浮式生產平臺的發展規律及南海開發趨勢

杜春水 汪智峰 何昱亮 邱壕威

（深圳海油工程水下技術有限公司，廣東 深圳 518000）

0 引言

我國對深海項目的開發已逐漸嶄露頭角，南海三大深水項目的施工方案設計與工程應用正在持續進行。南海目前正在開發的陵水17-2氣田已達到1 500米級水深，在深海資源激烈競爭的現狀下，關注國際深海平臺的應用現狀，并且不斷學習國外系統的技術經驗，力爭參與到國際深海平臺的建設中去，這對我國未來深海資源的開發利用和我國海洋強國戰略的實施都具有戰略性意義。

1 浮式生產平臺應用對比

當前國際上應用廣泛的深海海洋平臺多為浮式，主要有以下4種類型：浮式生產儲卸油裝置（FPSO）、半潛式生產平臺（SEMI）、單柱式平臺（SPAR）以及張力腿平臺（TLP）。浮式平臺對海洋油氣田的開發起關鍵作用，決定了開發方案的選擇。TLP較適合油藏集中的大型油田開發，但其適用水深是制約其在深水中廣泛應用的瓶頸；SPAR平臺油氣處理能力有限，適合較小的邊際油田的開發，TLP和SPAR平臺均適用于環境較惡劣的海域；半潛平臺和FPSO可應用于油藏較分散的各類油田，理論上不受水深的限制，但FPSO對作業環境要求相對較高，不適用于惡劣海況。4類浮式生產平臺近20年的增長趨勢如圖1所示，從圖中可以看出，FPSO增長趨勢明顯，總數約占浮式生產平臺總量的2/3，其他浮式生產平臺增長均較緩慢。

圖1 近二十年各類生產平臺的增長趨勢

浮式生產平臺由于其結構不同，因此適用水深也有所不同，各類浮式生產平臺的適用的水深如圖2所示，4類浮式生產平臺均可用于深水油氣田開發模式，其中，SEMI與SPAR平臺可用于超深水，實際工程應用水深超過2000m。

圖2 各類浮式生產平臺的適用水深

2 各類浮式生產平臺的分布情況

2.1 FPSO的世界分布情況

2018年底最新統計，世界范圍內海域共有223座FPSO處于運營、在建和待工狀態。主要分布在巴西、西非、北海和東南亞，其中美國墨西哥灣Stones FPSO作業水深達到2896m，我國共有13座FPSO在役。

對2018年的FPSO數據進行統計分析，分布情況如表1所示。通過數據可以看出：墨西哥灣與澳大利亞海域訂單數量減少，巴西和中國等國的訂單數量增加明顯，而且這個趨勢還會增加，在東南亞的FPSO應用市場份額中，中國未來的市場份額將更大。

表1 2010年世界FPSO分布情況

我國FPSO的發展經歷是從無到有，已擁有30多年的FPSO運營經驗。到目前為止，國內已經先后建造了從5萬噸級到30級的一系列FPSO共計18條。2020年5月，我國自主設計、建造和集成的FPSO“海洋石油119”在青島交付，這也是截至目前我國擁有最大作業水深的浮式生產儲卸油裝置（FPSO），目前已成功應用于流花16-2油田。

2.2 半潛平臺的世界分布情況

截至2016年，全球半潛式生產平臺48座，其中24座改造平臺，24座新建平臺，其中美國墨西哥灣Independence Hub平臺作業水深達到2438m。表2為2016年世界半潛平臺的分布情況，從項目分布區域可以看出，半潛式生產平臺的作業海域已逐漸呈現出由巴西、北歐和墨西哥灣三大傳統油氣生產領域向東南亞、澳大利亞等新興油氣生產領域轉移的趨勢[1]。

表2 2016年世界半潛平臺的分布情況

目前，我國有1座半潛式生產平臺（南海挑戰號）服役，1座半潛式生產平臺（陵水半潛式生產平臺）在建[2]。陵水17-2項目順利實施后，將成為中國第一座新建半潛式生產平臺，世界上第一座具有儲油功能的半潛式生產平臺，將對中國深海油氣資源的開發產生深遠影響。

2.3 SPAR的世界分布情況

截至2018年，全球共有21座SPAR平臺服役，詳見表3，其中19座分布在美國墨西哥灣，最大作業水深2383m（美國墨西哥灣Perdido平臺）[3]，另有1座在安裝（即將作業于北海海域的Aasta Hansteen Spar平臺）。

表3 2018年世界SPAR分布情況

從全球分布數量來看，SPAR的數量較其他浮式生產平臺的數量較少，而且基本集中在墨西哥灣海域。SPAR的運營商主要有：Anadarko公司、Murphy公司和BP公司。其中美國的Anadarko公司擁有的SPAR平臺數量最多。

2.4 TLP的世界分布情況

張力腿平臺（TLP）作為一種典型的深水油氣田開發的平臺類型，經過30多年的發展逐步走向成熟。如表4所示，截至2018年，全球共有28座TLP平臺服役，另有1座待安裝，1座在建，主要分布在墨西哥灣海域，最大作業水深1425 m（Magnolia平臺）。

表4 2018年世界TLP分布情況

我國尚沒有TLP平臺服役，隨著國家863課題、國家重大專項課題、國家973課題等研究，以及流花油田群項目的前期研究，國內已經積累了豐富的經驗，但是離實際應用仍有較大差距。

從TLP的發展現狀來看，與SPAR一樣，在役數量也相對較少，主要分布在美國墨西哥灣海域，運營商也主要分布在韓國、新加坡、美國和荷蘭等國家。

2.5 我國海工裝備企業發展情況

我國重點的海工裝備企業分布主要分為3個區域：環渤海地區、長三角地區以及珠三角地區。目前，國內主要的海洋油氣開采服務都是由海洋石油工程（COOEC）總承包建造的，除此之外，上海外高橋船廠、大連船廠等大型船廠也隨著近幾年海洋油氣的開發參與到新建的浮式生產平臺的建造任務中。

海洋石油工程股份有限公司的油田項目隨著陵水17-2項目的開展，水深達到了1 500 m水深級。2018年，共運行了33個海洋油氣開采工程項目，流花16-2深水項目、陵水17-2深水項目、旅大21-2/16-3油田開發項目等一大批項目新開工。

3 典型浮式生產平臺的應用規律

系泊系統是浮式生產平臺能夠平穩運營的重要保證，系泊纜繩的數量越多，系泊的可靠性越高。在4類浮式生產平臺中，應用最為廣泛的平臺為FPSO與半潛平臺：FPSO除在墨西哥灣應用較少，在其他海域的應用數量均占很大的比重且；半潛式生產平臺主要集中在巴西海域和北海海域；SPAR平臺幾乎全部應用于墨西哥灣海域，說明其適應性有很大的局限性[1]。下面對FPSO與半潛平臺的應用規律做簡要介紹。

3.1 FPSO的應用規律

FPSO主要的系泊方式為單點系泊系統。單點系泊系統基本上可以分為懸鏈錨腿系泊系統（CALM）、單錨腿系泊系統（SALM）、轉塔式系泊系統（TM）和軟鋼臂（SYS）4類[4]。

FPSO儲存原油的能力高、運動性好，便于安裝，FPSO除了可以與其他3類浮式生產平臺聯合開發的模式外，應用最廣泛的油氣開發工程模式為“FPSO+水下生產系統”。部分FPSO生產平臺的情況對比見表5。

表5 部分FPSO生產平臺的情況對比

以Stones油田中的Turritella FPSO為例。Turritella FPSO處于墨西哥灣中部海域，平均作業水深2919m，環境條件惡劣，颶風頻發，項目采用“FPSO+水下生產系統”的工程模式，FPSO采用可解脫單點系泊方案。系泊系統采用9根系泊纜，采用“3×3”的組合形式，單根系泊纜由“鏈+聚酯纜+鏈”組成。

3.2 半潛平臺的應用規律

半潛式生產平臺由于多用于環境惡劣的深海海域，普遍采用永久多點錨泊系統進行定位。對于深水作業的半潛式生產平臺，傳統的懸鏈式錨泊系統已經無法完全適用[5]。表6為國際上部分現役的深水半潛式生產平臺對比情況。

表6 部分深水半潛式生產平臺錨泊定位配置

目前國際上的深水半潛式生產平臺一般采用張緊式輻射狀錨泊定位系統，系泊纜的分布情況主要是4×2、4×3和4×4等幾種分布型式。雖然巴西海域與北海海域半潛平臺的安裝案例最多，但在墨西哥灣海域服役的半潛平臺的是工作水深均達到了2 000米級的水平。

半潛平臺的深水油氣開發工程模式主要有3種，簡要對比見表7。

表7 半潛式生產平臺3種開發模式的對比

模式一：“SEMI+水下生產系統+外輸管線”，以Thunder Horse半潛平臺為例進行介紹。Thunder Horse油田位于美國墨西哥灣中部海域，作業水深1 849 m，采用依托開發的模式，充分利用了油田現有設備及資源，是低油價下，深水油氣田開發降本增效的典范。水下系統包括已建管匯-新建管匯，已建在產井口-新建井口和新建海管等構成。

模式二：“SEMI+水下生產系統+FPSO/FSO”，以流花11-1海域的南海挑戰號為例進行介紹。流花11-1油田位于中國南海區域，距離最近海岸線130km，作業水深為300m[6]。1996年，“南海挑戰號”在南海流花11-1油田實現首油，采用依托開發模式。“南海挑戰號”至今已經安全運營二十多年，為我國積累了豐富的運營經驗。

模式三：“SEMI+水下生產系統+FPSO/FSO+外輸管線”，以目前世界上最大的鋼制Ichthys Explorer半潛式生產平臺為例進行介紹。Ichthys氣田位于澳大利亞西北部海域Browse盆地，平均水深260 m，離最近海岸線220 km。項目采用獨立開發模式，主要由Ichthys Explorer半潛平臺、FPSO、水下生產系統和外輸管線構成。

4 南海深水項目分析

4.1 南海開發現狀

在世界范圍內的海洋油氣鉆探與開發，南海的海域環境是最惡劣的。除了每年3—9月有臺風天氣，還有“南海內波”的災難海況。除去不可避免的惡劣環境，還面臨著勘探開發技術、投資成本與南海爭端的考驗。

我國在南海石油鉆探已經歷了近50個年頭，但主要集中在水深300 m以內。在水深300 m～2 000 m深水開發裝備安裝技術不夠成熟，而且目前對深水水下生產設備的安裝技術處于起步階段。

目前，中國海油已經開發的國內深水油氣田有2個：南海東部的“荔灣深水氣田”與南海西部的“陵水17-2深水氣田”。

4.2 流花16-2項目開發方案的選擇

流花16-2油田位于中國南海珠江口盆地，所用浮式生產平臺為新建的1座15t噸浮式生產儲卸油裝置（FPSO）“海洋石油119”。流花16-2油田的油為輕質原油，對該氣田的開發的研究，初期的生產平臺傾向于TLP平臺，但由于TLP平臺的應用水深適用于500 m～1 500 m；其次，油價的下跌使TLP平臺的經濟性降低；最主要的原因是隨著勘探的深入，流花16-2附近發現了其他油田，由原先的單獨開發模式變成了聯合開發模式。因此，最終確定使用單點形式為永久不可解脫FPSO。

4.3 荔灣3-1項目開發方案的選擇

荔灣3-1氣田位于南海珠江口盆地，距最近海岸線約320 km，平均作業水深約1 400 m。荔灣3-1的開發模式為“水下生產系統（1 480 m水深）+淺水平臺（190 m水深）+干氣接入珠海高欄終端輸氣管道+凝析油上珠海高欄終端平臺”。采用這種開發模式的原因分析如下：1）采用深水平臺的經濟性差，海底氣田的集中度高。在深水建立氣體處理平臺的費用較高，而且南海深水氣田的地貌比較陡峭，在距離荔灣氣田75km處，水深減少至200m以內。2）采用聯合輸送模式的優勢巨大。在荔灣3-1開發過程中須兼顧番禺34-1、番禺35-1、番禺35-2天然氣田以及該區域的潛在的油氣發現，最終開發項目擬建1座中心平臺接收來自荔灣3-1氣田的天然氣。

4.4 陵水17-2項目開發方案的選擇

陵水17-2 氣田位于瓊東南盆地北部海域，距離海南省三亞市約150 km，距離西北側已生產的崖城13-1 氣田約160km，距崖城13-1 氣田輸氣管線約87 km，是中國海油第一個完全自營的大型深水氣田。

在陵水氣田開發初期考慮借鑒荔灣模式。采用“水下生產系統（1 422m水深）+淺水導管架平臺（170m水深）+干氣接入崖城輸氣管道+凝析油上崖城平臺”的開發方案。最終確定開發方案為“深水儲油SEMI+水下生產系統+干氣接入崖城輸氣管道+浮式平臺儲存凝析油”，且SEMI采用張緊式多點系泊系統。采用該開發模式的原因如下：1）海底氣田較分散，減少凝析油外輸管線的建造成本。半潛平臺適用于分散油藏區的開發。2）半潛平臺優勢高。FPSO無法與鋼制立管建立連接；TLP平臺不可用來儲油，其最大適用水深為1 500 m，深水TLP平臺建造成本巨大；雖然SPAR平臺立管技術適應性最佳，但投資更高，我國尚無SPAR平臺的建造經驗[7]。3）打破技術壟斷，完成技術攻關的新機遇。陵水17-2平臺作為世界上首座具備凝析油存儲及外輸功能的半潛式生產處理平臺，通過該項目的研究，使中國海油基本掌握了深水開發評價、深水開發鉆完井、深水水下生產系統、深水平臺、深水立管與系泊系統等深水開發核心技術，為以后深水油氣田開發打下堅實的基礎。

5 結論

該文通過對浮式生產平臺及其系泊規律與工程開發模式的介紹與分析，得出以下結論，希望能為未來南海油氣田開發深水裝備的研究方向和類似深水項目的開發模式提供一些參考。1）從4類浮式生產平臺的適用水深與應用現狀來看。FPSO與SEMI的設計和建造技術較為成熟，均采用濕式采油樹，操作復雜，但FPSO的運動性更好；SPAR與TLP均采用干式采油樹，運動特性好，但SPAR的安裝和運輸困難，TLP不具備儲油功能。2）目前，南海現有的外輸管線網絡不夠發達，但我國對FPSO的研究已經較為成熟。3）針對我國南海的實際情況與我國深水裝備的研究現狀，建議在未來的深水油氣田的開發時，優先考慮SEMI與FPSO聯合的工程開發模式，來解決深水浮式生產平臺儲油的挑戰。