恩平油田群台风遥控模式方案设计

刘爱侠

(海洋石油工程股份有限公司， 天津 300452)

0 引 言

中国南海海域广阔，地处热带和亚热带海洋性气候区域，每年夏季台风活动频发，对海上油气田生产设施和人员危害较大。 海上各油气田每次接到气象局台风预警通知后，需至少提前4～5 d进行避台风准备，并在人员撤离前完成油气井和生产系统的关停，完成工艺设施和海底管道的置换。直至台风过后，人员重新回到平台，才能逐步恢复生产。台风的运动轨迹总是多变，有时并没有经过油田区域。每次避台风至少损失72 h的油气产量，在多数情况下实际损失的时间会更长[1-2]。

为解决上述问题，对台风工况下油田延后停产进行研究和设计，以减轻其危害和影响。在实现平台人员撤离后，在台风中心前沿未到达或不经过油田的情况下，通过陆地中心远程遥控海上生产设施，实现台风工况下维持正常生产，并可在达到超限工况时实施远程安全关停。

台风工况延迟停产，即在台风真正到达平台之前，利用远程自控系统安全关停，以减少停产时间。台风过后部分生产设施可能已被破坏，需经工作人员现场检查和确认后，才能逐步恢复生产。因此，在台风工况下不考虑平台的远程遥控复产功能。

1 台风影响

1.1 恩平油田群简介

恩平油田群分为已建设施和新建设施两个区域。已建设施主要包括2座钻采平台、1座井口平台和1艘浮式生产储卸油装置(Floating Production Storage and Offloading，FPSO)，新建设施包括1座中心平台、1座钻采平台、2座井口平台及其周边的海底管线、海底电缆等。新建区域简称恩平15-1油田群，位于珠江口盆地坳陷带珠I坳陷西部位置，距香港西南约200 km，平均水深为80～100 m，距南部已建的恩平油田群35～57 km。恩平油田区域示例如图1所示。

图1 恩平油田区域示例

1.2 台风统计

南海海域每年都会经历台风或热带风暴的侵袭[2]。据不完全统计，2015—2019年，恩平油田区域经历的台风及造成的停产影响情况如表1所示。

表1 近5 a台风造成的停产天数统计

续表1 近5 a台风造成的停产天数统计

1.3 避台风撤离方案

在恩平油田一般根据中央气象台预报的已命名台风未来120 h路径概率，判断其是否会对海洋平台设施造成影响，并根据台风中心前沿到达油田的距离，划分为绿色(600 n mile半径)、黄色(450 n mile半径)、红色(250 n mile半径)，形成三色防台风警戒圈，如图2所示。启动避台风撤离方案，主要分为以下3个阶段进行：

注：R为以设施为中心的半径距离图2 防台风三色警戒圈示例

(1) 第一阶段：观察准备(绿圈外)。一旦收到可能影响油田群的台风预警，且该台风中心或者10级风(50 kn，24.5 m/s)的前沿在600 n mile绿色警戒区以外，或到达红色警戒区的预报时间在96 h以上，进行密切观察和撤离准备。

(2) 第二阶段：撤离非生产必要人员(绿圈内)。一旦台风中心或者10级风的前沿进入600 n mile绿色警戒区内，或者将于96 h后进入红色警戒区，平台开始撤离非生产必要人员，并发布相关应急通告。

(3) 第三阶段：平台设施关停、人员全部撤离(黄圈内)。一旦台风中心或者10级风的前沿进入450 n mile黄色警戒区内, 或者将于24 h后进入红色警戒区边界前，平台开始关井停产，进行生产系统和海底管线置换，关闭所有设施，撤离全部剩余人员。

2 台风遥控模式设计原则

2.1 超限工况界定

在台风遥控模式方案设计中，如果现场达到下列条件之一判定为台风超限工况，此时陆地控制中心将启动远程关停和置换操作。

(1) 气象预报强热带风暴、台风中心或10级风的前沿进入红色警戒圈(250 n mile)。恩平油田区域台风警戒圈界定。

(2) 油田现场的实测环境条件超过原设计工况条件：有效波高≤7.0 m，风速达10级。

(3) FPSO的单边摇摆超过5°(根据海上操作经验)。

(4) FPSO的货油舱容达90%或满载吃水。

(5) 海陆通信中断超过10 min。

(6) 现场监测到异常工况：火灾、可燃气泄漏、关键设备故障、工艺参数超限等。

(7) 陆地远程监控发现有溢油、火灾、可燃气泄漏或其他异常工况等。

2.2 总体原则

在恩平油田群新建区域，最近的平台15-1CEP距已建FPSO 42.2 km，最远的平台20-5WHPA距FPSO约85.2 km，距离都相对较远。目前，FPSO的生产处理和存储能力兼顾已建和新建2个区域。受生产系统能力和舱容限制，台风远程遥控模式方案先在就近FPSO的2个平台15-1CEP和10-2WHPA试行。距离较远的2个平台20-4DPP和20-5WHPA暂不考虑台风遥控模式[3-4]。

恩平新建区域台风遥控模式方案的总体设计原则如下：

(1) 主要为实现台风未经过或到达前的延迟停产，当台风真正侵袭平台(到达红色警戒线)前远程完成关停和置换。

(2) 根据油田群关停不压井测试，台风遥控模式下生产关断后不考虑压井。

(3) 在投产初期原油产液含水体积分数较低，停产后管线和海底管道里的原油凝固堵塞(简称凝管)的风险较高，不考虑台风遥控模式。

(4) 投产中后期试行台风遥控模式，起初按照含水体积分数90%进行原油外输，以降低管线和海底管道发生凝管的风险。产液直接输入FPSO储存，待台风过后再一并进行处理。

(5) 在投产后根据油田降凝剂试验情况，可适当调高外输原油的含水体积分数。

(6) 不考虑停产后的远程遥控复产和启动，台风过后需由人员登平台确认现场情况后再进行。

(7) 在台风遥控模式下，平台自持时间按5 d考虑。

(8) 在台风遥控模式下，考虑4种关停的操作工况。

2.3 设计工况

为降低台风遥控模式期间，远程关停后管线和海底管道发生凝管的风险，选取适当的工况作为台风远程遥控设计的基础，既能满足平台的安全生产和关停又能实现远程遥控设计的要求。恩平油田台风遥控模式方案考虑以下4种设计工况，如表2所示。

表2 台风遥控模式工况

3 方案设计

3.1 工艺系统方案

(1) 原油处理系统

在台风遥控模式下，为实现原油生产处理系统的远程关停和调节，在工艺流程上增加部分可远程复位的关断阀和调节阀，原油外输泵可进行远程启动或关停，流程示例如图3所示。

图3 原油处理系统流程

(2) 生产水处理系统

在台风遥控模式下，生产水处理系统流程上增加了部分可远程复位的遥控阀，生产水增压泵和污油泵可进行远程启动或关停，流程示例如图4所示。

图4 生产水处理系统流程

(3) 发电机和燃油系统

原油主发电机和柴油应急发电机具备完善的本地和远程控制系统，可把各控制信号对接到陆地控制中心，增加部分必要的探测仪表和高清摄像头，以实现台风遥控模式下的远程操作和监控。

原油主发电机具有原油和柴油等2种运行模式。在常规工况下采用处理后的原油作为燃料，若发生意外停机，则需要及时用柴油进行清洗和置换，以免原油凝固堵塞管道。其操作工序复杂，不稳定因素较多，需由专业操作人员现场完成。在台风遥控模式下，须在人员撤离平台前将原油模式切换至柴油模式。

柴油供应系统需增加部分可远程复位的遥控阀，平台的柴油输送泵和分油机可进行远程启动或关停，在台风遥控模式下及时为原油发电机和应急发电机补充燃料油。

(4) 其他辅助系统

闭排和火炬系统、化学注入系统、公用气和仪表气系统、膜制氮气系统、海水系统、淡水系统和消防水系统等，增加部分遥控阀门或关断阀，主要设备可远程启动或关停，本地控制盘(Local Control Panel，LCP)可远程复位，以配合台风工况下远程遥控模式的实现。

3.2 海底管道置换方案

由于海底温度一般较低且原油的凝点较高，在台风工况停产后，海底管道内存有的原油混输液须及时置换，以免凝固堵塞为后续复产造成困难。海底管道置换，首先由海水提升泵或消防泵从海里抽取海水，再由置换泵打入海底管道，将其中的原油输送至分离器或FPSO油舱，直至海水充满海底管道，然后进行关闭。在恩平油田群新建区域台风遥控模式下，海底管道置换分为2个阶段进行，如图5所示。

图5 海底管道置换流程

第1阶段：由10-2WHPA至15-1CEP间的海底管道置换：

(1) 海底管道直径约60 cm，长度为14 km，未处理原油产液输送。置换时间为15 h。

(2) 置换设备为电动消防泵和置换泵，同时具备正常和应急电源供应。

(3) 在主电和应急电都意外关停的工况下，不再进行海底管道置换。

(4) 置换介质海水，流量为150 m3/h，压力为2 400 kPa(A)，并需注入批处理剂，抑制海底管道腐蚀。

(5) 远程启动10-2WHPA平台的清管球发射器，进行海底管道内海水和原油的隔离。

(6) 投产后如有含水体积分数接近100%的高含水井，也可使用高含水井液进行置换。

(7) 在油田开发后期，大多数井口产液都达到高含水体积分数，停产后也可不进行海底管道的置换。

第2阶段：由15-1CEP平台至118FPSO间的海底管道置换：

(1) 海底管道直径约60 cm，长度为42.2 km，90%含水原油输送。置换时间为15 h。

(2) 主置换设备为电动海水提升泵和电动置换泵，同时具备正常和应急电源供应。

(3)备用置换设备为柴油消防泵和柴油置换泵，在主电和应急点都意外关停的工况下，进行海底管道置换。

(4) 置换介质海水，流量为350 m3/h，压力为3 000 kPa(A)，并需注入批处理剂，抑制海底管道腐蚀。

(5) 远程启动15-1CEP平台的清管球发射器，进行海底管道内海水和原油的隔离。

(6) 投产后如有含水体积分数接近100%的高含水井，也可使用高含水井液进行置换。

(7) 在油田开发后期，大多数井口产液都达到高含水体积分数，停产后也可不进行海底管道置换。

3.3 供配电方案

在台风遥控模式期间，由陆地电力调度控制中心对海上油田设施的供配电系统进行远程监控。与自控系统协同作业，在确保操作安全的前提下，实现对海上电力系统的远程监视和操作。

(1) 电力系统分配、综合调度、热备用管理、负载管理与优先卸载。

(2) 关键电气参数监控，电力系统安全性监测。

(3) 超限工况远程主动停电操作。

(4) 失主电应急工况关键电气设备远程恢复供电操作。增加电动操作机构实现应急工况远程恢复供电回路。

3.4 仪表控制方案

在恩平油田群新建区域的平台上设置相互独立的生产关断系统(Process Control System，PCS)、应急关断系统(Emergency Shutdown System，ESD)和火气探测系统(Fire and Gas System， FGS)，在中控管理中可实现人机界面和通信网络共享界面。同时，配备独立的操作台，在台风过后复产时人员也可进行现场操作和维护。

在陆地控制中心布置ESD Console控制台，集成本地和远程模式选择开关，设置ESD1、ESD2、ESD3等3级应急关断、生产系统置换、海底管道置换等系统设施的启停开关。设置全功能性的遥测和遥控系统，可对生产系统参数进行监测、修改、停机、停泵，在必要时遥控关断，实现无人值守工况下的持续生产。

将工艺和公用流程上的控制阀门设置为可远程复位的电动遥控阀，并将阀门远程与就地切换开关、开启或关闭是否到位、故障报警等信号接入中控系统。参与流程切换阀门的执行机构进行气动或液动冗余配置，以保证自动控制的可靠性。

3.5 通信系统保障

为确保台风遥控模式下通信的畅通，在陆地控制中心设置卫星通信站，在新建平台和已建平台上设置2套独立的卫星系统，可全天候实现陆地控制中心与海上油田的远程通信。在海上各平台之间，设置海底光纤和微波两种独立的通信系统，以保障各个平台之间的通信畅通。

4 结 论

恩平油田群新建区域开展台风遥控模式方案研究和设计，可减轻每年台风对海上油田生产的影响，以实现平台的延迟停产或避免停产。鉴于台风遥控模式的复杂性和高风险性，需分阶段逐步试行，待得到充分验证后可在其他海上油气田推广应用[5]。

为保证台风遥控模式的可靠性，方案设计采取多方面的措施，主要包括：

(1) 为避免原油易凝固堵塞管线和海底管道的风险，台风遥控模式初期选用90%含水体积分数外输方案，后续根据油田降凝剂试验情况再适当调整含水体积分数。

(2) 为提高海底管道置换的可靠性，配置主电、应急电和柴油泵置换等多种模式，投产后定期进行清管除蜡。

(3) 平台中控室的各类信号可同步传送至陆地远程控制中心，实现远程控制和监测。

(4) 在重点生产区域增设高清摄像头，在陆地控制中心可同步观察海上平台的实时情况。

(5) 平台自控关断逻辑相对完善，即使远程控制失效，ESD也可自动实现故障保障和应急关停。

(6) 建立可靠的通信保障。外部通信：新建区域油田可以通过卫星直接与陆地中心通信，也可通过微波与已建区域和陆地中心通信。内部通信：各平台之间的通信有海底电缆和微波两种方式，可保证台风遥控模式期间的有效通信。

(7) 如果海上通信意外中断，失联10 min后，平台中控系统将自动执行应急关断逻辑，进行平台设施的安全关停，同时启动自动置换流程。