1、天然气开发工程技术创新及应用,海洋石油工程股份有限公司二零一四年六月,前 言,“十二五”期间在总公司各级领导和海工公司各级领导的大力支持下，设计公司天然气开发的工作量逐年得到大幅度地提高，设计业务本着降本增效的理念，使得天然气开发技术能力取得了一系列技术进步和提升。,汇 报 目 录,二、在天然气开发领域取得的主要技术创新,一、近几年完成的气田工作,2005年至今，设计公司共计完成11项气田开发项目，积累了丰富的天然气开发工程经验。,一、近几年完成的气田工作,项目的顺利实施标志着我国在超大型深水天然气固定平台领域的工程技术达到了国际先进水平。,一、近几年完成的气田工作,我国最大的海上天然气综合处
2、理平台：平台最大产能达120亿方/年（产量相当于西气东输一线输量）。我国最重、最大的海上油气处理平台：平台尺寸110mx77m(大于一个标准足球场），浮托重量3.13万吨，在位操作重量4.2万吨。,研发了超大型天然气平台安全保障设计技术开发了超大型深水天然气固定平台浮托专项设计技术,一、近几年完成的气田工作,乐东气田气田位于南海海域。气田距三亚市130km 左右。水深93.5m106m。气田面临井口压力变化大，海上复杂环境和海底地址条件，大型海上结构物安全防护等一系列技术难题。,开发了高CO2复杂整装海上气田工程方案及系统设计开发了大型海上气田安全保障设计技术开发了高CO2含量海上气田腐蚀评估
3、和防护技术开发了复杂地质条件海底长距离管线设计技术开发了复杂工况大输量天然气外输增压系统设计技术,乐东气田的成功实施标志着我国完全掌握了高难度海上气田工程开发关键技术。,一、近几年完成的气田工作,印尼MAC&MDK气田概念设计项目包括MAC及MDK两个独立气田，位于印尼东爪哇Madura海域。,探索形成了海外项目概念设计项目运行模式探索提出了MINI WHP+ MOPU边际气田开发新模式解决了含汞气田的工艺开发技术难题系统完成地提出了多套水下开发方案,海外概念设计项目技术的成熟；海外项目管理水平和执行力的提升； “全华班”人员综合能力得到检验；开拓国际化市场步入一个新阶段；为积累海外业绩、产生
4、品牌效应起到良好的推动作用；边际气田开发模式对油气田开发具有较高的借鉴价值。,一、近几年完成的气田工作,依托现有生产设施的深水边际气田开发水下工程技术，建立了“新三一”边际油气田开发模式边际凝析油气田开发工程流动保障技术水下井口单井虚拟计量与水上总量多相计量相结合气田生产计量技术基于DNV-OS-F101(2010版)新规范的双层保温输气海管设计技术高腐蚀工况下海底管道选材及腐蚀控制技术,流花19-5项目作为南海典型的边际深水气田，采用水下生产系统的创新技术，实现经济开发。,分布海域：近年来完成的气田项目主要分布在南海（共4个气田，包括LW3-1超大型气田和PY34-1、LD22-1&15-1
5、两个大型气田）、东海（共5个气田）和渤海（共两个伴生气田）、另有一个位于印尼苏门答腊岛西南海域的BWA气田。压力布局：各气田关井压力在14.934.7MPaG之间，最高达58.2MPaG，生产系统操作压力大多在123MPaG之间。寒流：渤海区域最低气温-21.9，东海在-5.7左右，南海最低温在15以上。腐蚀介质：各气田腐蚀介质主要是CO2，个别气田（平北黄岩一期）含少量H2S，LW3-1含微量H2S和Hg。国内、国外：完成国内气田及伴生气田设计项目共11个，国外1个。,一、近几年完成的气田工作,压力高：气井普遍压力高，残雪北高达23.9MPaG，关井压力更高，平黄一期最高达58.2MPaG。
6、且随着生产的进行，压力逐步衰减，造成生产系统操作压力跨度大。产量大：气田产量大，LW3-1处理规模高达120亿方每年，平黄一期达36亿方每年，PY34-1和乐东气田处理规模在20亿方每年左右，其它气田处理规模在数亿到十几亿方每年。水合物控制：由于其它高压低温的特点，在处理和管输过程中极易形成水合物，部分气田在井口即设置加热器，分级降压加热，抑制水合物；多数气田均设有三甘醇脱水及再生系统用于天然气脱水，少数气田还采用乙二醇作为水合物抑制剂，设有乙二醇回收系统。增压工况复杂：由于气井压力逐年衰减，加之气田群联合开发引起的上下游气井并入，造成外输增压工况繁多，对压缩机选型带来更多挑战。,一、近几年完
7、成的气田工作,汇 报 目 录,二、在天然气开发领域取得的主要技术创新,一、近几年完成的气田工作,设计规模超大的深水气田，设计能力达120亿方/年；首次采用BDV分层分火区延时泄放技术，大幅降低气田火炬释放量，降低火炬臂长度，避免单独设计火炬平台，该技术国际先进；燃料气系统不设置缓冲罐，存在单台或多台透平停机燃气压力波动、电站停机的问题，采用用户卸载保障分析的系统理念，进行了精确的模拟计算，解决了用户卸载引起的压力波动导致透平频繁停机问题，该技术国内领先；充分利用导管架桩腿储存贫乙二醇，节省1500m3储罐的平台空间及重量。,1：大型深水气田开发技术,二、主要技术创新-大型气田工艺设计技术,PY
8、34-1项目，海总首次完成大型含分流脱盐的乙二醇再生及回收模块及公用配套系统的详细设计。平黄一期项目，海总首次完成完全再生及脱盐工艺的乙二醇再生系统设计。同时，完成采办及建造、调试的系统技术支持。基本掌握了分流及完全脱盐MRU设计、采办、安装及调试技术，填补海总在此方面的空白。优化工艺设计和控制方案，满足台风模式的高可靠性自动化运行。采用强制风冷替代闭式水冷的技术方案，解决了MRU系统内多台高温泵的密封冷却问题，大大降低平台能耗。创新采用自动调冲程加大小泵头组合的药剂注入泵，实现无人操作条件下，MRU药剂及乙二醇注入量从2%-100%自动调节。,2：乙二醇回收(MRU)技术,二、主要技术创新-
9、大型气田工艺设计技术,预处理单元,脱水单元,脱盐单元,印尼MDK气田井口平台采用湿气脱汞及生产水脱汞工艺，为海总首次设计，打破了常规干气脱汞(即在TEG脱水单元下游设置除汞滤器）的局限性。湿气脱汞工艺采用无再生型金属吸收剂，工艺流程为生产分离器 + 聚结滤器 + MRU + 除尘滤器。水脱汞工艺，采用前置滤器+过滤吸附法脱汞。此新技术具有设计寿命长，操作维护简单，占地小的优点；可实现在井口平台有限空间内，利用最少设备实现湿气中脱汞，确保汞含量满足下游生产设备材质需求，同时可确保生产水排海满足含汞指标要求。,湿气脱汞流程,生产水脱汞流程,3：湿气及生产水脱汞技术,二、主要技术创新-大型气田工艺设
10、计技术,认清了深水流动保障在整个深水工程开发中的前进方向，丰富了深水流动保障工况模拟分析设计内容； 开展深水流动保障设计文件标准化工作，着手整理深水流动保障设计原则；整理深水海管操作维修手册; 深水海管流动保障设计能力已与国际先进水平接轨。,深水海管动态泄压工况,深水海管输气量对井口压力及滞液量影响分析,4：深水流动保障设计技术,依托南海深水气田开发科研项目以及LW3-1 、 PY35-1/35-2生产项目，与TECHNIP公司合作，掌握了深水流动保障课题中的水热力计算、段塞计算与控制，水合物分析与控制等设计技术,二、主要技术创新-大型气田工艺设计技术,压缩机控制方案 湍振控制曲线,开发了高低
11、压分别增压，系统整体互相备用增压技术开发了复杂大流量工况下负荷调节和防湍振技术,二、主要技术创新-大型气田工艺设计技术,开发了一套能够适用CL2500，NPS 12”的管道系统的连接形式选择技术、阀门选择技术、管线管件采办技术、支架设计与选型技术、应力分析技术、非标法兰泄漏校核技术等，解决了超出ASME和API标准范围的高压大尺寸管线适在材料选择、采办技术控制、大尺寸阀门柔性计算等设计技术体系，成功解决了高压大尺寸管系刚度大、无标准连接件、法兰校核分析等多项技术难题。,二、主要技术创新-大型气田配管技术,1：高压大尺寸管线设计技术,1: 超大型组块振动分析技术,EL(+)41 000最大振动谐
12、响应及瞬态分析结果,吊机模型及变幅+起吊分析结果,通过理论分析及自编程序，实现了由SACS到ANSYS的模型动力学等效转换 对比谐响应与瞬态分析两种方法 完善了吊机振动的分析方法,二、主要技术创新-大型组块结构设计技术,超大导管架现今亚洲第一、世界第五大导管架1994年以后世界第一大导管架世界上最大的用于组块浮托安装的导管架,2：荔湾3-1导管架设计技术,二、主要技术创新-大型组块结构设计技术,1：长距离天然气长距离管道抛石保护设计技术,边坡比1：2.5,边坡比1：2.5,基本掌握抛石保护论证方法抛石的目的（管道稳定性、防总体屈曲、防冲刷、处理悬跨、跨越等）抛石截面尺寸（高度、边坡比）、粒径、
13、密度等抛石方量估算提出抛石施工技术要求、验收标准,二、主要技术创新-长距离天然气海底管线设计,2：新型登岸段海底管道保护技术,考虑荔湾3-1登陆点处的恶劣海况情况下，首次对比栅栏板和扭王字块安全性，最终选择扭王字块作为防浪层。结合规范和海底管道保护要求，提出一套抛石、防浪层施工技术要求。,二、主要技术创新-长距离天然气海底管线设计,3：天然气管道冲刷分析保护设计技术,通过“冲刷分析专题研究” ，得到海管路由区域内的海床冲刷结果，对形成冲刷的海管路由区域进行水工、结构保护设计，从而确保海管的安全稳定。,二、主要技术创新-长距离天然气海底管线设计,LF7-2 设计阶段安全风险管理技术体系,在LF7
14、-2,BWK项目中成功应用了国际先进的安全风险系列管理技术，该系列技术涵盖了海上油气开发各阶段安全风险的识别、评估、控制和管理技术，实现了海上油气开发安全风险管理技术体系构建技术、安全风险过程管理技术以及基于风险的安全设计技术突破。,二、主要技术创新-大型气田安全设计技术,高压细水雾灭火系统属于新型灭火系统，在国内平台LF7-2DPP上首次成功应用，海工首次独立设计并自主采办高压细水雾灭火系统；形成了高压细水雾灭火系统系列设计文件、采购技术支持及质量控制文件，为高压细水雾灭火系统应用推广及在后续项目中高效执行奠定了基础。,二、主要技术创新-大型气田安全设计技术,在荔湾3-1项目中首次在海洋工程
15、领域采用全频域的噪声分析技术。确定了低频、中频和高频的全频域噪声分析方法及分析流程。同时，在海洋平台噪声分析中首次考虑了低频、中频和高频的不同频域之间的耦合作用机理。同时确定了采用边界元方法分析计算空气传播噪声；采用有限元、边界元和统计能量分析相互耦合的分析方法分析结构传播噪声及以倍频程(63Hz-8000Hz)的中心频率为基础进行海洋平台的全频域噪声分析理念。,陆丰7-2海洋固定平台公共区噪声分布,番禺34-1平台全频域噪声分布情况,二、主要技术创新-大型气田安全设计技术,荔湾3-1平台共有15套透平机组与生活楼、飞机甲板同时布置在一起，这在以往设计中是从未有过的，为降低设施之间的相互作用对
16、总体布置的影响，创新采用了多项新技术：,为定量分析高温烟气对直升机起降的影响，首次引用英国HSE部门的海上直升机平台设计导则CAP437，对飞机起降空间温升进行定量评价。采用CFD模拟计算方法，基于三维计算软件Fluent，对平台烟气排放和大型设备布置对直升机甲板的影响问题进行研究。根据烟气扩散分析结果，调整生活楼结构，使生活楼优化为三层。形成了烟气扩散定量分析方法，并编制了设计指南。,湍流的模拟结果,烟温的模拟结果,二、主要技术创新-大型气田安全设计技术,该技术是国家863项目的研究成果，该技术采用分布式无线传感器网络的拓扑结构，实现对海洋平台结构空间复杂振型便捷、高效的同步采集与记录。通过
17、对平台振动信息数据处理提取平台动力特征参数，利用特征参数进行损伤诊断，确定结构的损伤状况。实现对平台结构的快速诊断。 该技术成果目前正应用于平湖DPP平台结构振动检测与损伤识别项目中。,二、主要技术创新-完整性管理技术,PY4-2WHPA 平台检测计划,坞修前后对比,该技术简称RBI，是寻求一种系统安全性与经济性相统一的检测计划，是平台结构完整性管理的重要手段。该技术以风险评价为基础，通过结构计算，对检验程序和管理方法进行优化。通过有效的基于风险的检测，使得在当前检测水平下有利于风险降低，同时减少成本。 海工设计公司结合多年积累的设计经验，吸收国内外先进技术，掌握了该技术，并成功应用于实际工程项目。应番禺4-2/5-1油田业主要求，根据油田的服役时间及设计寿命，对该平台导管架结构进行风险评估并给出相应的检测计划，该计划通过了第三方检测认可，并得到业主好评。,二、主要技术创新-完整性管理技术,结束语,设计公司作为海工公司的技术部门，将秉持主动、严谨的工作态度，加强天然气开发技术创新能力提升，一马当先，为海油总的发展贡献我们的力量！,谢 谢！,
