谭 越，王春升，陈国龙

（中海油研究总院，北京 100027）

0 引言

对于开发我国的海上边际油田来说，可移动生产储油平台是一种较适宜的工程设施[1-3]。其经济效益主要体现在集生产、储油、外输于一体，海上安装费和搬迁费低，重复利用率高。因此，边际油田以及开采周期短的油田都可以选用此种型式平台。

对于水深较浅的海域，可移动生产储油平台采用水上或水下储油均可，但对于南海海域100m左右的水深，应用甲板储油舱或储油罐的方式有很大的局限性，因为甲板储油量一般较小，否则会导致桩腿、升降装置能力和甲板面积的增加，失去经济性。因此，一般认为水下储油是较适宜的方式[4]。本研究针对南海100m左右水深边际油田的开发，结合了应用于浅海的沉垫座底式平台和深水钻井船采用的桁架式桩腿，提出了一种新型可移动生产储油平台，如图1所示。

水下储油的设想在上世纪30年代就已提出，至1967年第一次得到工程应用，截至目前，已在国外主要的海洋石油开发如墨西哥湾、北海、波斯湾等海域得到了应用[5]。水下储油根据形式划分，有油水置换、油水隔离置换、油气置换、油水等流量代换等几种，其中以油水置换方式最为普遍[6]。

图1 可移动生产储油平台示意图

1 技术难点及现状

我国对水下储油技术的研究起步较早，在1972年华北海洋石油勘探指挥部（渤海石油公司）成立了水下储油研究小组，1986年南海西部公司在研究开发边际油田时提出来改造钻井船沉垫贮油，即将平台沉垫中的压载舱改为贮油舱[7]。在之后的十年，这种研究一直在持续，之后对水下储油技术的研究进展略显缓慢。这种情况直到2006年，随着油价的提高，同时借鉴国外的技术[8]，相关的研究再次开展，各种新的概念也开始提出，如表1所示。

我国在水下储油工艺方面做了大量的研究工作，积累了丰富的经验，为发展水下储油技术奠定了良好的基础，但走向工程应用却进展缓慢。制约因素主要包括以下几点[1]：1）油品性质；2）乳化及污染；3）维温系统；4）维护检修。

表1 国内水下储油技术研究情况

2 新型水下储油方案

关于上述水下储油存在的技术问题，一些研究机构已经给出了定性的结论或解决方案，如通过试验分析并论证了采用沉垫储油[10]及高凝原油油水置换[9]的可行性；使用精度高的油水界面仪，防止含油污水排海等。

在国家863计划支持下，有关单位进行了水下储油防污染及保温关键技术的研究，提出了油水隔离柔性储油方法。在储油罐内增加柔性防污染保温内胆，由保温材料制作，使海水与罐内原油隔离，同时起到对原油保温的作用[12]。此项技术具有一定优势，但由于油水隔离保温内胆长期与原油和海水接触，受到原油和海水的腐蚀，要求柔性内胆制造材料除具备水密、耐温、耐油等特性外，还应具备必要的强度、韧性和耐蚀性。较单纯的油水置换，柔性内胆会增加平台的投资，其更换及维护也存在一定的问题。

在对国内外相关技术进行深入比较和研究的基础上，本研究提出了新型了水下储油方案，基本上解决了制约该技术工程应用的技术问题，保留了油水置换低投资的主要优点，管线设备维护方便，又避免了环境污染。

2.1 方案基本配置

水下储油沉垫设置储油舱、置换海水过度舱（以下简称过渡舱，对于油质好的油田，该舱可以取消或作为储油舱）、海水进/排舱三个舱室；舱室间采用管道连接并设置常开阀门，海水进/排舱通过管道直接与海洋连通；储油舱配置油水界面报警传感器，过渡舱和海水进/排舱配置油份检测仪；配置水面原油泵塔和原油深潜泵用于原油卸载或循环加热，及原油进/出共用管线；配置水面油水泵塔和浸油水深潜泵用于抽出海水进/排舱中油水混合物；原油加热器和相关循环管线等，如图2所示。

图2 方案基本配置和流程

2.2 原油存储工作流程

平台装置固定好后的储油舱、过渡舱、海水进/排舱中以及原油泵塔水下部分和水面下管道中都注满海水，与海洋形成一个大连通器。上部平台原油生产系统将简单处理后的原油注入到安装在管线保护架或其它固定装置上的水面原油泵塔中，泵塔为桶形容器，随着泵塔中液面的升高，原油在重力作用下通过管道进入水下平台的储油舱顶部，储油舱内海水从舱底部通过储油舱和过渡舱间的连接管道进入过渡舱的顶部。同样，过渡舱内的海水进入海水进/排舱中，最后海水进/排舱内的海水，从舱的底部进入进/排海管道从舱顶舱管道出口进入海洋。

由于原油密度小于海水密度，原油漂浮在海水上面，随着原油不断注入，储油舱内逐渐形成油水界面，并随着注入量的不断增加，油水界面不断下移并逐渐相对稳定，海水源源不断的通过过渡舱，并从海水进/排舱入海。储油舱设计舱容时预留一定的海水保有量，并在储油舱内设有低位和低低位油水界面传感器，当传感器反馈信号，则上部生产平台原油注入泵关停，即停止向原油泵塔注油，此时储油舱达到最大储油量即注满，底部为海水。

此方案能够保证原油不进入过渡舱，并尽量避免和减少油水混合液从舱底部经连通管道进入过渡舱，该设计是第一道保护；过渡舱的舱容略大于一次性外输的原油量，可以保证将通常储油作业置换出的海水存储在过渡舱中，这样即使有少量油水混合液进入过渡舱，也仅会存储在过渡舱内，并且油份逐渐分离，上升到舱的顶部，基本杜绝油水混合液通过舱底部经连通管道进入海水进/排舱的顶部。在过渡舱的顶部和底部配置油份传感器用于监控舱内油份含量，这是第二道屏障；海水进/排舱内配置海洋连通管道，使海水沿管道从舱底部向上流动，并从舱的顶部排入海洋。舱顶部安装有油份检测传感器，进行实时监控，一旦检测进/排舱内即将排出的海水油份超标（如大于 15ppm），上部生产平台即停止注油，并且安装在管线保护架或其它固定装置上的水面油水泵塔中的深潜泵将自动启动，受污染海水被抽至上部生产平台的污油水舱储存和/或处理，直至油份达标后泵停止工作，为第三道保护屏障，可以完全保证受污染海水不进入海洋。

以上整个过程为原油注入置换存储舱内海水，各舱室间的压力和外界一直保持相对平衡，并确保海水的清洁排放。需要注意的是，泵等设备均置于水面或水面以上，避免了水下维修维护的问题。

2.3 水下储油维温方案

维温方案有盘管加热和循环加热两种，设备均布置于平台甲板上。一方面可以减少原油输送和存储过程中蜡结晶体的析出和清除管壁上粘结的蜡结晶体。另一方面在储油过程中可以降低原油的粘度，加快原油和水的物理分离速度，尽快形成稳定的油水界面；同样在原油卸载作业过程中降低外输原油的粘度并促进油水分离，有利于提高卸载原油的精度和提高卸载作业效率。

对于油质较好、作业区域较温和的油田，可考虑采用加热器的方式在原油储存、外输过程中定期对原油的管道进行循环加热。在上部平台配置加热器，在水下原油储油舱设置循环加热管线，加热管线布置在原油进/出管线的下方略低位置。

对于油质含蜡较多的油田开发或作业区域较寒冷的地带，考虑到运行成本，采用蒸汽伴热方式，上部平台配置蒸汽锅炉提供伴热蒸汽，输送管道配置蒸汽伴热管线，储存舱内设置加热盘管。锅炉大小根据具体油质和作业要求进行选型配置。

3 结束语

水下储油技术在国外具有30多年的使用经验，我国在水下储油工艺方面做了大量的研究工作，积累了丰富的经验，为发展水下储油技术奠定了良好的基础，但工程应用进展缓慢，主要受制于一些防污染要求、设备维护等关键技术。本文提出的一种新型水下储油方案通过舱室的设置，保留了油水置换低投资的主要优点，通过舱室设置和监测仪器避免了环境污染。各种设备布置在水面以上，维护方便，基本解决了制约该技术工程应用的技术问题。

[1]《海洋石油工程设计指南》编委会. 海洋石油工程边际油田开发技术[M]. 北京: 石油工业出版社, 2010.

[2]周宝勇, 余建星, 杜尊峰, 等. 边际油田开发新型平台及水下储油研究[J]. 海洋技术, 2010, 29(4): 71-75.

[3]李豫, 钟小侠, 曾树兵, 等. 浅海边际油田可移动式采油平台综述[J]. 中国造船, 2009, 50: 138-142.

[4]李嘉文, 杨树耕, 姜宜辰, 等. 九十米水深储油自升式平台的沉垫设计[J]. 船舶工程, 2012, 34(4): 77-80.

[5]余萍, 冯玉华. 水下储油方式[J]. 油气田地面工程,2007, 26(3): 18-19.

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[13]姜宜辰. 水下储油装置设计与优选[D]. 天津: 天津大学硕士, 2009.

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