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深海油气开发的四大挑战

2015-03-25马士萍

石油知识 2015年6期
关键词:荔湾组块深水

■ 王 伟 马士萍

荔湾3-1天然气综合处理平台

当你搭乘液化天然气出租车在城市中穿梭时,你可曾想到,有一座巨大的海上油气加工厂伫立在波涛汹涌的南海,以重达32000吨的坚实身躯,抵御着南海的狂风巨浪——这就是荔湾3-1天然气综合处理平台。

荔湾3-1是我国自主研发的、亚洲最大天然气综合处理平台。该平台由海洋石油工程(青岛)有限公司历时21个月建造,完成,浮托重量达到3.2万吨,上有三层主甲板,全部为钢结构建筑。最上层平台主甲板长107米、宽77米,比一个标准足球场的面积还要大一些;主甲板距离地面有41米,相当于18层楼的高度。该平台价值50多亿人民币,相当于建造一个小型炼油厂。

荔湾3-1气田是我国在南海投入开发建设的第一个深水项目。从海底抽上来的油气将通过导管架外设置的管道输送到天然气平台,然后进行油、气分离,去除杂质、水分,产出的天然气供应市场,整个控制系统全部自动化,相当于把一座工厂搬到了海上。

目前,深海已成为全球油气开采的重要区域。我国南海地区的油气资源占到了我国油气总资源量的三分之一,但其中有70%蕴藏在深海区域。荔湾3-1油气平台的建成,刷新了中国海洋石油工程建设的新纪录,大大加强了我国深海油气开采的能力,预计年天然气处理规模将达120亿立方米。

天然气作为比煤炭和石油更为清洁的能源,集中分布在我国的西北部,但经济发达的东南沿海地区天然气储量很少。为解决沿海地区天然气供应不足的问题,我国开工建设了著名的“西气东输”工程,在一定程度上缓解了沿海地区天然气供应不足的局面。但考虑到运输和储存成本,越在线路的末端,气源成本就越高。以广东珠海为例,目前珠海地区天然气价格为4.9元/立方米,而处在线路中端的陕西仅为3~3.5元/立方米,两者价格相差接近50%。因此,就近寻找油气资源成为当务之急。

好消息接踵而至,2009和2010年,在荔湾3-1气田东北方向,相继钻获流花34-2、29-1气田,测试获得日产天然气分别为150万立方米和160万立方米。

荔湾3-1区域有望成为中国最大的深海气田,开发后可以极大地缓解珠江三角洲地区能源紧缺的局面。然而,在这个区域进行开发,难度远超常人想象!

挑战一:开发方案难以确定

难题1:开发荔湾3-1气田需要跨越巨大的陡坡!

荔湾3-1气田处于深海和浅海的交替区域。水深从200米的浅海突然跨入海平面以下1500米的深海(陡坡对应的落差是1300米)。油气输送距离超过79公里,同时跨越这么陡的坡,非常困难。

难题2:如何兼顾经济效益——要照顾周边气田开发

荔湾3-1气田周围有番禺34-1/35-1/35-2浅水气田、流花29-1/34-2深水气田,还有已经在生产的番禺30-1和惠州21-1气田。因为深海油气开发投资极大,动辄几百亿的人民币,所以荔湾3-1的开发方案要兼顾以上所有气田,使经济效益达到最大化。

深海油气开发,根据气田所处水深不同,开发方案也大有不同。一是建造海上油气平台;二是建造水下生产系统。

海上油气平台主要有深水半潜式平台、张力腿平台(TLP)、柱筒式平台(Spar)等。

深水半潜式平台可以兼做钻井及采油平台。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。

张力腿平台(TLP)的重力小于浮力,所相差的力可依靠锚索向下的拉力来补偿,且此拉力应大于波浪产生的力,使锚索上经常有向下的拉力,起着绷紧平台的作用。简单说,张力腿平台就像一个气球,把绳子拴在海底,它就不随便跑了。

柱筒式平台(Spar)的理念源自于浮标,结构的大部分都是浮筒。由于主体吃水很深,在深水环境中运动稳定、安全性良好,特别适宜于深水作业。

水下生产系统包括油井、井口头、采油树、接入出油管系统和控制油井的操纵设备。井口头和采油树都在海底。对比海上平台,水下生产系统不会受到海况和水深的影响。

综合考虑各种因素,开发团队提出了四种方案:

方案1:水下生产系统直接外输到陆上终端。经过深入分析:南海海底地形复杂,气田处于陡坡下方,有巨大的深度差,自然压力不足以驱动油气越过陡坡到达陆地终端。此方案最终被排除。

方案一示意图

方案2:Spar/张力腿平台/半潜式直接外输到陆上终端。深水浮式油气处理平台从设计到建成至少需要3年以上时间,满足不了气田尽快投产的需要,并且成本较高,是固定式平台的2~3倍,技术相对也并不成熟。此方案被排除。

方案二示意图

方案3:Spar/张力腿平台/半潜式回接到浅水平台后外输到陆上终端,需要建设两座油气处理平台及全部的生产管线,投资太大,经济效益低。此方案被排除。

方案三示意图

方案4:水下生产设施回接到浅水平台后外输到陆上终端。因为南海海况恶劣,台风频发,采用更稳定的固定式浅水平台是一个理想的选择。因此开发团队决定采用将深水回接到浅水、周边回接到中心平台的总体开发方案。

方案四示意图

荔湾3-1气田开发分为深海、浅海和陆地三部分,也就是在1500米的深海建水下生产系统,在200米的浅海建油气中心平台,在陆地建终端处理厂。

荔湾3-1采用合作开发的模式。深水生产设施由赫斯基(Husky)担任作业者;浅水设施及陆上终端由CNOOC担任作业者。

水下生产系统

挑战二:平台设计和建造难度大

荔湾3-1平台不仅要处理深海10个生产井输送的天然气,同时还要兼顾已发现的番禺、流花气田以及该区域潜在的油气资源。因此,荔湾3-1中心平台的设计年处理量达到80亿方/年。我国陆地最大的天然气处理厂——苏里格气田第二处理厂,年处理量为50亿方/年,可以想象荔湾3-1平台的体量需要多么巨大。

该平台在设计制造时,虽然想尽办法控制面积,但单层甲板依然比足球场还要大;想方设法“瘦身”,但还是要比5个埃菲尔铁塔重。为了支撑如此庞大的身躯,导管架注定庞大无比。导管架高度达到190米,有60多层楼的高度。一般来说,导管架是由中空的腿柱和连接腿柱的纵横杆组成,其上面搭接固定式平台,用于海洋油气开采。高度超常,就不能采用常规的立式建造法,只能采用卧式建造法。

在深水低温高压状态下,为了防止水合物堵塞管道,往往需要向井口注入乙二醇,以抑制海底管道中水合物的生成(原理:乙二醇通过降低冰点来抑制水合物的生成,效果取决于注入量与天然气是否混合均匀)。但是平台组块已经太重了,额外布置大规模的乙二醇储罐显然是不明智的。那该怎么办呢?最后设计者们想出了一个办法——将乙二醇储存在导管架腿中,导管架腿“兼任”常压容器,这下就简单啦!

已经胜利在望了吗?并不,就像闯关一样,更大的困难总在后面!

挑战三:平台组块和导管架对接问题

海洋平台的安装需要安装导管架后将平台组块与其对接。导管架可以通过滑移入水的方式来定点安装。

但是平台组块和导管架的对接却是一个大难题:组块安装通常有浮吊和浮托两种方式,但到目前为止,世界上没有任何一艘起重船能吊起荔湾3-1,所以整体浮吊行不通。既然如此,那是否可以将组块拆分成若干部分再浮吊呢?

现实是海上组装不仅耗时长,对各工种的协同要求高,而且海上作业受天气和海洋环境的影响也很大,极容易造成工期延长。海上作业成本高,日费少则几十万美元,多则上百万美元。一旦工程进度不顺利,有可能带来上亿或者几十亿的损失,那就亏大了!因此,该方案风险不可控,PASS掉!

那32000吨的平台如何安装到预定位置呢?只能选择浮托法进行安装。然而现实是国内没有哪条驳船能够完全满足这个项目的要求。荔湾3-1组块重量是普通平台组块的两倍,但是导管架的间距却没有增加,满足要求的驳船太宽,根本无法进入,但稍小一些的驳船又无法承载三万多吨的重量。

大船进不去,小船HOLD不住。怎么办呢?最后决定改造世界第二大驳船“海洋石油229”(世界第一大驳船荷兰HEERE-MA公司的H-851船工期已经排满了),将船体前100米的宽度减小至42米,便于进入导管架内;为了保证浮力,把后100米的船体宽度拓宽到65米。

“海洋石油229”驳船改造方案

驳船终于改造完成,平台和导管架对接开始,上部组块、平台组块先后成功安装。大功告成了吗?NO!NO!NO!

荔湾3-1屹立在南海

挑战四:平台建好了天然气出不来

荔湾3-1平台坐落在190米水深处,但是生产井口却在海平面下1480米的海底,并且两者之间有79公里的海底陡坡。输送距离长、坡度大,好难爬!要爬三个东方明珠!

最后一道难关出现了——如何将油气输送到中心平台呢?这需要水下生产系统和双海管技术来实现,产出的油气通过两条管线输送到平台,这两条管线并行且可以任意切换。

未来油气输送并非是一帆风顺,还会有很多问题,因为采出的油气是混合物(天然气、油水、蜡、砂石等),日久天长必然会逐渐堵塞管道。有两条可以任意切换的输送管道,可以始终保持管道的畅通,从而保证油气正常生产啦!

典型双海管系统

在这里不妨传播一下双海管清洗知识。首先,推动清管球的动力主要来自上部增压装置,流量和压力可以进行现场调节。此外,当清管球发生卡堵时,可进行反向推动。

采用双海管环路清洗,当一条海管出现故障时,另一条还可以继续保持生产,灵活性较好。当后期产量降低时,可将其中一条海管停运,经济效益佳。

对于深海气田而言,双管方案单根海管直径更小,因此积液量少,流动会更加稳定,有利于延长整个油气田的生产周期。此外,当管线内出现水合物时,可以对堵塞部位两端同时降压,有利于水合物的分解。

结语

面对一个个挑战,石油工作者逐个击破。历时7年,该项目终于实现了商业供气!荔湾3-1平台在南海屹立,雄姿巍然,不仅满足了珠三角地区对清洁能源的需求,更为区域能源安全提供了有力保障。

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