老龄钻井平台改造为采油平台技术可行性分析

欧阳丽虎，韦晓强，刘剑楠

(中海油能源发展采油服务公司，天津 300457)



老龄钻井平台改造为采油平台技术可行性分析

欧阳丽虎，韦晓强，刘剑楠

(中海油能源发展采油服务公司，天津 300457)

按照船级社移动平台规范，以一个实际老龄自升式钻井平台为例，对改建方案和改造后的总体性能、整体强度、安全性及油田适应性进行分析论证，进行结构加强，以保证老龄平台运营期间的生产作业安全。

老龄钻井平台；采油平台；边际油田；改建；开发

目前国际石油价格低迷，全球各大能源企业纷纷采取措施降低运营成本。在这种大背景之下，本文所述的老龄钻井平台改造为采油平台进行边际油田的开发在经济性方面显示出明显的优势。已经有国内学者开展了平台改造方面可行性的相关研究工作[1]。国内船舶检验机构也给出了相关的指导性文件[2]。对海上钻井平台的生产和生活设施进行不同规模和形式的改造，以实现新建平台与现有平台的有序衔接，最终达到稳产、增产和节能减排的目的[3-4]。在平台的使用年限内以经济、高效的开发为原则，同时应当考虑可行性和安全性[5-6]。

根据南海某边际油田开发要求，并结合某自升式平台特点，编制某自升式平台改造方案，以适应于南海某边际油田开发要求。主要介绍原某自升式平台的改造工程，此平台主要由主体、桩腿、桩靴、钻台及滑动系统、生活楼、吊机等组成。

1 平台改造总体思路

原某自升式钻井平台整体改造将保留原平台船体结构、桩腿、升降系统、吊机、生活设施及压载舱室，并根据油田生产需求平台由钻井平台改造为油气处理平台，重新划分部分原钻井用设备舱室、危险区，主甲板新增设油气处理系统等。改造方案主要涉及原平台钻井设施的拆除、原柴油发电系统的部分封存、新增配电设备、消防设备、安全仪控设备、油气处理系统及注水系统等。平台改造后其基本性能，如稳性、结构强度、预压载、升降能力、整体强度等满足中国船级社对平台重大改建的检验及入级要求[7]。该自升式平台为移动自升式桁架桩腿钻井平台，主要参数见表1。

表1 改建平台主要参数

2 平台改造方案

2.1 原平台功能装置的拆除

原平台为钻井平台，改造后平台功能为井口支持及油气处理平台，因此原平台钻井功能模块须拆除，主要包括：

1)井架、钻台及设备(含钻台横向移动及纵向移动轨道，位于主甲板艉部)。

2)泥浆净化模块(位于主甲板艉部右舷)。

3)钻杆堆场支架及护栏(位于主甲板中部)。

4)重晶石、膨润土及水泥罐4个(位于主甲板中部)。

5)拆除泥浆泵舱内的相关设备(包含泥浆泵、驳运泵、高压管线等)，为注水泵提供空间。

6)拆除泥浆池及相关设备(包含搅拌器、泵、探测设备等)，并进行改造为生产水缓冲舱及注水缓冲舱。

7)拆除配电间内钻井配电设备(位于配电舱内)。

8)其他包含钻井、轮机、电气、舾装相关的结构、管线、电缆等。

上述拆除部分合计重量约1 020 t。

2.2 平台改造布置

主要设备布置考虑危险区划分、系统设备模块化、避免舱室开舱等。

1)主甲板。拆除原平台主甲板设备(含钻台及井架、钻台纵桁移动、主甲板钻杆堆场、泥浆净化模块、水泥灰罐等)，并在原平台井口槽区域增补甲板，提供主甲板可利用面积约700 m2。用于布置油气处理系统、生产水处理系统、新增配电系统等。其中油气处理系统、生产水处理系统布置于平台艉部，新增配电系统放置于平台中部。考虑危险区划分，油气处理系统、生产水处理系统与艏部生活区、新增配电系统之间设相应的隔离墙。

2)注水泵舱。注水泵200 m3/d(一用一备)，设备及相关配套设备较多，在主甲板上布置较为困难，故注水泵布置于原泥浆泵舱，并布置反冲洗泵、注水增压泵等。

3)生产水缓冲舱及注水缓冲舱。布置于原平台泥浆舱，其中生产水缓冲舱容积85 m3、注水缓冲舱85 m3。考虑舱室危险区划分，在缓冲舱与机械舱室之间增加1.5 m宽隔离空舱。

4)井口支持。原平台井口槽位置设井口支撑保护架，满足8口井的井口支持要求。

5)消防泵。由于在主甲板布设油气处理及注水系统，消防面积较原平台增大，增设泡沫消防泵及水喷淋消防泵各1台，在油气处理区及注水系统区域布设相应的消防炮。

6)甲板室。对原居住、生活、工作用功能舱室进行适当改造，改造后满足50人的生活居住需要。

7)其他。在原泥浆辅助泵舱内增设制氮橇及氮气缓冲罐，在原主机舱内增设仪表风空气缓冲罐；原救生消防系统，照明、通信、控制及探测等系统的部分设备经适当修理或改造后，可满足现行规范及使用要求。

2.3 改造后平台重量估算

原平台空船重量6 100 t，作业可变载荷1 800 t，合计作业载荷7 900 t；改造后平台空船重量约5 830 t，可变载荷(含淡水、生产水、注水、生产过程的流体、柴油、润滑油、生活用料、生活污水及海水等)约1 560 t。相比于原平台空船重量降低约270 t，可变载荷降低约240 t，作业工况较原钻井工况降低约510 t。

2.4 结构改造2.4.1 井口隔水管平台

原平台艉部井口槽(15.8 m×12 m)底部，设置井口保护支撑架，井口保护支撑架采用半2组合结构，与周围船体结构采用铰连接，便于井口保护架的拆除及连接。井口保护支撑架满足8口井(间距2 m)的支撑保护要求。井口保护支撑架结构进行有限元强度校核，满足百年一遇环境条件下的强度要求。

2.4.2 井口槽甲板

为提高平台主甲板的可利用面积，原平台井口槽位置增设甲板，并预留8口井的连接空间。预计增加甲板面积约150 m2。新增甲板采用板梁组合结构。新增井口槽甲板结构强度满足支撑上部设备载荷的需求，并进行强度校核分析。

2.4.3 泥浆舱改造

平台原泥浆舱内泥浆池及相关设备拆除，泥浆舱改造为生产水缓冲舱及注水缓冲舱。为考虑生产水缓冲舱的安全要求，在原泥浆舱与配电舱之间增加隔离空舱(同时增设横舱壁)。生产水缓冲舱及注水缓冲舱周围舱壁改造为水密结构。

对原泥浆舱周围舱壁进行强度校核，并根据强度校核情况对周围舱壁进行局部加强，须满足规范[7]要求。

2.4.4 直升机平台改造

原某自升式平台直升机平台满足S-61直升机起降要求，根据油田开发招标文件，改造后续满足S-92直升机起降要求。改造中须对原直升机平台甲板进行改造，并进行直升机平台结构强度校核计算，并根据应力情况，确定直升机平台直升机支撑结构是否需要改造。以满足现行规范[7]的要求。

2.4.5 海底电缆及海管登临及保护结构

在桩腿内设海底电缆及海管接驳及保护结构，能够实现海底电缆及海管的快速接驳及拆装，强度满足规范[7]要求。

2.5 配电系统改造

2.5.1 改造后平台设备电制

原平台未拆除设备电制不变，60 Hz，包括升降系统、空压机、生活污水处理、照明、潜水电泵、安全探测及仪控等。新增原油处理系统、生产污水处理系统、化学药剂注入系统、潜油电泵、制氮橇块等电制采用50 Hz。新增泡沫消防泵及水喷淋消防泵电制采用60 Hz。

2.5.2 主供电方案

改造后平台在作业时：采用海底电缆供电，新增原油处理系统、生产污水处理系统、化学药剂注入系统、潜油电泵、制氮橇块等设备经变压器变压及配电后供电；原平台上未拆除的设备、新增泡沫消防泵及水喷淋消防泵经变频器、变压器变频至60 Hz及相应电压后，配电系统分配供电。改造后平台升降时：预留2台原平台柴油发电机组(其余2台柴油发电机组封存)供电。原平台柴油发电机组功率为1 200 kW，满足升降系统供电需求，平台主供电方案见图1。改造后平台拖航时：采用预留的一台原平台柴油发电机组供电。

图1 平台主供电系统方案

2.5.3 应急供电方案

原平台应急负荷约为173 kW，新增消防负荷约为120 kW(1台泡沫消防和1台喷淋泵及电伴热)，平台应急负荷计算见表2。

表2 平台应急工况负荷计算

根据该平台资料，其应急机功率为275 kW，不能满足需求，须更换1台应急机，选用一台400 kW的应急发电机。相关应急机房、燃油柜、滑油系统及供油系统响应提升改造。

2.6 仪控系统改造

该平台由钻井平台改为采油平台，增加了相应的工艺流程和工艺设备，相应的仪控系统也要进行整改，主要是过程控制系统、火气系统、应急关断系统的硬件、软件、现场仪表及电缆数量和敷设的改造。

2.7 工艺系统改造

2.7.1 原油处理系统

平台主甲板布置有化学药剂注入橇块、计量加热器、生产加热器、闭排罐橇块、生产及测试管汇、计量分离器、三相分离器、气浮机、核桃壳过滤器等设备；泵舱设有注水增压泵，注水泵，反冲洗泵各两台。正常生产时井口区生产的流体分别进入计量管汇和生产管汇。需计量的生产井流体(定期)进入计量分离器进行计量。其他各井来液经生产管汇进入生产加热器加热后进入三相分离器处理，分离出部分含油污水后，原油含水率小于50%进入海底管线混输。原油处理系统考虑原油组分中CO2及H2S，相关设备须具有相应的防腐要求。

2.7.2 生产污水处理系统

原油处理系统分离出的含油污水经过生产水处理系统处理，达到注水指标后作为注水水源实现回注，改进后的污水处理系统设计处理能力为4 800 m3/d。生产污水处理采用三级处理，第一级为生产水舱，第二级为气浮机，第三级为核桃壳过滤器。处理合格的污水首先输至净化水舱，然后作为注水水源实现回注。不达标的生产污水将通过注水增压泵回输至生产水舱重新处理。经气浮机处理后的生产水进入核桃壳过滤器再进一步处理。用于反冲洗核桃壳过滤器的水由净化水舱供给，反冲洗后排出的含油污水靠自压流至生产水舱。在净化水舱上部设收油装置，以便收集长期累积的少量污油，对收集的污油靠自身重力流入生产水舱。

2.8 公用系统功能

平台的公用系统主要设有化学药剂注入系统、开式排放系统和闭式排放系统。

2.8.1 化学药剂注入系统

为了保证油品的正常输送、生产、减缓设备和管线的腐蚀及注水水质要求，采用6种化学药剂：破乳剂、防腐剂、降粘剂、除氧剂、絮凝剂、防垢剂。各种化学药剂分别通过在各自的储罐中加入淡水或柴油，充分搅拌后由注入泵打到各注入点。

化学药剂注入系统由储罐、药剂泵及搅拌器组成，整个系统安装成橇。化学药剂注入泵(计量泵)是能够准确控制注入量的容积式泵，且工作范围较宽，在泵的入口管线上设有一个校准仪表以检验计量泵的精确度。

化学药剂注入系统的设备、管线均应进行保温和伴热以防止冬季冻结，化学药剂储罐设有电伴热装置。由于各油气田之间的物性差别较大，加之不同的化学药剂其性质和作用机理不同，且可能存在化学药剂之间相互影响的情况。化学药剂种类和注入量需要经过实验室进行筛选，再通过生产现场进行试验，以最终选择出用量最小、效果最好、没副作用且好保管、无毒又经济的化学药剂。

2.8.2 开式排放系统

开式排放系统由甲板地漏、各设备的开式排放口、开式排放管线、水封、开式排放管汇、污油水舱和开式排放泵组成。来自各个设备开式排放的液体依靠自身重力自流进入污油水舱，该系统的配管上设有水封以防互串。

开式排放系统主要用来收集、处理和排放溢出液、设备冷却冷凝水、甲板雨水和冲洗水。平台生产区甲板水收集进污油水舱。平台生产区的液体进入污水舱处理。开始降雨15 min内，危险区和非危险区收集的雨水进入污油水舱，15 min后切换阀门直接排海。为了防止杂质进入污油水舱，在开排管汇U形弯的上游安装了篮式过滤器过滤杂质。为了防止生产水舱的危险气体回窜到平台，U形弯内水封的高度应大于污油水舱的设计压力。

2.8.3 闭式排放系统

闭式排放系统主要包括闭式排放罐和闭排泵。罐内设有液位控制开关，液位的高低可控制闭式排放泵的启停，正常运行时，当液位升到设定的高液位值时，泵自动开泵，将罐内液体泵出，当液位降到低液位值时，自动停泵。

作为平台的生产安全泄压系统，主要收集平台上带压容器、管线等排放出的带压流体，当达到一定的液位时，分出凝液经闭排泵打入海底管线。

2.9 轮机系统改造

2.9.1 消防设备改造

根据改造后应急负荷的校核，原平台所配置的275 kW应急发电机组已不能满足应急需求，须更换新应急发电机组(400 kW，60 Hz)，位置不变，同时对其相关的滑油、燃料柴油供给设备进行升级。

平台原油消防泵(2台120 m3/h)不变，其对应原消防区域不变。由于平台甲板布置油气处理工艺区，消防区域变大，在原泥浆辅助泵舱内增设泡沫消防泵及水喷淋消防泵各1台(200 m3/h)，在油气处理区及注水系统区域布设相应的消防炮，实现对油气处理工艺区进行消防。对相应消防系统进行改造。

2.9.2 CO2系统改造

CO2对象主要为平台机械舱室，原有未变动舱室CO2系统不变；由于改造中配电舱(增加变频柜、配电柜等)、散料舱(内增变压器)、泥浆辅助泵舱(内增消防泵、制单设备等)，其CO2系统须重新布置，并满足规范[7]的要求。

2.9.3 制氮系统

平台原辅助泵舱内增设1台制氮机橇块及氮气储气罐，该橇块产生的氮气用于对平台生产水缓冲舱、主甲板油气处理设备(如三相分离器等)实施氮气保护，以及平台工艺系统的吹扫。

3 改造后主要性能分析

1)拖航稳性。原平台空船重量6 100 t，改造后平台空船重量约5 830 t，相比于原平台空船重量降低约270 t，拖航过程中可变载荷(原钻井功能下的固体散料、钻具等)较改造前均降低，平台干舷变大，对平台拖航稳性有利；同时，改造后拆除了井架及滑动系统，使平台重心高度有所下降，对平台拖航稳性有利；综合上述因素及拖航环境条件，平台改造后拖航稳性优于改造前。

2)抗倾稳性。由于作业区域风速及作业水深较平台原设计工况降低，产生的倾覆力矩较原平台设计工况大幅度下降；波流载荷产生的倾覆力矩较原平台降低。综合考虑，平台改造后抗倾稳性能较原平台有所改善。

3)预压能力。改造后平台重量下降，作业及自存工况下对地压力降低，对平台的预压载能力要求随之降低。改造后平台保留了原平台压载系统，与原平台具有同等的压载能力因此改造后预压能力满足使用要求。

4)拔桩能力。平台改造后空船重量下降，干舷高度变大，提供了更高的拔桩浮力，提升了平台的拔桩能力，因此拔桩能力满足要求。

4 后期油田开发的适应性分析

针对后期进行开发的A、B、C等边际油田，对某老龄自升式自升式钻井平台改建后对上述油田的适应性进行分析，见表3。

通过上述对比分析，某自升式按开发边际油田需求改建后，对A、B、C油田的开发具有较强的适应性。但在伴生气含重烃方面，B油田相对于其他区域较高，须进行适当升级。

表3 边际油田适应性分析

针对平台改造提出如下建议：①大型设备(如泥浆泵、注水泵)进、出舱时，须采用开舱处理，对大开口进行必要的加强，以避免结构变形及局部结构的破坏。设备进舱后需进行恢复，保证改造后平台结构强度优于原平台；②针对后期开发(A、B、C)的开发，改造中可考虑采用新增原油发电机进行供电，其优点在于：可以重复使用，灵活性较强，避免油田滚动开发过程中重复铺设海底电缆。

5 结论

老龄钻井平台设备拆除更换、结构调整后，结构强度满足要求，电力供应充足，采油工艺可行，公共系统和轮机系统满足功能需求。而且，改造后平台的拖航、预压等稳性性能进一步改善，充分满足后续油田的开发需要。综上所述，老龄钻井平台改造为采油平台进行边际油田开发在技术层面上是可行的。

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Technical Feasibility Analysis of Transforming Aged Drilling Platform into Oil Production Platform

OUYANG Li-hu, WEI Xiao-qiang, LIU Jian-nan

(CNOOC Energy Technology & Service-Oil Production Services Co., Tianjin 300457, China)

In accordance with the specification for mobile platform of the classification society, taking an actual aged self elevation drilling platform as an example, the reconstruction project and the overall performance, overall strength, safety and oil field adaptability were analyzed and demonstrated. The analytical results were used to guide the on-the-spot structure strengthen, so as to ensure the operation safety of aged platform.

aged drilling platform; oil production platform; marginal oilfield; reconstruction project; development

10.3963/j.issn.1671-7953.2016.05.005

2016-07-10

欧阳丽虎(1978—)，男，学士，工程师

U674.38

A

1671-7953(2016)05-0020-05

修回日期：2016-08-10

研究方向:采油平台设计及采油工艺

E-mail:ouyanglh@cnooc.com.cn