朱海山 李 達(dá) 魏 澈 李清平

（中海油研究總院有限責(zé)任公司 北京 100028）

陵水17-2氣田位于瓊東南盆地北部海域，地處海南島東南部海域，距離淺水區(qū)（水深160～170 m）約55 km，2014年由“海洋石油981”深水鉆井平臺(tái)共鉆探7口井證實(shí)是千億立方米優(yōu)質(zhì)高產(chǎn)大氣田，這也是中國(guó)在南海發(fā)現(xiàn)的首個(gè)自營(yíng)深水大氣田。該氣田所在海域水深1 220～1 560 m，氣藏分散，南北跨度約30.4 km，東西跨度約49.4 km。根據(jù)探井測(cè)試數(shù)據(jù)，陵水17-2氣田天然氣組分純烴含量高（純烴含量大于98%），主要產(chǎn)品為天然氣和凝析油。

陵水17-2氣田依據(jù)穩(wěn)產(chǎn)10年、年產(chǎn)外輸商業(yè)氣能力30×108m3開(kāi)展工程方案研究，其中凝析油日產(chǎn)量約1 400 m3。該工程為中國(guó)海油第一個(gè)獨(dú)立自主進(jìn)行前期研究的大型深水氣田工程，項(xiàng)目投資巨大，不僅面臨深水環(huán)境條件惡劣、海底地形復(fù)雜等方面的挑戰(zhàn)，而且由于國(guó)內(nèi)對(duì)深水油氣田開(kāi)發(fā)管理模式還不完善，面臨技術(shù)研究、建造裝備、施工資源、作業(yè)管理等經(jīng)驗(yàn)欠缺的挑戰(zhàn)。針對(duì)上述問(wèn)題，基于陵水17-2氣田的氣藏特點(diǎn)、水深地形分布和周邊可供依托的工程設(shè)施（崖城13-1氣田至南山終端的天然氣干氣管線(xiàn)以及崖城13-1氣田現(xiàn)有的生產(chǎn)平臺(tái)及其上岸凝析油管線(xiàn)設(shè)施），對(duì)陵水17-2氣田開(kāi)發(fā)工程提出了2個(gè)方案［1-3］：一是回接淺水導(dǎo)管架平臺(tái)方案（圖1），即在陸坡上水深160～170 m區(qū)域新建一座導(dǎo)管架平臺(tái)，水下生產(chǎn)系統(tǒng)通過(guò)海底管線(xiàn)回接至深水管匯后，再通過(guò)55 km雙管線(xiàn)回接至淺水平臺(tái)，在平臺(tái)處理后的干氣通過(guò)40 km管線(xiàn)外輸至已建干氣管線(xiàn)，凝析油則通過(guò)130 km管線(xiàn)外輸至崖城13-1平臺(tái)；二是回接至深水浮式平臺(tái)方案（圖2），即氣田東西兩側(cè)的水下生產(chǎn)系統(tǒng)通過(guò)管線(xiàn)直接回接至新建的深水浮式生產(chǎn)平臺(tái)，在平臺(tái)處理后的干氣輸送至崖城管線(xiàn)，凝析油則儲(chǔ)存在浮式平臺(tái)中，通過(guò)DP油輪進(jìn)行外輸。

上述2個(gè)開(kāi)發(fā)工程方案各有優(yōu)缺點(diǎn)，回接淺水平臺(tái)方案在中國(guó)的技術(shù)應(yīng)用最為成熟，且有成功實(shí)踐的經(jīng)驗(yàn)；回接深水浮式平臺(tái)方案在墨西哥灣的應(yīng)用較為成熟，浮式平臺(tái)可以系泊定位在氣田附近區(qū)域，管線(xiàn)回接距離短，對(duì)井口的壓力要求相對(duì)較低，可以提高氣田的采收率［4］。此外，還提出利用浮式液化天然氣生產(chǎn)儲(chǔ)卸裝置（FLNG）進(jìn)行開(kāi)發(fā)的工程方案，但由于其建造成本較為高昂，建設(shè)工期長(zhǎng)，經(jīng)濟(jì)性差，經(jīng)過(guò)研究后認(rèn)為不具備競(jìng)爭(zhēng)力。

圖1 陵水17-2氣田回接淺水導(dǎo)管架平臺(tái)方案Fig.1 Tie-back to shallow water jacket platform scenario of LS17-2 gas field

圖2 陵水17-2氣田回接深水浮式平臺(tái)方案Fig.2 Tie-back to deep water floater scenario of LS17-2 gas field

本文主要是在確定陵水17-2氣田水下生產(chǎn)系統(tǒng)方案和浮式平臺(tái)方案的基礎(chǔ)上對(duì)上述2種開(kāi)發(fā)工程方案進(jìn)行論證比較，以期為南海深水油氣田開(kāi)發(fā)工程方案的選擇提供參考。

1 水下生產(chǎn)系統(tǒng)方案選擇

1.1 整體布置研究

陵水17-2氣田4個(gè)井區(qū)之間距離較遠(yuǎn)（超過(guò)5 km），而每個(gè)井區(qū)僅布置開(kāi)發(fā)井1～2口。綜合考慮開(kāi)發(fā)井靶點(diǎn)布置、油藏要求及投資情況，水下井口布置推薦采用分散井口為主、集中井口為輔的方案，即采用9個(gè)獨(dú)立井口和1個(gè)集中式井口。

對(duì)于較為分散的深水油氣田而言，研究連接各水下井口、承擔(dān)氣液輸送的回接管線(xiàn)方案是重點(diǎn)之一。對(duì)陵水17-2氣田井口區(qū)海底支線(xiàn)管道按照單管方案、雙管回路方案分別選取多種管徑進(jìn)行了比較，認(rèn)為雙管方案與單管方案在經(jīng)濟(jì)性上差異不大，但雙管方案相比單管方案具有如下優(yōu)點(diǎn)：可形成清管回路，利于清管作業(yè)；可實(shí)現(xiàn)雙側(cè)降壓解堵，利于水合物解堵；產(chǎn)量較低時(shí)可進(jìn)行單管輸送和循環(huán)注氣，利于生產(chǎn)管理等。因此，最終確定選擇雙管方案。

1.2 流動(dòng)安全保障分析

由于輸送介質(zhì)組分、高壓低溫環(huán)境等因素，陵水17-2氣田水下生產(chǎn)系統(tǒng)內(nèi)極易產(chǎn)生水合物，管線(xiàn)或管匯中水合物堵塞對(duì)產(chǎn)氣量有直接影響。陵水17-2氣田水合物防控措施主要是通過(guò)注入化學(xué)藥劑來(lái)防止水合物在井口至深水平臺(tái)之間的水下生產(chǎn)系統(tǒng)中生成。在正常生產(chǎn)時(shí)，通過(guò)連續(xù)注入MEG貧液來(lái)防止水合物生成；而在啟動(dòng)、關(guān)停和清除水合物工況時(shí)，須注入甲醇來(lái)防止水合物生成。因此，最終確定設(shè)置放空管線(xiàn)與生產(chǎn)管線(xiàn)和甲醇注入系統(tǒng)連接，形成雙側(cè)降壓的同時(shí)注入藥劑的解堵措施。圖3為陵水17-2氣田不同藥劑注入量下水合物生成點(diǎn)數(shù)值預(yù)測(cè)結(jié)果。

圖3 陵水17-2氣田不同藥劑注入量下水合物生成點(diǎn)數(shù)值預(yù)測(cè)結(jié)果Fig.3 Numerical prediction of hydrate generation point with different reagents injection in LS17-2 gas field

1.3 水下供電、控制和通信技術(shù)方案研究

水下生產(chǎn)系統(tǒng)的控制電源供電方式目前主要為低壓交流1 k V以下、交流3.3 k V和直流1.2 k V等3種。供電方式的選擇主要取決于供電距離、控制方式以及不同水下生產(chǎn)系統(tǒng)廠(chǎng)家的產(chǎn)品要求。利用Simulation X搭建模型對(duì)陵水17-2氣田供電系統(tǒng)開(kāi)展計(jì)算分析和對(duì)比，結(jié)果表明：對(duì)于淺水平臺(tái)回接方案，供電距離遠(yuǎn)，須采用交流3.3 k V或直流1.2 k V；而對(duì)于深水回接方案，由于交流方案無(wú)需設(shè)置水下變壓器，相較于直流方案系統(tǒng)簡(jiǎn)單、可靠性高，推薦采用交流3.3 k V。

在水下控制系統(tǒng)方面，則采用復(fù)合電液控制方式，考慮到將來(lái)陵水17-2氣田的回接距離較長(zhǎng)，須在臍帶纜中預(yù)留光纜及水下光纖接頭，以便周邊氣田接入后能使用光纖通信。水下控制系統(tǒng)的設(shè)計(jì)能力及接口設(shè)計(jì)應(yīng)考慮滿(mǎn)足每個(gè)管匯多口井的接入需求，并為將來(lái)周邊氣田的接入預(yù)留接口。

針對(duì)陵水17-2氣田開(kāi)發(fā)工程項(xiàng)目水下通信系統(tǒng)最遠(yuǎn)距離傳輸情況，通信方案分為水下電纜通信（包括水下電力載波通信和水下單獨(dú)電纜通信）以及水下光纖通信，采用Simulation X對(duì)最遠(yuǎn)通信距離下的信號(hào)衰減進(jìn)行建模與計(jì)算分析，結(jié)果表明回接深水平臺(tái)方案最遠(yuǎn)通信距離電纜通信信號(hào)衰減約為27 d B。

2 深水浮式平臺(tái)方案選擇

2.1 深水浮式平臺(tái)功能確定

經(jīng)過(guò)水下生產(chǎn)系統(tǒng)和管線(xiàn)方案的比較研究，陵水17-2氣田浮式平臺(tái)置于水深1 422 m的海域，平臺(tái)西側(cè)4口井（1條管匯）通過(guò)2條外徑273.1 mm的管線(xiàn)回接至浮式平臺(tái)，平臺(tái)東側(cè)7口井（3條管匯）通過(guò)2條外徑323.9 mm的管線(xiàn)回接至浮式平臺(tái)。此外，接入平臺(tái)的還包括1根外徑200 mm MEG立管和1根動(dòng)態(tài)主臍帶纜，氣田生產(chǎn)通過(guò)平臺(tái)來(lái)進(jìn)行控制。

深水浮式平臺(tái)的立管方案選擇及適用的立管形式有多種。柔性立管是一個(gè)技術(shù)可行的立管方案，經(jīng)咨詢(xún)國(guó)外主要柔性立管廠(chǎng)商，可生產(chǎn)用于水深1 422 m的柔性立管，但尚無(wú)直徑323.9 mm及以上尺寸柔性立管的實(shí)際應(yīng)用和供貨記錄。柔性立管質(zhì)量通常大于同等外徑和壓力等級(jí)的鋼質(zhì)立管，對(duì)浮體產(chǎn)生的負(fù)載將高于鋼質(zhì)立管，且材料費(fèi)用較高，在我國(guó)應(yīng)用的最大水深小于400 m，無(wú)國(guó)產(chǎn)動(dòng)態(tài)軟管應(yīng)用先例。自由站立式立管是近年在西非廣泛應(yīng)用的立管形式，具有良好的運(yùn)動(dòng)解耦性能，但結(jié)構(gòu)復(fù)雜，海上安裝過(guò)程繁瑣，費(fèi)用相對(duì)較高。緩波鋼懸鏈立管通過(guò)采用分散式浮力塊使立管形成緩波形，具有良好的運(yùn)動(dòng)解耦性能，可顯著改善立管觸地點(diǎn)疲勞，但管纜干涉風(fēng)險(xiǎn)大，且海上安裝時(shí)間長(zhǎng)、安裝風(fēng)險(xiǎn)大。由于鋼懸鏈立管結(jié)構(gòu)簡(jiǎn)單，建造安裝方便，應(yīng)用技術(shù)成熟，費(fèi)用相對(duì)較低，是深水油氣開(kāi)發(fā)的首選立管系統(tǒng)［5-6］，因此綜合考慮管徑限制、結(jié)構(gòu)復(fù)雜程度、海上安裝過(guò)程及經(jīng)濟(jì)性等因素，在浮式平臺(tái)方案的立管系統(tǒng)選型中優(yōu)先考慮鋼質(zhì)懸鏈立管（簡(jiǎn)稱(chēng)SCR）。陵水17-2氣田鋼制懸鏈線(xiàn)立管布置如圖4所示。

圖4 陵水17-2氣田鋼制懸鏈線(xiàn)立管布置示意圖Fig.4 Steel catenary riser layout of LS17-2 gas field

陵水17-2氣田若采用回接至深水浮式平臺(tái)開(kāi)發(fā)方案，其凝析油的去向可能選擇通過(guò)崖城13-1氣田輸送至海南南山終端處理穩(wěn)定再外輸銷(xiāo)，凝析油管線(xiàn)長(zhǎng)達(dá)180 km，這部分跨越深水區(qū)和淺水區(qū)的管線(xiàn)成本高昂?？紤]到巨額的凝析油管線(xiàn)建設(shè)成本，研究了將凝析油儲(chǔ)存在浮式平臺(tái)上，再通過(guò)穿梭油輪進(jìn)行外輸?shù)姆桨?。挪威北海的Aasta Hanstern Spar平臺(tái)采用了類(lèi)似的模式，在船體內(nèi)儲(chǔ)存氣田生產(chǎn)的凝析油。綜合考慮技術(shù)和經(jīng)濟(jì)性，對(duì)于深水浮式平臺(tái)方案，優(yōu)先考慮將凝析油儲(chǔ)存在浮式平臺(tái)上，再船運(yùn)外輸。處理后的干氣通過(guò)1根外徑457.2 mm管線(xiàn)接入已建的崖城至香港的管線(xiàn)，為下游用戶(hù)直接供氣。

根據(jù)浮式平臺(tái)主工藝系統(tǒng)設(shè)計(jì)，平臺(tái)產(chǎn)液通過(guò)濕氣與干氣兩級(jí)壓縮再外輸。段塞流捕集器分離出來(lái)的液體進(jìn)入凝析油處理系統(tǒng)，處理后的凝析油經(jīng)穩(wěn)定后進(jìn)入凝析油艙儲(chǔ)存；部分閃蒸氣進(jìn)入閃蒸氣壓縮系統(tǒng)，處理后進(jìn)入燃料氣系統(tǒng)；分離出來(lái)的乙二醇富液進(jìn)入乙二醇再生裝置處理成乙二醇貧液后進(jìn)入MEG艙儲(chǔ)存；分離后的水進(jìn)入生產(chǎn)水處理系統(tǒng)，處理合格后通過(guò)開(kāi)排沉箱排海。據(jù)估算，浮式平臺(tái)上部模塊的操作質(zhì)量約為2.4×104t。

2.2 深水浮式平臺(tái)形式篩選

目前，世界上在役的浮式生產(chǎn)平臺(tái)有4種形式：半潛式平臺(tái)（SEMI），張力腿平臺(tái)（TLP）、單柱式平臺(tái)（Spar）和圓筒形FPSO，其中半潛式生產(chǎn)平臺(tái)最為普遍，且大多是由半潛式鉆井平臺(tái)改造而來(lái)。近期墨西哥灣的開(kāi)發(fā)案例表明，半潛式生產(chǎn)平臺(tái)是首選，如荷蘭皇家殼牌公司的Appomattox項(xiàng)目、英國(guó)石油公司的Mad Dog項(xiàng)目等均采用半潛式生產(chǎn)平臺(tái)。

對(duì)本項(xiàng)目可能用到的多種浮式平臺(tái)形式（包括SEMI、Spar、TLP、圓筒形FPSO和常規(guī)船型FPSO）進(jìn)行了研究。根據(jù)初步判斷，TLP平臺(tái)適合干式采油樹(shù)［7］，目前TLP極限水深為1 500 m，但該水深的張力筋腱費(fèi)用非常高，且不適合儲(chǔ)油，平臺(tái)投資遠(yuǎn)高于其他方案。盡管中國(guó)海油具備豐富運(yùn)營(yíng)經(jīng)驗(yàn)的FPSO，但由于無(wú)法適應(yīng)本項(xiàng)目鋼制立管，需要新建單點(diǎn)轉(zhuǎn)塔系統(tǒng)，立管方案須改為柔性立管，增加的單點(diǎn)和立管投資遠(yuǎn)高于船體和模塊建造帶來(lái)的優(yōu)勢(shì)，無(wú)技術(shù)和經(jīng)濟(jì)上的優(yōu)勢(shì)。因此，本項(xiàng)目可供選擇的浮式平臺(tái)形式有SEMI、Spar和圓筒形FPSO。

對(duì)于SEMI平臺(tái)而言，通過(guò)增加平臺(tái)吃水（如極端工況下平臺(tái)吃水達(dá)到了37 m），可顯著提高運(yùn)動(dòng)性能，進(jìn)而保證SCR立管在陵水17-2氣田作業(yè)的極限和疲勞強(qiáng)度滿(mǎn)足要求?？紤]到龐大的上部設(shè)施，SEMI生產(chǎn)平臺(tái)采用4組每組4根共計(jì)16根的系泊系統(tǒng)進(jìn)行定位系泊［8-9］。SEMI平臺(tái)在分散氣田中最為常用，國(guó)內(nèi)多個(gè)船廠(chǎng)具備豐富的半潛式鉆井平臺(tái)建造經(jīng)驗(yàn)，中國(guó)海油海工公司具備豐富的上部模塊建造經(jīng)驗(yàn)，建造工期較短，投資相對(duì)較低。此外，SEMI生產(chǎn)平臺(tái)油艙與外部、通道等設(shè)計(jì)有隔離艙保護(hù)，凝析油與壓載水分艙儲(chǔ)存和等質(zhì)量置換，相比以往半潛式儲(chǔ)油平臺(tái)更加安全。

對(duì)于Spar平臺(tái)而言，采用3組每組4根共計(jì)12根的張緊式系泊系統(tǒng)，且目前世界上有儲(chǔ)油Spar工程應(yīng)用先例（挪威Aasta Hanstenn Spar）。國(guó)內(nèi)船廠(chǎng)無(wú)Spar平臺(tái)建造經(jīng)驗(yàn)，但通過(guò)對(duì)外合作可以具備建造能力。而就Spar平臺(tái)的特點(diǎn)而言，其船體安裝包括拖航、浮卸、安裝螺旋板、濕拖、扶正等，工作量大，其上部模塊安裝和調(diào)試更是復(fù)雜：組塊主體共須分6塊吊裝。針對(duì)本項(xiàng)目，Spar平臺(tái)最大的優(yōu)點(diǎn)在于其SCR立管技術(shù)適應(yīng)性最佳［10］，投資較高，在干式采油樹(shù)中應(yīng)用最為常見(jiàn)。

圓筒形FPSO為挪威SEVAN公司專(zhuān)利技術(shù)，國(guó)內(nèi)船廠(chǎng)雖有建造經(jīng)驗(yàn)，但僅SEVAN有設(shè)計(jì)經(jīng)驗(yàn)。從技術(shù)角度來(lái)講，上浪是關(guān)鍵技術(shù)問(wèn)題，此外，圓筒形FPSO較大的水線(xiàn)面積是造成系泊系統(tǒng)受力的挑戰(zhàn)，系泊系統(tǒng)考慮采用3組每組5根共計(jì)15根的張緊式聚酯纜系泊。此外，圓筒形FPSO可在船塢自下而上建造船體和上部模塊，工期與半潛式平臺(tái)相當(dāng)。目前，SEVAN正在研究采用鋼懸鏈立管系統(tǒng)的圓筒形FPSO，其立管頂部柔性接頭旋轉(zhuǎn)角度接近25°，有供貨先例，但較為臨界。圓筒形FPSO浮式系統(tǒng)用在陵水17-2項(xiàng)目存在較大優(yōu)勢(shì)：儲(chǔ)油能力最為突出，且有多個(gè)工程實(shí)踐經(jīng)驗(yàn)，建造安裝調(diào)試工期較短，投資適中。

對(duì)比發(fā)現(xiàn)，在相同的設(shè)計(jì)標(biāo)準(zhǔn)下，為了滿(mǎn)足鋼懸鏈立管使用要求，上述3種形式的浮式平臺(tái)鋼材量差距并不十分顯著，均具備技術(shù)可行性，綜合考慮設(shè)計(jì)、建造、安裝、工期等因素，半潛式平臺(tái)投資最低，且在設(shè)計(jì)、建造上有較大的選擇余地，因此推薦半潛式儲(chǔ)油生產(chǎn)平臺(tái)作為陵水17-2氣田開(kāi)發(fā)項(xiàng)目的浮式平臺(tái)方案。

3 工程方案對(duì)比

根據(jù)陵水17-2氣田的氣藏特點(diǎn)，水深地形分布和周邊可供依托的工程設(shè)施，該氣田開(kāi)發(fā)工程方案有2種，即回接淺水導(dǎo)管架平臺(tái)方案和回接深水浮式平臺(tái)方案，其中淺水導(dǎo)管架平臺(tái)將建立在水深160～170 m處，淺水平臺(tái)位置距離水下生產(chǎn)系統(tǒng)的最近的管匯距離約55 km，處理后的合格干氣將通過(guò)40 km管線(xiàn)外輸至崖城至香港的已建干氣管線(xiàn)。相對(duì)于浮式平臺(tái)，導(dǎo)管架平臺(tái)不太適合凝析油儲(chǔ)存，凝析油只能輸送至135 km外的崖城13-1平臺(tái)，但導(dǎo)管架腿通常具備1 500 m3左右的乙二醇儲(chǔ)存能力，且由于通過(guò)管線(xiàn)外輸而減少了穿梭油輪的外輸操作費(fèi)，因此投資費(fèi)用較高，但操作費(fèi)用更低。另外回接淺水導(dǎo)管架平臺(tái)方案在荔灣3-1氣田開(kāi)發(fā)項(xiàng)目已成功實(shí)踐。參照荔灣3-1氣田開(kāi)發(fā)模式［11］，陵水17-2氣田深水區(qū)回接至淺水導(dǎo)管架平臺(tái)的管線(xiàn)采用2根長(zhǎng)55 km、外徑457.2 mm的管線(xiàn)，這也是為了深水流動(dòng)保障的需要。不同的是，荔灣3-1氣田氣藏分布較為集中，而陵水17-2項(xiàng)目氣藏較為分散，先要通過(guò)水下井口、管匯和支管線(xiàn)輸入到統(tǒng)一的回接管匯后才能外輸至淺水平臺(tái)。陵水17-2氣田不同開(kāi)發(fā)方案的工程量對(duì)比如表1所示。

表1 陵水17-2氣田回接淺水平臺(tái)和回接深水浮式平臺(tái)方案的工程量對(duì)比Table1 Comparisons of engineering scope of tiing-back to shallow water jacket platform scenario and to deep water floater scenario in LS17-2 gas field

根據(jù)流動(dòng)安全保障計(jì)算，陵水17-2氣田生產(chǎn)的前10年，2個(gè)方案對(duì)應(yīng)的井口壓力較高，均滿(mǎn)足生產(chǎn)要求。但之后，由于淺水導(dǎo)管架平臺(tái)方案回接距離遠(yuǎn)，壓力損失大，計(jì)算結(jié)果表明所需井口壓力比深水浮式平臺(tái)方案高約3.2 MPa，從而導(dǎo)致部分井關(guān)井時(shí)間較深水浮式平臺(tái)方案提前，根據(jù)配產(chǎn)要求，氣田采收率至少降低3個(gè)百分點(diǎn)。另外，一旦生產(chǎn)后期氣井出水超過(guò)預(yù)期，淺水導(dǎo)管架平臺(tái)方案的處理措施有限，并且處理費(fèi)用高昂。

綜合考慮氣田開(kāi)發(fā)投資、氣田生產(chǎn)操作費(fèi)、采收率和潛在出水風(fēng)險(xiǎn)等因素之后，經(jīng)濟(jì)評(píng)價(jià)結(jié)果顯示，回接深水浮式平臺(tái)方案相比回接淺水導(dǎo)管架平臺(tái)方案的天然氣開(kāi)發(fā)成本降低約0.1元／m3，這對(duì)氣田開(kāi)發(fā)具有重大的意義?；谏鲜鲆蛩?，選擇水下生產(chǎn)回接至深水浮式平臺(tái)進(jìn)行陵水17-2氣田開(kāi)發(fā)，如圖5所示。

圖5 陵水17-2氣田深水浮式平臺(tái)開(kāi)發(fā)方案示意圖Fig.5 Sketch map of deep water floating platform development program in LS17-2 gas field

4 深水浮式平臺(tái)特殊技術(shù)研究

4.1 儲(chǔ)油方案研究

陵水17-2氣田采用深水半潛式平臺(tái)開(kāi)發(fā)的獨(dú)特之處在于要求具備大容積的儲(chǔ)油功能，關(guān)鍵技術(shù)問(wèn)題是選擇將凝析油儲(chǔ)存在立柱中還是浮箱中。目前，世界上有2座半潛式平臺(tái)具備重油儲(chǔ)存功能分別為Na Kika（儲(chǔ)存能力6 436 t）和Gumusut（儲(chǔ)存能力2 696 t）。而陵水17-2氣田所需的凝析油儲(chǔ)存容積達(dá)20 000 m3（約14 500 t），并要求能實(shí)現(xiàn)簡(jiǎn)易儲(chǔ)卸。根據(jù)這一需求，選取了凝析油分艙儲(chǔ)油設(shè)計(jì)，并要求隔離艙能夠滿(mǎn)足防污染泄漏等相關(guān)規(guī)范。凝析油儲(chǔ)存在浮箱中有如下缺點(diǎn)：浮箱橫截面積較??；隔離艙設(shè)置在浮箱，輪機(jī)系統(tǒng)將更難以設(shè)計(jì)，隔離艙的檢驗(yàn)、沖洗也將更復(fù)雜；油水分離式儲(chǔ)油設(shè)計(jì)下，凝析油儲(chǔ)存在浮箱會(huì)導(dǎo)致平臺(tái)穩(wěn)性更差?；谝陨显?，最終確定將凝析油儲(chǔ)存在立柱中。

圖6為陵水17-2氣田半潛式儲(chǔ)油生產(chǎn)平臺(tái)2種立柱艙室布置方案對(duì)比，基于尺度規(guī)劃后的重量對(duì)比發(fā)現(xiàn)，方案1要比方案2節(jié)省12%的鋼材，因此選定方案1，并在項(xiàng)目前端工程設(shè)計(jì)階段對(duì)布置進(jìn)行優(yōu)化，以利于操作和維修，其中隔離艙的艙容主要由平臺(tái)破艙穩(wěn)定性決定。

圖6 陵水17-2氣田半潛式生產(chǎn)平臺(tái)儲(chǔ)油立柱艙室布置方案對(duì)比Fig.6 Comparison of oil column tank arrangement in LS17-2 gas field

圖7 陵水17-2氣田半潛式儲(chǔ)油生產(chǎn)平臺(tái)外輸方案Fig.7 Offloading layout of semi-submersible storage and production platform of LS17-2 gas field

陵水17-2氣田開(kāi)發(fā)項(xiàng)目在前端工程設(shè)計(jì)階段安全風(fēng)險(xiǎn)分析中對(duì)儲(chǔ)油概念和船用系統(tǒng)進(jìn)行了詳細(xì)審核，并開(kāi)展了安全評(píng)價(jià)來(lái)界定高危險(xiǎn)區(qū)域，所提出的儲(chǔ)油生產(chǎn)平臺(tái)概念獲得了美國(guó)ABS船級(jí)社的形式許可證書(shū)（簡(jiǎn)稱(chēng)：AIP）。

4.2 外輸方案研究

陵水17-2氣田半潛式儲(chǔ)油生產(chǎn)平臺(tái)外輸站布置在主甲板西側(cè)，處理后的凝析油通過(guò)漂浮軟管從平臺(tái)外輸?shù)絼?dòng)力定位穿梭油輪上，如圖7所示。針對(duì)動(dòng)力定位穿梭油輪外輸作業(yè)開(kāi)展了專(zhuān)門(mén)研究，按每月目標(biāo)作業(yè)概率90%確定推進(jìn)器能力。當(dāng)動(dòng)力定位穿梭油輪不可用時(shí)，采用串靠外輸作為備用外輸方案，如圖8所示。外輸油輪通過(guò)系纜串靠系泊在半潛式平臺(tái)上，系纜不用時(shí)儲(chǔ)存在半潛式平臺(tái)的系纜卷盤(pán)上。此備用方案中半潛式平臺(tái)與外輸油輪間距為110 m。

陵水17-2半潛式平臺(tái)是世界首座具備凝析油儲(chǔ)存和動(dòng)力定位穿梭油輪外輸功能的半潛式平臺(tái)，設(shè)計(jì)中考慮了油輪與船體發(fā)生碰撞的風(fēng)險(xiǎn)，在項(xiàng)目早期開(kāi)展了結(jié)構(gòu)碰撞分析，對(duì)船體所能吸收的碰撞能量進(jìn)行了初步的定量評(píng)估。碰撞計(jì)算分析模型和分析結(jié)果如圖9所示。計(jì)算結(jié)果表明，外殼體在碰撞能量達(dá)56 MJ時(shí)達(dá)到破壞條件，油輪速度為2 m／s；內(nèi)殼體在碰撞能量達(dá)302 MJ時(shí)達(dá)到破壞條件，油輪速度為5 m／s（與油輪的航行速度非常接近）。這一結(jié)果也驗(yàn)證了半潛式平臺(tái)立柱分艙布置的合理性。

圖8 陵水17-2氣田備用外輸方案Fig.8 Backup of offloading scenario of LS17-2 gas field

圖9 陵水17-2半潛式平臺(tái)穿梭油輪與船體碰撞分析模型及結(jié)果Fig.9 Aanalysis model and results of collision between shuttle tanker and ship in LS17-2 semi-submersible platform

5 結(jié)論

1）針對(duì)陵水17-2氣田浮式平臺(tái)方案的選擇，半潛式平臺(tái)、Spar、圓筒形FPSO在技術(shù)上都滿(mǎn)足要求，半潛式平臺(tái)綜合上更有優(yōu)勢(shì)。

2）在開(kāi)發(fā)方案的選擇上，深水平臺(tái)方案和淺水平臺(tái)方案在技術(shù)上均可行；回接深水浮式平臺(tái)方案靠近水下井口，生產(chǎn)作業(yè)便利、采收率高、投資低，設(shè)計(jì)和建造不受限制；綜合經(jīng)濟(jì)評(píng)價(jià)結(jié)果表明，回接深水浮式平臺(tái)方案比回接淺水平臺(tái)方案的天然氣開(kāi)發(fā)成本更低，從而選擇水下生產(chǎn)系統(tǒng)回接至深水浮式平臺(tái)進(jìn)行陵水17-2氣田開(kāi)發(fā)。

3）儲(chǔ)油和外輸方面，南海沒(méi)有發(fā)達(dá)的油氣輸送管網(wǎng)，在深水平臺(tái)中儲(chǔ)油成為了經(jīng)濟(jì)可行的選擇；深水浮式平臺(tái)在儲(chǔ)油外輸上面臨的挑戰(zhàn)，可以通過(guò)系統(tǒng)的安全設(shè)計(jì)予以解決。