，，

(中海石油(中國)有限公司 深圳分公司，廣東深圳 518067)

10多年來，中海油從與外方聯(lián)合開發(fā)水下生產(chǎn)系統(tǒng)，到聯(lián)合作業(yè)，再到獨(dú)立作業(yè)，直至自主完成水下生產(chǎn)系統(tǒng)大型修復(fù)作業(yè)，積累了深水油田開發(fā)、運(yùn)維的經(jīng)驗(yàn)[1-3]。流花4-1油田于1987年由阿莫科東方石油公司鉆探發(fā)現(xiàn)，并于2008年由中海石油有限公司深圳分公司主持的LH4-1-A4h探井發(fā)現(xiàn)了更大的控制儲量，此后的油田開發(fā)預(yù)研表明，利用8口井的水下生產(chǎn)系統(tǒng)遠(yuǎn)程接入現(xiàn)役流花11-1油田進(jìn)行依托開發(fā)是最為合適的開發(fā)方案。該油田總體開發(fā)方案(ODP)于2010年3月獲公司批準(zhǔn)，2012年9月底全面投產(chǎn)。在油田的開發(fā)過程中，多項(xiàng)技術(shù)集成創(chuàng)新并得以成功應(yīng)用，為油田的順利投產(chǎn)創(chuàng)造了條件。

1 流花4-1油田開發(fā)方案簡介

流花4-1油田位于中國南海珠江口盆地中央隆起帶東沙隆起西南部29/04區(qū)塊，距香港約215 km，距深圳約240 km，位于流花11-1油田生產(chǎn)平臺西北部約11 km處。探明石油地質(zhì)儲量3 026.67×104m3，溶解氣地質(zhì)儲量為2.72×108m3，海域水深260～300 m。該油田經(jīng)濟(jì)壽命預(yù)期15年；新增生產(chǎn)設(shè)施設(shè)計壽命為20年。

圖1 流花4-1油田設(shè)施示意

流花4-1油田采用新建水下生產(chǎn)系統(tǒng)并依托流花11-1油田現(xiàn)有設(shè)施進(jìn)行開發(fā)。見圖1。

具體方案為：流花4-1水下生產(chǎn)系統(tǒng)采用中心管匯+衛(wèi)星井(CLUSTER)的方式，在流花4-1油田區(qū)域新建8口井的水下生產(chǎn)管匯(生產(chǎn)管匯末端預(yù)留接口)，通過1條4 572 mm×5 588 mm(18 in×22 in)長度約11 km的雙層保溫海底管線輸送到流花11-1油田，流花4-1的井液與流花11-1油田井液在新建的橋接管匯上混合后，通過已有2條13.5、2.8 km海底管線輸送到“南海勝利”號FPSO上進(jìn)行處理、儲存和外輸。

流花4-1油田水下系統(tǒng)的控制采用復(fù)合電液控制方式，水下生產(chǎn)系統(tǒng)的上部控制模塊設(shè)置在流花11-1油田“南海挑戰(zhàn)”號FPS上，其控制信號、液壓動力及化學(xué)藥劑從流花11-1FPS通過約14 km的臍帶纜輸送到流花4-1油田水下生產(chǎn)系統(tǒng)處，通過水下分配單元SDU分配到各井口的水下控制模塊SCM。

流花4-1油田采用雙電潛泵采油，電潛泵由流花11-1FPS上動力模塊VFD為其供電，通過3條約14 km的海底電纜將電力輸送到水下電力分配單元(SPDU)，然后分配到各采油樹。

2 油田開發(fā)過程中的技術(shù)創(chuàng)新

2.1 永久系泊系統(tǒng)惡劣海況下快速解脫與回接成套技術(shù)

由于“南海挑戰(zhàn)”號FPS生產(chǎn)平臺錨泊系統(tǒng)是永久性錨泊系統(tǒng)，因此和其它鉆井平臺如NH5號鉆井平臺的最大區(qū)別是整條錨鏈并不回收到錨鏈倉內(nèi)，其錨腿設(shè)計也有很大區(qū)別，錨鏈和錨纜尺寸和規(guī)格都比較大。 “南海挑戰(zhàn)”號FPS的錨泊系統(tǒng)在解脫之后還要在平臺塢修后重新回接，所以解脫作業(yè)不能是破壞性拆除，甚至絕對不允許損壞錨泊系統(tǒng)的任何部件，因此需要采用合理的錨泊系統(tǒng)解脫作業(yè)技術(shù)。

為減少海上施工工作量，在考慮拖航吃水較深、錨纜艙容積等因素后，認(rèn)定在塢修船廠更換平臺鏈。

經(jīng)過多方討論、評估和比較，并依據(jù)平臺鏈因腐蝕嚴(yán)重必須更換的實(shí)際需要，確定流花11-1 FPS錨泊系統(tǒng)的最佳解脫方案：在每根錨鏈的120.65 mm(4.75 in)平臺鏈和直徑132 mm鋼纜之間的連接部位斷開，然后回收平臺鏈到平臺后隨平臺一起進(jìn)塢修船廠更換，下部的鋼纜及加重鏈等存放在海底等待回接。

配套的技術(shù)還包括要求高難度、大現(xiàn)場已得到驗(yàn)證的平臺限位技術(shù)，國內(nèi)首次在海上作業(yè)中應(yīng)用的孤立波實(shí)時監(jiān)測技術(shù)等。

平臺解脫作業(yè)自2011年10月21日開始，主作業(yè)船 Normand Clough到流花油田現(xiàn)場作業(yè)后，在冬季季風(fēng)極端惡劣的環(huán)境條件下，克服種種困難，歷時10 d，其中純作業(yè)時間5 d，天氣待機(jī)5 d，于11月2日完成了平臺錨泊系統(tǒng)解脫任務(wù)。

平臺回接作業(yè)自2012年5月8日開始，從回接第一根錨鏈用時17.75 h，到回接最后一根錨鏈僅5.3 h，通過不斷總結(jié)經(jīng)驗(yàn)，優(yōu)化施工程序，使得平臺回接工作比計劃提前了7 d完成，用時5.5 d完成11根錨鏈的回接工作。

半潛式平臺永久錨泊系統(tǒng)的解脫、回接和再利用在國內(nèi)尚屬首次，尤其是在風(fēng)高浪大的季風(fēng)季節(jié)，其施工難度大、風(fēng)險高。此次平臺解脫所使用的創(chuàng)新技術(shù)使平臺解脫效率得到大大提高，純作業(yè)時間比原計劃減少一半的時間，按船天費(fèi)率計算約直接節(jié)省費(fèi)用2 000萬元。

2.2 老舊臍帶纜解脫、海底存放和回收成套技術(shù)

流花11-1FPS月池周圍懸掛的30條電潛泵電纜、臍帶纜和服務(wù)立管必須一條條解脫回收，采用常規(guī)的收上平臺滾筒存放的方法費(fèi)時費(fèi)力。需要動用鉆機(jī)， 回收程序復(fù)雜，平臺停產(chǎn)時間顯著延長。為此，自主研發(fā)快速解脫、海底存放和回收再使用成套技術(shù)，見圖2。

圖2 海底存放結(jié)果

2.3 老舊水下設(shè)施改造、新舊對接技術(shù)

為依托現(xiàn)有流花11-1水下設(shè)施，需對現(xiàn)存的2根舊跨接管P1/P2(圖3中虛線)進(jìn)行拆除，在原有的管接頭和新安裝的橋接管匯基礎(chǔ)上，安裝4根新跨接管(圖3中粗實(shí)線)。

圖3 流花4-1水下接入流花11-1示意

流花11-1油田水下設(shè)施的跨接管接頭是FMC torus III系列早期產(chǎn)品接頭形式之一。該產(chǎn)品可通過液壓功能便捷地對接頭進(jìn)行軟著陸/鎖緊/解鎖/提升等操作，在液壓功能失效時，還可以通過過提活塞體，對接頭進(jìn)行機(jī)械解鎖。

舊跨接管的拆除工作綜合應(yīng)用了以下創(chuàng)新技術(shù)。

1)ENERPAC JACK TOOL液壓上頂解鎖。與運(yùn)用索具過提相比，此工具施加的上頂力穩(wěn)定，避免了使用吊機(jī)上提索具時海況引起的波動，且彌補(bǔ)了索具長期存放水下引起的載荷能力減弱。

2)水下跨接管切割釋放應(yīng)力。ROV應(yīng)用切割機(jī)具對跨接管進(jìn)行切割，釋放了由于跨接管變形引起的存在接頭內(nèi)的應(yīng)力。

3)過提與液壓上頂結(jié)合應(yīng)用。在施加最大上頂力的前提下，反復(fù)漸進(jìn)地增大索具過提力，松動接頭內(nèi)部卡住的結(jié)構(gòu)，最終成功將P2的海管端解鎖。

流花11-1兩根舊跨接管拆除，是國內(nèi)首次對在300 m水下使用長達(dá)16年的此類設(shè)施進(jìn)行拆除并部分重新利用。施工的成功，為以后更好地開發(fā)利用及改造老油田水下設(shè)施提供了寶貴經(jīng)驗(yàn)。舊跨接管的拆除為流花4-1開發(fā)項(xiàng)目順利實(shí)施奠定了堅實(shí)的基礎(chǔ)。

2.4 隨線海管終端研發(fā)及其安裝技術(shù)

海管終端作為海管與管匯及儲油系統(tǒng)連接的關(guān)鍵環(huán)節(jié)， 深水和淺水鋪管的顯著區(qū)別在于深水終端需要隨海管鋪設(shè)下去而非像淺水那樣獨(dú)立吊裝，由于安裝技術(shù)不同，導(dǎo)致從設(shè)計、制造到安裝與淺水終端相比，都面臨很高的技術(shù)難度。

由于受到鋪管船張緊器和托管架的限制，PLET采用分體設(shè)計的方式，見圖4。

圖4 PLET三維仿真

本體由一機(jī)構(gòu)部件組成，在底部一10 m×10 m的防沉板上滑移。在設(shè)計過程中考慮的內(nèi)容有尺寸、機(jī)械設(shè)計、滑動、沉降、沖刷、防沉板結(jié)構(gòu)和尺寸等難點(diǎn)；海管和跨接管的熱脹冷縮是設(shè)計過程中需要克服的最難的問題，整個設(shè)計過程與管匯和跨接管承包商進(jìn)行了多次溝通協(xié)調(diào)，解決了各種技術(shù)難題，完全改變了FEED階段的設(shè)計方案。

設(shè)計階段的難點(diǎn)在于海管的膨脹(兩端各有1 000 mm左右)引起PLET的滑移，該滑移方向不確定，而跨接管的膨脹和收縮量相對較小，但對連接器的旋轉(zhuǎn)角度要求很高，因此對PLET滑移方向有嚴(yán)格的限制，經(jīng)多次計算校核，最終確定了分體式設(shè)計方案。

PLET的安裝是非常重要的一環(huán)，設(shè)計過程中充分考慮到安裝的各項(xiàng)要求。首先是防沉板的安裝，防沉板的尺寸為長×寬×高為11 m×10 m×0.4 m。安裝精度要求為目標(biāo)區(qū)域?yàn)? m×3 m； 傾斜角度為±5°。

安裝下水后，經(jīng)測量，著陸的位置在目標(biāo)區(qū)域，PLET1(流花11-1側(cè))僅有9 cm的偏差，傾斜度為3.9°；PLET2(流花4-1側(cè))為50 cm的偏差，傾斜度不到1°。兩端PLET的安裝情況均符合設(shè)計要求。

2.5 大型水下管匯、跨接管國產(chǎn)化建造及測試技術(shù)

流花4-1橋接管匯的國內(nèi)制造是國內(nèi)首次制造類似大型水下管匯， 管匯設(shè)計重100 t， 包含水下閥門系統(tǒng)、水下連接器系統(tǒng)、ROV操作面板、溫度壓力變送接口等，對焊接、防腐、尺寸精度控制等要求極高。而大型水下跨接管制造測試技術(shù)同樣屬于國內(nèi)首次， 項(xiàng)目涉及6條4 064～4 572 mm(18 in)、8條2 032 mm(6 in)垂直連接跨接管，每個跨接管安裝兩個垂直液壓動作連接器，跨接管最長達(dá)28 m， 高度達(dá)到14 m， 跨接管制造對連接器的縱、橫傾角、相對高程、相對距離偏差要求控制非常嚴(yán)格， 需要復(fù)雜的調(diào)平工裝。 采用國外廠家現(xiàn)場質(zhì)量控制， 培訓(xùn)和使用本地焊工， 通過多方聯(lián)合現(xiàn)場監(jiān)控，保證了國產(chǎn)化制造的成功。

2.6 平臺主電站國產(chǎn)化技術(shù)

“南海挑戰(zhàn)”號平臺主電站因流花4-1 接入， 需要增加電力容量，項(xiàng)目首次在大型浮式平臺上使用國產(chǎn)主電站， 新增兩臺各5 500 kW重油發(fā)電機(jī)組。項(xiàng)目解決了浮式平臺對機(jī)組搖擺角的要求、新的氮氧化物排放要求、空間限制、新舊異型機(jī)組并網(wǎng)等技術(shù)難題。

2.7 雙電泵采油電力系統(tǒng)技術(shù)集成應(yīng)用

根據(jù)以往的使用經(jīng)驗(yàn)，電泵的平均使用壽命為3.5年，也就是每口井3.5年就要修井一次,為其更換電潛泵。如果使用雙電潛泵，即一臺電泵工作時，另一臺電泵處于備用狀態(tài)；當(dāng)一臺電泵故障時，另外一臺泵能通過平臺中控室遠(yuǎn)程控制其切換至工作狀態(tài)繼續(xù)生產(chǎn)，這樣就能提高油井生產(chǎn)時率。依據(jù)建模計算和實(shí)驗(yàn)統(tǒng)計，修井頻率可延長至5年修井一次。因此，流花4-1油田8口井的修井頻率為1.6次/年。而如果使用單電潛泵，修井頻率則為2.3次/年。

雙電潛泵采油系統(tǒng)包括帶雙通道高壓電穿透油管掛的采油樹、水下高壓電切換開關(guān)及其控制系統(tǒng)和雙電潛泵完井管串等。這項(xiàng)創(chuàng)新技術(shù)在亞洲尚屬首次應(yīng)用。

流花11-1油田水深310 m，流花4-1油田至流花11-1油田電纜長度為14 000～14 200 m，電潛泵埋深為1 500 m左右, 所以從平臺變頻器間至井下電潛泵，其距離超過15 000 m。這在所知道的海洋石油工業(yè)中尚無類似案例可供參考。

流花11-1油田的25口井所使用的電壓源型變頻器從過去10多年來的使用情況來看是相當(dāng)穩(wěn)定可靠的，但電壓源型的變頻器在這種遠(yuǎn)距離驅(qū)動方面有著先天不足之處，就是這種變壓器產(chǎn)生的高次諧波在遠(yuǎn)距離傳輸過程中將不斷疊加，使遠(yuǎn)端的電潛泵工作的穩(wěn)定性受到較大的干擾，尤其是在電泵啟動時干擾更為突出。

電流源型的中壓變頻器很好地解決了這個難題。對稱門極晶閘管功率元件SGCT作為現(xiàn)今綜合性能最好的高功率器件，其電流源型變頻器采用高高變頻方案，無需輸出變壓器，為節(jié)約空間提供了可能。尤其是在南海挑戰(zhàn)這種海上平臺，空間非常昂貴的地方，體積小是非常必要的。其集成的門極驅(qū)動電路，420 Hz開關(guān)頻率，特定諧波消除技術(shù)，幾乎完美的正弦波輸出，新舊電機(jī)皆適用，輸出距離理論上沒有限制，電機(jī)運(yùn)行更平穩(wěn)。

流花4-1油田開發(fā)水下8口采油樹均使用雙電潛泵ESP A-ESP B冗余切換操作，與之相配合，水下采油樹上設(shè)計有高壓電泵切換開關(guān)實(shí)現(xiàn)雙電潛泵的自動安全切換，采用雙電潛泵以及水下高壓電泵切換開關(guān)可以減少修井頻率甚至避免修井，從而提高油田穩(wěn)定運(yùn)行時間，保證原油產(chǎn)量，這一技術(shù)在國內(nèi)海上油田屬首例應(yīng)用。

為實(shí)現(xiàn)雙泵切換，開關(guān)安裝在各個采油樹的樹帽上，由平臺控制系統(tǒng)送電通過12 km的水下電纜傳送電源和12 km的臍帶纜(電液復(fù)合纜)傳送切換信號，流花4-1控制系統(tǒng)通過主控制臺發(fā)送電信號控制水下控制模塊SCM中的電磁閥，電磁閥換向后改變液壓回路，通過液壓驅(qū)動高壓開關(guān)動作，從而實(shí)現(xiàn)雙泵自由切換。

2.8 簡易聯(lián)頂技術(shù)應(yīng)用

水下系統(tǒng)完井通常使用全功能測試樹作為完井測試工具，該工具全球只有獨(dú)家可以提供， 通常采用租用方法， 租金昂貴，操作復(fù)雜。經(jīng)過初步測算，從采油樹在工廠測試時開始租用到完井結(jié)束， 租金需要數(shù)百萬美元。經(jīng)過相關(guān)技術(shù)討論， 并結(jié)合流花11-1油田的使用經(jīng)驗(yàn)， 項(xiàng)目大膽確定購買簡化測試樹系統(tǒng)工具。該套工具價格相對低廉，使用簡單， 并適合流花4-1低能量油藏的使用。該技術(shù)的成功應(yīng)用，節(jié)約了大量費(fèi)用， 并對未來油田的修井作業(yè)提供了工具保證。

2.9 水下清管試壓技術(shù)應(yīng)用

流花4-1油田的海管兩頭都在水下300 m左右的海底，不同于常規(guī)海管可以實(shí)現(xiàn)平臺上部清管試壓，該項(xiàng)目必須使用水下收發(fā)球和試壓技術(shù)實(shí)現(xiàn)對海管鋪設(shè)質(zhì)量的驗(yàn)證。見圖6。創(chuàng)新使用了跨接管連接器、水下ROV熱插拔接頭、可追蹤清管球、水下收球指示器、溫-壓曲線的合理應(yīng)用等技術(shù)，使得清管試驗(yàn)工作非常順利， 并節(jié)約了大量的試壓時間。

圖5 水下清管試壓示意

3 結(jié)論

流花4-1油田開發(fā)作為中國國內(nèi)首次自主開發(fā)的深水油田，看起來只是一個普通的水下系統(tǒng)回接的依托開發(fā)方案，但其中的技術(shù)挑戰(zhàn)和困難是顯而易見的。首先是所依托的流花11-1油田已超期服役16年，半潛式平臺永久錨泊系統(tǒng)如果不能保護(hù)性解脫、老舊的跨接管如果不能保護(hù)性拆除，將直接影響到流花11-1油田的及時復(fù)產(chǎn)及流花4-1油田的投產(chǎn)。再者，邊際油田遠(yuǎn)距離依托開發(fā)，井口上部沒有支持平臺。為提高生產(chǎn)時率，降低生產(chǎn)作業(yè)費(fèi)用，集成創(chuàng)新和應(yīng)用了雙電泵采油系統(tǒng)及相關(guān)的最新配套技術(shù)如遙控水下高壓切換開關(guān)等，遠(yuǎn)距離的電潛泵變頻驅(qū)動技術(shù)應(yīng)用也成為典型案例。另外國內(nèi)首次研發(fā)的海管終端PLET等打破了國外的技術(shù)壟斷。這些技術(shù)集成創(chuàng)新和應(yīng)用， 是國內(nèi)自主管理深水油田開發(fā)的首次成功嘗試，為我國海洋石油走向深水積累了技術(shù)和經(jīng)驗(yàn)。

[1] 海洋石油工程指南委員會.海洋石油工程指南：海洋石油工程深水油氣田開發(fā)技術(shù)[M].北京：石油工業(yè)出版社，2011.

[2] 冒家友，馮麗梅，原慶東.流花4-1電纜和臍帶纜安裝技術(shù)及應(yīng)用[J].船海工程，2014,43(2):109-114.

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