喻发令 罗振钦 邹道标

(中海石油(中国)有限公司湛江分公司 广东湛江 524057)

目前在国内海上油气田开发项目中，利用导管架平台和钢制海管的开发模式最为广泛且技术成熟。根据历年的项目经验，海上油气田开发工程投资中，导管架平台结构与海管方面的投资约占工程总投资的70%，该项投资直接制约着边际油气田能否得以成功开发[1-2]。面对低油价环境及海上边际油气田实际开发中遇到的各种问题，中国海油在海洋工程前期研究及工程建设阶段逐渐积累了一整套有效控制成本、提高效益的工程技术，如三直腿三裙桩新型导管架[3-4]、加挂井槽[5-6]、国产软管[7]、电力组网[8-9]、井口控制盘[10-11]、远程仪控[12]等技术。本文主要对近年南海西部边际油气田开发及调整工程项目中应用的新技术进行系统总结，以期形成一整套边际油气田开发技术体系，为进一步降低工程投资成本，促进更多边际油气田开发提供参考。

1 三直腿三裙桩新型导管架技术

2010年南海西部新建的涠洲11-1RP平台在总体开发方案中为独腿三裙桩导管架平台(图1a)，该平台模式在之前的涠洲6-1平台已有使用。根据前期工程经验，发现此类平台在建造及后期运营阶段存在以下缺点：裙桩跨距大，运输船舶要求高，海上安装难度大；单腿不利于立管分布和扩容，甲板空间有限，扩容能力差；恶劣天气时平台水平位移较大，稳定性差。针对上述不足，提出了导管架设计改进思路：首先单腿变多腿，减小裙桩跨距大以及立管分布和扩容问题；其次增加甲板空间和扩容能力，同时有效控制投资。在充分研究涠洲油田众多导管架结构的特点及以往导管架的设计、施工经验后[13]，提出了三直腿三裙桩新型导管架方案(图1b)。

经过优化设计的三直腿三裙桩导管架与独腿三裙桩导管架相比具有如下优点：增加了平台的稳定性；三腿有利于立管和斜撑分布，增加了未来新建平台依托开发的扩容能力；裙桩跨距变小，便于海上运输和安装，节省了成本。

除了与独腿三裙桩导管架相比外，三直腿三裙桩导管架与常规的主桩斜腿导管架相比，也有较多优点：主桩改为水下桩，可节省钢材质量约200 t；省去主桩的接桩工序和过渡段的安装工序，可缩短安装工期4 d。因此，在后续较多边际油气田开发中均使用了三直腿三裙桩导管架技术，有力地推动了涠洲海域多个边际油田的成功开发，如涠洲11-2A平台、涠洲11-2B平台和涠洲11-4NC等。

图1 独腿三裙桩导管架(a)与三直腿三裙桩导管架(b)Fig.1 Jacket of single leg and three skirt piles(a) vs.jacket of three straight leg and three skirt piles(b)

2 加挂井槽技术

常规油气田开发模式成本高、工期长，制约了边际油气田的有效开发。依托现有设施滚动开发边际油气田的理念可最大化控制成本，并对现有工程设施进行潜力挖掘，力争以较小的工程投资实现边际油气田的开发或调整。在这一理念的引导下，为解决平台井槽不足的问题，提出了加挂井槽的技术理念，并结合项目实施成果总结出了加挂井槽技术实施要点，即在进行加挂井槽设计时，首先需要将拟加挂井槽的需求数量、结构重量等折算成给拟加挂平台所带来的额外载荷，对拟加挂平台的桩基承载能力及结构杆件强度等方面进行校核，当桩基承载安全系数不小于1.5，且所有结构杆件UC值小于1时，表示该平台可能具备加挂井槽的基础条件；然后对平台空间结构进行放样，确定加挂井槽的位置；最后对平台现有设施及系统进行校核，判断是否满足加挂井槽带来的调整井各方面的需求，包括工艺处理系统、电力系统、控制系统、海管设施、修井机需求等。

根据加挂井槽位置及形式的不同可将加挂井槽分为内挂井槽、外挂井槽和外挂井口架。

2.1 内挂井槽技术

内挂井槽，即将新增井槽加挂在导管架内侧。一般情况下，对于桩腿双斜的导管架平台(深水导管架平台通常按此设计)，只能在导管架内侧进行加挂；对于部分浅水导管架平台，如在平台内侧能找到加挂井槽的空间，也可以实施内挂井槽。选择井槽位置时，须保证井槽位置垂向的导管架各层杆件及防沉板对新增井套管下入没有影响，同时应尽量减少对平台现有设备的移位，以免增加项目投资。

2012年，针对文昌15-1A平台井槽数不足的问题，通过对平台桩基承载能力、结构杆件强度等校核、空间放样以及将受影响的部分设施及管线进行移位后，成功在原平台井口区南侧完成内挂一口井槽(图2)。同时，平台修井机在进行适应性改造后也满足了覆盖新增井槽对新增调整井实施修井作业的需求。

图2 文昌15-1A平台内挂井槽Fig.2 Internal adding well slots of WC15-1A platform

2.2 外挂井槽技术

外挂井槽，即将新增井槽加挂在导管架外侧上。相对于内挂井槽，外挂井槽能减少对平台现有设施的影响，适用性更广。针对乐东22-1平台井槽数量不足的问题，考虑到该平台井口区西侧导管架桩腿为外斜形式，对该平台导管架桩基承载、结构杆件强度等进行了校核[13]，结果表明满足外挂4口调整井槽的需求。同时，为满足新增调整井地面采油设备布置的需要，对平台各层甲板的外挂井槽区域甲板进行了外扩。最终实施完成的乐东22-1平台外挂井槽如图3所示。

2.3 外挂井口架技术

外挂井口架，即在原平台外侧新增带简单导管架及上部平台设施的加挂井槽。该技术方案是2010年为解决涠洲11-4北油田调整时井槽不足的问题而提出的。研究之初，拟采用已有的外挂井槽技术，但面临2个方面的难题：一是油藏调整提出7口井槽的需求，井槽数已超过原加挂井槽的实施经验；二是原平台为两腿井口平台，桩基承载能力已无法支撑因增加井槽而带来的横向载荷，且平台设备空间布置有限，新增调整井所增加的地面控制设备已无布置空间，因此简单加挂井槽的结构形式已无法通过校核。在对简单加挂井槽技术的局限性进行分析后，提出在原平台外侧增加简单导管架结构的方案。经过设计校核并反复优化，成功在涠洲11-4N平台井口区外侧新增一座含1层甲板的4腿(含2个水下腿)简易井口架，同时甲板与原平台甲板连成一体(图4)，以便调整井所需新增地面设备的整体布置和生产操作。

图3 乐东22-1平台外挂井槽Fig.3 External adding well slots of LD22-1 platform

图4 涠洲11-4N平台外挂井口架Fig.4 External wellhead support frame structure of WZ11-4N platform

“十二五”期间，在涠洲11-4北平台外挂井槽项目成功实施的基础上，又先后在南海西部实施了3个外挂井口架项目,但这些油田调整项目与涠洲11-4北油田调整井项目存在类似问题：调整井数需求多，原平台结构余量不足等；在外挂井口架设计时，井口架结构不拘泥于涠洲11-4北的井口架形式，而以具体调整井项目的实际需求及最大化控制投资成本为原则进行外挂井口架优化设计。在后续3个外挂井口架项目中，为了充分利用老平台修井机对新增井口的修井功能，外挂井口架须进行精确就位，以保证在顶甲板主梁上可精确布置修井机滑轨，满足原平台修井机滑移到外挂井口架，实现对外挂井口修井作业的要求，也充分实现了高度依托原有设施实现降本增效的目的。目前涠洲油田群已成功实施的4个外挂井口架项目见表1。

表1 涠洲油田群外挂井口架技术应用实例Table 1 Application of external well head support structure in Weizhou oilfields

2.4 综合效益评价

截至2017年，南海西部先后在文昌15-1A、东方1-1CEPA/E、乐东22-1以及涠洲11-1N等多个平台成功实施了加挂井槽，也积累了丰富的混合气潜水、管卡对中/调平技术和平台开孔/改造等施工技术和经验。加挂井槽技术以其工程工期短、工程投资少以及生产运营成本低(没有增加独立的工程设施)等诸多优点，成功推动了南海西部多个油气田的调整开发，具体项目实例见表2。据统计，对于常规井口平台开发模式(配修井机、海管)，工期需要2年及以上，项目投资需要5亿元人民币以上。对比表2可以看出，对油田项目调整方案采用加挂井槽技术，经济效益十分显著。

表2 南海西部加挂井槽技术应用实例Table 2 Application of adding well slots technology in western South China Sea

3 国产软管技术

长期以来，海底管道主要采用钢制海管，但由于其铺设速度慢、铺设工程船费率高导致铺设成本很高，在很大程度上阻碍了部分边际油气田的成功开发。而软管具有铺设速度快、无需安装膨胀弯、整体安装工期短且铺设所用工程船费率低等优点，但软管需进口，价格昂贵且交货期长，成为软管在国内推广的主要制约因素。因此，国产软管的研发迫在眉睫。

国产软管首先在注水、注气等方面进行了试验和试用。2009年，为了实现涠洲6-1油田复产，首次使用国产软管代替钢制海管，从涠洲12-1生产辅助平台铺设一条11.5 km软管输送高压天然气至涠洲6-1平台，节省了投资约4 000万元。在随后近8年的时间，通过与国内软管厂家扎实推进国产软管的应用范围，输送介质由注水、注气延伸至轻质油、高凝点油，软管内径由74 mm增加至300 mm，水深环境由涠洲海域的30 m扩展至文昌海域超过100 m，压力从4 MPa提高至22.7 MPa，最高设计温度也达到了85 ℃。图5为涠洲6-13平台至涠洲12-1PUQB平台的混输保温软管结构图，该软管输送介质为凝点达到36 ℃的油水混合物，代表了国产软管目前较高的技术水平。

图5 涠洲6-13平台至涠洲12-1PUQB平台混输保温软管结构Fig.5 Structure of mixed heat insulation hose from WZ6-13 platform to WZ12-1PUQB platform

近年来国产软管的技术水平显著提高，并因其自有的特点和优点在南海西部得到了大力推广，已累计节约工程投资数亿元人民币，也推动了多个边际油气田的成功开发。表3为国产软管(截至2017年12月)在南海西部的应用情况。

表3 国产软管在南海西部的应用实例Table 3 Application of domestic hose in western South China Sea

4 其他创新技术

在南海西部边际油气田开发过程中，机械、电力、仪控、防腐等方面也取得了重大突破，逐渐形成了一整套降本增效的边际油气田开发新技术，包括电力组网及运用[8-9]、远程I/O控制、无线仪表[12]等，以及众多国产设备的研发及推广使用，如井口控制盘[10-11]、干式变压器、太阳能导航灯、中控系统等。例如，涠西南电力组网技术直接为边际油气田依托开发提供了充足而又简单的电力保障，克服了电压控制、频率波动、发电机自激、励磁涌流等技术难题[8-9]，将涠西南油田及终端的4个电站共16台发电机组网，形成了一个总发电量为63 MW的电网。该电网自2008年正式投运以来，已陆续为10多个新油田的开发直接提供电力，节省了新油田开发所需新增发电设备而产生的高额投资，为边际油田低成本成功开发起到了积极的推动作用。

5 结束语

通过对南海西部边际油气田开发工程创新技术的推广应用，探索出了一条工期短、成本低、效益高的开发边际油气田道路，有力地推动了该地区边际油气田的成功开发，也为老油田新开发以及老油田周边油田的开发提供了更多更有利的途径，为促进更多边际油气田的成功开发提供了参考。

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