浮式生产平台的发展规律及南海开发趋势

杜春水 汪智峰 何昱亮 邱壕威

（深圳海油工程水下技术有限公司，广东 深圳 518000）

0 引言

我国对深海项目的开发已逐渐崭露头角，南海三大深水项目的施工方案设计与工程应用正在持续进行。南海目前正在开发的陵水17-2气田已达到1 500米级水深，在深海资源激烈竞争的现状下，关注国际深海平台的应用现状，并且不断学习国外系统的技术经验，力争参与到国际深海平台的建设中去，这对我国未来深海资源的开发利用和我国海洋强国战略的实施都具有战略性意义。

1 浮式生产平台应用对比

当前国际上应用广泛的深海海洋平台多为浮式，主要有以下4种类型：浮式生产储卸油装置（FPSO）、半潜式生产平台（SEMI）、单柱式平台（SPAR）以及张力腿平台（TLP）。浮式平台对海洋油气田的开发起关键作用，决定了开发方案的选择。TLP较适合油藏集中的大型油田开发，但其适用水深是制约其在深水中广泛应用的瓶颈；SPAR平台油气处理能力有限，适合较小的边际油田的开发，TLP和SPAR平台均适用于环境较恶劣的海域；半潜平台和FPSO可应用于油藏较分散的各类油田，理论上不受水深的限制，但FPSO对作业环境要求相对较高，不适用于恶劣海况。4类浮式生产平台近20年的增长趋势如图1所示，从图中可以看出，FPSO增长趋势明显，总数约占浮式生产平台总量的2/3，其他浮式生产平台增长均较缓慢。

图1 近二十年各类生产平台的增长趋势

浮式生产平台由于其结构不同，因此适用水深也有所不同，各类浮式生产平台的适用的水深如图2所示，4类浮式生产平台均可用于深水油气田开发模式，其中，SEMI与SPAR平台可用于超深水，实际工程应用水深超过2000m。

图2 各类浮式生产平台的适用水深

2 各类浮式生产平台的分布情况

2.1 FPSO的世界分布情况

2018年底最新统计，世界范围内海域共有223座FPSO处于运营、在建和待工状态。主要分布在巴西、西非、北海和东南亚，其中美国墨西哥湾Stones FPSO作业水深达到2896m，我国共有13座FPSO在役。

对2018年的FPSO数据进行统计分析，分布情况如表1所示。通过数据可以看出：墨西哥湾与澳大利亚海域订单数量减少，巴西和中国等国的订单数量增加明显，而且这个趋势还会增加，在东南亚的FPSO应用市场份额中，中国未来的市场份额将更大。

表1 2010年世界FPSO分布情况

我国FPSO的发展经历是从无到有，已拥有30多年的FPSO运营经验。到目前为止，国内已经先后建造了从5万吨级到30级的一系列FPSO共计18条。2020年5月，我国自主设计、建造和集成的FPSO“海洋石油119”在青岛交付，这也是截至目前我国拥有最大作业水深的浮式生产储卸油装置（FPSO），目前已成功应用于流花16-2油田。

2.2 半潜平台的世界分布情况

截至2016年，全球半潜式生产平台48座，其中24座改造平台，24座新建平台，其中美国墨西哥湾Independence Hub平台作业水深达到2438m。表2为2016年世界半潜平台的分布情况，从项目分布区域可以看出，半潜式生产平台的作业海域已逐渐呈现出由巴西、北欧和墨西哥湾三大传统油气生产领域向东南亚、澳大利亚等新兴油气生产领域转移的趋势[1]。

表2 2016年世界半潜平台的分布情况

目前，我国有1座半潜式生产平台（南海挑战号）服役，1座半潜式生产平台（陵水半潜式生产平台）在建[2]。陵水17-2项目顺利实施后，将成为中国第一座新建半潜式生产平台，世界上第一座具有储油功能的半潜式生产平台，将对中国深海油气资源的开发产生深远影响。

2.3 SPAR的世界分布情况

截至2018年，全球共有21座SPAR平台服役，详见表3，其中19座分布在美国墨西哥湾，最大作业水深2383m（美国墨西哥湾Perdido平台）[3]，另有1座在安装（即将作业于北海海域的Aasta Hansteen Spar平台）。

表3 2018年世界SPAR分布情况

从全球分布数量来看，SPAR的数量较其他浮式生产平台的数量较少，而且基本集中在墨西哥湾海域。SPAR的运营商主要有：Anadarko公司、Murphy公司和BP公司。其中美国的Anadarko公司拥有的SPAR平台数量最多。

2.4 TLP的世界分布情况

张力腿平台（TLP）作为一种典型的深水油气田开发的平台类型，经过30多年的发展逐步走向成熟。如表4所示，截至2018年，全球共有28座TLP平台服役，另有1座待安装，1座在建，主要分布在墨西哥湾海域，最大作业水深1425 m（Magnolia平台）。

表4 2018年世界TLP分布情况

我国尚没有TLP平台服役，随着国家863课题、国家重大专项课题、国家973课题等研究，以及流花油田群项目的前期研究，国内已经积累了丰富的经验，但是离实际应用仍有较大差距。

从TLP的发展现状来看，与SPAR一样，在役数量也相对较少，主要分布在美国墨西哥湾海域，运营商也主要分布在韩国、新加坡、美国和荷兰等国家。

2.5 我国海工装备企业发展情况

我国重点的海工装备企业分布主要分为3个区域：环渤海地区、长三角地区以及珠三角地区。目前，国内主要的海洋油气开采服务都是由海洋石油工程（COOEC）总承包建造的，除此之外，上海外高桥船厂、大连船厂等大型船厂也随着近几年海洋油气的开发参与到新建的浮式生产平台的建造任务中。

海洋石油工程股份有限公司的油田项目随着陵水17-2项目的开展，水深达到了1 500 m水深级。2018年，共运行了33个海洋油气开采工程项目，流花16-2深水项目、陵水17-2深水项目、旅大21-2/16-3油田开发项目等一大批项目新开工。

3 典型浮式生产平台的应用规律

系泊系统是浮式生产平台能够平稳运营的重要保证，系泊缆绳的数量越多，系泊的可靠性越高。在4类浮式生产平台中，应用最为广泛的平台为FPSO与半潜平台：FPSO除在墨西哥湾应用较少，在其他海域的应用数量均占很大的比重且；半潜式生产平台主要集中在巴西海域和北海海域；SPAR平台几乎全部应用于墨西哥湾海域，说明其适应性有很大的局限性[1]。下面对FPSO与半潜平台的应用规律做简要介绍。

3.1 FPSO的应用规律

FPSO主要的系泊方式为单点系泊系统。单点系泊系统基本上可以分为悬链锚腿系泊系统（CALM）、单锚腿系泊系统（SALM）、转塔式系泊系统（TM）和软钢臂（SYS）4类[4]。

FPSO储存原油的能力高、运动性好，便于安装，FPSO除了可以与其他3类浮式生产平台联合开发的模式外，应用最广泛的油气开发工程模式为“FPSO+水下生产系统”。部分FPSO生产平台的情况对比见表5。

表5 部分FPSO生产平台的情况对比

以Stones油田中的Turritella FPSO为例。Turritella FPSO处于墨西哥湾中部海域，平均作业水深2919m，环境条件恶劣，飓风频发，项目采用“FPSO+水下生产系统”的工程模式，FPSO采用可解脱单点系泊方案。系泊系统采用9根系泊缆，采用“3×3”的组合形式，单根系泊缆由“链+聚酯缆+链”组成。

3.2 半潜平台的应用规律

半潜式生产平台由于多用于环境恶劣的深海海域，普遍采用永久多点锚泊系统进行定位。对于深水作业的半潜式生产平台，传统的悬链式锚泊系统已经无法完全适用[5]。表6为国际上部分现役的深水半潜式生产平台对比情况。

表6 部分深水半潜式生产平台锚泊定位配置

目前国际上的深水半潜式生产平台一般采用张紧式辐射状锚泊定位系统，系泊缆的分布情况主要是4×2、4×3和4×4等几种分布型式。虽然巴西海域与北海海域半潜平台的安装案例最多，但在墨西哥湾海域服役的半潜平台的是工作水深均达到了2 000米级的水平。

半潜平台的深水油气开发工程模式主要有3种，简要对比见表7。

表7 半潜式生产平台3种开发模式的对比

模式一：“SEMI+水下生产系统+外输管线”，以Thunder Horse半潜平台为例进行介绍。Thunder Horse油田位于美国墨西哥湾中部海域，作业水深1 849 m，采用依托开发的模式，充分利用了油田现有设备及资源，是低油价下，深水油气田开发降本增效的典范。水下系统包括已建管汇-新建管汇，已建在产井口-新建井口和新建海管等构成。

模式二：“SEMI+水下生产系统+FPSO/FSO”，以流花11-1海域的南海挑战号为例进行介绍。流花11-1油田位于中国南海区域，距离最近海岸线130km，作业水深为300m[6]。1996年，“南海挑战号”在南海流花11-1油田实现首油，采用依托开发模式。“南海挑战号”至今已经安全运营二十多年，为我国积累了丰富的运营经验。

模式三：“SEMI+水下生产系统+FPSO/FSO+外输管线”，以目前世界上最大的钢制Ichthys Explorer半潜式生产平台为例进行介绍。Ichthys气田位于澳大利亚西北部海域Browse盆地，平均水深260 m，离最近海岸线220 km。项目采用独立开发模式，主要由Ichthys Explorer半潜平台、FPSO、水下生产系统和外输管线构成。

4 南海深水项目分析

4.1 南海开发现状

在世界范围内的海洋油气钻探与开发，南海的海域环境是最恶劣的。除了每年3—9月有台风天气，还有“南海内波”的灾难海况。除去不可避免的恶劣环境，还面临着勘探开发技术、投资成本与南海争端的考验。

我国在南海石油钻探已经历了近50个年头，但主要集中在水深300 m以内。在水深300 m～2 000 m深水开发装备安装技术不够成熟，而且目前对深水水下生产设备的安装技术处于起步阶段。

目前，中国海油已经开发的国内深水油气田有2个：南海东部的“荔湾深水气田”与南海西部的“陵水17-2深水气田”。

4.2 流花16-2项目开发方案的选择

流花16-2油田位于中国南海珠江口盆地，所用浮式生产平台为新建的1座15t吨浮式生产储卸油装置（FPSO）“海洋石油119”。流花16-2油田的油为轻质原油，对该气田的开发的研究，初期的生产平台倾向于TLP平台，但由于TLP平台的应用水深适用于500 m～1 500 m；其次，油价的下跌使TLP平台的经济性降低；最主要的原因是随着勘探的深入，流花16-2附近发现了其他油田，由原先的单独开发模式变成了联合开发模式。因此，最终确定使用单点形式为永久不可解脱FPSO。

4.3 荔湾3-1项目开发方案的选择

荔湾3-1气田位于南海珠江口盆地，距最近海岸线约320 km，平均作业水深约1 400 m。荔湾3-1的开发模式为“水下生产系统（1 480 m水深）+浅水平台（190 m水深）+干气接入珠海高栏终端输气管道+凝析油上珠海高栏终端平台”。采用这种开发模式的原因分析如下：1）采用深水平台的经济性差，海底气田的集中度高。在深水建立气体处理平台的费用较高，而且南海深水气田的地貌比较陡峭，在距离荔湾气田75km处，水深减少至200m以内。2）采用联合输送模式的优势巨大。在荔湾3-1开发过程中须兼顾番禺34-1、番禺35-1、番禺35-2天然气田以及该区域的潜在的油气发现，最终开发项目拟建1座中心平台接收来自荔湾3-1气田的天然气。

4.4 陵水17-2项目开发方案的选择

陵水17-2 气田位于琼东南盆地北部海域，距离海南省三亚市约150 km，距离西北侧已生产的崖城13-1 气田约160km，距崖城13-1 气田输气管线约87 km，是中国海油第一个完全自营的大型深水气田。

在陵水气田开发初期考虑借鉴荔湾模式。采用“水下生产系统（1 422m水深）+浅水导管架平台（170m水深）+干气接入崖城输气管道+凝析油上崖城平台”的开发方案。最终确定开发方案为“深水储油SEMI+水下生产系统+干气接入崖城输气管道+浮式平台储存凝析油”，且SEMI采用张紧式多点系泊系统。采用该开发模式的原因如下：1）海底气田较分散，减少凝析油外输管线的建造成本。半潜平台适用于分散油藏区的开发。2）半潜平台优势高。FPSO无法与钢制立管建立连接；TLP平台不可用来储油，其最大适用水深为1 500 m，深水TLP平台建造成本巨大；虽然SPAR平台立管技术适应性最佳，但投资更高，我国尚无SPAR平台的建造经验[7]。3）打破技术垄断，完成技术攻关的新机遇。陵水17-2平台作为世界上首座具备凝析油存储及外输功能的半潜式生产处理平台，通过该项目的研究，使中国海油基本掌握了深水开发评价、深水开发钻完井、深水水下生产系统、深水平台、深水立管与系泊系统等深水开发核心技术，为以后深水油气田开发打下坚实的基础。

5 结论

该文通过对浮式生产平台及其系泊规律与工程开发模式的介绍与分析，得出以下结论，希望能为未来南海油气田开发深水装备的研究方向和类似深水项目的开发模式提供一些参考。1）从4类浮式生产平台的适用水深与应用现状来看。FPSO与SEMI的设计和建造技术较为成熟，均采用湿式采油树，操作复杂，但FPSO的运动性更好；SPAR与TLP均采用干式采油树，运动特性好，但SPAR的安装和运输困难，TLP不具备储油功能。2）目前，南海现有的外输管线网络不够发达，但我国对FPSO的研究已经较为成熟。3）针对我国南海的实际情况与我国深水装备的研究现状，建议在未来的深水油气田的开发时，优先考虑SEMI与FPSO联合的工程开发模式，来解决深水浮式生产平台储油的挑战。