李新仲，譚越

中海油研究總院，北京100027

海上油氣田開發(fā)工程模式探討

李新仲，譚越

中海油研究總院，北京100027

海上油氣田開發(fā)工程模式的選擇與確定取決于多方面因素，國內(nèi)外對海上油氣田開發(fā)有著不同的慣用模式。文章探討了油藏、水深、工程地質(zhì)、離岸距離、現(xiàn)有設(shè)施依托情況、地方法規(guī)、建造和安裝能力、經(jīng)濟(jì)指標(biāo)和風(fēng)險(xiǎn)分析等決定工程模式選擇的因素，分析了產(chǎn)品特性、井口數(shù)量、鉆完井方式、儲油及外輸方式、銷售方式、技術(shù)管理水平與偏好、操作及維護(hù)等影響工程模式選擇的主要因素。對于海上油氣田開發(fā)方案的設(shè)計(jì)具有一定的參考價(jià)值。

海上油氣田；開發(fā)；工程模式

1 概述

海上油氣田開發(fā)是一個(gè)系統(tǒng)工程，周期長、投資高、風(fēng)險(xiǎn)大，需要科學(xué)的決策和管理。

理論上任何一個(gè)最終確定的工程開發(fā)模式都是對操作者而言最優(yōu)的方案，但實(shí)際上，模式的確定是多重因素互相平衡的結(jié)果。因而即使各方面條件類似的油氣田，也會有不同的工程模式。以300～500 m水深的油氣田開發(fā)為例，有多種可選擇的工程模式[1]。

我國各個(gè)海域都有其自身的工程模式特點(diǎn)[2-5]。所謂的“美國模式”是依托墨西哥灣發(fā)達(dá)的海底管網(wǎng)，而“巴西模式”則非常依賴浮式儲油卸油系統(tǒng)[6]。

2 工程模式的主要類型

按照是否依托陸上終端，可分為全海式和半海半陸式工程模式，見圖1、圖2。此種劃分方法為主流方法。

圖1 全海式工程模式

圖2 半海半陸式工程模式

（1）全海式工程模式是指鉆井、完井、油氣水生產(chǎn)處理、儲存和外輸均在海上完成的開發(fā)模式，“巴西模式”就是典型的全海式工程模式。

（2）半海半陸式工程模式是指鉆井、完井、原油生產(chǎn)處理（部分處理或完全處理）在海上平臺上進(jìn)行，通過海底管道將產(chǎn)液輸送到陸上終端，再進(jìn)行外輸和銷售[7]，“美國模式”就屬于此種模式。

按照是否依托已建工程設(shè)施，可分為獨(dú)立開發(fā)和依托開發(fā)工程模式。

（1）獨(dú)立開發(fā)工程模式一般設(shè)有一個(gè)海上工藝處理中心，生產(chǎn)平臺和處理中心之間由海底管道連接，若需將生產(chǎn)物流送到岸上做進(jìn)一步處理，還需要一條登陸管道將海上工藝處理中心和陸上終端連接，區(qū)域中第一個(gè)開發(fā)的油氣田只能采用此種模式。

（2）依托開發(fā)工程模式也可看作被動(dòng)式的油氣田群區(qū)域開發(fā)模式。由于新油氣田周邊海域一般已有在產(chǎn)的油氣田，此時(shí)只需要新建一個(gè)生產(chǎn)平臺或者水下生產(chǎn)設(shè)施，新建海底管道連接生產(chǎn)設(shè)施和已建的油氣處理中心即可[8]。

3 工程模式的決定性因素

工程模式的確定不僅關(guān)系到開發(fā)工程設(shè)施的選擇，甚至直接影響到一個(gè)油氣田是否能夠有效開發(fā)。

3.1 油藏規(guī)模

油藏規(guī)模不僅決定著工程模式的選擇，實(shí)際上也是一個(gè)油氣田能否開發(fā)的前提條件。以北海海域?yàn)槔谏鲜兰o(jì)八、九十年代，可采儲量＜1 590萬m3的氣田，必須嚴(yán)格檢驗(yàn)其商業(yè)價(jià)值。受當(dāng)時(shí)油氣價(jià)格、環(huán)境與油氣藏特點(diǎn)的制約，甚至可采儲量4 800～6 400萬m3的氣田也被推遲開發(fā)[9]。我國采用FPSO開發(fā)的氣田年產(chǎn)量一般在100萬m3以上。而在FLNG出現(xiàn)之前，如采用傳統(tǒng)的平臺加外輸管道的建設(shè)方式，很多小氣田將因成本限制無法投入開采[10]。

3.2 水深

任何海上工程設(shè)施都有其適用的水深范圍，其中水下生產(chǎn)系統(tǒng)和FPSO具有最廣泛的應(yīng)用水深，因此也最為普及。對于平臺而言，不同類型的平臺有不同的經(jīng)濟(jì)水深范圍。例如，海洋工程界普遍認(rèn)為當(dāng)水深超過1 500 m，TLP平臺的造價(jià)成本就會急劇上升而不經(jīng)濟(jì)[11]。

3.3 工程地質(zhì)

海底工程地質(zhì)會對海洋結(jié)構(gòu)物產(chǎn)生較大的影響，如海底砂土液化、淺地層軟弱層形變、海底滑坡、塌陷、沖刷等，這些地質(zhì)災(zāi)害會導(dǎo)致平臺的滑移和傾斜、管道的斷裂等。這些直接危害或具有潛在威脅的海洋地質(zhì)因素，在海洋工程設(shè)施的選擇時(shí)必須要充分考慮[12]，尤其對于長距離管道。

3.4 離岸距離

離岸距離遠(yuǎn)近是決定選擇全海式還是半海半陸式模式的一個(gè)重要因素。如南海某些深水油氣田距離陸地約300～500 km，距離較遠(yuǎn)，給復(fù)雜的油氣處理和分離以及長距離海底管道的安全輸送帶來挑戰(zhàn)[13]。對于離岸非常遠(yuǎn)且海上工程設(shè)施需要有人員駐守的情況，受直升機(jī)飛行距離的影響，可能會直接導(dǎo)致油氣田無法開發(fā)。需要注意的是，根據(jù)一些研究結(jié)論，氣田開發(fā)所采用的FLNG開發(fā)模式對于離岸距離不敏感[14]。

3.5 現(xiàn)有依托設(shè)施情況

充分利用區(qū)域內(nèi)已有的閑置生產(chǎn)設(shè)施或生產(chǎn)設(shè)施的閑置產(chǎn)能，可以降低新油氣田的投資，即所謂的“依托開發(fā)”。很多儲量較小的油田，在無依托設(shè)施的情況下，是不具備開發(fā)價(jià)值的。一般依托海上油氣處理中心平臺或FPSO，或是像墨西哥灣依托已建的管網(wǎng)。在深水油氣開發(fā)中，水下井口回接到現(xiàn)有設(shè)施的工程模式是首選模式[15]。

3.6 地方法規(guī)

工程模式的選擇要符合各海域當(dāng)?shù)卣南嚓P(guān)法規(guī)要求。目前各個(gè)國家對環(huán)境保護(hù)、人員安全、稅費(fèi)提出了越來越嚴(yán)格的要求，會直接影響油氣田開發(fā)的經(jīng)濟(jì)效益。而航道、軍事區(qū)、動(dòng)物保護(hù)區(qū)的設(shè)置，也會影響工程模式的選擇。此外，有些國家明確規(guī)定了海洋工程設(shè)施國產(chǎn)化的比例，也有國家直接對某種工程設(shè)施進(jìn)行限定，如美國曾經(jīng)明令禁止FPSO的使用[16]。

3.7 建造和安裝能力

雖然海洋工程的市場是對全世界開放的，但東南亞占據(jù)了海工建造市場的主要份額。在工程模式選擇時(shí)，仍首選能夠滿足要求的本國施工資源，其次是選擇距離較近的。這不僅僅是從本國經(jīng)濟(jì)利益角度出發(fā)，而且，遠(yuǎn)方的施工船動(dòng)復(fù)員以及海洋結(jié)構(gòu)物長距離的拖航充滿技術(shù)風(fēng)險(xiǎn)，費(fèi)用巨大。在選用Spar平臺時(shí)要注意其船體的建造具有一定的區(qū)域性和壟斷性[17]。

3.8 經(jīng)濟(jì)指標(biāo)

“以現(xiàn)有成熟技術(shù)為基礎(chǔ)，以經(jīng)濟(jì)效益為中心，以產(chǎn)量為目標(biāo)，少井高產(chǎn)，科技創(chuàng)新、引進(jìn)與集成”是海上油田開發(fā)的主要特征[18]。油價(jià)直接影響經(jīng)濟(jì)評價(jià)的結(jié)果，因此是決定海上油氣田能否開發(fā)的最重要因素。盡管各個(gè)油公司有著不同的盈利指標(biāo)，但一般而言都會選擇經(jīng)濟(jì)效益最好的工程模式。除了要考慮油公司自身的利益，還要分析項(xiàng)目對所在區(qū)域經(jīng)濟(jì)發(fā)展，乃至國家宏觀經(jīng)濟(jì)等方面的影響。

3.9 風(fēng)險(xiǎn)分析

此風(fēng)險(xiǎn)不僅包括技術(shù)和人員安全風(fēng)險(xiǎn)，還包括對社會環(huán)境、生態(tài)環(huán)境、自然資源的影響。尤其對于半海半陸模式中陸上終端的建設(shè)，風(fēng)險(xiǎn)分析非常關(guān)鍵。當(dāng)?shù)氐幕A(chǔ)設(shè)施、社會服務(wù)容量、各級組織和居民的態(tài)度及支持程度，都關(guān)系著項(xiàng)目的存在與發(fā)展。

4 工程模式的影響因素

有些因素雖然不是決定性的，但對于海上油氣田開發(fā)工程模式的選擇有著直接的影響，這就需要結(jié)合當(dāng)時(shí)的經(jīng)濟(jì)技術(shù)條件等背景進(jìn)行綜合分析。

4.1 產(chǎn)品特性

油藏的品質(zhì)直接決定了輸送的方式和條件。單就氣田和油田的不同而言，在FLNG出現(xiàn)之前，氣田均采取半海半陸的開發(fā)模式，即通過管道輸往陸上終端。我國海上油田原油多具高黏、易凝、高含蠟等特點(diǎn)，給海上長距離管道輸送的工藝設(shè)計(jì)和生產(chǎn)安全帶來許多難題，這也是我國海上開發(fā)大量使用FPSO的原因之一。

4.2 井口數(shù)量

井口數(shù)量與油藏規(guī)模和年產(chǎn)量直接相關(guān)。井口較少的油氣田一般采用回接到附近已有的基礎(chǔ)設(shè)施進(jìn)行油氣生產(chǎn)的模式。對于井口數(shù)量較多的情況，不同的生產(chǎn)系統(tǒng)所容納的井口數(shù)量也不同，以TLP平臺和Spar平臺為例，前者可以適用更多的井口數(shù)[14]。

4.3 鉆完井方式

鉆井船租金昂貴，因此具有鉆井能力的平臺一直具有較高的競爭力。此外，修井作業(yè)頻率關(guān)系到采油樹干、濕式的選擇，頻率很低可考慮采用水下濕式采油樹，反之采用干式采油樹，相應(yīng)影響到工程設(shè)施的選擇[19]。鉆完井方式?jīng)Q定油氣田開發(fā)工程模式的一個(gè)典型案例是西非的Azurite油田，為了快速實(shí)現(xiàn)對該油田的開發(fā)，最后決定采用FPDSO，將鉆井單元集成到FPSO上，從而解決鉆井問題[16]。

4.4 儲油及外輸方式

能否實(shí)現(xiàn)儲油及外輸也是選擇工程設(shè)施的一個(gè)重要因素。具有儲油功能意味著不必鋪設(shè)海底管道，從而節(jié)約投資；外輸則更為重要，全海式與半海半陸式開發(fā)模式在外輸?shù)攸c(diǎn)選擇上有著根本不同；即使對于同樣采用FPSO開發(fā)的油田，國外通常采用帶動(dòng)力定位的穿梭油輪，而國內(nèi)由于操作費(fèi)等原因多采用常規(guī)穿梭油輪，這是制約我國南海應(yīng)用多點(diǎn)系泊FPSO的因素之一。

4.5 銷售方式

國內(nèi)原油銷售價(jià)格與國際接軌，但天然氣的銷售卻有不同的定價(jià)方式?；诔杀炯映傻脑瓌t與客戶協(xié)商后定價(jià)，即由市場決定。因此對于開發(fā)工程模式，為了獲得更大的“溢價(jià)”，有時(shí)不會選擇通過已有或新建的管網(wǎng)輸往較近的陸上終端的模式，而是“舍近求遠(yuǎn)”，通過海上船運(yùn)至其他地點(diǎn)。

4.6 技術(shù)管理水平及偏好

雖然經(jīng)濟(jì)指標(biāo)是油氣田開發(fā)的最關(guān)鍵因素，但它并不是決定開發(fā)工程模式的唯一因素。特別需要注意的是：“最好的經(jīng)濟(jì)成果不一定是最好的技術(shù)成果”[20]。海洋油氣田開發(fā)投入高、風(fēng)險(xiǎn)高，為降低風(fēng)險(xiǎn)可能選擇經(jīng)濟(jì)效益并非最優(yōu)的工程設(shè)施。探究某一海上油氣田開發(fā)模式確定的原因時(shí)，要考慮到當(dāng)時(shí)的技術(shù)水平，在有些工程設(shè)施應(yīng)用初期，關(guān)鍵技術(shù)尚未完全成熟，雖然其投資較低，但仍然未得到某些油公司的認(rèn)可。另外需要注意的是，可行的工程方案有多種，但不同的油公司的選擇是不一樣的，對某種工程設(shè)施技術(shù)和管理的掌控程度也是影響因素之一[21]。

4.7 操作及維護(hù)

海上油氣田開發(fā)要考慮全壽命的成本核算，海洋工程設(shè)施的操作及維護(hù)直接與經(jīng)濟(jì)評價(jià)相關(guān)，一般由人員費(fèi)、器材費(fèi)、維修費(fèi)、船舶費(fèi)、管理費(fèi)等組成。選擇干樹平臺的優(yōu)勢之一就是可以降低操作費(fèi)中的修井費(fèi)用。國內(nèi)外人力成本的不同，使得國外油公司會更加傾向應(yīng)用水下生產(chǎn)系統(tǒng)、無人平臺等操作費(fèi)用更低的工程設(shè)施。

5 結(jié)束語

海上油氣田開發(fā)的工程模式，受油氣田規(guī)模、油氣品質(zhì)、單井產(chǎn)能、井?dāng)?shù)以及水深、離岸距離、海況、氣象等海洋環(huán)境諸多因素的制約，也涉及很多基礎(chǔ)產(chǎn)業(yè)，如能源、化工與石油化工、機(jī)電、船舶制造等，這些領(lǐng)域的技術(shù)進(jìn)步和作業(yè)人員水平的提高，將使我國海上油氣田開發(fā)有更多可供選擇的工程模式。

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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

國家科技重大專項(xiàng)“南海深水油氣開發(fā)示范工程”（2011ZX05056）

10.3969/j.issn.1001-2206.2015.01.001

李新仲（1964-），男，河北冀州人，教授級高工，本刊第八屆編委會副主任，1984年畢業(yè)于天津大學(xué)海洋工程專業(yè)，主要從事海洋工程的結(jié)構(gòu)設(shè)計(jì)、研究和項(xiàng)目管理工作，現(xiàn)任中海油研究總院副院長。

2014-10-24；

2014-12-05