和海底管道里的原油凝固堵塞(簡(jiǎn)稱(chēng)凝管)的風(fēng)險(xiǎn)較高，不考慮臺(tái)風(fēng)遙控模式。

(4) 投產(chǎn)中后期試行臺(tái)風(fēng)遙控模式，起初按照含水體積分?jǐn)?shù)90%進(jìn)行原油外輸，以降低管線(xiàn)和海底管道發(fā)生凝管的風(fēng)險(xiǎn)。產(chǎn)液直接輸入FPSO儲(chǔ)存，待臺(tái)風(fēng)過(guò)后再一并進(jìn)行處理。

(5) 在投產(chǎn)后根據(jù)油田降凝劑試驗(yàn)情況，可適當(dāng)調(diào)高外輸原油的含水體積分?jǐn)?shù)。

(6) 不考慮停產(chǎn)后的遠(yuǎn)程遙控復(fù)產(chǎn)和啟動(dòng)，臺(tái)風(fēng)過(guò)后需由人員登平臺(tái)確認(rèn)現(xiàn)場(chǎng)情況后再進(jìn)行。

(7) 在臺(tái)風(fēng)遙控模式下，平臺(tái)自持時(shí)間按5 d考慮。

(8) 在臺(tái)風(fēng)遙控模式下，考慮4種關(guān)停的操作工況。

2.3 設(shè)計(jì)工況

為降低臺(tái)風(fēng)遙控模式期間，遠(yuǎn)程關(guān)停后管線(xiàn)和海底管道發(fā)生凝管的風(fēng)險(xiǎn)，選取適當(dāng)?shù)墓r作為臺(tái)風(fēng)遠(yuǎn)程遙控設(shè)計(jì)的基礎(chǔ)，既能滿(mǎn)足平臺(tái)的安全生產(chǎn)和關(guān)停又能實(shí)現(xiàn)遠(yuǎn)程遙控設(shè)計(jì)的要求。恩平油田臺(tái)風(fēng)遙控模式方案考慮以下4種設(shè)計(jì)工況，如表2所示。

表2 臺(tái)風(fēng)遙控模式工況

3 方案設(shè)計(jì)

3.1 工藝系統(tǒng)方案

(1) 原油處理系統(tǒng)

在臺(tái)風(fēng)遙控模式下，為實(shí)現(xiàn)原油生產(chǎn)處理系統(tǒng)的遠(yuǎn)程關(guān)停和調(diào)節(jié)，在工藝流程上增加部分可遠(yuǎn)程復(fù)位的關(guān)斷閥和調(diào)節(jié)閥，原油外輸泵可進(jìn)行遠(yuǎn)程啟動(dòng)或關(guān)停，流程示例如圖3所示。

圖3 原油處理系統(tǒng)流程

(2) 生產(chǎn)水處理系統(tǒng)

在臺(tái)風(fēng)遙控模式下，生產(chǎn)水處理系統(tǒng)流程上增加了部分可遠(yuǎn)程復(fù)位的遙控閥，生產(chǎn)水增壓泵和污油泵可進(jìn)行遠(yuǎn)程啟動(dòng)或關(guān)停，流程示例如圖4所示。

圖4 生產(chǎn)水處理系統(tǒng)流程

(3) 發(fā)電機(jī)和燃油系統(tǒng)

原油主發(fā)電機(jī)和柴油應(yīng)急發(fā)電機(jī)具備完善的本地和遠(yuǎn)程控制系統(tǒng)，可把各控制信號(hào)對(duì)接到陸地控制中心，增加部分必要的探測(cè)儀表和高清攝像頭，以實(shí)現(xiàn)臺(tái)風(fēng)遙控模式下的遠(yuǎn)程操作和監(jiān)控。

原油主發(fā)電機(jī)具有原油和柴油等2種運(yùn)行模式。在常規(guī)工況下采用處理后的原油作為燃料，若發(fā)生意外停機(jī)，則需要及時(shí)用柴油進(jìn)行清洗和置換，以免原油凝固堵塞管道。其操作工序復(fù)雜，不穩(wěn)定因素較多，需由專(zhuān)業(yè)操作人員現(xiàn)場(chǎng)完成。在臺(tái)風(fēng)遙控模式下，須在人員撤離平臺(tái)前將原油模式切換至柴油模式。

柴油供應(yīng)系統(tǒng)需增加部分可遠(yuǎn)程復(fù)位的遙控閥，平臺(tái)的柴油輸送泵和分油機(jī)可進(jìn)行遠(yuǎn)程啟動(dòng)或關(guān)停，在臺(tái)風(fēng)遙控模式下及時(shí)為原油發(fā)電機(jī)和應(yīng)急發(fā)電機(jī)補(bǔ)充燃料油。

(4) 其他輔助系統(tǒng)

閉排和火炬系統(tǒng)、化學(xué)注入系統(tǒng)、公用氣和儀表氣系統(tǒng)、膜制氮?dú)庀到y(tǒng)、海水系統(tǒng)、淡水系統(tǒng)和消防水系統(tǒng)等，增加部分遙控閥門(mén)或關(guān)斷閥，主要設(shè)備可遠(yuǎn)程啟動(dòng)或關(guān)停，本地控制盤(pán)(Local Control Panel，LCP)可遠(yuǎn)程復(fù)位，以配合臺(tái)風(fēng)工況下遠(yuǎn)程遙控模式的實(shí)現(xiàn)。

3.2 海底管道置換方案

由于海底溫度一般較低且原油的凝點(diǎn)較高，在臺(tái)風(fēng)工況停產(chǎn)后，海底管道內(nèi)存有的原油混輸液須及時(shí)置換，以免凝固堵塞為后續(xù)復(fù)產(chǎn)造成困難。海底管道置換，首先由海水提升泵或消防泵從海里抽取海水，再由置換泵打入海底管道，將其中的原油輸送至分離器或FPSO油艙，直至海水充滿(mǎn)海底管道，然后進(jìn)行關(guān)閉。在恩平油田群新建區(qū)域臺(tái)風(fēng)遙控模式下，海底管道置換分為2個(gè)階段進(jìn)行，如圖5所示。

圖5 海底管道置換流程

第1階段：由10-2WHPA至15-1CEP間的海底管道置換：

(1) 海底管道直徑約60 cm，長(zhǎng)度為14 km，未處理原油產(chǎn)液輸送。置換時(shí)間為15 h。

(2) 置換設(shè)備為電動(dòng)消防泵和置換泵，同時(shí)具備正常和應(yīng)急電源供應(yīng)。

(3) 在主電和應(yīng)急電都意外關(guān)停的工況下，不再進(jìn)行海底管道置換。

(4) 置換介質(zhì)海水，流量為150 m3/h，壓力為2 400 kPa(A)，并需注入批處理劑，抑制海底管道腐蝕。

(5) 遠(yuǎn)程啟動(dòng)10-2WHPA平臺(tái)的清管球發(fā)射器，進(jìn)行海底管道內(nèi)海水和原油的隔離。

(6) 投產(chǎn)后如有含水體積分?jǐn)?shù)接近100%的高含水井，也可使用高含水井液進(jìn)行置換。

(7) 在油田開(kāi)發(fā)后期，大多數(shù)井口產(chǎn)液都達(dá)到高含水體積分?jǐn)?shù)，停產(chǎn)后也可不進(jìn)行海底管道的置換。

第2階段：由15-1CEP平臺(tái)至118FPSO間的海底管道置換：

(1) 海底管道直徑約60 cm，長(zhǎng)度為42.2 km，90%含水原油輸送。置換時(shí)間為15 h。

(2) 主置換設(shè)備為電動(dòng)海水提升泵和電動(dòng)置換泵，同時(shí)具備正常和應(yīng)急電源供應(yīng)。

(3)備用置換設(shè)備為柴油消防泵和柴油置換泵，在主電和應(yīng)急點(diǎn)都意外關(guān)停的工況下，進(jìn)行海底管道置換。

(4) 置換介質(zhì)海水，流量為350 m3/h，壓力為3 000 kPa(A)，并需注入批處理劑，抑制海底管道腐蝕。

(5) 遠(yuǎn)程啟動(dòng)15-1CEP平臺(tái)的清管球發(fā)射器，進(jìn)行海底管道內(nèi)海水和原油的隔離。

(6) 投產(chǎn)后如有含水體積分?jǐn)?shù)接近100%的高含水井，也可使用高含水井液進(jìn)行置換。

(7) 在油田開(kāi)發(fā)后期，大多數(shù)井口產(chǎn)液都達(dá)到高含水體積分?jǐn)?shù)，停產(chǎn)后也可不進(jìn)行海底管道置換。

3.3 供配電方案

在臺(tái)風(fēng)遙控模式期間，由陸地電力調(diào)度控制中心對(duì)海上油田設(shè)施的供配電系統(tǒng)進(jìn)行遠(yuǎn)程監(jiān)控。與自控系統(tǒng)協(xié)同作業(yè)，在確保操作安全的前提下，實(shí)現(xiàn)對(duì)海上電力系統(tǒng)的遠(yuǎn)程監(jiān)視和操作。

(1) 電力系統(tǒng)分配、綜合調(diào)度、熱備用管理、負(fù)載管理與優(yōu)先卸載。

(2) 關(guān)鍵電氣參數(shù)監(jiān)控，電力系統(tǒng)安全性監(jiān)測(cè)。

(3) 超限工況遠(yuǎn)程主動(dòng)停電操作。

(4) 失主電應(yīng)急工況關(guān)鍵電氣設(shè)備遠(yuǎn)程恢復(fù)供電操作。增加電動(dòng)操作機(jī)構(gòu)實(shí)現(xiàn)應(yīng)急工況遠(yuǎn)程恢復(fù)供電回路。

3.4 儀表控制方案

在恩平油田群新建區(qū)域的平臺(tái)上設(shè)置相互獨(dú)立的生產(chǎn)關(guān)斷系統(tǒng)(Process Control System，PCS)、應(yīng)急關(guān)斷系統(tǒng)(Emergency Shutdown System，ESD)和火氣探測(cè)系統(tǒng)(Fire and Gas System， FGS)，在中控管理中可實(shí)現(xiàn)人機(jī)界面和通信網(wǎng)絡(luò)共享界面。同時(shí)，配備獨(dú)立的操作臺(tái)，在臺(tái)風(fēng)過(guò)后復(fù)產(chǎn)時(shí)人員也可進(jìn)行現(xiàn)場(chǎng)操作和維護(hù)。

在陸地控制中心布置ESD Console控制臺(tái)，集成本地和遠(yuǎn)程模式選擇開(kāi)關(guān)，設(shè)置ESD1、ESD2、ESD3等3級(jí)應(yīng)急關(guān)斷、生產(chǎn)系統(tǒng)置換、海底管道置換等系統(tǒng)設(shè)施的啟停開(kāi)關(guān)。設(shè)置全功能性的遙測(cè)和遙控系統(tǒng)，可對(duì)生產(chǎn)系統(tǒng)參數(shù)進(jìn)行監(jiān)測(cè)、修改、停機(jī)、停泵，在必要時(shí)遙控關(guān)斷，實(shí)現(xiàn)無(wú)人值守工況下的持續(xù)生產(chǎn)。

將工藝和公用流程上的控制閥門(mén)設(shè)置為可遠(yuǎn)程復(fù)位的電動(dòng)遙控閥，并將閥門(mén)遠(yuǎn)程與就地切換開(kāi)關(guān)、開(kāi)啟或關(guān)閉是否到位、故障報(bào)警等信號(hào)接入中控系統(tǒng)。參與流程切換閥門(mén)的執(zhí)行機(jī)構(gòu)進(jìn)行氣動(dòng)或液動(dòng)冗余配置，以保證自動(dòng)控制的可靠性。

3.5 通信系統(tǒng)保障

為確保臺(tái)風(fēng)遙控模式下通信的暢通，在陸地控制中心設(shè)置衛(wèi)星通信站，在新建平臺(tái)和已建平臺(tái)上設(shè)置2套獨(dú)立的衛(wèi)星系統(tǒng)，可全天候?qū)崿F(xiàn)陸地控制中心與海上油田的遠(yuǎn)程通信。在海上各平臺(tái)之間，設(shè)置海底光纖和微波兩種獨(dú)立的通信系統(tǒng)，以保障各個(gè)平臺(tái)之間的通信暢通。

4 結(jié) 論

恩平油田群新建區(qū)域開(kāi)展臺(tái)風(fēng)遙控模式方案研究和設(shè)計(jì)，可減輕每年臺(tái)風(fēng)對(duì)海上油田生產(chǎn)的影響，以實(shí)現(xiàn)平臺(tái)的延遲停產(chǎn)或避免停產(chǎn)。鑒于臺(tái)風(fēng)遙控模式的復(fù)雜性和高風(fēng)險(xiǎn)性，需分階段逐步試行，待得到充分驗(yàn)證后可在其他海上油氣田推廣應(yīng)用[5]。

為保證臺(tái)風(fēng)遙控模式的可靠性，方案設(shè)計(jì)采取多方面的措施，主要包括：

(1) 為避免原油易凝固堵塞管線(xiàn)和海底管道的風(fēng)險(xiǎn)，臺(tái)風(fēng)遙控模式初期選用90%含水體積分?jǐn)?shù)外輸方案，后續(xù)根據(jù)油田降凝劑試驗(yàn)情況再適當(dāng)調(diào)整含水體積分?jǐn)?shù)。

(2) 為提高海底管道置換的可靠性，配置主電、應(yīng)急電和柴油泵置換等多種模式，投產(chǎn)后定期進(jìn)行清管除蠟。

(3) 平臺(tái)中控室的各類(lèi)信號(hào)可同步傳送至陸地遠(yuǎn)程控制中心，實(shí)現(xiàn)遠(yuǎn)程控制和監(jiān)測(cè)。

(4) 在重點(diǎn)生產(chǎn)區(qū)域增設(shè)高清攝像頭，在陸地控制中心可同步觀(guān)察海上平臺(tái)的實(shí)時(shí)情況。

(5) 平臺(tái)自控關(guān)斷邏輯相對(duì)完善，即使遠(yuǎn)程控制失效，ESD也可自動(dòng)實(shí)現(xiàn)故障保障和應(yīng)急關(guān)停。

(6) 建立可靠的通信保障。外部通信：新建區(qū)域油田可以通過(guò)衛(wèi)星直接與陸地中心通信，也可通過(guò)微波與已建區(qū)域和陸地中心通信。內(nèi)部通信：各平臺(tái)之間的通信有海底電纜和微波兩種方式，可保證臺(tái)風(fēng)遙控模式期間的有效通信。

(7) 如果海上通信意外中斷，失聯(lián)10 min后，平臺(tái)中控系統(tǒng)將自動(dòng)執(zhí)行應(yīng)急關(guān)斷邏輯，進(jìn)行平臺(tái)設(shè)施的安全關(guān)停，同時(shí)啟動(dòng)自動(dòng)置換流程。