海底地质勘探技术发展 -海底地质结构图

红袖舞墨 · 发表于综合类资料 2023-11-15 05:45:03

摘要：分析了中国海洋深水油气田开发工程技术与国外的差距，详细论述了“十一五”至“十三五”期间国家科技重大专项“海洋深水油气田开发工程技术”项目所取得的重大研究进展。具体体现在：构建了1500m深水油气田开发工程设计技术体系，基本具备了1500m深水油气田开发工程设计能力，相关研究成果已在荔湾3-1气田群、流花16-2油田群和陵水17-2深水气田等工程项目中得到成功应用；构建了4大类共16项深水工程实验系统，形成了国内深水工程实验技术及实验体系，为相关深水工程技术研究、设备研发等提供了实验手段；自主研制了一批1500m水深的水下关键设备和产品，其中深水保温输送软管、深水水下管汇、水下多相流量计等高端产品和设备已初步实现了国产化应用；自主研制的4类深水工程设施监测系统已部分应用于现场监测。相关研究成果带动了我国海洋石油设备制造能力由陆地向海洋、由浅水向深水的跨越式发展。最后结合我国南海及海外深水油气田开发的实际需求，对我国海洋深水油气田开发工程技术的未来研究及发展方向提出了具体建议。我国是油气资源消耗大国，2019年石油对外依存度超过70％，天然气对外依存度超过45％。我国油气对外依存度持续攀升，而我国南海深水区油气资源丰富，加大国内勘探开发力度，加快我国南海深水油气田开发的步伐，不仅是全力保障国家能源安全的战略需求，也是我国石油工业自身发展的现实需要。中国海油经过30多年的发展，特别是近10年，已经建成了以“奋进号”“海洋石油201”为代表的五型六船深水作业船队，初步具备了深水油气勘探和开发的能力。国内荔湾3-1深水气田群和流花16-2深水油田群的成功投产以及即将投产的陵水17-2深水气田，拉开了我国深水油气田开发的序幕。但应该看到，我国在深水油气田开发工程技术方面的研究起步较晚，深水油气田开发处于初期阶段。国外水下采油树最大作业水深2934ｍ，国内最大作业水深仅1480ｍ；国外浮式生产装置最大作业水深2895.5ｍ，国内作业最大水深仅330ｍ；国外气田最长回接海底管道距离149.7km，国内仅80km；国外有各种类型的深水浮式生产设施300多艘，国内在役的仅有13艘浮式生产储油卸油装置和1艘半潜式平台。以上数据表明无论在深水油气田开发工程技术还是装备方面，我国均与国外领先水平存在巨大差距。此外，南海在深水油气田开发方面面临着比其他海域更大的挑战，如恶劣的海洋环境条件（内波和台风）、复杂的海底地形和工程地质条件（大高差）、离岸距离远（远距离控制和供电）、复杂的油气藏特性（高温、高压）、高压和低温的深水环境、海上突发事故的应急救援以及南海中南部油气开发远程补给问题等，均需要通过系统而深入的技术研究逐一解决。为了缩小与国外的技术差距，2008年，由中海油研究总院牵头，联合国内多家科研院所和高校，启动了国家科技重大专项“海洋深水油气田开发工程技术”项目。项目分为3期，共涉及7个方向：深水钻完井工程技术、深水平台工程技术、水下生产技术、深水流动安全保障技术、深水海底管道和立管技术、大型 FLNG/FDPSO 关键技术以及深水半潜式起重铺管船及配套工程技术。在“十一五”期间，主要开展了深水钻完井、深水浮式平台、水下生产系统、深水流动安全保障、深水海底管道和立管等深水工程核心技术的攻关，建立了深水工程相关的实验手段，并具备了深水油气田开发工程总体方案设计和概念设计的能力。在“十二五”期间，持续开展了深水工程核心技术的攻关，开展了水下阀门、水下连接器、水下管汇以及水下控制系统等关键设备和保温输送软管、湿式保温管、国产 PVDF（复合聚氨酯）材料等产品的国产化研发，具备了深水油气田开发工程基本设计能力。在“十三五”期间，完成了深水油气田开发工程应用技术的攻关，深化了关键设备和产品的国产化研发，建立了深水油气田开发工程技术体系，基本实现了深水工程关键技术的体系化、设计技术的标准化、关键设备和产品的国产化、科研成果的工程化。本文主要介绍国家科技重大专项“海洋深水油气田开发工程技术”项目历经3个“五年计划”攻关取得的研究进展，重点介绍深水油气田开发工程设计技术体系、深水工程实验系统、深水工程关键设备及产品、深水工程监测系统等4方面的研究进展，并对我国海洋深水油气田开发工程技术的未来研究方向提出了建议。

1 深水油气田开发工程设计技术体系

从2008年开始，“海洋深水油气田开发工程技术”项目以突破1500m深水油气田开发工程关键技术，构建深水油气田开发工程设计技术体系为目标，形成了涵盖水面、水中和水下，包括深水钻完井工程、浮式生产装置、水下生产系统、深水流动安全、深水海管及立管等系列化和一体化的设计技术体系（图１），形成了包括南海内波流场数学模型等10余种理论模型、柔性立管设计方法等20余种设计方法；形成了包括浮式生产系统、张力腿平台、深水立管和流动安全保障等10余套设计标准和指南；自主开发了近40套涵盖深水钻完井、深水浮式平台、水下生产系统、深水流动安全以及深水海管和立管等专业的设计软件。相关技术成果已成功应用于荔湾3-1及周边气田群、流花16-2油田群和陵水17-2深水气田的前期研究和工程设计中，有效支持了南海深水油气田的开发工程项目，使我国初步具备了1500m深水油气田开发工程技术能力，实现了我国海洋工程技术从300ｍ到1500m的跨越式发展。项目构建的深水油气田开发工程设计技术体系已应用于我国南海20余口井、10余个油气田以及海外5个油气田方案研究及设计中。

2 深水工程实验技术及实验体系

通过3个“五年计划”的攻关，突破了深水工程实验技术，构建了4大类共16项深水工程实验系统，形成了国内深水工程实验技术及实验体系（表１），为深水工程技术研究、设计、设备及产品研发等提供了实验手段。本章对典型的实验装置和相关技术做简要介绍。

2.1 浮式生产装置水动力性能实验装置及技术

开展了SPAR、TLP、SEMI、深水不倒翁平台、FLNG、FDPSO等浮式生产装置的深水水池试验（图２），掌握了深水生产装置水动力性能实验模拟技术，建立了一套各类型浮式生产装置水动力性能试验、涡激运动试验和内波与浮式平台相互作用的实验方法，形成了各类型浮式生产装置水动力性能实验指南，验证了SPAR、SEMI、TLP、FLNG、FDPSO和深水不倒翁等新型浮式平台的设计方案。

2.2 水下生产系统测试及试验系统

水下生产系统测试及试验系统主要用于测试和验证自主研制的水下关键设备过程质量检验、性能鉴定测试、工厂验收测试、集成测试，检测其功能、质量和性能指标等是否符合相关标准的要求。主要包括：水下阀门及执行机构专用试验系统、水下控制模块SCM测试平台、水下多相流量计压力测试系统、水下连接器和安装工具工程样机测试系统等。

建成了国内首套完整的水下阀门及执行机构的专用测试系统，并完成了相关产品测试。该系统主要包括ROV模拟液压马达深水测试连接工装、高低温负载循环试验装置、深海高压舱负载循环试验装置、阀门推力及扭矩测试装置等，具体技术参数指标见表２，部分试验系统见图３。

2.3 FLNG液化工艺试验系统

自主研发了适用于南海目标深水气田FLNG装置的丙烷预冷双氮膨胀液化新工艺。基于该工艺建成了天然气规模为2000Nm3/d的小型FLNG液化装置和20000Nm3/d的FLNG液化中试装置（图４）。该中试装置可实现丙烷预冷双氮膨胀液化工艺、丙烷预冷单氮膨胀液化工艺和双氮膨胀液化工艺等3套制冷循环的独立测试。通过实验验证了该液化工艺在南海深水气田FLNG装置中具有较好的适应性，液化率高于85％、能耗低于0.45（kW·h）/m3，装置自动化程度高、快速启动和停止性能强，具有海洋环境适应性好、抗晃荡性能优等优点。

2.4 深水海管和立管实验系统

突破了深水立管涡激振动试验模拟技术，成功研制出了可模拟最大相对流速为4.5m/s的均匀来流和剪切来流的深水立管涡激振动试验装置（图５），为深水立管设计提供了实验模拟手段。

深水海底管道在一定的外部静水压力作用下，容易发生屈曲破坏，本项目突破了深水海底管道屈曲模拟关键技术，成功研制出可模拟4300m水深压力环境下的大管径、实尺度深水海底管道屈曲试验装置（图６）（最大工作压力43MPa、压力舱外径1.6ｍ、长度11.5ｍ），并完成了轴向力和水压作用下的管道局部屈曲、管道屈曲传播和带有止屈器管道的屈曲穿越等3类全尺寸试验，为深水海底管道设计提供了实验模拟手段。

3 深水工程关键设备及产品

3.1 自主研制的水下关键设备已部分实现工程应用

自主研制的3大类共18套深水工程关键设备（表３），打破了国外的技术封锁和垄断，部分实现了国产化应用。

3.1.1 深水钻完井关键机具和设备

研制的深水钻完井关键机具和设备主要包括深水弃井切割工具和连续循环钻井系统。所研制的深水弃井切割工具主要用于实施深水水下井口系统的切割回收：即在实施永久弃井前，必须清除泥线以上的构筑物，应将水下井口系统从泥线以下4ｍ左右进行切割，并从海底清理回收到平台上。其主要技术参数：额定工作压力：20.68MPa，伸缩节伸缩距：0.50ｍ，切割扭矩：22500kN·ｍ。所研制的连续循环钻井系统主要实现接立柱、起下钻、划眼等工况下的连续循环钻井，有效控制当量循环密度，减少井下复杂情况，提高钻井效率。连续循环钻大位移井实际效果：完钻井深5000～7000ｍ，当量循环密度波动压力2.4％～4.5％（非连续循环钻井波动压力大于6.3％），岩屑运移效率＞90％，携屑效果好，无岩屑床和沉砂阻卡问题，顺利过断层，无漏、垮、卡问题发生，循环泵压和旋转扭矩均小于设计值，下尾管一趟到底，中途无任何阻卡发生。所研制的水下井口切割回收工具已在LH27-1-1和LH30-1-1井等10口井进行了海上现场试验和工程应用，购置成本较国外同类产品低50％。研制的连续循环钻井系统降低了当量循环密度波动压力，提高了井眼清洁程度，已完成海试，具备产业化条件，已在番禺10-5/8油田、EP23-7-A1井等大位移井取得了现场应用。

3.1.2 水下关键设备

１）水下阀门及配套执行机构

国内首次完成了深水大口径、高压力等级、多种材料方案、ROV和液压双操作方式的国产化水下阀门研制（图7a）。完成了所有产品的测试，并通过了国际权威第三方DNV认证，各项技术指标达到国际同等产品水平，即将进行海试。技术指标参数：参考标准：API 17D、API 6A、API 6DSS；设计水深：1500ｍ；压力等级：34.47MPa；公称通径：闸阀为130.18mm，球阀为304.80ｍｍ；可液压及ROV操作的单作用形式；执行机构液压控制压力：34.47MPa；ROV操作要求符合ISO13628-8 4级。

２）水下控制模块

国内首次完成了深水高压力等级、可回收式水下控制模块及其水下安装工具产品的研制（图7b）。建立了一套完整的水下控制模块专用测试系统，各项技术指标达到国际同等产品水平。SCM（水下控制模块）正在开展DNV第三方认证，即将进行海试。技术指标参数：设计标准API 17F ；SEM（水下电子装置模块）冗余配置；设计水深：1500ｍ。

３）水下多相流量计

国内首次完成了深水紧凑式、高压力等级、关键部件可更换式国产化水下多相流量计产品研制（图7c）。已通过国际权威第三方DNV认证，各项技术指标达到国际同等产品水平。技术指标如下：设计标准API 17S；设计水深：1500ｍ；设计压力：34.47MPa。水下多相流量计已在流花16-2油田和流花29-2气田项目实现了工程应用。

４）海上水合物专用取心工具

突破了水合物保温保压取心技术，自主研制了水合物保温保压取样装置（图8），主要包括绳索打捞回收系统、锁定释放系统、保温保压系统、压力补偿系统、阀门密封、控制及温压监测系统、取样系统。该取心工具分别在“奋斗5号”和“海洋石油708”勘察船进行了海上取样试验，在2017年5月利用该工具成功获取了海洋天然气水合物品，并在全球范围内首次成功实施了海洋浅层非成岩水合物固态流化试采作业并点火成功。技术指标参数：单次取心长度≥1ｍ；4小时内，岩心保持压力不低于原始压力的70％，温度不高于原始温度10℃。

3.2 自主研制的水下关键产品已部分实现工程应用

自主研制的3大类共17种深水工程产品（表４），打破了国外的技术封锁和垄断，部分实现了工程应用。

下面简要介绍3种自主研发的典型深水工程关键产品。

１）保温输油软管

保温输油软管是深水油气田开发重要的软管结构形式，目前由欧美少数公司垄断。本项目突破了保温输油软管国产化关键技术，建立了完整的保温输油软管设计、制造、性能测试和工厂接收试验技术体系，建成了国内首条动态保温输油软管生产线，成功研制了适用于500ｍ水深的动态保温软管（图９）。其技术参数如下：适应500ｍ水深，国产聚偏氟乙烯（PVDF）和保温材料，长度30ｍ，内径304.8mm，设计压力≥25MPa，设计温度120 ℃，总传热系数 <2W/（ｍ2·℃）。软管研究成果已成功应用于南海文昌13-6/10-3/9-2/9-3气田群、东方1-1等多个油气田，产品已成功出口海外，总长度达100km。

２）深水湿式保温管

深水湿式保温管是深水油气田开发重要的海底管道结构形式，可实现单壁钢制海底管道的保温，满足深水油气输送的保温要求，降低管道投资成本。我国海上深水湿式保温管主要依赖欧美国家提供，本项目突破了深水湿式保温管国产化关键技术，研制了适用于500ｍ水深的PVDF湿式保温材料，建成了国内首条复合聚氨酯湿式保温管生产线，成功研制出了深水湿式保温管道（图10），实现了保温材料的国产化。相关研究成果已应用于蓬莱19-3油田项目，填补了国内空白。其技术参数如下：适应500ｍ水深，基于研发的玻璃微珠合成的复合聚氨酯保温材料，长度24ｍ，直径203.2mm，保温层厚度75mm，总传热系数<3W/（ｍ2·℃），设计温度110℃。

３）水下虚拟计量系统

自主研制的水下虚拟计量系统已在南海文昌10-3、陵水17-2、流花19-5等海上气田中得到了成功应用，可实现油气水各相计量误差在10％以内，其中92％的数据误差在5％以内，已初步达到国际同行水平，保证了油田生产信息的安全，节省了水下多相流量计的投资。

4 自主研制的4大类深水工程设施监测系统已部分实施了现场监测

研制的4大类共11项深水工程监测系统（表５）成功实施了现场监测，为保障海上深水工程设施安全作业、优化工程设计提供了技术支撑和保障，填补了多项国内空白。

下面简要介绍3种自主研发的典型深水工程监测系统。

１）深水钻井隔水管监测系统

自主研发了国内首套设计水深为3000ｍ、监测误差小于6％的深水钻井隔水管在线监测系统（图11）。该监测系统主要包括：水下的监测装置、近水面的声呐信号接收装置和地面数据显示，主要用于获取测点处隔水管振动、位移、应力的参数数据。依托“奋进号”在LH36-1-1井完成了海试，成功实现了水面及水下双向信号传输和控制，成功获取了相关监测数据，实现了深水钻井平台隔水管作业状态的实时监测和关键参数的预警功能。

２）深水工程现场监测网络化远程实时监测系统

自主研制了水下自容式倾角－加速度测量传感器、水下自容式水深－倾角测量传感器，建立了流花11-1油田FPS（半潜式浮式生产系统）远程控制实时监测系统，获取了2年的实时监测数据，为流花11-1油田的安全生产提供了支持保障。利用我国北斗卫星导航系统，开发了远程独立传输的海陆空监测系统，建立了一套深水工程监测系统网络化信息管理平台系统（图12），服务于海上设施安全生产运行的风险评估与预警研究和生产设施完整性管理及本质安全研究。目前已完成管理平台系统软件开发、硬件配置以及系统集成，将接入“南海挑战号FPS”“海洋石油111”FPSO（浮式生产储油轮）、“海洋石油118”FPSO、番禺30-1平台，实现了海陆监测系统一体化集成及海上设施监测数据规范化集中管理与应用。

３）深水油气田流动安全监测与管理系统

建立了一套深水气田流动安全监测与管理系统，实现井筒、水下生产系统及海底管道流动状态的实时监测及危险工况预警，达到国外同类产品先进水平，成果已应用于流花19-5和文昌9-2/9-3气田。完成了海上油气田流动管理系统研制，首次实现了海管流动状态在线监测及水合物生产风险监测功能。

5 结论及建议

由于我国在深水油气田开发工程技术方面研发起步较晚，深水油气田开发产业才刚刚起步。无论是在深水油气田开发工程技术还是在深水工程装备方面，我国与国外先进水平相比仍存在较大差距。同时，中国南海还面临与国外其他海域不同的环境条件和技术挑战。因此，我国深水油气田开发工程装备和技术的研发仍然任重道远，需要继续加大科技投入，充分发挥国内外科技资源的作用，以产、学、研、用协同攻关的模式，大力提升原始创新能力，进一步突破尚未攻克的深水工程关键技术和产品。因此，本文就深水油气田开发工程的未来研究和发展方向，提出以下5点建议：１）加强深水工程卡脖子装备和技术的基础研究。我国在深水油气田开发工程技术和装备领域落后国外10～15年，根本原因在于基础研究比较薄弱，必须加强基础理论、实验模拟方法、工程设计软件等方面的科研攻关。２）大力提升深水工程装备和技术自主创新能力。重点开展：深水钻完井装备（采油树、防喷器、水下井口、隔水管等），深水水下生产系统（水下控制系统、深水动态脐带缆、全电水下设备、高效水下油气处理、湿气增压设备等），深水浮式平台（深水单点系泊系统、浮式液化天然气生产装置、新型深水浮式生产平台等）等方面的研究突破。３）加快推进核心零部件及高端材料的自主研发。重点开展高精度的监/检测传感器和数据传输系统、高可靠性的执行机构、大型轴承和滑环堆栈、深水立管柔性接头/张紧器等关键配件和核心零部件研发，开展低温、抗腐蚀、抗高温和高压等高端材料的研发。４）着力提高国产装备及产品质量的稳定性和可靠性。重点开展深水工程核心装备、关键设备、关键产品的现场测试、第三方认证和检验，提高装配及产品的稳定性和可靠性。５）推动深海装备、设备及油气田数字化、智能化发展。重点开展：智能化钻井装置、海底钻机、海洋无钻机钻井装备，数字化、智能化浮式生产平台，智能化、长距离全电水下生产系统，智能高效水下生产系统及油气处理设施，海洋工程装备智能制造工厂等方面的研究。（来源：《中国海上油气》作者：中海油研究总院有限责任公司谢彬，曾恒一 海洋油气网整理发布）- END -

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