海上油气田开发工程模式探讨

李新仲，谭越

中海油研究总院，北京100027

海上油气田开发工程模式探讨

李新仲，谭越

中海油研究总院，北京100027

海上油气田开发工程模式的选择与确定取决于多方面因素，国内外对海上油气田开发有着不同的惯用模式。文章探讨了油藏、水深、工程地质、离岸距离、现有设施依托情况、地方法规、建造和安装能力、经济指标和风险分析等决定工程模式选择的因素，分析了产品特性、井口数量、钻完井方式、储油及外输方式、销售方式、技术管理水平与偏好、操作及维护等影响工程模式选择的主要因素。对于海上油气田开发方案的设计具有一定的参考价值。

海上油气田；开发；工程模式

1 概述

海上油气田开发是一个系统工程，周期长、投资高、风险大，需要科学的决策和管理。

理论上任何一个最终确定的工程开发模式都是对操作者而言最优的方案，但实际上，模式的确定是多重因素互相平衡的结果。因而即使各方面条件类似的油气田，也会有不同的工程模式。以300～500 m水深的油气田开发为例，有多种可选择的工程模式[1]。

我国各个海域都有其自身的工程模式特点[2-5]。所谓的“美国模式”是依托墨西哥湾发达的海底管网，而“巴西模式”则非常依赖浮式储油卸油系统[6]。

2 工程模式的主要类型

按照是否依托陆上终端，可分为全海式和半海半陆式工程模式，见图1、图2。此种划分方法为主流方法。

图1 全海式工程模式

图2 半海半陆式工程模式

（1）全海式工程模式是指钻井、完井、油气水生产处理、储存和外输均在海上完成的开发模式，“巴西模式”就是典型的全海式工程模式。

（2）半海半陆式工程模式是指钻井、完井、原油生产处理（部分处理或完全处理）在海上平台上进行，通过海底管道将产液输送到陆上终端，再进行外输和销售[7]，“美国模式”就属于此种模式。

按照是否依托已建工程设施，可分为独立开发和依托开发工程模式。

（1）独立开发工程模式一般设有一个海上工艺处理中心，生产平台和处理中心之间由海底管道连接，若需将生产物流送到岸上做进一步处理，还需要一条登陆管道将海上工艺处理中心和陆上终端连接，区域中第一个开发的油气田只能采用此种模式。

（2）依托开发工程模式也可看作被动式的油气田群区域开发模式。由于新油气田周边海域一般已有在产的油气田，此时只需要新建一个生产平台或者水下生产设施，新建海底管道连接生产设施和已建的油气处理中心即可[8]。

3 工程模式的决定性因素

工程模式的确定不仅关系到开发工程设施的选择，甚至直接影响到一个油气田是否能够有效开发。

3.1 油藏规模

油藏规模不仅决定着工程模式的选择，实际上也是一个油气田能否开发的前提条件。以北海海域为例，在上世纪八、九十年代，可采储量＜1 590万m3的气田，必须严格检验其商业价值。受当时油气价格、环境与油气藏特点的制约，甚至可采储量4 800～6 400万m3的气田也被推迟开发[9]。我国采用FPSO开发的气田年产量一般在100万m3以上。而在FLNG出现之前，如采用传统的平台加外输管道的建设方式，很多小气田将因成本限制无法投入开采[10]。

3.2 水深

任何海上工程设施都有其适用的水深范围，其中水下生产系统和FPSO具有最广泛的应用水深，因此也最为普及。对于平台而言，不同类型的平台有不同的经济水深范围。例如，海洋工程界普遍认为当水深超过1 500 m，TLP平台的造价成本就会急剧上升而不经济[11]。

3.3 工程地质

海底工程地质会对海洋结构物产生较大的影响，如海底砂土液化、浅地层软弱层形变、海底滑坡、塌陷、冲刷等，这些地质灾害会导致平台的滑移和倾斜、管道的断裂等。这些直接危害或具有潜在威胁的海洋地质因素，在海洋工程设施的选择时必须要充分考虑[12]，尤其对于长距离管道。

3.4 离岸距离

离岸距离远近是决定选择全海式还是半海半陆式模式的一个重要因素。如南海某些深水油气田距离陆地约300～500 km，距离较远，给复杂的油气处理和分离以及长距离海底管道的安全输送带来挑战[13]。对于离岸非常远且海上工程设施需要有人员驻守的情况，受直升机飞行距离的影响，可能会直接导致油气田无法开发。需要注意的是，根据一些研究结论，气田开发所采用的FLNG开发模式对于离岸距离不敏感[14]。

3.5 现有依托设施情况

充分利用区域内已有的闲置生产设施或生产设施的闲置产能，可以降低新油气田的投资，即所谓的“依托开发”。很多储量较小的油田，在无依托设施的情况下，是不具备开发价值的。一般依托海上油气处理中心平台或FPSO，或是像墨西哥湾依托已建的管网。在深水油气开发中，水下井口回接到现有设施的工程模式是首选模式[15]。

3.6 地方法规

工程模式的选择要符合各海域当地政府的相关法规要求。目前各个国家对环境保护、人员安全、税费提出了越来越严格的要求，会直接影响油气田开发的经济效益。而航道、军事区、动物保护区的设置，也会影响工程模式的选择。此外，有些国家明确规定了海洋工程设施国产化的比例，也有国家直接对某种工程设施进行限定，如美国曾经明令禁止FPSO的使用[16]。

3.7 建造和安装能力

虽然海洋工程的市场是对全世界开放的，但东南亚占据了海工建造市场的主要份额。在工程模式选择时，仍首选能够满足要求的本国施工资源，其次是选择距离较近的。这不仅仅是从本国经济利益角度出发，而且，远方的施工船动复员以及海洋结构物长距离的拖航充满技术风险，费用巨大。在选用Spar平台时要注意其船体的建造具有一定的区域性和垄断性[17]。

3.8 经济指标

“以现有成熟技术为基础，以经济效益为中心，以产量为目标，少井高产，科技创新、引进与集成”是海上油田开发的主要特征[18]。油价直接影响经济评价的结果，因此是决定海上油气田能否开发的最重要因素。尽管各个油公司有着不同的盈利指标，但一般而言都会选择经济效益最好的工程模式。除了要考虑油公司自身的利益，还要分析项目对所在区域经济发展，乃至国家宏观经济等方面的影响。

3.9 风险分析

此风险不仅包括技术和人员安全风险，还包括对社会环境、生态环境、自然资源的影响。尤其对于半海半陆模式中陆上终端的建设，风险分析非常关键。当地的基础设施、社会服务容量、各级组织和居民的态度及支持程度，都关系着项目的存在与发展。

4 工程模式的影响因素

有些因素虽然不是决定性的，但对于海上油气田开发工程模式的选择有着直接的影响，这就需要结合当时的经济技术条件等背景进行综合分析。

4.1 产品特性

油藏的品质直接决定了输送的方式和条件。单就气田和油田的不同而言，在FLNG出现之前，气田均采取半海半陆的开发模式，即通过管道输往陆上终端。我国海上油田原油多具高黏、易凝、高含蜡等特点，给海上长距离管道输送的工艺设计和生产安全带来许多难题，这也是我国海上开发大量使用FPSO的原因之一。

4.2 井口数量

井口数量与油藏规模和年产量直接相关。井口较少的油气田一般采用回接到附近已有的基础设施进行油气生产的模式。对于井口数量较多的情况，不同的生产系统所容纳的井口数量也不同，以TLP平台和Spar平台为例，前者可以适用更多的井口数[14]。

4.3 钻完井方式

钻井船租金昂贵，因此具有钻井能力的平台一直具有较高的竞争力。此外，修井作业频率关系到采油树干、湿式的选择，频率很低可考虑采用水下湿式采油树，反之采用干式采油树，相应影响到工程设施的选择[19]。钻完井方式决定油气田开发工程模式的一个典型案例是西非的Azurite油田，为了快速实现对该油田的开发，最后决定采用FPDSO，将钻井单元集成到FPSO上，从而解决钻井问题[16]。

4.4 储油及外输方式

能否实现储油及外输也是选择工程设施的一个重要因素。具有储油功能意味着不必铺设海底管道，从而节约投资；外输则更为重要，全海式与半海半陆式开发模式在外输地点选择上有着根本不同；即使对于同样采用FPSO开发的油田，国外通常采用带动力定位的穿梭油轮，而国内由于操作费等原因多采用常规穿梭油轮，这是制约我国南海应用多点系泊FPSO的因素之一。

4.5 销售方式

国内原油销售价格与国际接轨，但天然气的销售却有不同的定价方式。基于成本加成的原则与客户协商后定价，即由市场决定。因此对于开发工程模式，为了获得更大的“溢价”，有时不会选择通过已有或新建的管网输往较近的陆上终端的模式，而是“舍近求远”，通过海上船运至其他地点。

4.6 技术管理水平及偏好

虽然经济指标是油气田开发的最关键因素，但它并不是决定开发工程模式的唯一因素。特别需要注意的是：“最好的经济成果不一定是最好的技术成果”[20]。海洋油气田开发投入高、风险高，为降低风险可能选择经济效益并非最优的工程设施。探究某一海上油气田开发模式确定的原因时，要考虑到当时的技术水平，在有些工程设施应用初期，关键技术尚未完全成熟，虽然其投资较低，但仍然未得到某些油公司的认可。另外需要注意的是，可行的工程方案有多种，但不同的油公司的选择是不一样的，对某种工程设施技术和管理的掌控程度也是影响因素之一[21]。

4.7 操作及维护

海上油气田开发要考虑全寿命的成本核算，海洋工程设施的操作及维护直接与经济评价相关，一般由人员费、器材费、维修费、船舶费、管理费等组成。选择干树平台的优势之一就是可以降低操作费中的修井费用。国内外人力成本的不同，使得国外油公司会更加倾向应用水下生产系统、无人平台等操作费用更低的工程设施。

5 结束语

海上油气田开发的工程模式，受油气田规模、油气品质、单井产能、井数以及水深、离岸距离、海况、气象等海洋环境诸多因素的制约，也涉及很多基础产业，如能源、化工与石油化工、机电、船舶制造等，这些领域的技术进步和作业人员水平的提高，将使我国海上油气田开发有更多可供选择的工程模式。

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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

国家科技重大专项“南海深水油气开发示范工程”（2011ZX05056）

10.3969/j.issn.1001-2206.2015.01.001

李新仲（1964-），男，河北冀州人，教授级高工，本刊第八届编委会副主任，1984年毕业于天津大学海洋工程专业，主要从事海洋工程的结构设计、研究和项目管理工作，现任中海油研究总院副院长。

2014-10-24；

2014-12-05