海洋石油工程领域 “十一五”技术创新成果及“十二五”展望

金晓剑 赵英年 李健民 尤学刚 陈 海 杨宏滨 秦晓彤 杜夏英齐玉钗 白 刚 俞 勇 李淑民 李怀亮 陈可钦 常青林

（1.中海石油（中国）有限公司工程建设部； 2.海洋石油工程股份有限公司）

“十一五”期间，中国海油油气田工程设施投资（不包括钻完井及生产准备）达到约700亿元人民币，53个油气田设施建成投产；共建造安装了75座海上平台、4条FPSO及单点系泊系统、2座陆上终端，铺设海底和陆地管道总长超过1 766 km，新建原油产能2 500万m3，天然气产能80亿m3。如此浩大的产能建设支撑了中国海油国内油气年产量从2005年的3 364万t提高到2010年的5 185万t，实现了几代海洋石油人建设“海上大庆”的梦想。

本文主要对“十一五”期间海洋石油工程技术创新的主要成果进行回顾总结，结合中国海油“十二五”发展规划，展望“十二五”期间海洋石油工程技术的发展方向。

1 “十一五”海洋石油工程特点和突出成绩

“十一五”期间，中国海油经历了创历史的快速上产和产能建设期，净增产能（量）1 821万t，新增产能3 300万t。总体来看，“三大”和“三小”（建造超大型化和超小型化、安装超大型化和小型化、储运超大型化和独立小型化）是“十一五”期间海洋石油工程的突出特点；天然气和电力系统以组网为思路；海上风力发电和并网，应用水下生产技术开发边际、卫星油气田，天然气回收利用和工程数字化等领域不断取得突破性进展；初涉深水取得阶段性成果。

1.1 建造超大型化与超小型化特征突出，覆盖了整个钢结构产品系列

1.1.1 建造“超大型化”

“十一五”期间，一批储量较大、油品性质较好的油气田（番禺30－1气田、蓬莱19－3油田、渤中34－1油田群、渤中28－2南油田群等）陆续进入工程建设阶段，约占总产能建设的80%。在大型油气田开发过程中，大规模的生产和处理设施使得平台上部组块和导管架的重量越来越大；抓住机遇，迅速上产，“超大型化”的工程建设应运而生。

以番禺30－1气田导管架建造为例，一座8腿16桩的固定式综合平台，集工艺处理、发电、钻井模块、生活模块于一体。番禺30－1气田导管架是亚洲当时海上油气田最大的平台导管架，于2007年3月11日开工建造，仅用了380天就完成了建造任务，创造了同类型国际海洋工程建造周期最短纪录。导管架高212.32 m，底部尺寸为74 m×74 m、顶部尺寸为44 m×18 m，重量为16 213 t；使用钢材中高强厚板多，其中主结构中超过36 mm的厚板达到6 899 t，占到主结构的54.3%，最厚达到95 mm，焊接及热处理难度在国内前所未有。

1.1.2 建造“超小型化”

以锦州20－2N独腿三桩平台为例。平台由上部模块和下部结构组成，下部结构的中心为一个独腿立柱，外围是3个套筒组件，独腿立柱与3个套筒组件之间由若干根钢管支撑连成一个整体，上部支撑与独腿立柱之间安装若干个上部支撑。套筒组件由钢桩和套在其外的钢管套筒组成，钢桩和钢管套筒间用水泥连接固定，3个套筒组件位于以独腿立柱为圆心的同心圆的3个等分点区域上（可在±10°变化）；独腿立柱由钢管制造，其外部装有抗冰锥体（仅对于有冰海域，其它海域不装），内部装有隔水套管、泵护管、立管和电缆护管等，大大减轻了平台用钢，同时也降低了建造安装成本。锦州20－2N独腿三桩平台模型见图1。

图1 锦州20－2N独腿三桩平台模型

1.2 安装超大型化和小型灵巧化，彻底解决了中国近海油气田开发中以钢结构为主要特征的各类安装需求问题，部分大型平台海上“零调试”和边际油田平台“自安装”基本实现

1.2.1 安装超大型化

（1）大型化吊装设备“蓝鲸”号——单块吊重革命性的突破

2007年，大型起重浮吊船“蓝鲸”号出厂。“蓝鲸”号船总长239 m，型宽50 m，型深20.40 m，最大起重能力7 500 t，全回转时起重能力为4 000 t。此船可同时容纳300人进行海上工程作业，自航速度达11节。

锦州25－1 CEP平台为6腿结构，共6层甲板，规格为55.8 m×41.5 m。2010年8月28日，锦州25－1CEP组块由蓝鲸号完成海上吊装就位工作，吊装重量为6 200 t，本次吊装作业再次刷新中国海油工程吊装新记录（表1）。图2为“蓝鲸”号对锦州25－1CEP组块进行海上吊装。

表1 国内部分吊装组块统计表

图2 “蓝鲸”号对锦州25－1CEP组块进行海上吊装

（2）超大型上部组块浮托法安装实现重大突破

面对建设海上大庆的巨大工作量，采用浮托法是最有效的安装手段。浮托法安装不同于常规采用的吊装方式，不必使用浮吊，只需将整体建造完成的组块装上驳船，运输组块的驳船作为安装资源、依靠港作拖轮辅助进入导管架，系泊并调载驳船通过安装的LMU、DSU等缓冲设施将组块荷载安全转移到钢桩上。

“十一五”期间，先后有渤中34－1CEP、渤中28－2南CEP、锦州25－1南 WHP和CEP、旅大PSP等组块连续采用浮托法安装，浮托技术越来越成熟，浮托组块的重量也不断创新高，已由7 500 t提升到最高达11 000 t（表2）。图3为渤中34－1CEPA 平台组块海上浮托法安装现场。

表2 国内部分已使用浮托组块统计表

图3 渤中34－1CEPA平台组块海上浮托法安装现场

（3）超大型导管架安装——滑移下水自扶正技术日臻成熟

番禺30－1超大型导管架自扶正首次采用小孔注水自扶正技术，安装过程中取消了管架顶部2个用于辅助扶正的浮筒，采用直径为13 mm的小孔充水，容易控制注水速度，姿态控制相对较好，牵引缆与导管架结构不容易产生缠绕。图4为番禹30－1超大型导管架滑移下水现场照片。

图4 番禹30－1超大型导管架滑移下水现场照片

1.2.2 安装小型化

筒基平台用新型的筒形基础来代替传统的导管架桩基基础，虽然在基础承载力上有限制，但是在其适用的工作范围具有很大的优越性。筒基平台不仅能够节省用于桩基的钢材、有效地降低平台的制造费用，而且可以采用特殊的安装就位方式，安装就位时间短，不需用大型浮吊，降低了海上安装的费用。因为筒基的特殊工作机理，使筒基平台成为一种可移动的海上作业设备，具有能够重复利用的优点。图5为锦州9－3某平台自安装现场照片。

图5 锦州9－3某平台自安装现场照片

1.3 海上生产储运系统的超大型化和独立小型化，开创了海上超大型油田经济有效开发的模式，彻底解决了孤立小油田开发难题

1.3.1 储运系统的超大型化——世界级30万t FPSO成功投产

以浮式生产储卸油装置为例。2009年5月，中国最大的浮式生产储卸油装置 “海洋石油117”（“渤海蓬勃”号）FPSO在蓬莱19－3油田投产，是全球最大的FPSO之一，同时具有全球最大的上部模块系统；其设计日处理能力为19万桶原油（年处理能力为1 000万t），设计存储能力为200万桶。“渤海蓬勃”号船体建造有力地提升了中国造船业和海洋工程业的综合实力，是国内迄今为止建造的吨位最大、技术最新的FPSO，标志着我国在FPSO领域的设计与建造已居世界先进行列。

在大型化方面，陆地处理终端的规模在“十一五”期间也有所突破，绥中36－1陆地终端经过改造年处理能力达750万t，是国内最大的海上油气处理终端。

1.3.2 储运系统的独立小型化——平台自储油和“蜜蜂式”移动自升式储油平台开创了孤立小油田开发的新篇章

以可移动式自安装生产储油平台为例。“海洋石油161”是我国首座插销式液压自升降生产储油平台（见图6）。与固定式采油平台相比，“海洋石油161”自安装采油平台最大的不同在于配备有插销式液压升降系统，这个系统使其具备了独特的优势。“海洋石油161”是能够实现“蜜蜂式”采油的可移动平台，插销式结构扩大了桩腿高度的可调节范围，有利于根据水深调节平台升降高度，使平台可适应的海域更广。此外，借“插销”之力，“海洋石油161”比同等规模液压升降平台的起升重量更大、稳定性更好。

图6 “海洋石油161”平台全貌

1.4 海底管道铺设里程2009年实现年铺设703 km的历史新高，管道铺设综合能力大幅度提升

1.4.1 海底管道年铺设能力创历史新高

2009年，在中国海域，由海洋石油工程股份有限公司承担，创造了年铺设703 km海底管线的历史记录，成为当年完成铺设量最大的海洋工程承包商。

1.4.2 管道铺设类型增多、工艺难度增大、技术及综合能力大幅度提升

（1）稠油管道长距离输送与平台短距离连接

绥中36－1油田73 km 稠油（API15°）含水混输管道是目前国内最长的稠油输送管道；而最短的油田间管道只有1.5 km。

（2）海底管道设计、制造和铺设新工艺

2010年6月南海北部湾涠洲6－1项目成功铺设了第一条长12 km直径76.2 mm柔性管，标志着中国海油在海底柔性管的设计、制造及铺设上迈出了新的一步。

（3）集肤效应电伴热海底管道

在继续正常保持长输中途不加热、不加压“冷”输送的同时，在世界上第一次使用铺管船铺设长距离集肤效应电伴热海底管道。

以渤南二期油气田开发工程为例，渤中13－1平台至渤中26－2平台长距离油气输送管道所输原油凝固点较高，为了防止油气凝固结蜡，必须进行管道伴热。为确保渤南二期项目的顺利实施，创新性地采用铺管船法铺设集肤效应电伴热海底管道。全长11 km的电伴热管道是目前世界上已经实施的最长的电伴热海底管道系统，创造了伴热长度世界第一的佳绩。图7为渤南二期项目集肤效应电伴热海底管道铺设现场照片。

图7 渤南二期项目集肤效应电伴热海底管道铺设现场照片

1.4.3 为提升管道有效输送能力的平台功能专业化尝试——电脱水专业平台的成功实践，为管网建设开辟了解决能力瓶颈的有效途径

在应对各种难点的过程中，努力寻求工艺技术突破及创新，基于平台功能专业化（例如水处理平台等）思路解决难题。

在绥中36－1一期调整开发工程项目中，创造性地提出在超稠原油（API15°）上岸前进行脱水处理的思路，研究出在油田群中设置单独的水处理平台的方案，将绥中36－1一期各平台的高含水原油在水处理平台上进行脱水后再输送上岸到绥中36－1终端；既减轻了海管腐蚀与结垢，又降低了终端排放压力，同时增加了注水水源，减少了打水源井数量，更增强了平台到终端海管的输送能力。图8为绥中36－1油田CEP和WHPD平台全貌（红圈内为水处理平台）。

图8 绥中36－1油田CEP和WHPD平台全貌（红圈内为水处理平台）

1.5 以组网为思路的天然气和电力系统工程，是构建区域大开发模式的探索和实践，初战告捷

1.5.1 天然气组网——渤西－渤南联网、辽东湾联网、涠洲湾联网，构建了局部区域的天然气供应格局

截至“十一五”末，渤海海域在生产油田有51个，在建设油田2个，生产平台92座，FPSO 6艘，陆地终端4座，实现了渤西南和辽东湾气网组网的大构架。

渤海海域管网结构相对发达和完善。目前，渤海区域长输管网中已投产的油气长输线共有6条，其中气管线3条、油管线3条，总长约360 km。图9为渤西南地区天然气联网供气开发示意图。

天然气组网从总体上解决了油气田生产中天然（伴生）气的综合利用问题，降低了油田操作费和油田开发总投资，能更加经济有效地开发边际油田，在油田全生产周期获得收益；同时对于落实节能减排、降耗增效措施，减少排放和资源浪费起到积极作用和良好的社会效益。

图9 渤西南地区天然气联网供气开发示意图

1.5.2 电力组网——涠洲油田群、锦州25－1南区域、绥中36－1油田（加密调整）等一批油田实现了油田群内部的电力组网

为增强平台供电可靠性，降低油田建设和运行成本，湛江分公司建设了涠西南油田群电力组网工程（图10），这是国内第一个海上油田的电力组网工程。涠洲终端、涠洲12－1和涠洲11－1共有9台发电机组，正常情况下为“五用四备”，备用率为45%，有较大富余量。组网后，剩余负载可为周边油田开发提供电力，不但解决了本平台电源检修或事故退出运行时的供电问题，而且提高了各平台的供电可靠性及经济性，有效节省了油田开发和生产成本。

图10 涠西南油田群电力组网示意图

1.6 海上风力发电示范工程建设，是绿色能源在海上小型电网应用的大胆实践，正在为未来海上油田电力供应和电力组网提供基础数据

海上风电是海洋工程与风力发电这两项高风险、高难度技术相结合的全新领域，结构设计、设施防腐、海上施工、运行维护等方面均存在较多技术难题。2007年4月26日，中国海油启动了具有产业化示范性质的渤海海上风力发电项目建设，在离岸70 km的海域安装了一台1 500 k W 风电机组，并于2007年11月8日成功并网发电，这是我国第一座海上风力发电站，也是世界上第一个向海上油田孤岛电网供电的风力发电站。

1.7 应用水下生产技术开发边际油气田——探索中深水边际油气田开发新模式、熟悉深水关键技术的有效实践

流花4－1油田开发工程项目是中国海油第一次主导并联合国外公司共同设计完成，采用水下生产技术经济有效地开发300 m水深边际油田。通过这个项目以及后续的崖城13－4气田开发工程项目，中国海油培养了自己的水下生产系统设计人员，为今后利用水下生产技术开发深水油气田储备了技术。

1.8 天然气回收利用取得实质性进展

在南海文昌油田的FPSO（浮式生产储油装置）上处理、储存外输伴生气中的轻烃和LPG，提高了能源的回收率和利用率，每天可处理回收18万m3伴生气。

2007年3月，渤海旅大油田富余的天然气成功回注到地层，回注到地层的天然气不仅可以驱油，后期气量不足时还可以用来发电，每年节省使用柴油发电的费用超过1.2亿元人民币。

1.9 工程数字化试点奠定了油田全生命周期管理的基础

自2008年起，分别在若干个工程项目组开展了工程设施数字化的试点研究工作，对不同的技术路线进行探索和验证。其中，在渤中28－2S工程开发项目组开展了固定生产平台数字化工作，成功实现5座新建平台的数据规范化整理和数据库开发，形成了一系列数据规范和编码规则，为日后在全海域推广应用工程数字化管理和移交打下了坚实的基础；针对部分老油田海底管缆分布密集、复杂，给后续油田调整开发带来极大风险，在绥中36－1一期调整项目组开展了水下管线探摸，初步实现了海管和电缆的GIS管理和工程应用；对于众多服役期内生产平台和设施的数字化问题，在乐东项目组应用三维激光扫描技术，通过逆向建模方式，真实再现了数字化平台和终端等。工程数字化试点，把“数字油田”的理想向前大大推进了一步。

1.10 深水战略推进取得重大阶段性成果

1.10.1 深水重大装备建造——打造进军深水利器战略性步伐扎实迈进

“十一五”期间，中国海油建造了深水多功能勘察船、深水物探船、深水钻井船、深水起重铺管船、深水大马力起抛锚三用工作船等大型深水工程装备，将于2011年陆续投入运营。“海洋石油981”是被誉为海洋石油工业“航空母舰”的深水半潜式钻井平台，高136 m，重3万t，最大作业水深3 000 m，钻井深度可达10 000 m。“海洋石油981”是中国首座拥有自主知识产权的大型深水油气勘探工程装备，投资60亿元，2011年5月23日命名，将在2011年四季度建造完成并投入使用。

1.10.2 南海北部陆坡区深水气田开发典型模式的确定，确立了南海北部陆坡海洋工程的基本技术方向

2009年，南海深水天然气开发项目启动，揭开了我国深海油气开发的序幕。工作水深从300 m到1 500 m，中国海油将实现从浅水到深水的历史性跨越。项目一期主要包括水深1 500 m的荔湾3－1气田及水深约200 m的番禺34－1/35－2/35－1气田，一期将年产天然气50亿m3，计划于2013年底投产。

中国海油以荔湾3－1气田开发为契机，以“迎上去”的姿态创造性地提出南海北部陆架、陆坡深浅水气田混合开发模式：在南海北部陆坡的边缘建设集输处理增压平台，同时接收深水气田和浅水气田来气，并预留接收其它深、浅水区域气田天然气能力，汇集的天然气通过被称为“高速公路”的浅水段长输管道输送至珠海高栏陆上终端，将实现南海深水天然气滚动开发的整体战略。

1.10.3 初步开展南海北部陆坡区工程地质灾害风险评价和海洋环境立体监测，为整个北部陆坡区的勘探开发奠定了更坚实的基础

南海北部陆坡地形地貌极其复杂，海底峡谷、侵蚀洼地、海底陡坎、古珊瑚礁、活动沙波等地貌发育，存在海底滑坡、海底浊流等不良地质体。“十一五”期间，结合实际深水工程项目和国家科技重大专项的勘察工作，初步收集了荔湾3－1示范区域背景资料，采用高分辨率浅层多道地震仪和AUV探测系统，获取了荔湾示范区地质灾害风险评价所需的第一手数据，辨识和圈定了示范区地质灾害类型和位置，初步开发了深水地质灾害风险评价辅助决策系统。大量研究结果表明，断阶型陆坡带的海底滑坡、滑塌是对海底管道最大的威胁。

2 “十二五”面临的技术挑战、技术需求与发展趋势

2010年12月20日，中国海油国内油田提前实现了“十一五”规划的5 000万t目标，6 500万t作为“十二五”规划目标，意味着新一轮的挑战又将开始。

展望“十二五”，初步的认识是，“浅”展鸿图，“深”有收获。

2.1 “浅”展鸿图，实现“四化”“一移植”

“十二五”期间，浅水要稳产在5 000万t，要把渤海、北部湾各自作为一个大油田来开发，这必然会面临与海洋渔业、交通和军事的用海矛盾。“和谐用海，共存双赢”，解决大区域规划、大规模建设、大量旧设施延寿、新旧设施共存共用的难题，以及把浅水的成熟技术体系移植到海外，是中国海油浅水领域的目标和方向。

“十二五”期间，在我国海洋石油开发生产浅水领域将结合大区域规划、节能环保以及生产设备、材料国产化，重点开展平台标准化、系列化设计和安装技术研究，实现“油、气、水、电、污”区域“网络化”、平台“标准化”、共赢共存“和谐化”和平台设施“数字化”的“四化”宏图。

2.1.1 网络化——向“油、气、水、电、污”的大区域管网输送和管理的网络集约方向努力

在“油、气、水、电、污”方面实现全面联网，由小联网逐步形成大联网，其中公用系统以节能减排为导向，实现污水回注零排放和消灭火炬。

2.1.2 标准化——实现成熟地区平台的标准化、系列化，实现部分大型设备的系列化

工程项目的独特性决定了每个产品不可能完全一致，但总结项目的相似之处，归纳相同点，将相同点系统化、标准化并在未来的项目中应用，将大大减少技术人员的工作量，并减少工作中的矛盾（例如同一水深的导管架）。

2.1.3 和谐化——在海域资源利用矛盾突出的区域，坚持“互信、互谅、互避、互让、双赢”的和谐用海理念，用创新技术和空间互避技术实现中国海油的大发展

“和谐化”将深入人心并成为技术人员的指导思想。在油气田开发工程方案中钻研新技术，解决用海矛盾。对于可以共存的，要找到办法，制定新标准，创造交通、军事、油田开发用海的新模式（如考虑采用潜没式、水下生产系统等）。

2.1.4 数字化——全面推行海上设施的数字化建设和数字化管理，把全生命周期的油田管理贯穿始终

推广实施EDIS（工程数字化信息系统）项目，在完成33个在建平台的全部数据资料整理的基础上，以南海深水开发项目为试点，参考已制订的相关数据规范，补充建立深水工程涉及的新设施数据规范。从工程设计期开始就严格数据采集标准，在采购、建造、安装、完工及生产移交全过程实现数字化管理。建立和完善工程设施的生产运营、维修改造过程的数据信息管理程序，通过技术和管理手段，实现深水工程设施全生命期数据信息完整准确，从而为深海油气田设施完整性管理提供信息化支撑。

2.1.5 把国内成熟的浅水工程技术移植到海外项目

科学总结中国海域几十年的工程技术和创新实践，紧密结合海外所在各国的实际情况和环境，创造性地推进“中国海洋工程创新和系列技术”在海外的良好实践，为“中国创造”变“世界创造”奠定基础。

“十二五”期间，中国海油将进一步加大走向海外的步伐，中国海油成熟的体系化的浅水工程技术可以全面移植至海外油气田开发工程项目的前期研究、设计和建造、安装、调试等各个阶段，引领海外项目的发展，增强海外竞争能力。

2.2 “深”有收获，做实“未来发展”的基础

“十二五”期间，将建成荔湾3－1深水气田，建成南海深水天然气集输中心，建成一批新的深水装备，同时还要在走向深远海的方面有所收获。

2.2.1 建成“荔湾3－1”示范工程——实现“对外合作”全新工程模式的全面成功

“十二五”期间，由中国海油和哈斯基合作开发并由双方分段做作业者、水深在1 500 m的荔湾3－1气田将建成投产，这将标志着国家科技重大专项“南海深水油气勘探开发示范工程”阶段目标的实现；在南海北部陆坡白云凹陷特定工程地质和环境条件下的深水气田的开发过程中，中国海油将在对外合作的新模式、深水天然气供给模式、深水开发理念、深水开发工程模式与关键技术，以及深水开发管理队伍和人才建设方面，取得历史性的突破和收获。

2.2.2 研究新的陆坡开发工程模式——为“十二五”新的深水发现储备技术

“十一五”期间，基本确定了以“水下生产系统回接＋浅水集输增压处理平台＋长输管线＋陆上终端”的深水天然气开发工程模式；“十二五”期间，该模式将继续应用在南海北部陆坡荔湾3－1及周边气田的开发中；同时，跟踪新的油气藏发现，将会研究更多、更加适合的开发模式。

2.2.3 加强深远海基本认识和基础知识、技术建设——铺垫走得更深更远的技术基础

要进军深远海，建立深水工程地质灾害风险评价系统和深水海洋环境立体监测系统。

“十二五”期间，针对荔湾3－1及周边气田不良地质体风险将开展示范研究，将建立不良地质体识别方法，查清管道路由区不良地质体的发育和分布特征，制定各种不良地质体失稳判别标准，探索性开展不良地质体风险评价研究，构建海底滑坡、浅层气和海底冲刷等地质灾害危害程度和规模的预测模型，建立海底管道不良地质风险评价信息系统，以期实现对海底管道路由区不良地质风险的预测和评价，为工程设施的建设和运营安全提供保障。

2.2.4 走向深远海的关键技术储备——打造适合全面走向深水的系列装备和技术

“十二五”期间，深水领域将重点开展水下生产系统、深水流动安全保障、深水海底管道与立管工程等系列深水油气田开发工程关键技术研究，初步形成1 500 m深水油气田开发设计技术体系以及建造、安装能力；同时要建立健全深水工程地质灾害风险评价和深水海洋环境立体监测系统，为开发深水油气田提供技术保障。

2.2.5 深远海支持系统建立——维护国家主权，建立经济有效、适合深远海的后勤保障系统

基于礁盘和海岛的支持，建立以海上桩基平台为中心的供给基地，发展超大型浮式供给基地，建立简易的修船基地，发展无土栽培技术，利用新型能源作为动力，海水淡化作为淡水补给，为开发南海深远海油气田提供补给保障。

2.2.6 深水工程设施国产化——拉动中国制造业向更高、更新、高度集成、高可靠和差异化方向努力

考虑到深水工程设施国产化对国内相关行业的带动性，以及在保障深水工程项目进度和降低成本方面的优势，“十二五”期间中国海油将继续联合厂家在钢材、海管、水下生产系统及测试系统和脐带缆等方面推进国产化。

3 结束语

综上所述，海洋工程的方向在深海和海外，随着“十二五”期间的发展与进步，中国海油将以油气田发展为主线，引领海洋工程的需求方向，不断发展和填补发展中的短板，形成独特的工程竞争能力，带领和推动国内海洋工程全面进步。