油水置换水下储油技术在海上油田开发中的应用

刘东喜 , 王 晋,, 尤云祥 , 唐文勇 , 万德成, 刘巍巍

(1. 上海交通大学 海洋工程国家重点实验室 上海 200240； 2. 高新船舶与深海开发装备协同创新中心，上海 200240；3. 北京高泰深海技术有限公司，北京 100011)

油水置换水下储油技术在海上油田开发中的应用

刘东喜1,2, 王 晋1,2,3, 尤云祥1,2, 唐文勇1,2, 万德成1,2, 刘巍巍3

(1. 上海交通大学 海洋工程国家重点实验室 上海 200240； 2. 高新船舶与深海开发装备协同创新中心，上海 200240；3. 北京高泰深海技术有限公司，北京 100011)

通过大量调研，对干式储油模式和湿式储油模式进行分析比较，回顾油水置换水下储油技术发展历史，给出国外已建成的26座湿式储油结构物的基本情况。以Hebron平台为例，介绍了混凝土湿式储油平台的主要特点，分析总结了油水置换储油的关键技术问题。介绍了国内油水置换技术的研究情况，提出了一种新型深水Spar钻井生产储卸油平台，并介绍了该平台储油系统的储卸油操作工艺流程、已完成的相关试验与计算研究工作。

水下储油；湿式储存；油水置换； Hebron平台；SDPSO平台

0 引言

海上石油存储是海洋石油开发的重要环节，目前海上应用的储油设施主要有：平台储油舱、FPSO/FSO、重力式结构(GBS)沉箱和海底储油舱等。这些设施使用的原油储存方法可分为干式和湿式两种模式[1]。干式储油系统采用与陆地储油罐类似的存储方式，原油上部空间充满惰性保护气体防止燃爆；湿式储油结构内部始终充满油和水，基于油水置换技术实现进油排水和进水排油操作。

油水置换水下储油的原理为：油水不相溶且油的密度低于水。储油时，原油以较低的速度从舱顶注入储油舱，油会浮在水的上面，相同体积的海水则从舱底被排出舱外，同时，油和水在舱内会自发地形成一个油水界面；卸油时，从舱顶以较高的速度抽取原油，由于舱底的海水与外界海水连通，海水受静水压力的作用从舱底进入储油舱并填充原油空间。在储卸油过程中，油水界面上下移动，不断调整舱内原油和海水的相对体积，使储油舱始终保持充满液体状态。

油水置换水下储油又可进一步分为封闭式储油和开放式储油，二者的区别在于将置换水排入大海前是否对其进行分离处理。原油储存模式选用干式模式或湿式模式对整个储油系统的影响很大，具体影响见表1。

表1 原油储存模式对整个储油系统的影响

1 油水置换水下储油技术发展历史及应用现状

1956年，美国Bethlehem造船厂就已设计了基于油水置换技术的水下储油模型。1960年，California石油公司在水深为8 m的墨西哥湾Eugene Island海域安装了世界上第一座储油量为2万桶的水下钢质储油舱，如图1所示。1969年，在波斯湾Fateh油田投产的可存储50万桶原油的Khazzan Dubai水下钢质储油舱是世界上第一座大型湿式储油结构，如图2所示。此后，油水置换技术被广泛应用于水下储油舱、重力式钢质储油平台和重力式混凝土储油平台、浮式Spar储油平台。其中，油水置换技术在混凝土储油平台中应用最多。

图1 Eugene Island水下储油舱 图2 Khazzan Dubai水下储油舱

混凝土储油平台主要有5种类型，分别是：Condeep、ANDOC、Sea Tank、Doris，混凝土底座是一个延伸到海面以上的巨型圆柱储油沉箱、Ove Arup，以混凝土储油沉箱为支撑的桁架自升式平台混凝土储油平台种类如图3所示。除了位于北海的NAM-F3 GBS平台和位于菲律宾巴拉望岛海域的Malampaya GBS平台，所有已安装的混凝土储油平台均采用油水置换技术进行储卸油操作。

图3 混凝土储油平台种类

表2列出了油水置换水下储油技术在国外海洋石油开发中的应用情况。

表2 国外已建成的油水置换储油结构物

注：功能D、P、S和Q分别表示钻井、生产、储油和住宿。

2 Hebron混凝土储油平台

目前，最新的油水置换储油结构物为ExxonMobil的Hebron混凝土平台。该平台于2016年安装在加拿大纽芬兰岛海域的Hebron油田[2]，并计划在2017年产出第一桶油。Hebron平台包含三个主要组成部分：具有生产、钻井和住宿功能的上部设施；用于储油和支撑上部设施的混凝土GBS；海上装油系统(OLS)。Hebron混凝土平台如图4所示。

图4 Hebron混凝土平台

Hebron平台储油系统的油水置换流程如图4c所示。储油时，原油从舱顶进入储油单元，海水从舱底的水管出口被置换出，置换水先被输送到一个水缓冲舱并停留约8 h，之后被排入大海；卸油时，海水在静水压力的作用下流回缓冲舱和储油舱。储油舱和水缓冲舱内分别设有主报警点和辅助报警点，当油水界面下移到主报警点，系统会发出警报并停止进油操作；如果进油系统出现故障，某个储油单元被意外装满，溢出的油将会进入缓冲舱，这时缓冲舱内的辅助报警点会向控制室报警。

该平台储油系统的主要设计参数为：7个可独立操作的储油单元；舱内装有油水界面监测设备，使用期间可以从舱内移除界面乳化层；有效存储总量为120万桶，约为平台8天的产量；原油进入储油单元的温度为65℃；置换水中含油量不超过15 ppm；储油单元内原油的存储温度不超过50℃；储油单元无需清洗；设计使用寿命50年以上。

3 油水置换水下储油中的关键技术问题

每个湿式储油结构物在投入使用前后，所属石油公司都会对一些关键技术问题进行研究，以更好地指导员工进行储油系统的设计、操作和拆卸。基于对多个储油系统相关资料的调研与总结，归纳了几个使用油水置换储油技术需要注意的问题。

3.1 油水乳化层

在油水置换过程中，受到流场扰动、表面活性剂、温度和压力等诸多因素的影响，在原油层与海水层之间存在一个密度不均的油水混合过渡带，习惯上称之为乳化层。在实际工程中，由于不同油田产出原油的成分差异很大，储油系统的设计使用寿命和所要实现的具体功能也不同，导致不同结构物内乳化层的特性、厚度和成分都有所不同。通常，乳化层不仅仅含有油水乳化液，还含有蜡以及其它一些固体颗粒。

3.2 环境影响

为避免污染海洋，绝大多数湿式储油结构物选择使用封闭式储油，即把置换水先输送到上部设施进行处理后再排入大海，这种方式可以有效地去除油水乳化液和悬浮油滴，处理后水中的含油量一般不超过5 ppm[3]。

3.3 舱壁腐蚀

在储卸油过程中，油水界面上下移动，储油舱内会出现两种截然不同的状态：氧化状态(钢与水接触)和减弱状态(钢与油接触)。Agostoni等[4]的研究结果表明，海水是造成钢质储油舱内壁腐蚀的主要因素。Brent Spar和Maureen平台储油舱的腐蚀情况验证了上述结论[1]：内壁常年与油接触的区域几乎未被腐蚀，而常年与海水接触的区域相对容易被腐蚀。

3.4 海水中悬浮粒子

悬浮在海水中的粒子所产生的沉积物不但会导致舱容的减小，还可能会堵塞压载系统的管道。研究发现可以通过以下措施来解决这个问题：选取合适的进水位置；使用特制的过滤器；设计使用允许沉降发生的进水管线。

3.5 油性沉积物

长期的储卸油操作会使水下储油舱舱壁和舱底沉积一些油性物质。对Brent Spar储油舱舱壁油性物质的样本分析发现[5]，沉积物主要由油和蜡组成。对Maureen平台储油舱舱底油性物质的样本分析发现，沉积物主要由以下成分组成：油，蜡和沥青质，原油中含有的细沙和矿物颗粒等，从舱壁和管壁剥落的腐蚀产物，随海水进入到储油舱的海洋生物。

3.6 热量损失

储卸油过程中，由于油温高于水温，原油的热量会通过油水界面和舱壁传递给海水，当舱壁和油水界面附近原油的温度低于凝点时，会形成凝油层，过厚的界面凝油层可能会阻碍原油在储油舱内的上下流动。因此，油水间的热量传输对储油系统设计的具体影响为：进油操作温度，原油的储存时限，置换工艺能否顺利进行，储油舱是否需要保温加热系统等。

4 油水置换水下储油国内研究现状

油水置换储油技术目前在国内还没有得到实际应用，但相关研究工作从20世纪70年代就已展开。1970年，华北海洋石油勘探指挥部成立水下储油研究小组，开始着手水下储油技术的研究工作；1977年，石油部提出发展混凝土平台；同年，卢佩琼等在开展渤海混凝土储油平台的应用研究时，对高凝原油油水置换传热问题做了一些探索工作；1983～1998年，卢佩琼等[6-9]开展了一系列油水置换储油可行性试验。国内对油水置换水下储油技术的具体研究情况见表3。

表3 国内油水置换水下储油技术研究情况

5 新型深水立柱式Spar钻井生产储卸油平台

随着水深的不断增加和离岸线越来越远，对深水浮式平台“钻-采-储-运”综合能力和安全可靠性的要求也不断提高。基于多年的深水Spar平台实际设计经验，王晋等[10]提出了一种新型深水立柱式Spar钻井生产储卸油(Spar Drilling Production Storage Offloading，SDPSO)平台概念。图5为典型SDPSO平台的示意图，平台包括一个用于钻井生产的上部设施和一个深吃水的船体。图6为SDPSO储油系统，船体包括三个主要组成部分：硬舱；中间舱(储油舱)，可储油50万桶；软舱。其中，硬舱的中心位置自上而下分别是集水槽、充满海水的中心井和油沉箱，软舱的中心位置为水沉箱。

图5 SDPSO平台示意图 图6 SDPSO储油系统

SDPSO储油系统操作流程如下：平台生产的原油在上部设施处理后，以4～5万桶/天的速度从输油管进入油沉箱和储油舱，储油舱下部海水通过水管道从水沉箱被输送到集水槽，该水管道长近200 m，由于重力效应，这一高度可以促使置换水中含有的微量原油被分离出，即使置换到集水槽的水中仍含有少许的油，这些油会浮于水面之上，最后，经历过储油舱和集水槽两次油水分离过程的置换水达到可排放标准，可以从中心井内的水通道排出到海水中；卸油时，上部设施中的油泵以50万桶/天的速度将舱内原油抽走，海水在压力作用下通过平台底部的进水口自动进入储油舱中。为确保储油系统操作安全，拟定距离储油舱舱顶6 m为上始油水界面，距离舱底6 m为下始油水界面。储油系统的进油操作温度为65℃，舱内设有油水界面监测仪和温度测量系统以保证储卸油操作的正常进行。

在海洋环境中，SDPSO平台的晃动会使储油舱内油水界面产生波动进而有可能导致油水相互掺混，并产生乳化。我们对油水分层液体晃荡现象进行了模型试验[11]和数值计算[12],如图7所示。研究发现：平台晃动虽然会使舱内油水界面产生微幅波动，但原油和海水之间始终没有掺混。因此，油水界面晃荡不易产生乳化现象。

SDPSO储油系统在进行储卸油操作时，油水界面的下移和上升速度很慢，分别为0.4 m/h和4.5 m/h。由国外多个类似结构物的实际应用情况可知，该移动速度不易导致界面的扰动和乳化。1:50尺度模型试验确认了SDPSO储油系统进油排水和进水排油工艺的可行性。油水界面始终保持平稳清晰；置换油中含水量低于0.5%；置换水中含油量低于1 ppm，符合海洋石油勘探开发污染物排放要求。储卸油操作传热数值模拟研究[13]发现：舱内原油损失的热量主要传递给了舱外海水，热油通过油水界面向下部水层的散热量不到原油总散热量的12%。SDPSO储油系统油水置换模型试验如图8所示。

图7 SDPSO储油舱油水界面晃荡模型试验与数值计算 图8 SDPSO储油系统油水置换模型试验与数值计算

6 结语

油水置换水下储油技术在国外已有50多年的实际应用经验，虽然该技术存在油水乳化、固相沉积、水中含油、舱壁腐蚀和热量损失等一些潜在问题，但是多个结构物从安装到退役长达几十年的成功使用表明，这些问题不会影响储卸油操作的正常进行。油水置换水下储油技术可以极大地简化海上石油开发系统，降低开发总成本，也不会对环境造成负面影响。

油水置换技术目前在国内还没有得到实际工程应用，但已有相当多的研究成果和技术积累，为该技术在国内的推广奠定了良好的基础。因此，在学习国外先进经验的同时，还要积极探索适合我国国情的水下储油技术和开发模式，实现在国内的工程化应用，以提高海上油田开发的经济效益。

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Application of Oil-water Displacement Underwater Oil Storage Technology in Offshore Oil Field Development

LIU Dongxi1,2, WANG Jin1,2,3, YOU Yunxiang1,2, TANG Wenyong1,2,WAN Decheng1,2, LIU Weiwei3

(1.State Key Laboratory of Ocean Engineering, Shanghai Jiao Tong University, Shanghai 200030, China；2.Collaborative Innovation Center for Advanced Ship and Deep-Sea Exploration, Shanghai 200030, China；3.COTEC Offshore Engineering Solutions, Beijing 100029, China)

In the present paper, two fundamental forms of offshore oil storage system, dry and wet, are analyzed and compared by consulting a great deal of academic literatures and web resources. The development history of oil-water displacement underwater oil storage technology is reviewed in brief. The basic information of 26 wet storage structures installed in foreign offshore oil fields are listed. The main features of concrete wet-storage platform are introduced by taking Hebron platform as an example. Some critical technical problems involved in oil-water displacement storage system are analyzed and summarized. At the end of the paper,a new deep-water Spar Drilling Production Storage Offloading platform is proposed, and the oil storage/offloading process of SDPSO storage system and corresponding experimental and numerical studies are introduced.

underwater oil storage；wet storage；oil-water displacement； Hebron platform；SDPSO platform

2016-05-17

刘东喜(1987-)，男，博士研究生

1001-4500(2017)01-0066-07

F416.22

A