尖端科技应用于深水连际油田的典范中国海上陆丰油田

1、中国海洋石油“三新三忧”优秀论文集尖端科技应用于深水边际油田的典范中国海上陆丰221油田张波(中国海洋石油南海东部公司)摘要 文中综述了位于中国南海、水深为亚洲之最的陆丰221油田的前期开发和后期生产管理。项目设计自 始至终贯穿了将多种独刨性、超前技术溶人实用、常规技术之中的创新构思，从丽达到在技术上实用、经济上可行 的目标；着重分析和评价水下生产系统的选型、水下井口与水下增压泵相结台的自动控制系统，并针对世界上首次 使用的小巧的半沉没式STP浮筒与多功能旋转接头相结合的单点系泊系统在解脱、回接中的新颖之处进行重点 剖析。同时，结舍项目井发费用及对相关生产期作业费用所产生影响评价和比较主要选型

2、方案的优缺点，联系英 国北海盈墨西哥湾类似颈日进行多方面研讨。陆丰221油田是由挪威国家石油(东方)有限公司(Statoil Orient lnc)和中国海洋石油南海东部公司 (China Offshore Oil Nat山ai East Corporation)联台开发的。它位于香港东南265km，水深333m，是迄今亚洲 水深最大的一个海上油日。频繁的台风、强劲的冬季季风和南中国海特有的内波流构成r此水域海况条件的 复杂性，而油田原油的粘稠、高含蜡和多断层、薄储层等多种开发的不利因素更增加了项目的挑战性。1总体开发构思审慎与创新相结合的选型思路陆丰221开发构思中最与众不同之处是采甩r无生

3、产平台的采油方式。以90年代末的原材料市场来 估算，仅建造一个的333m水深导管架平台，其造价就接近16亿美元；以流花lj 1油田的浮式生产平台 (FPS)购买和改装成本141亿美元作参考，仍是一笔可观的前期投入。陆丰油田采用了租赁生产储、卸油轮 (FPSO)为油田服务的新方式。所租赁的是艘全新的FPSO，其造价不低于2亿美元，买旧改新也要1·6亿美 元左右。生产期采用君【赁方式的构思大大地降低了工程前期投入，使整个油田开发的现金流处于较有利的态 势(表1)。从另一角度来说，陆丰油田是在向承包商长期贷款开发油田。11横向比较 握国际市场原油价格持续徘徊于低谷的形势下，这种类型的边际小

4、油田，如采用英国北 海和墨西哥湾相同球深的那种巨型平台，显然是无经济价值的。在70年代原油价格顶峰时期，一座相同水深 的墨西哥湾导管架_二台单导管架就高达386m，整个平台造价接近20亿美元；而1995年北海的一个混凝土 重力式平台和附属系统的造价更高，选100亿美元，其水深为360m，平台高度为430m，比纽约帝国大厦的 38tm还高近50m，虽说鄢是在油价高峰期，且是巨型油田，但其几十年的生产年限一样逃不脱油价浮动的 影响。水深接近以上油田的黯丰221油田，大胆地运用创新技术，仅用不到15亿美元的前期投资就使一个 深水边际油田在一年半、创记录短的开发周期后投产r。12开发构思 陆丰22一l

5、油田生产控制系统和船系公用系统的设计构思是尽量使用全自动化和半自动 化，从而减少r作业人员的数量。整个FPSO正常作业仅需要j5人(包括配餐人员在内)，与常规既有平台又 有油轮的油田需1 50人左右的作业编制相比，作业期的人员费用也相应降低了。油轮上储备所有船系和生·115·中国海洋石油“三新三化”优秀论文集一i：表l购买和租赁方案的投资费用估算 I投资项EJ购买方案(百万美元)租赁方案(百万美元) 钻井381381井下设备27，3311油轮购买18】油轮整修】61油轮改装：公用设施119油轮改装：转塔和系泊41432油轮升级：生产模块152海上运输，安装和试运1j3项目管

6、理，检验和保险1831 39操作费(开发阶段)6G66一般及行政管理费7171总计2154999MUNIN产系统的必备备件，一改备件通常存FLOATINC PRODuCTl0NSTORAGEANDOFFSHORE f0DING VESSEl在基地的仓库里急用时要调直升机或供应船的做法，无论从生产时效还是 从操作费用上均有利。 13基本设计简述根据经济评 价结果推荐采用租赁方案开发陆丰 221油田，即租赁一艘FPSO和系泊 系统(图i)，其最低储油能力为 600000桶。在租用的半潜式钻井船完 钻5口水平井，下完总管汇、采油树和 完井管柱起锚遣散之后，紧接着安装 船到位进行海底管线、增压泵动力电

7、 缆和电液控制缆的铺设，随后是FP SO系泊系统STP单点的安装；这一 系列安装结束后，FPsO到达陆丰海 域，安装船协助FPSO完成单点与船 体的对接；在连接旋转接头的同时，从 FPSo上向采油树安装5台泥线增压图1陆丰221油田总体布置用泵，增压泵将原油抽人FPSO上的生 产模块进行全套船系和生产工艺设施的试运行，最后正式投产。 使用全自动化和半自动化生产控制系统，采 用无故障运行时间最长的增压泵作为无修井作业的保障(图2)。 最终，陆丰221油田比原Ampolex批准的 ODP报告提前5个月顺利投产(表2)。14陆丰221油田蔷萃的开创性思维和尖端技术 (1)装配多功能标准工艺模块的油轮

8、(FPSO)； (2)灵巧的新型单点系泊系统(STP BUoY)；·】1 6·张波：尖端科技应用干深水边际油田的典范薅强培群辙雄魁蜒烬牝删卜*茁辱I_钓舟埕N匠墨u300目·117·中国海洋石油“-Z新三化”优秀论文集褒2黼车璃目主要运行日程表(3)多功能旋转接头与STP-RC组项I：j运行日程块的结台；(4)折叠式组合钻井底盘总体开发方案(0r)P)被批准19960306(HOST)；一揽子台同(EPIc)授葫-l 9960924水下台同授标19961220(5)海底生产管线垂直重力连接接开钻19961222头(TDF)；完成钻井作韭19970623(

9、6)深水吸力锚；油轮。艟宁”(Munln)号到：盎升级船厂1997071 4(7)双定位水下卧式采油树；完成完井作业19971004(8)泥线增压电泵；FPSO升级工作结束19971201(9)电液转换遥控水下生产系统；海上安裟工作结束1997122 J投产19971227(10)全水平井开发，越过2000m 水平段沿断层拐弯钻进(11)无潜水员潜水作业。 以上主要技术细节参见图2。2油田开发背景和难点21三易其主的陆丰油田背囊 1983年Ampolex作为由Occidental即OXY(作业者)、Repsol和AGL组成的联合公司的成员之一，在2823合同区块中标。 1985年，陆丰15一l

10、一1钻遇575m的含油层段，作桥塞并弃井陆丰221+1钻遇薄油层，封堵并弃井；发现了陆丰22-1油田。】989年5月14日至1991年1月27日，针对陆丰221油田进行了3口井的EDST延长钻杆测试，销售了9船原抽。1991年9月份，OXY东方公司，Repsol和AGL终止r其中国的所有合同，同时放弃了1715区块的股 份；至此，Ampolex东方公司完全拥有了2823和1 715区块。并得到了1 722区块的作业权。但于同年lO 月又被迫放弃了17i5合同医块。1996年3月6日，项目总体开发方案通过国家权力机构的审批。1996年3月15日，Ampolex公司将刚启动的陆丰22一l卖给Sta

11、toil东方公司。 从其三易作业者和10年不断努力的侧面，一定程度上说明了油田开发的边际经济性。22地质特征 陆丰22一l地区因为缺少古新世一始新世地层，所以中渐新世一早中新世珠江组不整合 覆盖于火成岩和变质岩基底之上。这套孔隙砂岩为油田开发的目的层，在陆丰221油田厚度仅80m，但岩石 物性较好，具有高孔隙度和高渗透率23油藏情况 模拟中以油藏的油水界面(海平面以下1626m)作为参考深度，参考深度的原始地艋压力为2371psi，采用了油水两相的模拟研究方法。对下珠江组孔隙灰岩岩石研究表明：灰岩油藏平面上连续性 差，在渗透率高于100×10。pm2西的渗透层中无大量的可动油。对于这

12、样的低幅度构造，水平井的开采效果 比直井和定向井开采效果好，油井完全可靠本身压力自喷至海底泥线，其井口压力不低于lOOpsi(泥线增压 泵吸人口的最低设计压力)。24风险因素 在研究和模拟中采用的不确定参数可能对可采储量有较大的影响。这些油藏参数的风 险，包括沉积模型、油藏的非均质性(水平渗透率、水体的支持)、作业时效和模型输入基本参数与实际的偏 差。以基本方案为基础，对上述各种不确定参数变化范围进行了模拟敏感性分析，对于“推荐基本方案，在；手·】18-张渡：尖端科技应用于深水边际油田曲典范虑15非生产时效后油田日产油量为40000桶天，油田最大产渡量为125000桶天。模拟研究预测

13、5口水 平井开采3年，可采出0238亿桶，采收率为25。25钻井工艺上的主要难点 (1)井眼轨迹优化与平台位置因多个不确定因素影响而难以确定； (2)井眼清洗与井壁稳定，面对多断层带来的潜在漏、垮风险； (3)变L型井跟轨迹苄形成键槽和磨套管的风险； (4)由于超长水平段的影响，钻进难度大(表3)； (5)中靶难度大，要求很高的测量精度； (6)完井中下尾管的难度很大。襄3各水平井的长度设计26海况条件 陆丰221油 田作业海区除了南海强劲的冬季 季风和夏季的强热带风暴(台风) 对作业产生影响外，还有一种特殊的海况一内渡流，它也是影响作业和系统选择的主要因素。 无论是对于海上安装，还是FPSO

14、系泊系统的设计，内渡流是一个非常重要的设计参数。在1990年单井延长测试期间，就曾发生过由内波 流引起的几次缆绳拉断、船体碰撞，甚至拉断系泊缆绳和挤破漂浮软管的事故。内波流与波浪之赶没有直接关系。Amploex雇佣r EavnsHamiton咨询公司对这个课题进行了研究， 我们也进行了较长时期的数据采集和大量的研究分析以及模型试验。这种海流在陆丰海区主要表现为绝大 多数来自巴士海峡方向的较强的偶然性突发性海流，表层流和中层流方向相反(流速、流向变化如表4所 示)，百年一遇的相对流速极值达到35ms，最强流向为265。到325。，中心方向303。所以在项目整个系统 中，特别是水下生产系统的选型中

15、慎重地考虑了这个问题。寰4不同水深内波流流速在相应年份的回归值27基本设计参数比重：311。APl(087)； 债点：46(摄氏)； 黏度：435j1厘帕(194F，2356psia)； 雾点：62；凝固点：43； 泡点：88psi(90)；液量：设计舡井高峰日产液量25000桶，油轮E处理液量l 25000桶； 温度：井渍井口温度，85；管汇、油舱设计温度不低于65； 压力：水下牛口配套设备(包括使用的压力仪表在内)，最大工作压力为3000psi；采油树18 34”的井口·1】9·中国海洋石油。三新三化”优秀论文集头工作压力为5000psi： 材料及防腐：管路及汁挝和压力

16、仪表应遥于输送低含硫和二氧化碳的液体，内表层应进行防腐处理，外表屡应以油漆和牺牲阳极作对保护。28延长测试 绪丰22 i油田于1 986年钻陆丰22一l一1井发现油后，1989年又追加了两口评价井 陆丰221+2和2213井。陆丰22一l一2井钻遇珠江组429m砂岩油层和珠江组底部9m孔隙灰岩油层，陆丰 2213井钻遇297m的含油噪段。1 992年末，陆丰221的第三口评价并陆丰22一卜4井完钻，征实了油田西 南翼的构造形态，并钻遇珠江组99m的含油砂岩层段及珠江纽下部121"n的含油孔隙灰岩层段；针对这种油藏和海洋环境在奂定是否开发之前，必须对其长期的产能做进一步的分析另外强大底

17、水 的快速锥进和地层复杂、多断屡等问题也需要解决。为减缓水锥速度，更大程度的挖掘油田的潜能-有效地提 高采收率，用了9个月的时问进行了3口井的延长钻杆测试。其中，从1 989年5月14日至1991年1月27 日，对陆丰2212和2213进反复延长钴杆测试的结果如F：(1)陆丰2212井1 989年5胃14日完井后进行了钻杆测试，初始日产油量为6023橘，采油指数为38桶天psi，压力解释的储髓有效渗透率为30006000×10-3pm2，表皮系数在10以上。钻杆测试之后lo天进行了延长钻杆测试，累积产油127000桶，平均日产油量为10600桶，采油指数为 42桶天psi，1643m

18、致密层以J：压降为230psi，而其下部的压降仅为4psi。在这之后又进行了早期生产从1990年7月13日至1991年1月27日止，累计产油13l百万桶，产水 191000桶，采油指数为79桶天7psi。最高日产油量为24000桶，生产3l天后见水。本次早期生产(纯生产天 数为84天)，平均产油13400桶蠢，产液20000桶天，综合含水平均33。硅丰2212井进行了压力恢复测试、热中子衰减测井和生产测并。压力恢复解释的储层渗透率为35004000X 101pm2，由生产测井计算的生产指数为69桶天psi。(2)陆丰2213井完钻后4个月进行r 47天的延长钻杆测试，累积产油89427桶，累积

19、产水77425桶，平均产液量为8782桶天，生产36 小时产油量达到8400桶天，但综合台承突 然上升至1 4，并不断上升；47天后测试完 成时，日产油量降至2900桶，综合含水上升 至67。3开发方案描述31总体描述 陆丰22一l油田是迄今为 止亚洲水深最深的海上油田，底盘处水深为 333m。钻开发井5口，租用一艘半潜式钻井 船，采用批钻的方式在安装船到场之前完成 全部完井作业。整套系统按6口井的生产能 力设计，多出的口余量既可在必要时补钻， 又可作为控制系统及电力供应的备用。海底 井口布置成相对紧凑的痢面型(圉6)，长9m， 宽9m。各口井的原油将从其采油树汇集到位 于正中的中心管汇中，然

20、后由两条7V的海底图3半沉授式单点系泊系统原理图生产管线输往生产储、卸油轮(FPSO)·120·张渡：尖端科技应用于深水边际油田的典范MUNIN(睦宁)。油轮采用可解脱单点系泊，具备动力定位功能。立管、供电电缆及电液控制缆悬挂在单点 浮筒上，整套海底管线采用柔性管线(图3)。值得注意的一点是整套系统中没有生产平台设计中不具备油图4水F井口生产系统海底布置圈·121·中国海洋石油“三新三化”优秀论咒集井的惨井能力。但可以进行起下泥线增压泵及RoV作业。32开发钻井方案 对陆丰221油田进行了7日直井开发的模拟研究，预测7年的累计开采油量为195百万桶，只相

21、当于同等条件下5口水平井开采3年可采出油量的58，因此直井方案开采该油田是不 可取的。开发钻井设计中成恁有5口生产井的钻井和完井工作，全部为水平井，构造西南部4口水平井段长 度从842m2005m不等；构造东北部的一口水平井段设计长度为719m。下7”割缝尾管，大尺寸7”的油管完 井(图5)。海平面以下1015米为水平井钻井的下限深度。为避免生产阶段的修井作业，优化后的完井设计被 简化到尽可能消除井下敞障隐患。33水下井口生产系统设计 在STP浮筒上，悬挂着四根柔性立管(图3)，两根是7”内径的生产管线， 连接于水下中心管汇(管汇具备清管球清管和柴油压井的功能)。 根是供电电缆，提供额定功率2

22、MW的电 能给海底增压泵(图4)。并供给冷却增压泵马达用的液压油；另一根是电液控制缆，给水下生产系统提供多 种功能服务，如电液控制水下毕日、高压柴油破蜡堵、化学药剂注入和多种井口压力、温度监测等。34 FPSO及系泊系统 FPSO的El处理能力为60000桶油，125000桶的液量。FPSO除标准拆、装的生 产工艺模块外，在FPSO上利用油轮的动力定位进行水下作业也是世界上首次尝试。水下作业机器人 (ROV)可从油轮上下水进行水下井口的井控作业，LARS系统位于FPSO的右舷船尾部侧推器和主螺旋浆 的平分线处。Rov还可辅助起F海底增压泵工其，进行安装和回收泵的作业。增压泵安装、回收作业平台与

23、 ROv和LARS系统挨在一起。：#油轮在卸油软管连接上采用的是快速接头，提高了卸油作业的效率。租用 这种类型的FPSO是属于MSl系列(MST是多功能穿梭油轮)的，所以也可在无油田服务时用作穿梭油 轮，履行卸油的职责。Statoil公司计划造12艘不同吨位的这种油轮，租赁或卖予有兴趣的边际油田使用。由 于陆丰原油中高含1 7的蜡，油轮伴热系统需要保持其温度不低于65，另外还应具有对海底生产管线及 水下中心管汇进行柴油预热循环冲洗、清管球扫线及供应水下井口液压系统3000psi高压解堵的功能。需要 3小时以上关井时，柴油应压至泥面以下200m，以防蜡堵。系泊系统的独到之处在其两端。其下端是世界

24、上首次使用的吸力锚，因为锚的设计允许有裙当大的锚链 与泥线的夹角，所以大大地缩短r矗条锚链的长度，仅相当于普通锚链长度的三分之二，锚链的建造费用显 著降低，是值得推荐的；其上端是世界上首次使用的STP-RC单点系泊系统和多功能旋转接头的组合，即 半沉没式单点及多功能旋转接头组合成的生产系统。在陆丰项目之前，英国北海仅有一个项目使用过一套为 高压自喷油、气田使用的单纯输送井液的旋转接头，仅供提升井渡用。任何时候FPso需要撤离，只需关断 ESD阀，盖上临对保护盏，解脱旋转接头，绞车抛放浮筒就可驶离。4陆丰水平并钻井和完井技术的特点41早期计划项目早期，钻井作业、水下井口组人员及有关承包商人员组织

25、在一起，对深水油田开发进 行了充分计划。钻井作业人员全部在开钻前半年即投入到陆丰项目工作中来，进行钻井设计的优化选择。 42复杂地质因素影响(1)陆丰221为底水油藏，油水界面深度1626m，为满足完井射孔避射高度不少于10m的要求，井眼不 能钻人1615m以下深度，给井眼轨迹控制带来许多困难；(2)油藏受断层走向分割和控制，井眼轨迹必须沿着断层走向，决定了水平段必须拐弯； (3)井眼轨迹，特别是造斜点深度受断层深度影响加上5m以下断层风险的存在，给钻井带来漏、垮复杂情况的潜在风险。 43陆丰系统设计给钻井技术提出的难惫(1)折叠式底盘钻井方案决定了平台位置的选择将同时影响到5口生产井井眼轨迹

26、，影响到整个钻井·122·张竣；史端科技应用于深水边际油田的典范进尺作业量以及实掩钻井作业的难度； (2)各井水平段允许变化量小，井眼轨迹控制难度大，容易形成键槽，而且增加了中靶难度，要求精确的测量技术；(3)由于井漏危险的存巷：，需要综合考虑井眼清洗、井壁稳定、踌止并漏等难题。要求我们从泥浆选型到 水力参数的确定要做认真细致的研究，目前距量值优化还差得很远；(4)下尾管完井作业也是作业中的一个难关； (5)防止钻进过程中屈曲现象发生，保证滑动钻进也是需要克服的一道障碍； (6)钻井平台要承担许多水下没备的安装工作而且完井之后紧接着是海上安装作业，这是关键中的关键。44导管

27、安装使用随钴下套管的新工艺，成功地完成了6套30”导管的成批安装作业。与常规方法比 较，节约时间6天，提高导管安装精度，建立丁良好的集体合作精神，体现了成批作业方式的优越性。 45成批钻井作业对17 t2”井段及12 l妒+8 12”井段分别采用成批作业的方式。由于成批钻井作 业方法的常规应用，大大地加速中间速度为后来的井口设备安装和完井腾出大量时间，为油田提前投产刨 造了条件。46主要指标 油田完成的作业，包括成批安装5套30"导管，批钻5口井的1 7 12"井段，完钻、完井5 口井。由于高效钻井作业方式和先进工艺技术的应用，大幅度地提高了时效，节约了大量的费用。总进尺

28、16221m；平均水平井段(8 12”)长度1318m；47完井管柱 如图5所示，陆丰完井管柱的设计遵从尽量简化的原则，无生产平台就意味着陆丰油田 无靠自身设施进行井下修井作业的能力，一旦井下出现问题只能临时租用一艘半潜式钻井平台来完成，费用 将会非常可观。考虑到陆丰油藏断层较多等因素，有可能发生套压突然升高，引起安全阀自动剪切油管事故， 影响生产而且需要租船修井，故对是否安装井下安全阀(SCSSV)的问题进行了长时问的争论。最终，由于挪 威法律的限制，陆丰油Fj完井管串中仍然使用了井下安全阀。SCSSV坐封在距泥面50m的较浅位置， 安全阀和环空阀由中控室液控开启、关闭。环空压 力设置了逻辑

29、报警系统，分压力高报警和压力高 高自动关停、开启环空阁两种设置。出于对陆丰原 油高古蜡、高倾点在生产井关停后会结蜡形成蜡堵 的实际情况，设计柴油压井应低过井下安全阀 150m。如果仍然出现结蜡现象，一种方法是用热柴 油通过海底管线压荇勰堵，另一种方法是通过每座 采油树的柴油注人营线向井下或海底管线内以 3000psi的压力靠高压穿透蜡塞，再结合预热的柴 油压并扩大穿透孔。(1)油管柱完井管柱的安装是通过油管圈5砝丰油田完井管柱简图挂安装工具(THR，r)起下油管挂来完成的，安装时，油管挂经导向销导向着陆，再坐封在采油树内的密封布 芯内(图5)。(2)湿式电接头(WMEC) 泥线增压泵供电电缆的

30、终端温式电接头(WMEC)插头被固定在如 前所述的电缆终端中，插座被固定在增压泵ROV操作盘的底端。wMEC的设计工作参数为：额定工作电压 为10000V、电流，246A、频率为60Hz。插头咬合部分类似于普通的三相插头，加上保护、导向的套筒长约 60cm，内径约12c,n。安装泥线增压泵时，泵体与ROV操作盘是双定位设计，插头、插座随导向槽滑入，不用·123·中国海洋石油“三新三化”优秀f：(集专门安装工具来装WME(、。(3)WMEC的优势 在海水中对接即可通电，确保不舍漏电。为r保险起见，设计用电绝缘液冲洗擂 头与插座之间的环空，以替代环空中的海水防止漏电。在电绝缘渡

31、冲洗后，为补偿因WMEC长时问在变高 压和变频强电流的状态下丁作所产生的热量引起的膨胀，利用气体膨胀时体积膨胀引起的压强变化值远远 小于液体和固体的原理，用氦气将环空内的电绝缘液挤出，就可以补偿温度升高引起的膨胀，保护金属之闻 不因金属黪胀而损坏。5水下生产系统51水下井口系统的选型511分散水下井1：7生产系统 为当今海上深水油田可供选择的两种形式之一，一般在作业海区表层 流、中层流、底层流流向基本一·致并相对稳定的条件下采用，水下井口之间通过柔性的海底管线连接，直接与 总管汇或通过相邻的水下井口与总管汇相接。此系统的优点为：(1)已有相当的其他海区海上作业经验；(2)井口和表层套

32、管的定位精度要求可大大降低。缺点有：(1)在南中国海的深水油fH，作业经验欠缺，海况数据不足；(2)水下井口之间的软管与特种液压接头的成本及安装、检修作业费用极其高昂，修井作业极不便利，需要租用特种作业船；(3)海流方向(内波流)不稳定，容易造成海底软管的缠绕和拉扯、拉曳软管引起接头结台部的破损以及中层悬挂管缆的损坏； (4)单井的修井作业会影响戚批井的生产，还需动员其他作业船只； (5)作业海况要求比较苛刻。且安装周期长，512集中水下井口生产系统 在袭层、中层、底层流流向不够稳定的条件下，采取集中的水下井口生产 系统(图4)，井液从采油树流人中心管汇，或采用多功能集成的管缆，且运动范围受到

33、浮子的限制。此系统的 优点为：(1)软管的运动和数量受到限制，避免了软管的摩擦和缠绕； (2)单井的修并作业不会影响媾它井的生产； (3)采用多功能绑扎式动力电缆和电液控制缆(图4)，减少了水中电缆的数量，可避免缠绕和降低水中破损。缺点有：(1)作业经验欠缺，海况数据不足(2)需要尝试一批非成熟的首创技术，如折叠式钻井底盘等，(3)折叠式钻井底盘的定位精度要求非常高，特别是水平面的误差限制在一度以内，否则将影响后来大 批水下井口设备的安装。513陆丰油田井口类型选择 陆丰项目的水下工程师们选择了费用较低，更具机动性的集中水下井口 生产系统方案。工程设计分两大捷展开一块是水下井口及井下部分，主要

34、负责井口和软、硬件以及下入和回 收工具；另一块是软管悬挂系统和人工举升泥线增压泵，以及软管和增压泵的安装与回收等。陆丰油田选定的水下井口生产系统是陆丰221项目中运用创新构思和采用尖端技术最多的，其中属于 世界海上石油界首创技术的有：·124·强波：尖端科技应厢干滚水边际油田的典范(1)水下泥线增压泵； (2)在FPSO上进行ROY水下修井作业； (3)多终端、多功能绑扎动力电缆； (4)多功能旋转接头与S 7FP-RC浮筒的结台； (5)海底生产管线垂向戴力连接接头TDF。 水下井日使用的高新技：之有： (1)折叠式组合钻井底盘； (2)双定位水下卧式采曲树； (3)多功

35、能集液、控制出心管汇； (4)湿式电接头在民用工业上的应用； (5)电被控制缆自动二空制水下井Vl生产系统。s2水下井口生产系统设计解析521综述陆丰22一-开发项目中一个最富挑 战性的环节是水下井口生产系统，这足一套被称作 “组块搭接式控制体系”的、概念全新的系统。整褰 系统涉及面很广，它包括创新的双定位水下卧式采 油树、中心管汇、将各种：控信号与中控室与水F 系统相连的电渡控制系统、世界上首次使用的泥 线增压泵与水下采油树的组台使用、电缆系统、 HOSl、系统、ROV及E；、湿式电接头的应用等。 522分步安装顺序水下井口设备分5火块 依次安装。第一块，折叠式钻井底盘被锁紧在30”袭 层导

36、管头上，下到预定深度和精度后固井，水泥浆 遁至海床，顺着打开的井槽设置5口井的30”表层 导管；第二块中心管汇被锁紧在钻井底盘上；第三 块，采油树坐在18 3井口头上、采油树外输管线 接头也同时被连接在争心管汇相应的接口上；第四 块，海底管线的垂直型：重力接头连接在中心管、i亡7“ 的外输接口上，这样各个独立的井口就被连接成 封闭回路；第五块增压泵被安装在采油树上。增匿 泵抽出的原油从各尹·口汇集到总管汇后，再从巾心 管汇通过海底输油管线输往油轮。s23水下井口第一组块、一折叠式钻井底盘(HOST)和永久导向底座(PGBs) 参照图6和 522节的分步安装顺序，位于中心的HoST折

37、叠式底盘(图6)最突出的优点是底盘和5个井槽可 以连成一体通过月池安装，不需要任何其他船只支 持。而一般的钻井底盘的尺寸是不可能直接通过月 池的，必须动员浮吊进行海上安装，会增加上百万美元的费用。罔6折叠式钻井底盘与平台作业位置图·125-中国海洋石油“三新三化”优秀论文集(1)HOST的安装底盘和5个井槽 VE)在钻井平台上可凭借靠近底盘一侧合页型的 构件为支点，5个井槽各自垂直被钢丝绳束缚 在底盘上，由于垂直竖立的井槽不占据月池水 平面上的空闻，所以被ROV卸扣束缚在一起 的并槽和底盘下钻时的水平面最大尺寸为底 盘尺寸595m×454m。在底盘调整至符台精 度要求，等到

38、水泥浆返到海床面凝固后，ROV 就可以接近底盘，解开ROV卸扣，如翻开术箱盖一样逐个翻开井槽。(2)PGBs的安装 陆丰项目使用常规 的永久导向底座(PGBs)，具有导向和作为基 础的功能，PGBs由其安装工具顺着井槽限定 的井位和30”的表层导管一起下人(图9)。26” 的钻头就设置在导管底端，一次安装完毕。圈7水下管臂线结构图PGBs水平精度的要求非常精确，如误差偏TIE DOWN BASELOCKDOWN MECHANISMCoLif，LER(TYP)4 lOCATIONS图8水下管汇总体组装图·126·张渡：尖端科技应用干深水边际j由田的典范囝9折叠式钻井底盘总装囝

39、在，双定位的接精度预制好的采油树外输接头将无法连接在中心管舡一端的分支集液管线接口上。接下来钻17iZ”井眼，下1 3 38"套管后，坐上18 34”井门头，这时安装中心管汇的准备已经作好。524水下井口第二组块一中心管汇和水下控制模块(SCM)(1)中心管汇 创新的水下中心管汇是一个结绚紧凑的组块，799Zrnm长、5440mm宽、2690mm高， 重约43t，设计为6口蚪：生产能力(图8)。其最突出的优点是用普通的半潜式钻井平台就可安装，无需升级原 吊机，也无需船只在安装时支持。中心管汇主要是一条7”的“U”型生产管线(图7)，两个7”外输接口与两条 7”的海底管线相对应，可通过

40、清管器清管，并且两个水下SCMs与管汇系统连在一起，用以控制各井的生产。 这样，中控室电信号可通过水下控制模块传递到各个采油树上，完成各种指令。7”外输管线的末端各配有一个8”的ROV操作球阀，管汇与各采油树间的分支管线j二配有一个5告的ROV操作球阀，用于切断单井与中心管汇的联系。(2)中心管汇安装 中心管汇的两侧各设汁丁一个导向漏斗(Guide Funnel，图8)。安装中心管汇时， 在钻井平台主甲板的月池把导向缆放进对应的导向捅斗内。中心管虻的尺寸设计为可在常规的平台上用钻 具起下，不需要其他船只支持。管汇顺着图8，自图9 I-示意的井口下放、着陆、连接。(3)水下控制模块(SCMs)

41、两个水下电液控制模块(SCMs)被嵌人中心管汇用于控制采油树(图 8)。SCMs是陆丰油田水下控制系统的心脏。每个SCM可以控制3座采油树，相对于5口井，它具有一口井·l 27·中国海洋石油“三新三化”优秀论文集的余量。SCMs的控制原理如529(2)小节所述。电液控制缆在挪威北海的水下卫星井及新开发项目中的 应用非常广泛，仅开发中的Asgard项目就使用超过100km的这种控制缆。SCMs首次安装是嵌在中心管汇 中就位的，无需单独安装，分后需要回收或更换、修理等，只需动员安装、回收工具(SCMRT)和ROV操作人 员，SCMRT是无导向缆导向作业工具，ROv用SCMRT套

42、住SCM，SCMRT内的膨胀接头胀开，把SCM 锁紧在壳体内。非常简便、t_靠。(4)多功能快速接头(一IQC)和跨接软管(MQC Jumper) 截至上一个步骤，从中控室发出的弱电信 号指令顺着电液控制缆仅蚍到达着陆端(U+JH)，它与中心管汇和中心管汇与各采油树之阀还没有建立起 联系。从中心管汇引出的MQC Jumper将通过MQC Plate与各采油树和UTH相连(图10)。电液控制缩 具备的功能，MQC跨接管全部传输到中心管汇的SCMs，再由SCMs通过MQC跨接管将信号传输给各采 油树。MQC跨接管的连接是靠R()V来完成的。陆丰油田总共为5座采油树和一个UTH设计了8条MQC图10

43、水下系统MQc接头布置图·128·张波：尖端科技应用于深水边际油田的典范跨接管，多设计的两条中一条为采油树备用，一条为UTH备用。在一次ROV安装工具的失灵中，一条MQC 跨接管跌落并损坏，作为备用的一条拯救了一口日产量3600m3的主力井(保持了近4个月含水为0)。从这 个事故上得到的教训是：所有的用于连接中心管汇与采油树的MQC跨接管要设计得足够长，以便在其它井 的跨接管出现故障的情况下能互为备用。特别是当某些高含水的井已经没有开采价值时，它的成套控制系统 可为它井使用。陆丰这日最主力井就险些被这个设计上的疏漏所断送。另一方面，安装工具盛须在标定自锁 后才能使用一则保护

44、MQC不致被其过载而损坏，二则设计的自锁装置可避免MQC接头跌落，避免许多 附加作业。s25第三组块水下卧式采油树(1)采油树陆丰项|j采用了适用于ROV作BACK ROV PANElFRONT ROV pkNEIS业的卧式采油树(图11)。逭种采油树一改普通采油树各种阀门在竖直方向上搭接的常规作法，克服困竖下机器人操作。16个不同性能的球阀、门阀及锁紧装固鼹y直方向搭接不起采油树无法直接坐防喷器修井的缺点，设计所有阀门在水平方向设置并在水平方向由水置的操作机构集中地设在便于ROV操作的三块 ROV操作盘上，从操作盘上直接控制生产阀、环空 阀、安全阎、化学药剂注入阀等等。另外，生产阀、环 空阀

45、、生产控制阀和SCSSV可以由平台液压遥控开 启和关闭，且SCSSV在紧急情况能够自动关断。(2)采油树ROV操作盘 正面的两块ROV 操作板(图11)，其中一块是生产操作板，用于控制正 常作业中的生产阀、生产控制阀、安全阀、化学药利注 人阀；另一块是修井操作饭，用于操作修井阀、柴油注 人解堵阀、环空阀。背面的ROV操作板主要功能是 完成采油树外输接头与q，心管汇分支接口的连接、完 井管串部分工具作压和解压、以及多功能快速接头的 插座等。(3)采油树的安装 采油树的安装采用_r与 PGB安装外形相似的工具，不同之处在于PGBs是 机械锁紧，而采油树安嶷工具(TRT)则是液压锁躲(图12)。顺导

46、向缆着陆后，完井HPU向固定在TRT固11水下卧式采油树及ROV操作盘上的脐带打压把采油树锁紧在18 a4”井口头上，试压成功后就可起钻回惦TRT。在这期同，ROV主要操作采油树背面的完井操作盘，把采油树外输接头连接 在其分支管接口上。要特别注意保证泥线增压泵接口有一个简化的模型泵安装在采油树上，用以保护其密 封，防止污染。(4)采油树帽 陆丰油田采油树帽的设计遵从最简捷的思路，具备锁紧和密封采油树在18 a4”井口 头上的作用。堵头坐封在油管挂里(图5)。采油树帽的尺寸可通过隔水套管和防喷器直接坐封在采油树18 34”井口头上，无需蘸隔水套管和防喷器后再下采油树帽，提高了时效。526水下井口

47、第叫组块海底生产管线垂向重力接头(TDF)及管缆(i)TDF和uT S系统海底生产管线垂向重力接头(TDF)及管缆以同样常规的方式和形状铺设·29·一一中国海洋石油“三新三化”优秀论文冀一。”“一图12水卜卧式采油树安装图井悬挂在单点上(图1)，其中改进的一个环节是生产管线的着陆。海上石油界惯用的方式是UTIS系统(水 平牵引连接系统)，安装船把海底管线的着陆端先临时放在海底，UTIS装置就位后ROV将从UTIS上引出 的ROV卸扣挂在着陆端上，再由UTIS配备的绞车移近管汇，然后再连接在接口上。这样，UTIS将带来近 百万美元的相关费用。使用陆丰项日开发的TDF在这个环节

48、上就节省了，TDF型接头本身的造价并不比普通UTIS型接头高，接头上仅多一t·鹅颈型的半圆型钢管(图13)，另在安装船上需要进行一点小改造·在其舷侧延伸出一个小工作平台以固定一一个张紧导向缆的导轮TDF接头就可以顺着两根导向缆的导引落入着 陆点(图14所示TIEDOWN FOOn。TDF液压接头锁紧在中心管汇的接12I上，ROV完成接下来的机械密 封和压力试验。一根1000m左右管线的连接，预计在1820个小时内仅依靠安装船本身就可完成。·130·张渡：尖端科技应用干深水边际油田的典范30-CoNDUCTOR例13坶厩冒线垂直接头看陆不恿崮(2)UTIS

49、系统与TDF型接头安装和费用对比 UTlS系统本身的造价极其昂贵，即使采取租用方 式也将带来一大笔费用，租用巨大的UTIS主模块，仅为皇装期约3天的使用就要调试45个月。而TDF 型接头仅需要在海底管线承包商把接头连在海底管线上之前作一次滑落人原形管汇的现场试验，在作业海 区安装时不需要任何其他专用设备的支持。另一方面，UTIS系统在海底管线着陆端落地后需要完成的准备 工作多，支持作业的船旦也多，安装船在海底管线着陆端刚着陆时，UTIS从辅助安装船上被导向、安坐在顶 定位置，ROV才能进行j每底辅助作业，操作UTlS完成水下安装作业。而安装TDF型接头如上所述，安装船 本身就可完成全部任务，并

50、且着陆端直接落人接头连接的接VI，高效、安全地完成海底管线连接，避免船与船 之间协调时引起的误解。527水下井口第五纽块一人2f-举升泥线增压泵(1)增压泵设计 动力电缆铺设完毕后，海底的着陆点是在第5号采油树上。动力电缆内含6条单独 的电缆，其长度也因绕；彳的线路差异而不同(图1)。ROV将把各自的悬挂终端挂在指定的采油树上，作好了 安装增压泵的准备。由缆悬挂终端内由3种不同功能的快速接头组合成，一是一个湿式电接头的插头部分 用于向增压泵提供额定电压10000V，246A的电力；二是9针的湿式电接头插头，用于传输监控泵速和泵体 中马达冷却液压力及温度；三是一个液压快速接头，将泵体中马达冷却液

51、通过电磁阀源源不断地补充给泵 体。·131·中国海洋石油“三新三化”优秀论文集XT EXTENSM)N图14水F井口和泥线增压泵总装圈(2)工作工况 增压泵也是一个与陆丰卧式采油树类似的双定位的组块，它是陆丰项目中最关键的 一个环节。双定位的含义是湿式电接头同液压接头一体同时插入上段描述的动力电缆终端内，接通泵体与中 控室的联系。这时泵体的下部也插入采油树上的接f1。泵体下部主要包括吸人环空和外输环空，采油树的井 液被抽人吸入环空内经过泵体：级增压后，顺着外输环空回到采油树的集液管内。ROV控制盘在安装时主 要起到锁紧和斌压的作用，：舄外可以通过RoV采集增压泵泵体冷却液的

52、油样。每台增压泵的最大排量设 计为25000桶天，功率400KW正常工作电压为3000V，正常工作电流为120A，频率60Hz。类似增压泵的 设计，单泵最大排量可达到120000桶天。(3)增压泵在环保上的考虑 增压泵泵体完全暴露在海水中，其内环境与外环境之间的机械密封按 照3000psi设计，马达的润滑油和岭却液的工作压力高于原油吸入环空40 Barg以上。如果发生冷却液环空 与井液吸入环空之间的机械密封有漏失情况，首先应是冷却液被挤A井液中，而不是原油返出来污染f继之 是由于压力俱降，控制玲却液压力的电磁阀开关次数超过警报值，增压泵马达会自动美停。因为生产关断，这 口井的压力回到常压，即使

53、油在向海水中渗漏，渗漏速度会非常低，且11。C的海水会很快使停产的井形成蜡 封，不会对环境造成进一步的污染。(4)泥线增压泵的安装和换栗作业 增压泵的安装和换泵作业仅仅需要在FPSO上进行一点小改 造，即在其舷侧延伸出一个小工作驴台，作为操作人员临时停靠增压泵和作好所有安装前准备工作的安全封 闭工作空间，并固定两台张紧导向缆的绞车在工作平台旁用于起下增压泵的吊车上。吊车的主钩起吊锁着增 压泵的安装工具，重约7t，FPSO的船头指向225。，安装工具的导向漏斗将分别把已连在采油树指定导向杆 上的两根导向缆套在里面，吊机下放的工具就顺着导向缆滑落到采油树上的着陆点。安装工具上设计了软着·1 32·张溲：