曹妃甸11-6油田临时生产工程方案研究与实践

陈 诚 马兆峰 李丰辉 胡忠良 杨 秘 石建荣 李海涛

(1．中海油能源发展股份有限公司采油服务分公司 天津 300450； 2.中海石油(中国)有限公司曹妃甸作业公司 天津 300450)

曹妃甸油田群位于渤海西部海域，现有设施主要包括6座平台、1艘FPSO及1座SPM。2015年对该油田群油气混输海管进行漏磁检测后，发现曹妃甸11-6油田WHPD采油平台至SPM的13 km长海管外腐蚀严重，检测评估剩余强度最小为4.53 MPa，剩余最小寿命为2.17 a(至2018年1月)，亟需更换，但海管更换期间WHPD采油平台将被迫停产3个月，从而大幅影响油田的年产量。针对该问题，结合油田设施情况、施工特点、资源情况，详细调研了以往项目经验，探寻停产期间可能的临时生产方案，如埕北油田“中油海63”+穿梭油轮临时生产方式和渤中3-2油田“海洋石油161”+穿梭油轮临时生产方式[1-5]。但是，“中油海63”舱容较小，且不具生产处理能力；而“海洋石油161”正在试采服役中，且未应用过类似工程。因此，业内已有的2个临时生产方案均不适用于曹妃甸11-6油田海管更换期间的临时生产。

在资源搜集过程中，获悉移动式试采平台“海洋石油162”正在建造中，计划2017年7月用于某油田试采，因此创新性提出了基于“海洋石油162”的“移动式试采平台处理储存+穿梭油轮转运”的临时生产工程方案，即WHPD平台开井生产时，“海洋石油162”接收WHPD平台产液，处理成合格原油后通过穿梭油轮“滨海607”转运至“海洋石油112”FPSO进行处理和外输，“海洋石油162”处理后的生产水返回至WHPD平台进行回注。此外，为充分利用“海洋石油162”的闲置期，将海管更换时间由2017年7—9月提前至2017年5—7月。

1 临时生产工程方案可行性分析

“海洋石油162”试采平台(图1)是用于油田前期勘探测试而获得准确地质油藏资料的主体设备，设置有发电系统、供配电系统、生产处理系统、储油舱、船用设备、修井系统及生活设施等，具有动力供应、原油处理、储存、外输、试油、井口回接、弃井和人员居住等功能。该试采平台设计最大作业水深40 m，可满足曹妃甸11-6油田WHPD平台海域水深25 m的使用要求，其最大原油、污水储存能力3 055 m3，生产设计最大处理油水混合液量能力1 000 m3/d，最大原油处理能力800 m3/d，最大水处理能力500 m3/d。因此，曹妃甸11-6油田WHPD采油平台临时生产期间开启部分高含油井条件下可满足“海洋石油162”

图1 移动式试采平台“海洋石油162”示意图Fig.1 Diagram of mobile production platform of “HYSY 162”

设计处理量要求。此外，“海洋石油162”电脱产品质量指标为原油含水率小于1%，原油真实饱和蒸汽压小于70 kPaA(60 ℃)。

曹妃甸11-6油田WHPD平台的油品物性指标为：密度小于900.1 kg/m3(20 ℃)，黏度小于26.8 mPa·s(50 ℃)，为普通原油，油品性质较好；而“海洋石油162”平台处理油品性质要求为：密度小于965.1 kg/m3(20 ℃)，黏度小于799.3 mPa·s(50 ℃)，可见WHPD平台油品的物性指标均优于“海洋石油162”平台的设计指标，满足油品处理要求。此外，WHPD平台产液的混合温度约为65 ℃，高于“海洋石油162”原油系统加热器入口的最低要求温度(40 ℃)，故“海洋石油162”可以处理WHPD平台油井产出原油。

穿梭油轮“滨海607”船是具有方艉、前艏线型的一艘我国沿海运输原油船，为钢质，单甲板，双层船壳、单机、单桨、单舵，并具有艏侧推器，用于装运闪点(闭杯试验)低于60 ℃的原油，载重为4 990 t。货油舱储量5 609 m3，总长115.00 m，型宽16.00 m，型深7.80 m，最大吃水5.73 m。该穿梭油轮可直接与设有外输软管的“海洋石油162” 连接，WHPD平台临时生产期间计划日产油800 m3，穿梭油轮可计划每2～3 d接收一次“海洋石油162”原油后再转运到“海洋石油112”FPSO进行处理和外输。

综上分析可知，曹妃甸11-6油田海管更换期间的“移动式试采平台处理储存+穿梭油轮转运”临时生产工程方案具备可行性。

2 主要实施方案

2.1 “海洋石油162”就位方案

“海洋石油162”于2017年4月出厂，拖航至曹妃甸11-6油田并就位于WHPD平台附近，通过脚手架栈桥相连，栈桥上布置WHPD与“海洋石油162”人员走道、输油水管线及仪控对接电缆。“海洋石油162”就位对整个临时生产工程方案至关重要，应考虑的主要影响因素及应对措施见表1。

表1 “海洋石油162”就位须考虑的主要因素及应对措施Table 1 The main consideration factors and relevant measures for “HYSY162”towing in place

综合考虑各种因素，“海洋石油162”在WHPD平台进行临时生产作业时采用与地理北38°方向就位，可避开钻井船原脚印，特别是最新脚印，并便于系泊、抛锚，对铺管船、挖沟船作业基本无影响，可满足全方位作业需求。

2.2 “海洋石油162”与WHPD平台栈桥连接方案

从安全角度考虑，最初设计采用钢结构栈桥连接方式，但由于钢结构栈桥整体质量约21 t，“海洋石油162”吊车与WHPD平台吊车无法满足吊装条件，须动用浮吊而增加作业成本，故考虑脚手架栈桥连接方案。即：“海洋石油162”就位后，两平台间距约18 m，从WHPD平台和“海洋石油162”平台分别搭设2个外挑9 m的悬挑式脚手架相互连接用作临时栈桥；2个脚手架中间断开，留空隙200～300 mm，有效避免船体晃动对临时栈桥的影响，同时在新增栈桥上布置人员走道、管线及电缆。实践证明，脚手架栈桥连接施工周期短、可根据就位与现场作业情况调整，安全灵活高效。

2.3 “海洋石油162”与WHPD平台工艺系统对接方案

“海洋石油162”靠泊WHPD平台后，根据“海洋石油162”处理能力，WHPD平台开启低含水油井，混合液通过栈桥新增软管输往“海洋石油162”处理，经处理后的生产水返回WHPD平台进行回注。WHPD平台产液4 000 m3/d，含水80%；WHPD平台处理后回注水3 000 m3，剩余的1 000 m3液输向“海洋石油162”，处理后产生的200 m3污水再返输给WHPD平台进行回注。

由于WHPD平台游离水分离器设定的操作压力(2 090 kPa)高于“海洋石油162”平台的操作压力(800 kPa)，且临时生产时产量远小于原设计的处理能力；WHPD平台游离水分离器原设计能力为：产液量15 888 m3/d、生产水12 552 m3/d，设计出口液含水率为30%。根据WHPD平台实际运行情况，在2009年生产关停复产期间产液量为7 336 m3/d、生产水3 923 m3/d，游离水分离器的出口含水率达到20%。临时生产期间平台产液量为4 000 m3/d，低于原设计能力的处理量和2009年复产期间的平台产量，因此按照分离器出口原油含水为20%考虑，进入“海洋石油162”的原油为800 m3/d、生产水为200 m3/d，满足“海洋石油162”液处理能力1 000 m3/d的限制要求。因临时生产产液量限制，产量1 000 m3/d远低于原设计的产量15 888 m3/d，常规调节阀能调节的最小流量仅为设计的10%，因此原调节阀尺寸太大而无法使用。根据intools软件计算，需要在分离器油相出口新增5.08 cm(2 in)液位调节阀。

产液经调节阀降压后，通过两个平台间栈桥接入“海洋石油162”平台管汇入口，后由“海洋石油162”平台进行处理；同时，游离水分离器接收来自“海洋石油162”处理后的生产水。WHPD平台正常生产时，生产水处理系统接收来自游离水分离器分离的生产水，处理系统设有水力旋流器、缓冲罐、注水滤器和注水泵等设备。水力旋流器的入口要求为生产水含油小于1 500×10-6，考虑“海洋石油162”的处理设备可能无法将生产水处理达标，故将“海洋石油162”处理的生产水输向WHPD平台的游离水分离器，经处理后通过原有流程的分离器水相出口管线进入生产水处理系统。由于WHPD平台的生产水处理系统和“海洋石油162”平台间没有直接联系，不直接接收来自“海洋石油162”的生产水，故直接将“海洋石油162”生产污水先输送至WHPD平台的闭排罐，再通过闭排泵将物流输送至游离水分离器(在WHPD平台对闭排泵出口实施改造，将其出口管线连接至游离水分离器)。

2.4 供电及仪控方案

1) 供电方案。临时生产期间WHPD平台与“海洋石油162”分别利用各自的电源系统供电。“海洋石油162”有3台830 kW发电机组，可在WHPD平台临时生产期间为自身的1 600 kW负荷提供电力。

2) 仪控方案。WHPD平台控制系统剩余点位满足本次改造要求，通过仪表电缆实现与“海洋石油162”关断信号联锁，其关断逻辑为：WHPD平台产生ESD1、ESD2、ESD3关断，引起“海洋石油162”产生ESD3关断，触发“海洋石油162”相应的PAGA及平台状态灯；“海洋石油162”产生ESD1、ESD2、ESD3关断，引起WHPD产生ESD3关断(同时关断“海洋石油162”平台入口关断阀)，触发WHPD平台相应的PAGA及平台状态灯。

2.5 穿梭油轮“滨海607”系泊方案

穿梭油轮“滨海607”计划每2～3 d系泊“海洋石油162”进行外输一次，采用三点系泊[6-10]。 系泊系统主要由1个大抓力锚[11]固定于海底，距平台1 150 m；由800 m钢缆加200 m高强度的漂浮缆绳末端连接至穿梭油轮艏部，穿梭油轮船艉用双缆系泊于平台，形成单点双缆三点系泊方式(图2)。

图2 穿梭油轮“滨海607”大抓力锚钢缆漂浮缆连接示意图Fig.2 Diagram of high holding power anchor & cable connection for “BH607” shuttle tank

3 现场实施效果

2017年5月3日曹妃甸11-6油田临时生产顺利开始，并于7月4日圆满结束，图3为现场实施情况。整个临时生产历时63 d，日产原油800 m3，累计生产原油5.2×104m3，“滨海607”油轮在“海洋石油162”至“海洋石油112”FPSO之间安全转运29船次，在 “海洋石油162”靠离泊64次，成功实现了海管更换期间油田不停产这一目标。

图3 曹妃甸11-6油田临时生产现场实施图Fig.3 Temporary production on-site implementation of CFD 11-6 oilfield

4 结束语

曹妃甸11-6油田临时生产项目充分发挥了“海洋石油162”移动式试采平台的多功能优势，圆满解决了油田海管更换期间采油平台必须停产的难题。该临时生产工程方案的成功实施，对渤海海域浅水油田很多临近设计服役的管道更换工程及试采平台的多功能性扩展等类似工程具有重要借鉴意义。