深水油氣開發工程模式與南海油氣開發方案探討

方新強

中國石油遼河油田公司，遼寧盤錦 124010

深水油氣開發工程模式與南海油氣開發方案探討

方新強

中國石油遼河油田公司，遼寧盤錦 124010

在對深水油氣開發技術發展現狀及開發工程案例進行較詳細分析的基礎上，把當前典型的深水油氣開發工程模式劃分為9個類型，并指出了各種開發模式的適用條件。而后結合國內外技術現狀及南海環境條件，給出了南海油氣應采取以下模式進行開發的建議：大型氣田開發可采用Jacket+水下井口模式或島礁固定式平臺+水下井口模式；小型氣田宜采用FLNG+水下井口或水下井口回接到現有設施模式；大型油田開發可采用Semi-FPS/Spar+FPSO模式；小型油田采用FPSO/FDPSO+水下井口或水下井口回接到現有設施的模式。

深水油氣；開發工程模式；南海

南海油氣資源極為豐富，據統計石油地質儲量為23億～30億t，天然氣地質儲量約為2萬億m3，70%蘊藏于遠離陸岸的深水區，開發潛力巨大。分析、歸納國內外深水平臺技術發展趨勢及海洋工程經驗，可為南海油氣開發工程模式的研究及選型提供參考。

1 深水開發技術發展現狀[1-3]

各類浮式平臺技術與水下生產技術發展迅速，作業水深紀錄不斷被刷新。半潛式生產平臺（Semi-FPS）已發展到第六代，墨西哥灣的Independence Hub Semi-FPS刷新了Semi-FPS平臺的作業水深紀錄，水深為2 414 m。浮式生產儲油卸油裝置（FPSO）為當今海上油氣生產的主流設施，應用廣，數量多。墨西哥灣的BW Pioneer FPSO作業水深2 600 m，為當前FPSO的最大作業水深，FPSO技術已向建造模塊化、定位與系泊多樣化、生產能力擴大化方向發展。張力腿平臺（TLP） 有傳統式、MOSES型式、海星式、外伸式4種類型，適用水深范圍為500～1 500 m，墨西哥灣的Big Foot TLP創造了TLP平臺新的作業水深記錄，水深為1 581 m，TLP技術發展呈現多樣化，形成了一套從深水到超深水、從中小油田到大型油田的平臺體系。立柱式平臺（Spar）有傳統式、桁架式、多筒式3種類型，適宜深水作業，水深范圍為500～3 000 m，殼牌公司的Perdido Spar打破了Spar平臺作業水深記錄，水深為2 383 m。水下生產系統（SPS）需求呈逐年增加趨勢，全世界已有130多個油氣田應用水下技術，水下采油樹的安裝水深已達2 934 m，油氣水下回接最遠距離已分別達到70 km和150 km，水下生產技術逐步向模塊化、標準化方向發展，水下控制技術、發電與傳輸技術、處理與增壓技術逐步得到推廣應用。

圖1 新型概念平臺

新型概念浮式平臺不斷涌現并得到應用，見圖1。半潛式平臺向擴展式深吃水設計發展，可實現干式采油；新推出的超深水海星式TLP概念平臺，重量輕且運動性能得到大大改善，可用于3 000 m水深；改進設計的Spar平臺，結構更加合理，可提供更大浮力以支持更多立管和載荷，適應3 000 m水深；Sevan系列圓柱型FPSO適應嚴酷的環境條件，已在北海應用，提出的新型FPSO概念設計，船體采用平面雙殼體設計，改善了平臺運動性能，增強抵御惡劣環境能力，提高疲勞壽命達百年以上；浮式鉆井生產儲油卸油裝置（FDPSO）在剛果Azurite深水油田首次成功應用，新型圓柱型FDPSO的鉆井、承載及儲油能力大幅提高；浮式液化天然氣生產儲卸裝置（FLNG）將用于海上氣田開發，提出了浮式存儲再氣化裝置（LNG-FSRU）概念設計；國內推出了深水不倒翁平臺（DTP）概念設計，具有無條件穩性，可實現干式、濕式采油[4]。

2 深水油氣開發工程模式類型及適用條件

深水油氣開發根據采油方式可分為濕式、干式和干濕結合3種模式。深水開發工程模式是不同采油方式與各類平臺相結合的形式，不僅可采用浮式平臺，而且還采用順應塔（CT）、導管架（Jacket）、重力式（GBP）等固定式平臺。在對國內外深水油氣開發案例進行分析和前人研究的基礎上，根據工程設施的特點、適用條件以及在深水油氣開發中的作用，總結出9類典型的深水油氣開發工程模式。

2.1 以TLP為主的開發工程模式[5]

（1）TLP+外輸管道模式。采用TLP+外輸管道模式需要滿足下述條件：第一，預鉆井或TLP鉆井；第二，采用干式采油，也可回接水下井口；第三，TLP具有鉆（修）井和生產功能；第四，原油管道外輸。TLP沒有儲油能力，生產出來的油氣經處理后必須馬上外輸。如果距離海岸較近，或者附近已建有管網或其他儲油設施，可依靠管道輸送油氣。墨西哥灣的Morpeth油田采用了這種模式。

（2）TLP+FPU+外輸管道模式。這是一種新的開發工程思路，目的是減少TLP平臺上的有效載荷，FPU為浮式生產單元。該模式所需要的基本條件與TLP+外輸管道模式相同，油氣處理等在FPU上進行，處理過的油氣通過管道外輸，TLP平臺僅作為井口及鉆（修）井平臺，鉆（修）井期間需要供應船協助，因此TLP平臺的有效荷載明顯減少。印度尼西亞的West Seno油田采用這種開發模式[6]，剛果的Moho Nord油氣田也將采用此種模式開發。

（3）TLP+FPSO開發模式。TLP+FPSO模式僅適用于油田，所需要的基本條件與TLP+外輸管道模式基本相同，不同之處在于不需要外輸管道。TLP僅作為井口和鉆修井平臺，原油在FPSO上處理、儲存，并通過穿梭油輪外運。由于FPSO還可以回接水下井口，因而這種模式適用于干濕結合的大型油田開發。安哥拉的Kizomba A和Kizomba B油田采用了TLP+FPSO開發模式[7]。

2.2 以Spar為主的開發工程模式[5]

Spar也可與不同設施聯合使用，以Spar為主的開發工程模式需要滿足下述條件：第一，預鉆井或Spar鉆井；第二，采用干式采油，也可回接水下井口；第三，Spar具有鉆（修） 井和生產功能；第四，原油管道外輸或浮式儲油單元（FSU）儲油。

（1）Spar+外輸管道模式。這種模式的干式井口通過頂部張緊式立管（TTR）與海底井口連接，可采用傳統修井方式。生產的油氣通過管道外輸或者直接輸到陸上終端。這種模式在墨西哥灣應用較多，Perdido項目采用了這種工程模式，實現了Great White、Tobago和Silvertip三個油田的聯合開發[8]，Lucius油氣田開發也將采用這種模式。

（2）Spar+FPSO模式。Spar作為井口平臺或進行一級分離，FPSO進行原油處理、儲存，并通過穿梭油輪外運原油。由于FPSO可以回接水下井口，因而這種模式可采用干濕結合的采油方式，適用于大型油田的開發。馬來西亞的Kikeh油田就是采用Spar+FPSO模式的[9]。

2.3 以Semi-FPS為主的開發工程模式[5]

Semi-FPS是深水油氣開發中常用的浮式設施之一，在巴西深水油氣田開發中得到了廣泛應用。但是Semi-FPS僅適用于濕式采油，主要與FPSO、海底管道聯合使用。

（1）Semi-FPS+外輸管道模式。采用這種模式需要滿足下述條件：第一，濕式采油；第二，Semi-FPS單獨開發；第三，Semi-FPS具備鉆（修）井和生產功能；第四，原油管道外輸或其他方式外輸。由于Semi-FPS的儲油能力有限，生產的油氣需要立即外輸。墨西哥灣的Na Kika、Independence Hub及馬來西亞的Gumusut-Kakap油氣項目均采用了此模式[10-11]，墨西哥灣的Jack、St Malo油氣田將采用這一模式聯合開發。

（2）Semi-FPS+FSU模式。這是利用Semi-FPS開發深水油氣的一種模式，所有生產設施安裝在Semi-FPS上，在其附近配置一座FSU存儲原油，使用穿梭油輪外運原油。相對廉價的FSU可彌補Semi-FPS儲油能力小或無儲油能力的缺陷。巴西Marlim Leste油氣開發項目采用了此模式。

（3） Semi-FPS+FPSO模式。Semi-FPS與FPSO結合可以實現深水油氣開發的鉆井、生產、處理、存儲、外輸功能，鉆完井設施和動力系統安裝在Semi-FPS上，火炬、儲油和處理系統安裝在FP SO上。我國南海的流花1-1油田采用了這種開發模式。

2.4 以FPSO為主的開發工程模式[5]

（1）FPSO+水下井口模式。采用這種模式需要滿足下述條件：第一，預鉆井；第二，濕式采油；第三，鉆（修）井由鉆井船完成；第四，穿梭油輪外運原油。尼日利亞的Akpo油田開發項目采用了此種開發模式[12]，水下井口產出的油氣回接到FPSO進行處理、存儲，之后原油由穿梭油輪拉運，天然氣通過海底管道外輸。

（2）FPSO與其他浮式生產設施聯合模式。以FPSO為主的其他開發模式有TLP+FPSO、Spar+ FPSO和Semi-FPS+FPSO模式，這些模式在前面已敘及，這里不再贅述。

2.5 以FLNG為主的開發工程模式

FLNG是集海上天然氣液化、儲存和裝卸為一體的新型裝置，具有開采周期短、靈活、可獨立開發、可回收移位、無需管道輸送等特點，是未來深水遠海氣田、小型氣田開發的重要工程應用模式之一[13]。

利用FLNG的最適合、最經濟開發模式是FLNG+水下井口模式，采用此模式需要滿足下述條件：第一，預鉆井；第二，濕式采油；第三，鉆（修）井由鉆井船完成；第四，生產的LNG通過LNG穿梭船運輸。澳大利亞的Prelude項目采用了這種開發模式，水下井口產出的天然氣回接到FLNG進行處理、液化，之后通過LNG穿梭船運輸上岸。

2.6 以FDPSO為主的開發工程模式

FDPSO是在FPSO基礎上擴展鉆井功能發展起來的，是一種適用于深水油田開發的集鉆井、生產、儲卸油于一體化的平臺[14]。目前世界上建造了兩座FDPSO即Azurite FDPSO和MPF1000，剛果Azurite油田是世界上首次采用FDPSO開發的成功典范，采用了FDPSO+水下井口模式。此模式需要滿足下述條件：第一，濕式采油；第二，穿梭油輪外運原油。這種模式可實現油田滾動開發，大大提前了投產時間。FDPSO更適合距岸遠的深水邊際油田開發。

2.7 水下井口回接到現有設施的開發工程模式

這種模式是將水下井口回接到附近開發設施進行油氣生產的高效開發模式，也是深水油氣開發中最經濟的開發模式，特別適合儲量較小的邊際油氣田開發[5，15]。采用這種模式需要滿足下述條件：其一，鉆井船鉆（修）井；其二，水下井口回接到現有平臺或水下設施；其三，考慮和解決流動安全問題。我國南海流花4-1油田采用水下井口橋接到流花11-1油田水下生產系統的模式[16]，安哥拉的Marimba North油田通過水下井口回接到Kizomba A FPSO實現開發。

2.8 無任何水面設施的開發工程模式

這種模式就是通常所說的Beach開發模式，即完全利用水下生產系統，通過海底管道將油氣直接輸送到陸上終端的一種開發模式[15]。采用此模式需要滿足下述條件：其一，鉆井船鉆（修） 井；其二，濕式采油；其三，考慮和解決流動安全問題。這種開發模式適合離岸距離較近的氣田開發，挪威Ormen Lange以及Snφhvit氣田采用了此種開發模式[17]。

2.9 以淺水固定式平臺為主的開發工程模式

（1）GBP/Jacket+水下井口模式。GBP平臺適用水深一般小于200 m，Jacket平臺稍深一些，最大應用水深為412 m（GOM，Bullwinkle）。由于天然氣水下回接距離遠，最遠已達150 km，因此GBP、Jacket平臺常作為中心處理平臺用于深遠海大型氣田的開發，采用此模式需要滿足的條件與Beach模式一樣。我國的荔灣3-1和菲律賓的Malampaya氣田采用了這種開發模式[18-19]。

（2）CT+干式/水下井口模式[15]。CT平臺可應用于較深的水域，目前世界上現役CT平臺5座，最大應用水深為531 m（GOM，Petronius）。CT平臺常作為中心處理平臺用于深水油田開發。采用這種模式需要滿足下述條件：第一，CT平臺鉆井或鉆井船預鉆井；第二，干式采油，也可回接水下井口；第三，CT平臺具有鉆（修）井和生產功能；第四，原油管道外輸或 FPSO儲油。安哥拉的 BBLT、Tombua-Landana項目采用了此種模式。

3 不同海域開發工程模式選型分析

目前世界深水油氣開發項目主要集中在墨西哥灣、巴西、西非、北海以及南海。開發工程模式選擇受諸多因素控制，如自然地理環境條件、油藏特性、周圍設施、開發技術裝備狀況、平臺棄置、政策法規及經濟性等[20]。

墨西哥灣氣候條件惡劣，夏季強臺風、災難性颶風多發。由于美國對FPSO有限制，油氣只能通過海底管道輸送上岸，所以墨西哥灣建立了發達的海底管網，為生產平臺的油氣外輸創造便利條件。Spar、TLP平臺應用較多，從而形成了以Spar/TLP+外輸管道為主的開發模式。

北海的氣候條件也比較惡劣。北海油氣開發歷史較長，淺水油田開發以固定式平臺為主，深水油田主要采用Semi-FPS+FPSO或FPSO+水下井口模式，深水氣田采用Beach模式。

巴西和西非環境條件比較溫和，對浮式平臺的選擇要寬松一些。巴西深水油氣開發主要采用FPSO、Semi-FPS平臺，通過技術研究和生產實踐，形成了Semi-FPS+FPSO/FSO的開發模式；西非海域海底管網不發達，形成以FPSO為主平臺的開發模式，包括FPSO+水下井口、Semi-FPS+FPSO等。

4 南海開發工程模式選型探討

南海環境條件比西非海域差，夏季熱帶風暴多發，冬季季風頻發，深海海域存在內波流且距岸較遠，海底管網不發達。國內具備 Jacket、FPSO平臺的自主設計建造能力，完成了FLNG、FDPSO概念設計，目前開發模式以FPSO+水下井口和Jacket+水下井口為主。根據國內外深水開發技術發展情況及成功開發經驗，從不同區域的自然條件出發，綜合考慮南海開發工程模式的選型問題。

4.1 北陸坡區開發模式

北陸坡區離岸距離約300 km，陸架淺水區可安裝固定式平臺。針對大型氣田開發可采用Jacket+水下井口模式，Jacket淺水平臺進行油氣水分離、處理、增壓，海底管道輸氣到陸地終端，實現向用戶供氣，如荔灣3-1氣田模式，見圖2；小型氣田宜采用FLNG+水下井口或水下井口回接到現有設施模式，FLNG進行油氣處理、液化，LNG穿梭船運輸LNG上岸。針對大型油田開發可采用Semi-FPS /Spar+FPSO模式，Semi-FPS/Spar作為生產、鉆修平臺，位于主力油藏上方，FPSO實現油氣水分離、處理和注水，穿梭游輪拉運原油；小型油田采用FPSO/FDPSO+水下井口或水下井口回接到現有設施的模式。

圖2 Jacket淺水平臺+水下井口開發模式（中國荔灣3-1，水深1345 m）

4.2 西陸坡區開發模式

西陸坡區離岸距離200～400 km，發育眾多的生物島礁，部分島礁周圍的淺水區可建設固定式平臺，包括樁基式、重力式平臺等，但需要重點解決遠海島礁油氣平臺建設關鍵技術。針對大型油氣田開發可采用島礁固定式平臺+水下井口模式，島礁固定式平臺作為中心平臺，實現油氣水分離、處理和注水，原油由穿梭油輪拉運，天然氣經海底管道外輸，這種模式安全又經濟；小型氣田宜采用FLNG+水下井口或水下井口回接到現有設施的模式；小型油田采用FPSO/FDPSO+水下井口或水下井口回接到現有設施的模式。

5 結束語

基于深水油氣開發案例分析，歸納出9類深水開發工程模式，對后續深水開發工程模式的研究及選型具有借鑒意義。對深水開發項目集中的海域開展深水開發工程模式選型分析，并提出了南海開發工程模式的選型建議，這對未來南海油氣資源的開發具有一定的現實意義。

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Discussion ofDeepwater Oiland Gas Development Engineering Modes and Development Plan in South China Sea

FANG Xinqiang
CNPC Liaohe Oilfield Company，Panjin 124010，China

Based on the current status of deepwater oil and gas development technology and the analysis on the development engineering cases worldwide，nine typical deepwater development engineering modes are systematically summarized and classified in detail，and their suitable application conditions are also analyzed.According to the current technology worldwide and the environmental conditions in South China Sea，the following engineering modes which may be suitable for South China Sea oil and gas development are proposed：“jacket+subsea wellhead”mode or“fixed platform in reef zone+subsea wellhead”mode for large scale gas field；“FLNG+subsea wellhead”or“subsea wellhead linked to existing equipment”mode for smallgas field；“semi-FPS/Spar+FPSO”mode for large scale oilfield；“FPSO/FDPSO+subsea wellhead”or“subsea wellhead linked to existing equipment”mode for smalloilfield.

deepwater oiland gas；development engineering mode；South China Sea

10.3969/j.issn.1001-2206.2016.06.003

方新強（1981-），男，山東榮成人，工程師，2005年畢業于中國石油大學（華東）船舶與海洋工程專業，現從事海洋石油工程項目管理工作。Email：fangxq01@petrochina.com.cn

2016-08-03