李少芳，姜云飞，梁 鹏，庞洪林，王冰月

(中海石油(中国)有限公司天津分公司，天津 300459)

浅海油田依托开发中，通常涉及海上平台、海底管道及相应改造等海上工程设施。新油田依托老油田注水设施进行开发时，需要新建相应注水海底管道。注水管道包括平管、立管等多个结构部分。通常平管部分需要在陆地场地进行材料预制、通过施工船舶进行海上安装。而立管分为本油田新平台侧及依托油田平台侧，注水管道依托平台侧立管及立管卡子部分，通常是在陆地完成建造，通过船舶运输至海上油田进行的海上安装。但是，存在依托油田也正在陆地设计建造而尚未出海的情形，这种情况下如果新油田与依托油田通过匹配工期，能够进行立管及立管卡子立管及卡子的陆地预安装，将会节约投资，提高油田经济效益。而如果工期较为紧张，存在可利旧预安装立管尺寸与拟新建注水海管不匹配情形，则需要进行相应的技术及经济方案比选。

本文以某海上油田开发可行性研究中遇到的立管及立管卡子安装方案为例，通过对可能存在的技术施工方案进行梳理，分析各环节投资费用的影响因素，建立投资费用计算模型，最终得出技术经济最优方案。

1 技术方案

1.1 油田概况

某海上小型油田A距离周边在生产、在建设油田距离均在10 km以内，且单平台可动用储量小，井口数量较少，因此考虑新建无人井口平台，并依托周边在生产、在建设油田的油、水处理设施进行处理并依托周边现有管线登陆。

由于周边可依托油田距离不同，且在注水设施依托方向上存在已经在海上生产的老油田以及正在进行陆地建造的新油田两种情形，因此首先针对不同注水管线及设施的可行方案进行了比选。经过多轮次比选，选定了依托正在陆地进行建设油田B。

工程方案示意图如图1所示。油田A通过依托正在陆地设计建造的油田B的WHPB平台进行开发，新建1座WHPA无人井口平台，一条从新建WHPA平台至在建设WHPB平台海底混输管道，一条在建设WHPB平台至新建WHPA平台海底注水管道，一条新建WHPA平台至在建设WHPB平台间海底电缆，并对在建设WHPB平台及在生产CEPA平台进行适应性改造。

图1 工程方案示意图

1.2 注水海底管道施工

海洋工程界根据海洋结构物作业水深不同，区分为了浅水系统(水深小于300米)、深水系统(水深介于300米至3000米之间)和超深水系统(水深大于3000米)。本文中所研究的注水海水管道属浅水系统。

海底管道根据输送介质分类，可分为原油管道、天然气管道、注水管道、混输管道等。

我国多数海上油田采用注水驱油作为产能建设重要手段[1]。注水海底管道通常包括平管段、立管(含飞溅区)、膨胀弯、弯头、法兰、混凝土压块等部分，平管段根据其功能需求还可能涉及混凝土配重层、防腐涂层、腐蚀检测设备等[2-3]。注水海底管线如果全部在海上施工，通常需要首先进行陆地预制，然后进行平管段海上拖航、立管及立管卡子吊装、膨胀弯吊装、清管试压、后挖沟、混凝土水泥压块等多个施工步骤[4-5]。

1.3 立管施工方案

立管作为连接海底管道平管段之后的膨胀弯，进而与平台上工艺管线的一种重要结构形式，在浅水油气田开发工程中被广泛使用，同时对海上施工要求也较高。根据连接方式不同，通常分为水下法兰连接和整体立管连接。水下法兰连接方式，指的是平管、膨胀弯、立管之间采用法兰连接，立管和膨胀弯分别进行预制，然后在水下通过法兰将三者进行连接。立管安装包括甲板预制、立管起吊、立管就位、安装等步骤。对于依托平台是旧平台且没有预留立管卡子的情况，在安装立管前，需提前完成立管卡子的安装，根据具体施工条件的不同，可能包括搭建脚手架、清除卡子设计位置附件油漆及海生物、起吊、就位、焊接、检验、拆除脚手架等部分步骤。

本研究中，按照油田A注水量等技术指标核定，仅需要建设新建6寸单层注水海底管道。而目前在建设的油田B的平台WHPB正在陆地建造中，由于工期紧张，无法等待油田A新建的WHPA平台的注水管道立管建造完成实施陆地预安装，仅可通过利用现有库存的8寸立管实施提前陆地的预安装，否则就只能将安装立管的卡子先进行陆地安装以尽量减少海上安装工期，降低费用。因此就存在以下2种海管尺寸与立管及立管卡子施工方案的综合方案比选。

情形一，选用满足油田A实际需求的6寸海管，仅将依托平台侧安装立管的卡子进行陆地预安装，未来待新建海底管道出海施工时，再进行依托WHPB侧的立管及立管卡子海上后安装施工。

情形二，与现有库存8寸立管相匹配，进行依托平台侧8寸立管及立管卡子陆地预安装以节约未来海上立管后安装费用，同时平管段尺寸从6寸调整为8寸。

情形三，由于工期无法匹配，仅陆地预安装立管卡子，未来待新建海底管道出海施工时，再进行依托WHPB侧的立管海上后安装施工。

具体施工方案对比及前提如表1所示。

表1 立管及立管卡子施工方案对比

2 不同立管方案下注水海管投资费用影响因素分析

根据不同立管实施方案，注水管道整体投资费用会有相应差异。注水海管投资费用主要涉及三部分，材料费、预制费以及海上安装费。材料费主要受钢材价格及钢材重量影响，而钢材重量则受海管尺寸、海管壁厚、海管长度等决定。预制费主要受有无防腐涂层、保温、配重，以及预制管材的规格和长度等影响。海上安装则受到船舶单价、施工天数、人工、耗材等综合影响，主要施工费用涉及管线铺设前后勘察、动复员、装船固定、运输至现场及返航、平管段铺设、膨胀弯安装、立管及立管卡子海上安装、清管试压、排水干燥、后挖沟、水泥压块、卸船清驳等。

本研究中的渤中某浅海油田为依托开发，注水管线长度为8 km，按照海管尺寸不变海上后安装立管及卡子、增大海管尺寸利旧陆地预安装立管及卡子、海管尺寸不变仅陆地预安装卡子三种情形，需分别进行计算。

表2 不同立管方案下注水海管投资差异影响因素对比

根据渤中某浅海油田8 km注水海管技术参数进行计算，最终得出方案1投资费用最高，方案2与方案3投资费用基本持平。若以方案1投资费用为基础，则方案2投资费用约为方案1的88%，方案3投资费用约为方案1的90%。

总体来看，能够利用现有立管库存进行立管及立管卡子陆地预安装是具有明显优势的，而类似本例中需要更改平管段尺寸、工期可能无法完全匹配只能进行立管卡子陆地预安装的情况，则需要具体情况具体分析。

3 结 论

注水管道立管安装方案会影响海上油气田工程设施投资费用。在具体的工程设施施工方案比选中，应充分考虑立管安装施工方案的比选，尽可能降低投资费用，促进海上油田经济有效开发。结合浅海油田注水管道安装施工特点，梳理立管安装方案可能对投资费用的影响，分析不同立管施工方案投资费用差异，作为技术经济比选的基础。