深水水下生产系统及工艺设备技术现状与发展趋势*

高 原魏会东姜 瑛王 勇

(1.深圳海油工程水下技术有限公司; 2.海洋石油工程股份有限公司设计公司水下所)

深水水下生产系统及工艺设备技术现状与发展趋势*

高 原1魏会东2姜 瑛2王 勇1

(1.深圳海油工程水下技术有限公司; 2.海洋石油工程股份有限公司设计公司水下所)

概括了水下生产系统的水下井口及采油树系统、管汇及连接系统、水下控制及脐带缆系统以及水下增压设备、水下分离设备、水下电力设备等水下生产工艺设备的技术现状,并对水下长距离流动保障技术、水下电力输送和全电控制技术、水下安装技术、水下生产系统可靠性及完整性管理技术、极地水下生产系统技术等水下生产系统的前沿技术发展趋势进行了展望,并指出了我国水下生产系统研发和应用的思路和发展方向。

深水;水下生产系统;水下生产工艺设备;技术现状;发展趋势

随着国际社会对能源需要的增加,世界范围内的深海油气开发活动日渐活跃,在深海开发过程中除了兴建大量的水面油气生产平台外,水下生产系统也已成为深海海洋工程技术的重要组成。作为对深水浮式水面设施,如张力腿平台、半潜式平台、立柱式平台、浮式生产储卸设施的重要支持[1],水下生产系统通过海底管道和立管与其建立联系,可以搭建起灵活多样的海洋石油开发形式[2]。水下生产系统对于水深的要求不敏感,且不受海面恶劣风浪环境的影响,其安全性高,适用范围广,在未来极地冰区的海洋油气开发中也有广阔的应用前景。目前水下生产系统的作业流程是,油气藏中的生产流体通过水下井口头和采油树汇集到管汇,然后通过海底管线上的终端设备进行集输,最后由立管输送至水面设施。在整个生产过程中,由水面设施的主控站通过水下脐带缆系统及控制设备对生产过程进行监测、控制和化学药剂的注入。经过多年的研发和工程经验积累,世界海洋工程大国,如挪威、美国、巴西等已经掌握了水下生产系统的关键技术,垄断了国际水下设备和脐带缆市场,与工程公司的海管/立管的EPIC总包能力相结合,共同进行深水SURF(Subsea Umbilical Riser Flowline)工程建设。

与国外深海油气开发相比,我国的海洋油气开发以往主要集中在300 m以内的浅海,以固定式平台和干式采油树作为开发的主要方式,深海海洋工程技术落后于国际同行。国外在与我国合作开发海洋油气田中较早的使用了水下生产系统,1997年开发的陆丰22-1油田采用了水下生产管汇和多相流增压泵和FPSO的方式,流花11-1油田也采用水下生产系统加半潜式平台的开发方式,这些项目的工程开发均由国外水下设备供应商和工程承包商完成。近几年,我国经济社会的蓬勃发展需要充足的能源保障,迈向深海已成为我国发展战略,而作为国家战略性新兴产业的海洋工程装备制造业是重要组成部分。在国家制定的新兴海洋工程装备技术中,特别把水下油气生产系统作为工程和专项进行立项研发,其中除了传统的海管和铺管船外,还包括各种水下生产设施、控制系统与装备。在此背景下,概括国际水下生产系统技术现状和发展趋势,同时了解我国在水下生产技术方面的研究现状,在水下技术方面与国外进行对比,旨在为下一步的技术研发提供发展方向和建议。

1 水下生产系统技术现状

传统的水下生产系统主要由各种水下生产流体集输设备和控制设备组成,按照功能可分为井口及采油树系统、管汇及连接系统、水下控制及脐带缆系统。世界范围内的传统水下产品基本上出自Aker Solutions、FMC、Cameron、GE等水下设备供应商,以及JDR、DUCO、NKT、Dceaneering、Nexans等脐带缆供应商(Aker Solutions也可提供脐带缆)。我国近年来对于这些传统的水下生产系统产品也进行了研发,在某些产品方面已经取得了突破并得到工程应用。

1.1 水下井口及采油树系统

水下井口的作用是作为支撑采油树以及与井口下部的流体流通的设备。水下井口主要包括套管、套管头、井口套、套管悬挂器和密封总成[3]。采油树是生产流体的控制通道和监测设备,按照阀组的位置可分为立式和卧式。采油树的组成一般包括树体、连接器、阀件、永久导向基础、采油树内外帽和控制系统等。设计制造采油树面临的关键问题是承压、密封、绝热和保温[4],典型的水下井口和采油树见图1。

图1 水下井口(右)及采油树(左)

决定水下井口和采油树的设计条件是额定设计压力、额定温度以及额定材料类别,其中常用的额定工作压力标准分别为34.5、69.0、103.5 MPa,额定温度范围为2～120℃,材料类别一般根据使用环境分为AA～H H,材料选择包括碳钢、低合金钢以及不锈钢等。水下井口和采油树安装时均需要专门的下放工具(一般由井口和采油树供应商通过租赁的方式提供),一般由钻井承包商负责完成。在水下井口和采油树的研发方面,我国的江钻、美钻等厂家已经研发了适用于水下生产系统的产品。

1.2 管汇及连接系统

管汇和连接系统是对采油树生产出的流体的集输,用于将各井的生产流体汇集后外输,包括管汇、管线终端、连接设备、跨接管等,有的管汇也集成了水下控制和化学药剂分配的功能。管汇主要由生产管路、水下阀门、连接设备、支撑和保护框架等组成(具有控制和药剂分配功能的管汇还需要配置液压和化学药剂管路以及电控接头),一般通过动力定位船整体吊装下放。管线终端位于海管末端,其结构与管汇类似,区别是在仅有一个连接设备,在深水开发中一般通过铺管船与海管一起下放安装。管汇系统一般带有连接设备的一个接头,而另外的接头一般位于跨接管上[5],用于连接2个设备。跨接管除起到连接作用外,还能吸收管线的膨胀,因此一般设计成M型或倒U型[6]。我国已经基本掌握了管汇[7-10]、海管终端等产品的设计、制造、测试[11]和安装技术[12],并在实际工程项目中进行了应用(图2),在南海成功实施了流花4-1油田项目320 m水深采用S型铺设的管线终端[13]、荔湾和番禺项目200 m水深单独吊装的管线终端以及流花19-5项目单独吊装的管汇终端。另外,我国的深水铺管船“海洋石油201”已经完成荔湾气田1500m深水铺管作业,并在500 m水深处安装了水下产品。

图2 我国研发的水下管汇(上)及水下管线终端安装(下)

连接设备主要分为法兰式连接器、卡箍式连接器及套筒式连接器。目前在深水领域得到广泛应用的是套筒式连接器(图3),具有连接方便,连接工具可以重复使用等优点[5]。套筒式连接器按照结构形式可分为垂直式和水平式,按照驱动形式可分为机械式和液压式。垂直式连接器的对中和连接比较方便,安装费用低,但会受到高度的限制,也不利于流动保障,连接器拆除时需要跨接管;水平式连接器的安装过程比较复杂,但不占用垂直空间,可以单独回收水下设施[14]。我国近年来在套筒式连接器的研发方面已经取得了一定突破,以海洋石油工程股份有限公司为代表的国内企业联合哈尔滨工程大学等高校开展了垂直式水下连接器及安装工具的样机制造及测试工作。

图3 水下套筒连接器(左)及水下安装工具(右)

1.3 水下控制及脐带缆系统

水下控制和脐带缆系统的功能是提供电力和液压,对水下采油树、管汇上的阀门进行控制,同时采集生产过程中的流体压力、温度等信号以及注入生产过程中必需的化学药剂等。液压、电力与化学药剂的供应以及整个生产过程的主控站都来自水面生产设施或者陆地终端。由于水下生产系统设备较多且布置分散,一般要在水下设置分配单元或者脐带缆终端设备,按照水下生产系统设备的布置将脐带缆供应的液压、电力及化学药剂通过飞线水下进行二次或者多次分配。水下控制系统按照控制方式分为直接液压控制、先导液压控制及复合电液控制,其中深水领域长距离应用较广的是复合电液控制,其特点是要配置水下控制模块。

脐带缆按照承载流体材料不同可分为热塑管、钢管、高抗软管等[15-16],脐带缆典型断面和带终端的脐带缆系统见图4。热塑管应用历史较长,且费用低廉,能够耐腐蚀,并易于安装,但其强度较低,耐压和耐高温性能力不强;而钢管具有优良的耐压、耐高温性能,且在深水中不易发生弯曲,但可能会面临焊接、安装等问题。脐带缆要满足油气田的使用功能要求,首先要进行横截面管路和电控布置;然后进行脐带缆的结构设计。深水脐带缆按照使用环境可分为动态缆和静态缆,其中动态缆悬挂在水面设施和海底之间,受到波浪、海流循环荷载的影响,其疲劳特性更加需要深入关注[17]。另外,脐带缆一般需要由安装船进行铺设安装[18],在安装过程中也受到较大的弯曲和拉伸载荷,因此设计时要考虑最大安装曲率半径以及在位后的曲率半径的要求。我国的宁波东方电缆公司已经研发出海洋工程用的脐带缆产品,并已用于到南海惠州油田和印尼的海上石油平台。

图4 水下脐带缆断面(上)及带终端的脐带缆系统(下)

水下分配单元或脐带缆终端设备作为水下中继站,主要由壳体、分配面板,内部管路和线路组成(图5上)。水下分配单元可以依托已有的水下结构物,也可以单独为分配单元设计支撑和保护结构。需要注意的是,当水下分配单元在脐带缆安装终止端时,所有的脐带缆张力都会传递到分配单元的结构上,需要进行特殊的设计和考虑。水下分配单元和水下生产系统设备由飞线连通。飞线按照功能一般分为液飞线和电飞线,液飞线导通的是液压流体和化学药剂管路,电飞线导通的是电气和控制线路。飞线的关键设备是两端的快速接头,能够实现在水下的湿式连接和解脱。通过研发,海洋石油工程股份有限公司已经在南海荔湾项目对JDR提供的脐带缆终端设备进行集成,成功完成了200 m水深的终止端脐带缆终端基盘的设计、制造和安装。

水下控制模块(图5下)一般属于电液装置,主要通过脐带缆响应主控站的控制指令对水下阀门提供液压控制功能,同时也能把水下传感器的信息收集并传输至上部控制设施。水下控制模块包括壳体、电子装置、液压控制系统及水下变送器和传感器等。

图5 水下分配单元(上)及水下控制模块(下)

2 水下生产工艺设备技术现状

随着传统水下生产系统设备如采油树、管汇、连接器等技术已经基本成熟,国外发展了水下生产工艺技术和产品。水下生产工艺技术可以概括为在水下完成对生产流体的处理,降低甚至摆脱水下生产系统对于水面设施的依托,突破长距离油气输送的限制[19]。

水下生产系统可以预留多个接口,对于距离较远的井口可以进行开发,但是其生产流体(油气)中含水率高和其他杂质在长距离的输送过程中面临流动保障的困难,引起结蜡、水合物等问题,需要对生产流体进行简单的分离;同时,在整个油气田生命周期中,水下井口的流体压力和温度变化较大,会导致其采收率发生变化,而通过水下增压技术则可以使油气田的寿命大大延长,从而提高收益[20-21]。

水下生产工艺设备包括水下增压设备、水下分离设备以及水下电力设备。各水下设备巨头如FMC、Cameron、Aker Solutions和GE等互相联合或与其他厂家联合,并得到石油公司资助,一直致力于在水下生产工艺设备方面的研发。

2.1 水下增压设备

水下增压设备按照流体特性可分为增压泵和压缩机。水下增压泵是较为成熟的水下生产工艺设备[22](图6),按原理可分为容积式和离心式,其中容积式基本为螺杆泵,螺杆泵的代表厂商是Bornemann公司。目前水下增压泵最深的安装记录是BP公司在墨西哥湾的King油田,水深达1670m,距离Marlin张力腿平台24 km,其水下增压泵站包括泵管汇以及可回收的多相流泵单体,整个泵站由Aker Solutions集成,采用的是Bornemann公司的双螺杆泵以及Siemens电机[23],由吸力桩基础支撑。通过应用水下增压泵,BP公司预计该油田产量可提高20%,采收率可提高7%,油田的经济寿命可延长5年。轴流泵的代表厂商是Framo公司,Framo公司的轴流泵在海洋石油领域得到了广泛应用,1997年在陆丰22-1油田最早安装。

图6 水下增压泵(左)及泵模块(右)

水下压缩机(图7)按照对生产气体是否进行处理可分为干气压缩和湿气压缩,其中湿气压缩适用于气体含量超过95%的气田,无需对气源进行处理,因此具备较大的优势[24]。世界上第一台水下湿气压缩机用于挪威的Ormen Lange气田,将井口产出气体直接输送至120 km以外的陆上终端,由Aker Solutions提供水下湿气压缩站以及负责整个的EPIC工程,压缩站包括Aker Solutions提供的分离器、防段塞冷却器、泵以及与GE合作开发的电机和压缩机,应用水深可达900 m[25-27]。Framo和FMC公司同样可以生产水下压缩机。

图7 水下压缩机(左)及压缩机模块(右)

2.2 水下分离设备

水下分离器(图8)按分离原理可分为重力式和离心式,按照功能可分为油水分离器和气液分离器。重力式分离器的重量和体积都比较大,增加了安装的难度,但设备对流体的阻力和压降较小;离心式分离器会有较大的压力损失,但结构紧凑轻巧,利于安装[28-29]。分离器的关键技术是对分离出来的砂进行处理,直接影响了分离器的生产效率和可靠性。世界上第一台示范用油水分离器用于1999年的Troll Pilot[30],由Vetco(VetcoGray已被GE收购)负责,而第一台气液分离器用于2001年的VASPS。

图8 水下分离器(左)及分离器模块(右)

2.3 水下电力设备

安装水下生产工艺设备需要较多的电力支持,因此必须采用高压输配电的方式,有水下电力分配设备的支持,包括水下的电力降压变压器(图9)、中压开关柜以及变频器(图9)。与水面上的同类设备不同,这些设备均要考虑水下的特殊环境,并满足在水下进行快速连接操作和无需维护的要求。在Ormen Lange的水下压缩机项目中采用的电力输配系统包括125 km的动力和光纤脐带缆、水下145 k V电力接头、终端头以及从120 k V到22 k V的水下变压器,其中脐带缆由Nexans供应,而电力设备则由ABB提供[31]。

图9 水下变压器(左)及变频器模块(右)

3 发展趋势

世界范围内海洋石油工程开发正在向全球化发展,并迈向更深的海域,随着技术的成熟和进步,水下生产系统面临更多的发展机遇和应用前景。目前水下生产系统前沿技术包括水下长距离流动保障技术、水下电力输送与全电控制技术、水下安装技术、水下生产系统可靠性及完整性管理技术、极地水下生产技术等。

3.1 水下长距离流动保障技术

水下流动保障技术一直都是水下生产系统的关键技术,而随着深水回接距离的增加,长距离流动保障技术成为亟待解决的技术问题。水下工艺设备的开发为水下长距离流动保障提供了一种解决方案,通过水下增压、分离可以将流体进行长距离输送。另外,传统的流动保障技术是抑制水合物的生成,随着水深和距离的增加,水合物抑制成本将大幅度增加,而新型“冷流”或“水合流”流动保障技术[32]允许水合物部分生成,将生成的水合物作为固体进行输送。

3.2 水下电力输送和全电控制技术

边际油气田的水下电力必须要通过高压输送实现,水下电力输送包括水下变电站和水下直流输送等方面。通过开发相关的水下电气设备,可以克服目前200 km以内的电力输送瓶颈。目前,水下生产系统中广泛采用液压流体和电气控制的复合方式,即复合电液控制技术,而不依赖液压流体的全电控制的概念在水下生产控制系统中具有较大的吸引力。水下全电控制技术能够提高整个水下系统的可靠性,同时在开发成本和运行成本方面也具有一定的优势,尤其是液压控制流体的放空或者泄漏对环境保护存在风险,而全电控制技术能够从根本上解决这个问题[33]。

3.3 水下安装技术

水深和水下生产设施质量的增加对于水下安装技术提出了更大的挑战。当水深增加到2000～3500m范围时,如果采用传统的钢丝绳进行吊装,则吊绳的质量较大,吊装操作不可行,因此采取轻质的纤维绳成为深水水下安装的一种解决方案,而与纤维绳配套的安装船舶、下放和回收系统、运动补偿系统、浮力块、连接和配重、定位和通讯等相关的技术问题则需要解决。

3.4 水下生产系统可靠性及完整性管理技术

深水油气开发属于高风险和高技术领域,水下生产系统的可靠性及技术风险管理已被国际同行高度重视,一致认为从项目可行性研究到投产实施,都要进行可靠性和技术风险分析与评估并做出积极的对策,将项目实施的风险降到最低。这一做法已经得到了国际跨国深水油气开发的业主和工程承包商的一致认可。随着越来越多的水下生产设施得到应用,对于水下生产系统进行全生命周期的完整性管理成为海洋工程行业的共识。水下生产系统的完整性管理包括风险评定、检测及监控策略、周期性审核等。

3.5 极地水下生产技术

极地范围内蕴藏有丰富的油气资源,俄罗斯和挪威等靠近北极圈国家的石油公司已经拉开了开发极地能源的序幕。极地的环境非常恶劣,低温和冰山对于传统的水面设施是极大的威胁[34]。而水下生产系统由于在水面以下,对于极地环境具备一定的抵抗能力,因此水下生产系统在极地海洋工程开发中具有非常大的竞争力。极地水下生产技术需要开发满足寒冷气候的材料,同时可以通过挖沟和监控等措施避免冰山的影响。另外,低温下的流动保障也是其中较为关键的方面。由于极地的自然生态环境较为脆弱,一旦发生油气泄漏则进行处理的成本高昂,因此对于水下生产系统的可靠性要求更高。

4 结束语

随着荔湾3-1深水气田的建设,南海深水区域将成为我国海洋油气资源开发的热点,水下生产系统作为深水海洋工程的重要组成已经成为我国亟需研发掌握的关键技术。目前,国内相关企业和科研院所的研究重点集中在传统的水下生产系统产品和技术上,在国家相关部门的指导和统一协调下,通过差异化发展,由石油公司、海洋工程公司和设备厂商共同协作,建立起水下生产系统产品由技术研发、样机制造、海上试验到工程示范化应用的开发流程,使我国水下生产系统技术具备较好的应用性,并激发企业的创新热情。在此基础上,开展水下生产系统工艺设备的研究,同时针对国际前沿水下生产技术进行前瞻研究,缩短差距并实现跨越式发展,具有极为重要的意义。

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(编辑:叶秋敏)

Current technology and development trend of process facilities in deep water subsea production system

Gao Yuan1Wei Huidong2Jiang Ying2Wang Yong1

(1.Shenzhen COOEC Subsea Technology Co.Ltd., Guangdong,518067;2.Subsea Institute of Design Division,Offshore Oil Engineering Co.Ltd.,Tianjin,300451)

Current technology is introduced and summarized for subsea wellhead and christmas tree system,subsea manifold and tie-in system, subsea control and umbilical system,and subsea boosting and separating and electrical equipment, etc.The development trend of future technology in subsea long-distance flow assurance,subsea electricity transmit and all-electric control,subsea installation,subsea reliability and integrity management,polar subsea development is forecasted. The R&D and application direction for technology of subsea production system in China is also introduced.

deep water;subsea production system; subsea process facilities;technology status;development trend

2013-10-14改回日期:2014-03-15

*“十二五”国家科技重大专项“荔湾3-1及周边气田水下管道回接技术及配套装备应用研究(编号:2011ZX05056-002-03)”部分研究成果。

高原,男,高级工程师,现主要从事技术和项目管理工作。地址:广东省深圳市蛇口南海大道1067号科技大厦主楼CD单元(邮编:518067)。E-mail:gaoyuan@mail.cooec.com.cn。