深海油田开发工程技术及装备研究

深海油田开发工程技术及装备研究

1我国海上油田开发的展望最近，中国的中石油、石化和郑和公司都提出了“向海洋石油重要”的问题。我国石油消费快速增长,2004年净进口量达1.515亿吨,已成为全球第二大石油消费国,对外依存度达到了37.85%。预计到2010年我国石油需要将增至3.5亿吨,缺口约1.5亿吨,对外依存度将进一步增至43%。为了提高我国石油的自给程度,除大力开发陆上油田之外,还需要充分挖掘深海拥有丰富油气资源的潜力,“向深海进军”、“向深海要油”。我国海上油田的开发,虽然至今已有近40年的历史。但是,基本上是在滩海、浅海、近海开发油田。目前,国际上通常是将400m以内水深划作常规水深,400～1500m水深划为深水,超过1500m称为超深水。由于我国的海上油田开发一般均在常规水深范围之内,因此,深水以及超深水的油田开发工程技术,对我国来说,尚属空白,需要我们自主地去创新。国外的深海石油钻采已创造了2964.8m(9727ft)工作水深的记录,他们有不少技术、装备,值得我国借鉴。但是,我国海域辽阔,海况千差万别,水深也有差异;我国拥有自己设计制造海洋石油装备的优势;并已积累了自己的开发海上油田的经验。因此,如何针对我国深海海域的特点,发挥我国已有的设计建造能力的优势,运用我国已掌握的生产经验,在“消化”国外先进技术、装备的基础上,自主创新,创造性地研究出具有中国特色的深海油田开发工程技术及装备,就成为“向深海进军”的重要课题了。本文拟围绕以下四方面问题进行分析,并提出笔者自己的看法及建议。即:油气采集处理和储运的装备组合方案的选择,浮式移动型钻采平台形式的选择,以及井口装置和采油树的类型的选择,和深海浮式钻井用水下设备与升沉运动的补偿设备等。2“深入海底油”的必要性(1)海底大陆架水域面积地球表面积5.11亿km2,其中海洋面积占70.9%。全球海洋平均深度为3730m,而其中水深在3000～6000m的就占了海洋总面积的73.83%。但是,水深在200m以内的近海大陆架水域面积,却仅仅占了海洋总面积的7.49%。这种悬殊对比的客观存在,决定了要大力向深海找资源。(2)世界最宽的石油生产海洋中蕴藏着丰富的油气资源。目前,世界上已在海上发现了油气田1600多个,仅其中已投产的200多个油气田,年产量即达到12亿吨,约占世界石油总产量的1/3。但应该指出的,目前已探明的海洋石油储量的80%以上均是在水深500m以内,而水深大于500m的大面积海洋中的油气资源,约占全球海上的44%,尚有待探明。(3)海洋油气勘探开发现状近年来,全球的海洋石油主要是向深海发展,仅2001年一年内,全球在水深超过1000m的海域里的探井数就多达130口。据估计,在2001～2007年,全世界投入的海洋油气田开发项目将有434个,其中水深大于500m的深海项目占到了48%。还有22%的项目属于水深大于1200m者。目前,全球约有60多个国家从事深海油气勘探,且已发现了33个超过5亿桶的深水巨型油气田。因此,“向深海要油”是大势所趋。(4)深水油气勘探开发必要性与迫切性我国南海多达200万km2的海域,它是世界上四大海洋油气聚集中心之一。我国南海石油储量约有230亿～300亿吨,天然气338万亿m3,其中70%在深水。我国有300m水深以上的海域153.7万km2,而目前只勘探了16万km2,基本上还都没有进行勘探。为此中海油总公司已感到深海油田勘探开发的必要性与迫切性,正在南海的1.9万km2的深海海域开始了勘探作业。形势表明:深海油气资源勘探开发,必将成为我国未来的海洋石油的“主战场”。3油气采集处理及储存深海油田的开发工程涉及到将分布在各个井口的油气集合到一起,并进行油气分离、脱水及净化水等生产处理,然后,还要储存起来,适时地运送到海岸上。这一个油气采集处理及储运过程中所需要的设备有哪些;它们应该怎样组合;国外现有哪几种组合方案;结合我国具体情况,我国深海应选择哪种方案。这一连串的问题,本文将在下面叙述。3.1在国外，对几种组合方案进行了分析(1)全海式自然平台WHXT+TLP+FPSO/FSO+ST(水下井口及采油树)+(张力腿平台)+(浮式生产储油轮或浮式储油轮)+(穿梭油轮)这种方案的特点是分布在各口井的油气,由水下井口及采油树,经集输管道收集到张力腿平台上,再输送到储油轮(FSO)或生产储油轮(FPSO)上,然后,由穿梭油轮运到海岸上。由于原油的生产处理完全是在海上进行,运送到岸上的已经是达到合格质量的原油,故称作全海式。这种方案的优点是兼具钻井、采油、油气水分离等生产处理以及储存和外运等多种功能。但采用的张力腿平台,我国是空白。(2)储油轮+穿透齿轮WHXT+SP+FPSO/FSO+ST(水下井口及采油树)+(半潜式平台)+(浮式生产储油轮或浮式储油轮)+(穿梭油轮)这种方案的装备组合,基本上与第一种组合方案相同,只是将TLP改换成SP。这种组合方案目前已成为在深海油田开发工程技术方面已居于世界领先地位的巴西所采用的主要方案,已成功地用于水深2000m的深海海域。巴西在深海油田开发中已拥有18艘SP和13艘FPSO;我国有5艘SP。(3)fdpp组合法这种装备组合方案的特点是不采用FPSO及ST,而是将原油直接通过海底管线输送到岸上。这种组合方案的简化表达形式为:WHXT+FDPP+SPL(水下井口及采油树)+(浮式钻采平台)+(海底管线)这种组合方案主要应用于美国,因为美国在2001年之前曾颁布过法规,限制使用FPSO。由于美国在墨西哥湾建成了干线和支线纵横交错的非常发达的海底管网,因而采用这种装备组合方案。他们在这种组合方案中,采用的FDPP既可用以钻井,又可用来进行油气水生产处理,且形式多样,有张力腿平台、半潜式平台,还有柱筒式平台(SPAR)。但以SPAR占大多数,在墨西哥湾SPAR建成约15座。(4)浮式钻井与油气水处理生产联合装置WHXT+FPDSO+ST(水下井口及采油树)+(浮式生产钻井联合装置)+(穿梭油轮)这种装备组合的特点是运用了浮式钻井与油气水处理生产的联合装置(FPDSO),这样就进一步扩大了浮式生产储油轮(FPSO)的功能,使它除了能够进行油气水处理及储存和装卸原油之外,还可以进行钻井。这种FPDSO联合装置已于2001年在巴西的1200m水深的海域进行了工业试验,可望成为一种多功能的新型深海钻井及油气采集处理和储运的联合装备。(5)梭齿轮组合这种装备组合方案是由海底工作盒SWE(Subseaworkenclosure)和挠性出油管线FPL(FlexiblePipelines)以及浮式储油轮FSO和穿梭油轮ST等组成,它的简化表达形式为:SWE+FPL+FSO+ST(海底工作盒)+(挠性出油管)+(浮式储油轮)+(穿梭油轮)这种方案通过连结器,将分离出的原油经挠性出油管,输送到浮式储油轮上,适时由穿梭油轮运送到海岸上。这种组合方案的关键装备是海底工作盒(SWE),它通过底座固定于海底,盒内设有水下井口装置及采油树和采油管汇(包括有输油管线、试井及配气或气举管线等)以及油气分离器和输油泵等。若具有建造中心采油平台的条件时,也可将分离出的原油输送到中心平台。这种方案的海底工作盒一般重量可达400t。3.2全要素配套的whx+sdpp+fpso+st解决路径根据对上述国外现有五种组合方案的分析,结合我国南海深水海域的特点,笔者提出我国深海石油钻采装备的组合方案的表达式为:SWHXT+SDPSO+ST(水下井口及采油树)+(半潜式钻采平台与生产储油轮联合装置)+(穿梭油轮)这种组合方案是吸取上述第四方案的优点,将浮式钻采平台与生产储油轮联合起来,扩大生产储油轮的功能。但是不采取第四方案中的张力腿钻井平台的措施,而是以半潜式钻采平台代替。笔者提出此建议是基于以下几点:(1)我国具有较强的建造FPSO的能力。目前我国拥有12艘FPSO,居世界第四,其中8艘均系我国自行设计建造的,而且在上海外高桥造船有限公司,正在建造着月加工19万桶合格原油、储油量200万桶、满载吃水20m的世界领先的30万吨的FPSO。另有二艘10万吨FPSO在大连及山东北海船厂建造。这充分表明我国完全可以建造这种装备。(2)我国已有一定的建造SDP的经验。我国现有SDP五艘,其中《勘探三号》是由我国自行设计建造的,积累了一定经验,其它4艘均系由国外引进,其中《南海二号》是1978年引进的,目前仍在工作,我国已积累了丰富操作经验。(3)有利于分步实施方案稳步前进。笔者建议此方案可分三步实施。第一步先不建造联合的SDPSO装置,而是运用我国已有经验,分别单独建造半潜式钻采平台(SDPP)和浮式生产储油轮(FPSO),实现WHXT+SDPP+FPSO+ST的装备组合方案。第二步在开展科研的基础上,再自行设计、建造出半潜式钻井平台与浮式生产储油轮的联合装置(SDPSO)。第三步再进行创新,使半潜式平台不仅具有钻井功能,并且完井后,能够撤离,移至其它海域钻井进行重复使用。至于集油功能则可通过创新,研制出自水下井口采油树输送油气至生产储油轮上的一套设施来实现。4大型海上石油钻孔设备的形状选择在深海石油钻采装置的组合方案中,其核心装备是移动式深海采油装置MOPU(MobileoceanProductionunit)。4.1现有的国外主要形式如下(1)浮箱+甲板它可以兼做钻井及采油平台,还可以起重和铺设海底管线,功能齐全。它由中部支柱支持上部甲板,由底部浮箱实现沉浮。因浮箱沉于较深海水中,再加上锚泊系统,故稳定性好。至2002年底,全世界工作水深在1829m(6000ft)以上的已有31艘,在水深2286m(7500ft)以上的已有16艘,最深的工作水深已达3048m(10000ft)。(2)张力腰平台的稳定性它兼有钻井及采油功能,它由置于水下的浮力舱上的框架支撑着上部甲板及组块,在浮力舱的下端有钢管制成的张力腿,将平台固定于海底,因而稳定性及安全可靠性均佳。随水深的增加只是将张力腿延长,故造价对水深并不敏感,这是它适用于超深水的最大优势。这种平台在墨西哥湾应用最多,共约有20座。而我国尚属空白。(3)不倒翁平台不稳定浮心的平台柱筒式平台是由上部甲板及组块、柱筒式浮体、系泊缆、顶部浮筒式井口立管、悬链式立管(外输)和海底桩基础等组成。它在浮体下部的压载调节下,致使浮心高于平台重心,形成“不倒翁”。再加上锚泊系统的牵制,因而可使平台运动控制在允许范围内。这种平台因柱筒内可储油,故既可用于钻井、修井,又可进行采油生产及储油。该平台用于超深水时,造价比张力腿平台有明显的优势。目前,这种柱筒式平台,全世界共有15座,主要集中在墨西哥湾,我国没有。(4)fpso能力和储油能力强的优势它是将集油计量、油气水处理、储油、装卸运输等功能均在油轮上实现的装置,简称为FPSO。与上述三种平台相比,更具有较大的处理能力和储油能力,并可通过改装超级油轮实现建造周期短,投资少,甲板上操作空间大,设备利用率高,输出原油成本低,经济效益高的优越性,目前这种FPSO在世界上共有约67艘,已占到全球移动式深海采油装置(MOPU)总数的53.6%。当前世界最大的FPSO“Agbam”号,载重量40万吨,工作水深1500m。而我国已拥有12艘FPSO,居世界第4位,但最大工作水深为105m,属常规水深。4.2在张力视频平台与柱筒式平台(1)首选半潜式平台,在我国自行设计建造的《勘探三号》基础上,运用已有经验,加深工作水深,扩大甲板面积,设计和建造出兼具钻井和采油的能够用于深海的半潜式钻采平台,并以此为起点,按照前文提出的“三步走”的设想,逐步实现建成半潜式平台与FPSO的联合装置。(2)同时开展张力腿平台与柱筒式平台的科研工作,进行水池中的模型试验,甚至深水海域中的工业试验,直至试验成功,再着手进行设计与建造,以为我国向超深海找油准备核心装备。因为这两种形式的平台,工作水深越深越有利,更适用于超深水。(3)通过科研、设计、试验,当条件成熟时,在张力腿平台与柱筒式平台两种形式中,可考虑优先选柱筒式平台进行建造。尤其是其中的桁架与柱筒两者混合的形式,更可作为首选。因为柱筒式者可储油,功能更全,且造价在超深水比张力腿平台要低,而若采用部分桁架取代中部柱筒,则造价更低,且水流阻力减少。5选择水井和采矿树的类型井口及采油树是钻井时井口和防喷器以及采油时井口和采油树的总称,(又可统称为井口装置)。这个装备涉及到下面几方面的问题。5.1海底相对于海底单一设施ro3目前海洋钻井及采油,其井口装设的位置有:(1)水下井口位于水下海底,钻井时的防喷器BOP(Blowoutpreventer)及采油时的采油树XT(X-tree)均装设在海底井口上。完井后及遇到紧急情况时,水面船易撤离。(2)水中井口装设在水中浮体上,浮体与水上平台用柔性缆绳相连。BOP重量由浮体承担。完井后及遇紧急情况时,水上的平台可及时撤离。但技术不够成熟,只是由挪威ATLANTIS公司在海上完成了工业试验。(3)水面井口装设在水面上,BOP及XT的维修保养方便,但完井后及遇紧急情况时,水面上的平台不易撤离。5.2防喷器及管口内固结器内结合式平台内保水管网内固定模式一般深海多采用水下井口,井口盘上装设有套管头组,用于悬挂不同直径的套管;在其上是防喷器组,包括有多个液压防喷器,如装设有闸板式及万能防喷器等,防喷器组与套管头组用液压联接器相连,以便于完井后解脱,将防喷器换成采油树。为了适应在海浪作用下,平台的升沉及摇摆运动,组合型隔水导管上连结有球形挠性接头及伸缩隔水导管。组合型隔水导管与防喷器组也用液压连结器相连,以便于在出现紧急情况时,从该处脱开,水上平台容易撤离。目前,这套设备在国外如美国Vetco公司等均已有定型产品,我国由上海海洋石油局技术装备研究院研制成功的一套设备,曾成功地用于《勘探一号》浮式钻井船上。5.3田相同的田相同若采用水面井口,则其装设的采油树与陆上油田相同,这里不再赘述。因水中井口目前技术尚不够成熟,故当前深海大多采用水下井口,对于水下井口的采油树,常可划分为两种类型。(1)管头及油管粘连结单井湿式采油树可以通过导向架,由水上平台送至海底与套管头及油管相连结。若为多井,则湿式采油树安装在多个井口在一起的海底基盘上。若还有卫星井在其附近时,也可通过输油管连结部分,将卫星井的原油送至此基盘,一并采油。(2)管道口的安装即采油树及其辅助设备均放在保持一个大气压与海水隔绝的密闭室内(又称为井口室)。井口室的上端向上倾斜的引管口,为引出输油管及引入电缆和液压管线的通孔,要求有很好的密封装置;上端中部有个杯状接合门,与维修舱连结。维修人员从水上乘坐维修舱沉至海底,经井口室的接合门,进入井口室,进行维修工作。目前,海底井口室及维修舱,在我国均属空白。5.4中国提取深水和采井的建议(1)工程总费用比较因为从技术上的可行性分析,无论是修井作业,还是维护保养,深海采用水下井口均能满足要求。从经济方面分析,对于单井,水面井口的完井工程总费用,大约是水下完井的3.8～4.0倍;而对多井(丛式井),则是1.2～1.8倍。这是在同样工作水深、同样开采期、同样折旧率之下的对比。显见水下井口有着较大的优越性。对于水中井口因其特别适用于配套半潜式平台,故也可以考虑自挪威ADTH公司引进其ABS(AtlantisBouyancySystem)浮筒与我国的半潜式平台配套,进行工业试验,探索成功后,再作为成熟技术应用。(2)方向2:水下设施装置+合成油气剂因为从技术上来说,我国已有多个厂家能生产压力高达15000lbf/in2(103.42MPa)的水下井口装置(含油管头及采油树);另外,在水下设备及构件的牺牲阳极防腐技术方面,我国多年来已积累了一定经验。再从经济分析来看,按照前面同样的对比方法,干式采油树总工程费用与湿式采油树的比值,对于单井是5.8～6.0倍,多井是6.10～6.30倍。显然,干式采油树的投资过高,不宜采用。(3)全套设备研制成功鉴于我国在自行建造《勘探一号》钻井船时,已研制成功全套设备。因此,建议以此类全套设备为基础,吸取以往的设计经验和制造经验,结合工作水深,进行改进即可。6解决升沉运动的补偿问题深海选用的钻采平台无论是半潜式还是张力腿式或柱筒式,均属浮式钻井装置。它在海上钻井时,由于海浪的升沉,将推动平台也产生升沉运动。为了消除升沉运动给钻采作业带来的不利影响,必须解决对升沉运动的补偿问题。至于海浪摇摆运动,锚泊系统已基本上可以解决浮体的定位问题;而且中海油正在购置《海洋石油299》动力定位船,我国还可以进一步研制动力定位先进技术装备,本文不拟详述。6.1浮式钻井平台、比射线仪观测系统组成深海浮式钻井时,井内钻杆随平台、井架、大钩而上下升沉,若升沉运动的位移超过一定界限,则井底的钻头会随钻杆向上运动,而脱离井底,以至不能正常钻井。为了解决这一问题,需在平台上装设钻杆升沉运动补偿装置DSC(DrillingStringCompensator)。目前已有的为:(1)游动滑车与大钩间装设的钻杆升沉运动补偿装置图1(a)给出的是美国维高(Vetco)公司生产的这种类型的DSC。它的工作原理如图1(b)所示,当双液缸中的液体压力Pc能够平衡整个钻杆重量Q(若每米钻杆重量为q,钻杆长度为L,则Q=qL)与钻头给地层的钻压Wb之差时,则大钩上的悬重即为液缸中液体作用在活塞上的压力2PcA(A为活塞面积)所支持,即2PcA=Q-Wb=qL-Wb(1)这时,双液缸的缸体因与游动滑车连结,而随井架及平台做升沉运动,但因液缸中的活塞与活塞杆连接在大钩上,基本上不随液缸缸体运动,故即可实现对升沉运动的补偿,保持井内钻杆及井底钻头的运动位移在允许范围内,从而进行正常钻井。当然,这时的2PcA应略低于(Q-Wb)。我国《勘探一号》浮式钻井船上应用的是自行设计与建造的,类似如图1(a)所示;而引进国外的《南海二号》半潜式平台应用的如图1(c)所示,是由美国NL谢弗尔公司生产的。(2)天车上装设的钻杆升沉运动补偿器如图2所示,采用浮动天车,即天车滑轮及其上悬重均由双液缸所支持,但天车滑轮又可沿天车的垂直轨道运动,于是相对来说,当天车的垂直轨道随井架、平台升沉运动时,则天车的滑轮可保持无垂直方向的位移,从而实现钻杆升沉运动的补偿。这种补偿类型我国尚未使用过。(3)死绳上装设的钻杆升沉运动补偿装置如图3所示,它是由死绳上的传感装置将死绳拉力的变化转换成电信号,指令储能器上的阀动作,改变储能器中压力,调节活塞两端的压差,推动活塞及与活塞杆相连的动滑轮组,沿框架内的轨道左右移动