深海原油外输CTV技术在巴西项目的应用

王志翔，倪学莉，李波，肖越

(1.中海油国际有限公司，北京 100027；2.海油工程设计院，天津 300457)

巴西Libra项目在开发过程中，出于海况安全考虑，作业者要求使用动力定位油船(DPST)进行浮式生产装置(FPSO)的原油外输，但由此将产生巨额外输费用。为最大限度降低费用，中海油联合道达尔(Total)等几方通过调研和论证，提出使用动力定位输油转驳船(CTV)的方案。

1 外输问题

1.1 背景

巴西Libra项目位于巴西桑托斯(Santos)盆地，水深2 200 m左右，由中海油(CNOOC)与巴国油(PBR)、壳牌(Shell)、道达尔(Total)、中石油(CNPC)等多家公司共同开发，巴国油是作业者。

由于海况条件较差，Santos盆地只允许使用动力定位油船(DPST)进行外输。DPST造价高于同等吨位常规油船(CT)，其载重量在8～15万t之间，而常规油船的载重量可达30～40万t。按高峰产量120万桶/d计算，将产生5.11美元/桶的综合输油成本，高峰年产阶段将增加近20亿美元的输油成本。中海油等伙伴将承担巨额的外输成本，高峰年产期将增加成本近2亿美元/年。

考虑DPST资源有限和高额成本，CNOOC、Total等公司联合开展了一系列的调研和筛选,最先提出的方案为FPSO+CT。依据为中国南海有90%以上的FPSO+CT操作概率，国内采用该卸油方式25年未发生过碰撞事故，且FPSO+CT外输方案经济效益最好，作业简单，适合所有合作伙伴，见图1，或者其他可用CT的变通方案。PBR坚持采用DPST的方案。

图1 我国传统的FPSO+CT输油模式

1.2 CTV方案

经过进一步调研和分析，通过三方联合提出CTV方案，并与CTV技术专利方及南通中远船务工程有限公司建立了全面联系。分析认为，在众多外输方案中，CTV方案有着更好的安全、成本等优势，且能同时满足各方诉求。

原油转驳船CTV(cargo transfer vessel)除了具有一般的拖轮特性外，还装备有动力定位(DP)系统和原油转输装置、拖船驳接装置。深水FPSO原油外输时，CTV可利用其DP装置全方位推进功能牵引VLCC等常规油船执行相对于FPSO的机动系泊定位，再通过输油软管将FPSO原油转驳输送至VLCC等常规油船，实现原油外输[1],见图2。此方案可解决FPSO不便直接连接普通穿梭油船及常规油船VLCC等的安全问题，运营费用比DPST降低近一半以上。

图2 CTV输油模式某现场

2 CTV方案难点分析

2.1 行业首用的困难

目前业内现行外输转驳方案还有STS输油模式、浅水终端、深水终端、陆上终端、Hi-Load及最新的CTV输油等模式。各模式都有不同的适用情况、成熟度和优缺点，对比见表1。

表1 各种输油方案技术对比

各方案中，结合技术成熟度、市场资源、概念潜力等多方因素综合判断后，认为CTV方案更有综合优势。但是CTV处于概念和设计早期阶段，相比较DPST等成熟方案，行业首用困难较大。

2.2 技术方案的可靠性

作为一种新船型，其船舶旁靠、带缆连接、安全距离、碰撞分析、牵引能力、原油转驳、自身稳性、环境适用等技术可靠性，都是设计时必须考虑的重大问题。虽然是行业成熟技术的集成，但综合应用的技术成熟度和可靠性仍需严格验证。

2.3 输油方案经济性

虽然各方案各有一定范围内的适用性，但更大的区别在于成本和经济性。因此，如何确保方案的成本最低且技术适用，是首要考虑问题。

2.4 各方伙伴接受度

PBR出于安全考虑，不愿意考虑其他替代方案。个别伙伴已有足够的DPST资源和规模成本，对于其他方案考虑不多。剩余伙伴的各方内部对于新技术的接受也需要一定的过程。

3 解决方案

为了验证该模式的正确性并推进该方案，相关方协调继续开展了一系列的工作，做到论证科学、决策合理。

3.1 设计的可靠性

根据成熟的船体设计技术，对CTV进行完整的船体设计，参数见表2。

表2 CTV主要船体参数

全船采用可变速柴油机、直流电站系统等新技术，具有低能耗、低排放等优点，可显著提高燃油经济性、有效降低排放。本船属无限航区，可全球航行。CTV主机功率为8 800 kW,较之DPST的15 400 kW、VLCC的24 720 kW及Suezmax的18 660 kW[2]都小很多，节油性能很突出。采用4套1 200 V直流发电机组，可变频发电节省能源，同时配备应急巨型直流蓄电池，能满足断开与油船的连接并脱离到300 m外的安全距离。装备原油装卸载系统、增压泵等驳油设备，船体安装侧装和转驳装置；配备3台输油泵，2用1备，每台输送能力为3 250 m3/h，最大输油8 000 m3/h。配备先进的导航及DP系统，保证船体的运动稳性。

3.2 靠泊安全性

为了保证靠泊和外输的安全可靠性，除开展了各种方式的分析外[3]，设计CTV与FPSO的距离100～150 m，与DPST与FPSO间距相同； CTV与CT间距150 m，大于等于浮筒与CT间距；FPSO与CT间距350～390 m，远大于DPST的作业距离。全程启用DP功能，确保了靠泊安全性。

3.3 原油外输经济性

对各方案的经济测算和综合成本对比见图3。

图3 CTV与其他外输方式综合成本对比

由图3对比来看，CTV的综合成本最低，比DPST可以降低近52%，根据高峰期年份额产量，1年可节约输油成本近1亿美元，平均每次可为每艘油船节约100万美元的中转费用。而且造价比常规船舶如DPST低近一半，可大幅降低开发和作业成本。

另外，对于CTV的投资问题，假设在巴西油田1艘CTV对应1艘30万t级FPSO，储油能力200万桶，日处理能力18万桶，每年工作300 d，年转运原油5 400万桶。经计算，其简单回收期仅需5年，内部收益率可达24.64%，经济效益突出。

3.4 联合攻关推动

为了促成该方案的应用，中海油及合作方进行了不断地协调和推动。为保险起见，低产期(2017—2020年)仍用DPST和STS转驳；高产期(2020年后)采用CTV或Hi-load方式进行外输。另外，确定了说服各方的商务计划，同时着手进行CTV的商务洽谈和开展试验。

经过与PBR的管理单位、E&P部门和运输单位、项目组及技术团队不断交流和论证，2015年12月2日，在第4次项目技术会议上，巴国油同意将CTV方式纳入Libra考虑策略。2016年6月1—3日，PBR在里约热内卢组织了研讨会，对 CTV方案在 Libra项目的适用性，统一了认识。

3.5 船体实物建造

在Libra项目各方协调和推进CTV的同时，CTV的实物建造也在同步进行。2015年，中远船务和Seaload Holding AS公司(Cefront成立的船舶运营公司)签约建造2艘海洋原油转驳船CTV(分别编号SeaLoader 1与Sealoader 2,简称为CTV1与CTV2)，该类型船舶由南通中远船务和广东中远船务分别承建，船体方案由中远海运重工负责基本设计、详细设计和生产设计[4]。

4 实施效果

4.1 建造完成

CTV1/2主要进展(时间点)见表3。

经过严密的设计和建造，2018年1月12日，CTV1(代号N697)通过长江口出海试航； 2018年7月4日，经过5 d海上油船的对接试验， CTV1在江苏启东正式交付。

表3 CTV1/2进展(时间点)

对于CTV2(代号N706)的建造工作，广东中远船务采用与南通中远船务“一套图纸，两厂通用”的设计方式。2018年9月8日，CTV2经过9 d完成试航。2019年11月19日，CTV2成功交付。

2条CTV各部分的构造、参数等几乎完全相同，船体的关键设施包括：电力系统、转驳外输系统、操船DP系统等，各系统主要设施见表4。

表4 CTV1主要设施

4.2 试验准备

计划海试内容包括CTV的舷梯通道吊放搭接(图4)、与外输油船的锚缆连接、外输软管的收放连接、工作艇的收放和拖缆、CTV拖动油船前行、不同区域调整、DP等关键性能测试等。其中，本次所用油船柳林湾号为Aframax型油船。地点离岸近80 km，水深约35 m。测试期间，最高浪高2.5 m，最大风速16 m/s，满足条件。

图4 CTV1启动舷梯搭接油船现场

4.3 试验过程

2018年6月26—28日，先后完成了释放工作艇、锚缆系统操作、工作艇释拖曳以及外输软管的下放、拖曳及回收、FEMEA的确认等准备工作。在6月29日—7月2日，油船抵达后，又先后开展了油船靠近及CTV拖船守护配合、舷梯启动搭接、人员上下油船、引缆和系泊缆连接、连接和收放外输软管，以及油船连接、油船关闭动力下CTV拖曳油船及动态调整等工作，以及气象动态调整和30°安全区调整试验和牵引后组队前行试验，并多次动态重复，试验符合且高于要求。期间试验全程均采用DP模式，并随工况不断调整，DP功能稳定高效，CTV平稳舒适，实测见图5。

图5 CTV1油船连接现场

从实测结果可充分看出，CTV的旁靠性、碰撞防止、锚缆收放、油船连接、软管对接、牵引性能、气象适用、船体稳性、DP操控等功能，都与设计要求吻合，验证了CTV船舶概念的科学性。

4.4 发现问题

①Gangway的吸盘难以快速稳定吸住油船甲板；②外输软管下放和连接作业受海况和设备完好性影响较大；③尾部吊机启动和操作过程多次出现抖动现象；④需改进工作艇及软管连接时对恶劣海况的适用性；⑤需要利用更大的油船(如Suezmax和VLCC等)进行更多实操实测；⑥尾拖拖轮容易配合不到位需要改进；⑦尾部绞车和锚缆需增加对左部绞车和锚缆的测试；⑧尾部作业中遥控吊车、软管收放等的手持式操作台需固定。

4.5 后续计划

在技术方面，本次中国海域测试后，CTV1将启程前往巴西，在巴西海域开展第2阶段的大型测试，包括与在产FPSO和大型油船的连接和输油试验，同时取得巴西能源环境监管局IBAMA等机构的批准，即将在LAPA等油田使用。

5 结论

CTV作为挪威Cefront公司的一项全球首创技术，通过理念、设计、建造和试验等各环节的不断论证，都已完全证明方案的安全性、适用性、经济性和可靠性，可以解决FPSO不便直接连接普通穿梭油船及VLCC等的安全问题。该方案已于2018—2019年间推动完成了2条CTV船的实物设计、船体建造和海上测试工作，实现了该项技术从概念到实践的成功转换，同时也得到巴国油(PBR)的接受并即将在巴西发挥作用。该方案为世界首用，有良好的适用性、安全性、低成本性、可操作性，可大幅降低原油外输成本。