海洋石油111坞修替产技术方案

杨学利，严明，夏华波

(中海油能源发展股份有限公司 采油服务分公司，天津 300452)

替代FPSO资源和油田产量、油田生产需求之间的互相匹配程度是临时替代复产方案首先需要考虑的问题。对于计划坞修停产，应提前对替代FPSO资源进行广泛的搜索和及时锁定。考虑到临时替代生产时间较短，一般最长时间不超过2年[1]。其中FPSO船体、工艺系统、系泊系统、海管海缆的匹配性要进行重点分析，以保证替产的FPSO经过设计改造后能够与坞修的油田生产对接上，做法通常是提前去国际市场寻找合适的闲置FPSO或利用内部闲置FPSO资源。考虑以MUNIN 、GLAS DOWR为例进行替产方案分析。

1 替产资源选取关键因素

系泊系统是保障替产方案安全的关键因素。目前，世界上掌握FPSO系泊技术公司主要有：摩纳哥SBM公司、荷兰Blue Water公司、美国SOFEC公司、挪威APL公司[2]。各公司都有自己的核心技术或专利，系泊系统设计不能实现标准化,也是制约替产作业的首要瓶颈因素。表1为替产FPSO技术参数对比。

表1 替产FPSO技术参数对比

GLAS DOWR曾在北海海域、东南亚海域服役，其配备的永久式单点系泊，能够承受恶劣的环境条件，但是由于其单点系泊系统荷兰Blue Water(为蜘蛛转盘配合止链器张紧模式)，与海洋石油111现有的挪威APL公司单点系泊系统差异较大难以匹配,见图1。如果重新布置一套单点系泊系统进行临时替产则工程量和费用较高，且海上施工时间窗口期难以获得保障。

图1 单点型式对比

通过前面的初步评估，从降低成本和节约时间的角度，临时替产方案尽可能考虑使用原水下系泊系统，相比之下，带DP的FPSO是比较理想的替代船舶。目前，世界范围内在役的动力定位 FPSO 约有10余艘，墨西哥湾和北海居多，吨位以10 000 t左右居多，主要是油田的试采和短期生产，作业水深从 15～2 500 m 不等。动力定位系统的优势是能够不借助水下锚系进行海上限位，适用于超深水系泊投资过高的海域，或与水下系泊系统同时选配小功率的动力定位系统，发挥临时或辅助限位的作用[3]。MUNIN(见图2)曾经服役过南海陆丰油田、西江油田、惠州油田，尤其在南海东部海域具有丰富的生产经验，其配备的DP动力定位系统以及可解脱式单点系泊系统提供的灵活的定位模式。

图2 MUNIN FPSO

2 临时替产技术方案

2.1 方案概述

番禺4-2油田位于南中国海珠江口盆地，香港以南200 km，番禺5-1油田位于4-2油田以东18.4 km。番禺4-2油田水深大约为97 m,番禺5-1油田水深大约为110m。番禺4-2/5-1油田共包括2座固定式井口平台和1条FPSO(海洋石油111)。MUNIN临时替产方案见图3。

图3 MUNIN FPSO替产方案示意

将海洋石油111的2根柔性立管安装在MUNIN的临时单点浮筒底部，单点浮筒通过锚链和重力锚实现定位以及自存。当MUNIN将临时单点浮筒连带柔性立管回收至左船舷外布置的1个舷侧单点滑环(Outrigger)并完成管线连接后，即可开展临时替产的各项作业。生产期间，MUNIN以DP动力定位的模式调整艏向并围绕临时单点滑环(outrigger)旋转。外输作业期间，外输油轮与MUNIN尾部串连进行艉输，同时布置一条拖轮在外输油轮尾部拖尾。串靠是在外输过程中，提油轮通过缆绳连接于FPSO的船尾，与FPSO 成一直线。此靠泊方式更能适应恶劣的海况作业条件，且穿梭油轮解脱缆绳更安全、方便，可用的提油轮范围更广，是目前绝大多数FPSO 采用的系泊方式。

2.2 环境条件匹配分析

MUNIN FPSO曾在LF22-1油田服役,该油田位于中国南海海域，香港东南方向250 km处的珠江口盆地，区域水深约330 m，是一个小型油田。油田位于亚热带，全年平均气温是25.8 ℃，一般最高气温出现在9月,为36 ℃，最低气温发生在12月,为15 ℃。全年降雨量约为1 950 mm，主要集中在6—9月之间。每月平均相对湿度超过80%。台风和热带风暴的平均持续时间为26 h。热带低气压的平均持续时间为17 h。6至10月间的热带旋风的平均移动速度为18～22 km/h，最大风速为50 km/h。由于季风气候的影响，东北浪盛行于10月—来年4月，而南浪和西南浪普遍发生于6—8月间。9—来5月是过渡时期，但东北方向的浪在此期间仍然频繁发生。夏季的平均浪高约1 m，冬季平均浪高为1.5～2.0 m，最高为8 m。根据MUNIN在南海东部的多个油田的服役经历，这些海域的作业海况条件与番禺油田类似，因此认定满足番禺油田作业海况。

2.3 船型及主尺度分析

MUNIN FPSO为船形单甲板，货油舱区为双舷侧、双底，具备自航动力定位能力，无需拖航安装且回接时无需工程船辅助定位，环境恶劣时能快速解脱，紧急避险，恢复后能自航自回接。生活楼、直升机甲板位于船艏，卸油设备、火炬塔和主电站(机舱)位于船艉，工艺处理设备位于上甲板上方的工艺甲板上。艉艏各设置3个推进器，其中艉部设置2个全回转舵桨和1个伸缩桨，艏部设置2个伸缩桨和1个隧道式侧推器。

常规FPSO主尺度是针对特定海域、特定油气田量身定制的，作为替产DP船舶耐波性作为重要考虑因素。仅从耐波性角度出发，船长主要影响纵摇和垂荡。在规则波中，当船长L与波长λ比值约等于1 时，波浪的扰动力最大，纵摇和垂荡十分激烈。当L/λ>1.3时，无论是否发生谐摇，纵荡和垂荡都不会太大[4]；从耐波性角度看，根据MUNIN在南海的作业经验，有义波高在6.0～6.5 m为极限作业状态，超过6.5 m有义波高，FPSO解脱避台，因此FPSO的船体自存工况可以暂时按照1年1遇台风考虑，根据耐波性理论，MUNIN船长优于计算最小的船长。故满足基本要求。

2.4 工艺系统处理能力匹配分析

MUNIN FPSO的原油生产流程为：一级分离、二级分离、电脱水，生产水处理流程为水力旋流、脱气罐，通过与海洋石油111的生产工艺流程对比(见表2)，经过简单的改造升级能够适用惠州油田群的生产需求。MUNINFPSO的油日处理能力和液日处理能力分别为75 000 桶、140 000 桶，生产水日处理能力为100 000桶，处理标准为30 ppm，可以满足番禺油田群的当年的生产需求。伴生气处理系统以及火炬等的处理能力为1.0 MMSCF/d，满足油田放空要求。

表2 海洋石油111与MUNIN对比

发电机供电能力：主电站配备 4 个 5.2 MW的柴油发电机组，大约能提供总20.8 MW的可用电力。其中2台可以原油为燃料。上部模块安装的原油处理装置可将原油净化后成为燃料。该主电站可提供 6.6 kV 60 Hz的电力以供耗电量大的设备如推进电机、货油泵和推进器使用，690 V和440 V的电力供中型电压设备使用，230 V供应正常设备使用，24 V供低压直流电用户使用。符合动力定位的规范要求，主电站和配电系统被分为2个完全独立的系统。除主发电机之外，还配备了1.1 MW的靠港用发电机和460 kW的应急发电机。临时复产期间，不考虑MUNIN FPSO对外供电，油田的各个平台需要增加临时电站提供动力。

2.5 外输能力匹配分析

MUNINFPSO采用串靠艉输方式进行外输，通过对比其外输泵的配置能力和相匹配外输油船的吨位，确定满足油田生产需求。外输计量系统：MUNIN FPSO配备有国家计量局认定的原油外输计量设备。可连续自动计量、累加并记录下从货油舱转运至外输油船的原油量。其最大外输计量能力是8 000 m3/h，设计为4艘流量计。外输油船的装载量应在35 000～120 000 t之间，并配备符合OCIMF标准的船头系泊和装载设备，外输速度为12 h内不小于300 000桶，24 h内不小于500 000桶。

2.6 3种海况下DP系统工作模式

FPSO在靠近船中的右舷侧设置管汇平台，以管汇平台为中心并通过其上的转塔机构进行全方位回转，动力定位控制精度为±5°和±3 m，当FPSO 迎风(浪)角超过5°或偏离管汇平台中心3 m，即FPSO超出定位精度，则DP系统会通过推力计算和推进器最优化分配策略，使 FPSO 回转到该时刻环境载荷最小的首向；海况较好时，启动3号推进器和4号推进器，3号推进器和4号推进器中1台为主推、另1台处于低负荷运行或热备用状态；海况较为恶劣时，启动船首和船尾的各 2台推进器，4台推进器中的2～3台为主推，1～2台处于低负荷运行或热备用状态；极端海况时，启动 6 台推进器，6台推进器中的4～5台为主推，1～2台处于低负荷运行或热备用状态。

典型工况分析考虑两种情况：生产+存储作业工况&生产+外输作业工况。根据工作日志统计资料，低作业海况时间分配比例约为55%；中等作业海况时间分配比例约为28%；恶劣作业海况时间分配比例约为17%。测算两种工况下仅DP 日均消耗燃油约为38 t。主电站与锅炉日燃油消耗总量，生产+外输作业工况约为生产+存储作业工况的1.3倍。

2.7 有效生产天数计算费用估算

海洋石油111坞修计划总停产天数中，需要扣除停产后解脱约10 d，更换海洋石油111单点浮筒约30 d，MUNIN FPSO安装临时浮筒、回接及调试约5 d，然后开始油田临时复产；待111坞修结束后返航油田时，MUNIN解脱约3 d，海洋石油111回接及调试约10 d，扣除海上各项作业天数后，为MUNIN FPSO临时复产有效生产天数。

2.8 替产改造费用估算

包括且不限于：工艺系统维修改造费、替产船舶动复员费、日常租金、生产操作费(含燃料费、人员费、备件费等)、井口平台临时电站改造、海上施工费(指单点浮筒、立管回接)、税费、不可预见费。

3 结论

采用DP FPSO原位替产方案技术上可行。其优点是临时设施最简单、海上施工少、自身DP系统能够实现海上限位。缺点是DP FPSO资源稀少，租金较高且动力定位系统需要消耗较多燃料，需匹配较高的电站负荷，生产期间需依赖于油田的各个平台启用临时电站。本替产技术方案是基于在原位置MUNIN FPSO 就位，且避开海洋石油111FPSO 的系泊系统维修更换作业范围，否则，需要重新铺设海底管道，增加项目实施难度。此外，MUNIN FPSO自身也可以采用简易单点+动力定位形式，遇台风自行停产解脱，其技术方案较纯DP方案复杂，有待进一步研究。