深水油气开发工程模式与南海油气开发方案探讨

方新强

中国石油辽河油田公司，辽宁盘锦 124010

深水油气开发工程模式与南海油气开发方案探讨

方新强

中国石油辽河油田公司，辽宁盘锦 124010

在对深水油气开发技术发展现状及开发工程案例进行较详细分析的基础上，把当前典型的深水油气开发工程模式划分为9个类型，并指出了各种开发模式的适用条件。而后结合国内外技术现状及南海环境条件，给出了南海油气应采取以下模式进行开发的建议：大型气田开发可采用Jacket+水下井口模式或岛礁固定式平台+水下井口模式；小型气田宜采用FLNG+水下井口或水下井口回接到现有设施模式；大型油田开发可采用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现有设施的模式。

深水油气；开发工程模式；南海

南海油气资源极为丰富，据统计石油地质储量为23亿～30亿t，天然气地质储量约为2万亿m3，70%蕴藏于远离陆岸的深水区，开发潜力巨大。分析、归纳国内外深水平台技术发展趋势及海洋工程经验，可为南海油气开发工程模式的研究及选型提供参考。

1 深水开发技术发展现状[1-3]

各类浮式平台技术与水下生产技术发展迅速，作业水深纪录不断被刷新。半潜式生产平台（Semi-FPS）已发展到第六代，墨西哥湾的Independence Hub Semi-FPS刷新了Semi-FPS平台的作业水深纪录，水深为2 414 m。浮式生产储油卸油装置（FPSO）为当今海上油气生产的主流设施，应用广，数量多。墨西哥湾的BW Pioneer FPSO作业水深2 600 m，为当前FPSO的最大作业水深，FPSO技术已向建造模块化、定位与系泊多样化、生产能力扩大化方向发展。张力腿平台（TLP） 有传统式、MOSES型式、海星式、外伸式4种类型，适用水深范围为500～1 500 m，墨西哥湾的Big Foot TLP创造了TLP平台新的作业水深记录，水深为1 581 m，TLP技术发展呈现多样化，形成了一套从深水到超深水、从中小油田到大型油田的平台体系。立柱式平台（Spar）有传统式、桁架式、多筒式3种类型，适宜深水作业，水深范围为500～3 000 m，壳牌公司的Perdido Spar打破了Spar平台作业水深记录，水深为2 383 m。水下生产系统（SPS）需求呈逐年增加趋势，全世界已有130多个油气田应用水下技术，水下采油树的安装水深已达2 934 m，油气水下回接最远距离已分别达到70 km和150 km，水下生产技术逐步向模块化、标准化方向发展，水下控制技术、发电与传输技术、处理与增压技术逐步得到推广应用。

图1 新型概念平台

新型概念浮式平台不断涌现并得到应用，见图1。半潜式平台向扩展式深吃水设计发展，可实现干式采油；新推出的超深水海星式TLP概念平台，重量轻且运动性能得到大大改善，可用于3 000 m水深；改进设计的Spar平台，结构更加合理，可提供更大浮力以支持更多立管和载荷，适应3 000 m水深；Sevan系列圆柱型FPSO适应严酷的环境条件，已在北海应用，提出的新型FPSO概念设计，船体采用平面双壳体设计，改善了平台运动性能，增强抵御恶劣环境能力，提高疲劳寿命达百年以上；浮式钻井生产储油卸油装置（FDPSO）在刚果Azurite深水油田首次成功应用，新型圆柱型FDPSO的钻井、承载及储油能力大幅提高；浮式液化天然气生产储卸装置（FLNG）将用于海上气田开发，提出了浮式存储再气化装置（LNG-FSRU）概念设计；国内推出了深水不倒翁平台（DTP）概念设计，具有无条件稳性，可实现干式、湿式采油[4]。

2 深水油气开发工程模式类型及适用条件

深水油气开发根据采油方式可分为湿式、干式和干湿结合3种模式。深水开发工程模式是不同采油方式与各类平台相结合的形式，不仅可采用浮式平台，而且还采用顺应塔（CT）、导管架（Jacket）、重力式（GBP）等固定式平台。在对国内外深水油气开发案例进行分析和前人研究的基础上，根据工程设施的特点、适用条件以及在深水油气开发中的作用，总结出9类典型的深水油气开发工程模式。

2.1 以TLP为主的开发工程模式[5]

（1）TLP+外输管道模式。采用TLP+外输管道模式需要满足下述条件：第一，预钻井或TLP钻井；第二，采用干式采油，也可回接水下井口；第三，TLP具有钻（修）井和生产功能；第四，原油管道外输。TLP没有储油能力，生产出来的油气经处理后必须马上外输。如果距离海岸较近，或者附近已建有管网或其他储油设施，可依靠管道输送油气。墨西哥湾的Morpeth油田采用了这种模式。

（2）TLP+FPU+外输管道模式。这是一种新的开发工程思路，目的是减少TLP平台上的有效载荷，FPU为浮式生产单元。该模式所需要的基本条件与TLP+外输管道模式相同，油气处理等在FPU上进行，处理过的油气通过管道外输，TLP平台仅作为井口及钻（修）井平台，钻（修）井期间需要供应船协助，因此TLP平台的有效荷载明显减少。印度尼西亚的West Seno油田采用这种开发模式[6]，刚果的Moho Nord油气田也将采用此种模式开发。

（3）TLP+FPSO开发模式。TLP+FPSO模式仅适用于油田，所需要的基本条件与TLP+外输管道模式基本相同，不同之处在于不需要外输管道。TLP仅作为井口和钻修井平台，原油在FPSO上处理、储存，并通过穿梭油轮外运。由于FPSO还可以回接水下井口，因而这种模式适用于干湿结合的大型油田开发。安哥拉的Kizomba A和Kizomba B油田采用了TLP+FPSO开发模式[7]。

2.2 以Spar为主的开发工程模式[5]

Spar也可与不同设施联合使用，以Spar为主的开发工程模式需要满足下述条件：第一，预钻井或Spar钻井；第二，采用干式采油，也可回接水下井口；第三，Spar具有钻（修） 井和生产功能；第四，原油管道外输或浮式储油单元（FSU）储油。

（1）Spar+外输管道模式。这种模式的干式井口通过顶部张紧式立管（TTR）与海底井口连接，可采用传统修井方式。生产的油气通过管道外输或者直接输到陆上终端。这种模式在墨西哥湾应用较多，Perdido项目采用了这种工程模式，实现了Great White、Tobago和Silvertip三个油田的联合开发[8]，Lucius油气田开发也将采用这种模式。

（2）Spar+FPSO模式。Spar作为井口平台或进行一级分离，FPSO进行原油处理、储存，并通过穿梭油轮外运原油。由于FPSO可以回接水下井口，因而这种模式可采用干湿结合的采油方式，适用于大型油田的开发。马来西亚的Kikeh油田就是采用Spar+FPSO模式的[9]。

2.3 以Semi-FPS为主的开发工程模式[5]

Semi-FPS是深水油气开发中常用的浮式设施之一，在巴西深水油气田开发中得到了广泛应用。但是Semi-FPS仅适用于湿式采油，主要与FPSO、海底管道联合使用。

（1）Semi-FPS+外输管道模式。采用这种模式需要满足下述条件：第一，湿式采油；第二，Semi-FPS单独开发；第三，Semi-FPS具备钻（修）井和生产功能；第四，原油管道外输或其他方式外输。由于Semi-FPS的储油能力有限，生产的油气需要立即外输。墨西哥湾的Na Kika、Independence Hub及马来西亚的Gumusut-Kakap油气项目均采用了此模式[10-11]，墨西哥湾的Jack、St Malo油气田将采用这一模式联合开发。

（2）Semi-FPS+FSU模式。这是利用Semi-FPS开发深水油气的一种模式，所有生产设施安装在Semi-FPS上，在其附近配置一座FSU存储原油，使用穿梭油轮外运原油。相对廉价的FSU可弥补Semi-FPS储油能力小或无储油能力的缺陷。巴西Marlim Leste油气开发项目采用了此模式。

（3） Semi-FPS+FPSO模式。Semi-FPS与FPSO结合可以实现深水油气开发的钻井、生产、处理、存储、外输功能，钻完井设施和动力系统安装在Semi-FPS上，火炬、储油和处理系统安装在FP SO上。我国南海的流花1-1油田采用了这种开发模式。

2.4 以FPSO为主的开发工程模式[5]

（1）FPSO+水下井口模式。采用这种模式需要满足下述条件：第一，预钻井；第二，湿式采油；第三，钻（修）井由钻井船完成；第四，穿梭油轮外运原油。尼日利亚的Akpo油田开发项目采用了此种开发模式[12]，水下井口产出的油气回接到FPSO进行处理、存储，之后原油由穿梭油轮拉运，天然气通过海底管道外输。

（2）FPSO与其他浮式生产设施联合模式。以FPSO为主的其他开发模式有TLP+FPSO、Spar+ FPSO和Semi-FPS+FPSO模式，这些模式在前面已叙及，这里不再赘述。

2.5 以FLNG为主的开发工程模式

FLNG是集海上天然气液化、储存和装卸为一体的新型装置，具有开采周期短、灵活、可独立开发、可回收移位、无需管道输送等特点，是未来深水远海气田、小型气田开发的重要工程应用模式之一[13]。

利用FLNG的最适合、最经济开发模式是FLNG+水下井口模式，采用此模式需要满足下述条件：第一，预钻井；第二，湿式采油；第三，钻（修）井由钻井船完成；第四，生产的LNG通过LNG穿梭船运输。澳大利亚的Prelude项目采用了这种开发模式，水下井口产出的天然气回接到FLNG进行处理、液化，之后通过LNG穿梭船运输上岸。

2.6 以FDPSO为主的开发工程模式

FDPSO是在FPSO基础上扩展钻井功能发展起来的，是一种适用于深水油田开发的集钻井、生产、储卸油于一体化的平台[14]。目前世界上建造了两座FDPSO即Azurite FDPSO和MPF1000，刚果Azurite油田是世界上首次采用FDPSO开发的成功典范，采用了FDPSO+水下井口模式。此模式需要满足下述条件：第一，湿式采油；第二，穿梭油轮外运原油。这种模式可实现油田滚动开发，大大提前了投产时间。FDPSO更适合距岸远的深水边际油田开发。

2.7 水下井口回接到现有设施的开发工程模式

这种模式是将水下井口回接到附近开发设施进行油气生产的高效开发模式，也是深水油气开发中最经济的开发模式，特别适合储量较小的边际油气田开发[5，15]。采用这种模式需要满足下述条件：其一，钻井船钻（修）井；其二，水下井口回接到现有平台或水下设施；其三，考虑和解决流动安全问题。我国南海流花4-1油田采用水下井口桥接到流花11-1油田水下生产系统的模式[16]，安哥拉的Marimba North油田通过水下井口回接到Kizomba A FPSO实现开发。

2.8 无任何水面设施的开发工程模式

这种模式就是通常所说的Beach开发模式，即完全利用水下生产系统，通过海底管道将油气直接输送到陆上终端的一种开发模式[15]。采用此模式需要满足下述条件：其一，钻井船钻（修） 井；其二，湿式采油；其三，考虑和解决流动安全问题。这种开发模式适合离岸距离较近的气田开发，挪威Ormen Lange以及Snφhvit气田采用了此种开发模式[17]。

2.9 以浅水固定式平台为主的开发工程模式

（1）GBP/Jacket+水下井口模式。GBP平台适用水深一般小于200 m，Jacket平台稍深一些，最大应用水深为412 m（GOM，Bullwinkle）。由于天然气水下回接距离远，最远已达150 km，因此GBP、Jacket平台常作为中心处理平台用于深远海大型气田的开发，采用此模式需要满足的条件与Beach模式一样。我国的荔湾3-1和菲律宾的Malampaya气田采用了这种开发模式[18-19]。

（2）CT+干式/水下井口模式[15]。CT平台可应用于较深的水域，目前世界上现役CT平台5座，最大应用水深为531 m（GOM，Petronius）。CT平台常作为中心处理平台用于深水油田开发。采用这种模式需要满足下述条件：第一，CT平台钻井或钻井船预钻井；第二，干式采油，也可回接水下井口；第三，CT平台具有钻（修）井和生产功能；第四，原油管道外输或 FPSO储油。安哥拉的 BBLT、Tombua-Landana项目采用了此种模式。

3 不同海域开发工程模式选型分析

目前世界深水油气开发项目主要集中在墨西哥湾、巴西、西非、北海以及南海。开发工程模式选择受诸多因素控制，如自然地理环境条件、油藏特性、周围设施、开发技术装备状况、平台弃置、政策法规及经济性等[20]。

墨西哥湾气候条件恶劣，夏季强台风、灾难性飓风多发。由于美国对FPSO有限制，油气只能通过海底管道输送上岸，所以墨西哥湾建立了发达的海底管网，为生产平台的油气外输创造便利条件。Spar、TLP平台应用较多，从而形成了以Spar/TLP+外输管道为主的开发模式。

北海的气候条件也比较恶劣。北海油气开发历史较长，浅水油田开发以固定式平台为主，深水油田主要采用Semi-FPS+FPSO或FPSO+水下井口模式，深水气田采用Beach模式。

巴西和西非环境条件比较温和，对浮式平台的选择要宽松一些。巴西深水油气开发主要采用FPSO、Semi-FPS平台，通过技术研究和生产实践，形成了Semi-FPS+FPSO/FSO的开发模式；西非海域海底管网不发达，形成以FPSO为主平台的开发模式，包括FPSO+水下井口、Semi-FPS+FPSO等。

4 南海开发工程模式选型探讨

南海环境条件比西非海域差，夏季热带风暴多发，冬季季风频发，深海海域存在内波流且距岸较远，海底管网不发达。国内具备 Jacket、FPSO平台的自主设计建造能力，完成了FLNG、FDPSO概念设计，目前开发模式以FPSO+水下井口和Jacket+水下井口为主。根据国内外深水开发技术发展情况及成功开发经验，从不同区域的自然条件出发，综合考虑南海开发工程模式的选型问题。

4.1 北陆坡区开发模式

北陆坡区离岸距离约300 km，陆架浅水区可安装固定式平台。针对大型气田开发可采用Jacket+水下井口模式，Jacket浅水平台进行油气水分离、处理、增压，海底管道输气到陆地终端，实现向用户供气，如荔湾3-1气田模式，见图2；小型气田宜采用FLNG+水下井口或水下井口回接到现有设施模式，FLNG进行油气处理、液化，LNG穿梭船运输LNG上岸。针对大型油田开发可采用Semi-FPS /Spar+FPSO模式，Semi-FPS/Spar作为生产、钻修平台，位于主力油藏上方，FPSO实现油气水分离、处理和注水，穿梭游轮拉运原油；小型油田采用FPSO/FDPSO+水下井口或水下井口回接到现有设施的模式。

图2 Jacket浅水平台+水下井口开发模式（中国荔湾3-1，水深1345 m）

4.2 西陆坡区开发模式

西陆坡区离岸距离200～400 km，发育众多的生物岛礁，部分岛礁周围的浅水区可建设固定式平台，包括桩基式、重力式平台等，但需要重点解决远海岛礁油气平台建设关键技术。针对大型油气田开发可采用岛礁固定式平台+水下井口模式，岛礁固定式平台作为中心平台，实现油气水分离、处理和注水，原油由穿梭油轮拉运，天然气经海底管道外输，这种模式安全又经济；小型气田宜采用FLNG+水下井口或水下井口回接到现有设施的模式；小型油田采用FPSO/FDPSO+水下井口或水下井口回接到现有设施的模式。

5 结束语

基于深水油气开发案例分析，归纳出9类深水开发工程模式，对后续深水开发工程模式的研究及选型具有借鉴意义。对深水开发项目集中的海域开展深水开发工程模式选型分析，并提出了南海开发工程模式的选型建议，这对未来南海油气资源的开发具有一定的现实意义。

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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

方新强（1981-），男，山东荣成人，工程师，2005年毕业于中国石油大学（华东）船舶与海洋工程专业，现从事海洋石油工程项目管理工作。Email：fangxq01@petrochina.com.cn

2016-08-03