海上油氣田開發工程模式探討

李新仲，譚越

中海油研究總院，北京100027

海上油氣田開發工程模式探討

李新仲，譚越

中海油研究總院，北京100027

海上油氣田開發工程模式的選擇與確定取決于多方面因素，國內外對海上油氣田開發有著不同的慣用模式。文章探討了油藏、水深、工程地質、離岸距離、現有設施依托情況、地方法規、建造和安裝能力、經濟指標和風險分析等決定工程模式選擇的因素，分析了產品特性、井口數量、鉆完井方式、儲油及外輸方式、銷售方式、技術管理水平與偏好、操作及維護等影響工程模式選擇的主要因素。對于海上油氣田開發方案的設計具有一定的參考價值。

海上油氣田；開發；工程模式

1 概述

海上油氣田開發是一個系統工程，周期長、投資高、風險大，需要科學的決策和管理。

理論上任何一個最終確定的工程開發模式都是對操作者而言最優的方案，但實際上，模式的確定是多重因素互相平衡的結果。因而即使各方面條件類似的油氣田，也會有不同的工程模式。以300～500 m水深的油氣田開發為例，有多種可選擇的工程模式[1]。

我國各個海域都有其自身的工程模式特點[2-5]。所謂的“美國模式”是依托墨西哥灣發達的海底管網，而“巴西模式”則非常依賴浮式儲油卸油系統[6]。

2 工程模式的主要類型

按照是否依托陸上終端，可分為全海式和半海半陸式工程模式，見圖1、圖2。此種劃分方法為主流方法。

圖1 全海式工程模式

圖2 半海半陸式工程模式

（1）全海式工程模式是指鉆井、完井、油氣水生產處理、儲存和外輸均在海上完成的開發模式，“巴西模式”就是典型的全海式工程模式。

（2）半海半陸式工程模式是指鉆井、完井、原油生產處理（部分處理或完全處理）在海上平臺上進行，通過海底管道將產液輸送到陸上終端，再進行外輸和銷售[7]，“美國模式”就屬于此種模式。

按照是否依托已建工程設施，可分為獨立開發和依托開發工程模式。

（1）獨立開發工程模式一般設有一個海上工藝處理中心，生產平臺和處理中心之間由海底管道連接，若需將生產物流送到岸上做進一步處理，還需要一條登陸管道將海上工藝處理中心和陸上終端連接，區域中第一個開發的油氣田只能采用此種模式。

（2）依托開發工程模式也可看作被動式的油氣田群區域開發模式。由于新油氣田周邊海域一般已有在產的油氣田，此時只需要新建一個生產平臺或者水下生產設施，新建海底管道連接生產設施和已建的油氣處理中心即可[8]。

3 工程模式的決定性因素

工程模式的確定不僅關系到開發工程設施的選擇，甚至直接影響到一個油氣田是否能夠有效開發。

3.1 油藏規模

油藏規模不僅決定著工程模式的選擇，實際上也是一個油氣田能否開發的前提條件。以北海海域為例，在上世紀八、九十年代，可采儲量＜1 590萬m3的氣田，必須嚴格檢驗其商業價值。受當時油氣價格、環境與油氣藏特點的制約，甚至可采儲量4 800～6 400萬m3的氣田也被推遲開發[9]。我國采用FPSO開發的氣田年產量一般在100萬m3以上。而在FLNG出現之前，如采用傳統的平臺加外輸管道的建設方式，很多小氣田將因成本限制無法投入開采[10]。

3.2 水深

任何海上工程設施都有其適用的水深范圍，其中水下生產系統和FPSO具有最廣泛的應用水深，因此也最為普及。對于平臺而言，不同類型的平臺有不同的經濟水深范圍。例如，海洋工程界普遍認為當水深超過1 500 m，TLP平臺的造價成本就會急劇上升而不經濟[11]。

3.3 工程地質

海底工程地質會對海洋結構物產生較大的影響，如海底砂土液化、淺地層軟弱層形變、海底滑坡、塌陷、沖刷等，這些地質災害會導致平臺的滑移和傾斜、管道的斷裂等。這些直接危害或具有潛在威脅的海洋地質因素，在海洋工程設施的選擇時必須要充分考慮[12]，尤其對于長距離管道。

3.4 離岸距離

離岸距離遠近是決定選擇全海式還是半海半陸式模式的一個重要因素。如南海某些深水油氣田距離陸地約300～500 km，距離較遠，給復雜的油氣處理和分離以及長距離海底管道的安全輸送帶來挑戰[13]。對于離岸非常遠且海上工程設施需要有人員駐守的情況，受直升機飛行距離的影響，可能會直接導致油氣田無法開發。需要注意的是，根據一些研究結論，氣田開發所采用的FLNG開發模式對于離岸距離不敏感[14]。

3.5 現有依托設施情況

充分利用區域內已有的閑置生產設施或生產設施的閑置產能，可以降低新油氣田的投資，即所謂的“依托開發”。很多儲量較小的油田，在無依托設施的情況下，是不具備開發價值的。一般依托海上油氣處理中心平臺或FPSO，或是像墨西哥灣依托已建的管網。在深水油氣開發中，水下井口回接到現有設施的工程模式是首選模式[15]。

3.6 地方法規

工程模式的選擇要符合各海域當地政府的相關法規要求。目前各個國家對環境保護、人員安全、稅費提出了越來越嚴格的要求，會直接影響油氣田開發的經濟效益。而航道、軍事區、動物保護區的設置，也會影響工程模式的選擇。此外，有些國家明確規定了海洋工程設施國產化的比例，也有國家直接對某種工程設施進行限定，如美國曾經明令禁止FPSO的使用[16]。

3.7 建造和安裝能力

雖然海洋工程的市場是對全世界開放的，但東南亞占據了海工建造市場的主要份額。在工程模式選擇時，仍首選能夠滿足要求的本國施工資源，其次是選擇距離較近的。這不僅僅是從本國經濟利益角度出發，而且，遠方的施工船動復員以及海洋結構物長距離的拖航充滿技術風險，費用巨大。在選用Spar平臺時要注意其船體的建造具有一定的區域性和壟斷性[17]。

3.8 經濟指標

“以現有成熟技術為基礎，以經濟效益為中心，以產量為目標，少井高產，科技創新、引進與集成”是海上油田開發的主要特征[18]。油價直接影響經濟評價的結果，因此是決定海上油氣田能否開發的最重要因素。盡管各個油公司有著不同的盈利指標，但一般而言都會選擇經濟效益最好的工程模式。除了要考慮油公司自身的利益，還要分析項目對所在區域經濟發展，乃至國家宏觀經濟等方面的影響。

3.9 風險分析

此風險不僅包括技術和人員安全風險，還包括對社會環境、生態環境、自然資源的影響。尤其對于半海半陸模式中陸上終端的建設，風險分析非常關鍵。當地的基礎設施、社會服務容量、各級組織和居民的態度及支持程度，都關系著項目的存在與發展。

4 工程模式的影響因素

有些因素雖然不是決定性的，但對于海上油氣田開發工程模式的選擇有著直接的影響，這就需要結合當時的經濟技術條件等背景進行綜合分析。

4.1 產品特性

油藏的品質直接決定了輸送的方式和條件。單就氣田和油田的不同而言，在FLNG出現之前，氣田均采取半海半陸的開發模式，即通過管道輸往陸上終端。我國海上油田原油多具高黏、易凝、高含蠟等特點，給海上長距離管道輸送的工藝設計和生產安全帶來許多難題，這也是我國海上開發大量使用FPSO的原因之一。

4.2 井口數量

井口數量與油藏規模和年產量直接相關。井口較少的油氣田一般采用回接到附近已有的基礎設施進行油氣生產的模式。對于井口數量較多的情況，不同的生產系統所容納的井口數量也不同，以TLP平臺和Spar平臺為例，前者可以適用更多的井口數[14]。

4.3 鉆完井方式

鉆井船租金昂貴，因此具有鉆井能力的平臺一直具有較高的競爭力。此外，修井作業頻率關系到采油樹干、濕式的選擇，頻率很低可考慮采用水下濕式采油樹，反之采用干式采油樹，相應影響到工程設施的選擇[19]。鉆完井方式決定油氣田開發工程模式的一個典型案例是西非的Azurite油田，為了快速實現對該油田的開發，最后決定采用FPDSO，將鉆井單元集成到FPSO上，從而解決鉆井問題[16]。

4.4 儲油及外輸方式

能否實現儲油及外輸也是選擇工程設施的一個重要因素。具有儲油功能意味著不必鋪設海底管道，從而節約投資；外輸則更為重要，全海式與半海半陸式開發模式在外輸地點選擇上有著根本不同；即使對于同樣采用FPSO開發的油田，國外通常采用帶動力定位的穿梭油輪，而國內由于操作費等原因多采用常規穿梭油輪，這是制約我國南海應用多點系泊FPSO的因素之一。

4.5 銷售方式

國內原油銷售價格與國際接軌，但天然氣的銷售卻有不同的定價方式。基于成本加成的原則與客戶協商后定價，即由市場決定。因此對于開發工程模式，為了獲得更大的“溢價”，有時不會選擇通過已有或新建的管網輸往較近的陸上終端的模式，而是“舍近求遠”，通過海上船運至其他地點。

4.6 技術管理水平及偏好

雖然經濟指標是油氣田開發的最關鍵因素，但它并不是決定開發工程模式的唯一因素。特別需要注意的是：“最好的經濟成果不一定是最好的技術成果”[20]。海洋油氣田開發投入高、風險高，為降低風險可能選擇經濟效益并非最優的工程設施。探究某一海上油氣田開發模式確定的原因時，要考慮到當時的技術水平，在有些工程設施應用初期，關鍵技術尚未完全成熟，雖然其投資較低，但仍然未得到某些油公司的認可。另外需要注意的是，可行的工程方案有多種，但不同的油公司的選擇是不一樣的，對某種工程設施技術和管理的掌控程度也是影響因素之一[21]。

4.7 操作及維護

海上油氣田開發要考慮全壽命的成本核算，海洋工程設施的操作及維護直接與經濟評價相關，一般由人員費、器材費、維修費、船舶費、管理費等組成。選擇干樹平臺的優勢之一就是可以降低操作費中的修井費用。國內外人力成本的不同，使得國外油公司會更加傾向應用水下生產系統、無人平臺等操作費用更低的工程設施。

5 結束語

海上油氣田開發的工程模式，受油氣田規模、油氣品質、單井產能、井數以及水深、離岸距離、海況、氣象等海洋環境諸多因素的制約，也涉及很多基礎產業，如能源、化工與石油化工、機電、船舶制造等，這些領域的技術進步和作業人員水平的提高，將使我國海上油氣田開發有更多可供選擇的工程模式。

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Discussion on Development Engineering Modes for Offshore Oil and Gas Fields

LiXinzhong，Tan Yue
CNOOC Research Institute，Beijing 100027，China

The choice and determination of offshore oil and gas fields development engineering modes depend on many factors.Different petroleum companies at home and abroad may have different favorite modes.Predominant points，such as reservoir，water depth，engineering geology，distance from shore，existing facilities，local regulations EPCI capacity，economic indicators and risk analysis，are illustrated.Besides，this paper addresses influential factors for mode selection，including product properties，number of wells，well drilling and completion，oil storage and offloading，marketing，technology management capacity and preference，operation and maintenance.The results may be helpfulfor designs of offshore oiland gas field development.

offshore oiland gas fields；development；engineering mode

國家科技重大專項“南海深水油氣開發示范工程”（2011ZX05056）

10.3969/j.issn.1001-2206.2015.01.001

李新仲（1964-），男，河北冀州人，教授級高工，本刊第八屆編委會副主任，1984年畢業于天津大學海洋工程專業，主要從事海洋工程的結構設計、研究和項目管理工作，現任中海油研究總院副院長。

2014-10-24；

2014-12-05