徐正海，李 達(dá)，易 叢，何驍勇，朱 磊

(中海油研究總院，北京 100027)

南中國海油田獨立開發(fā)方案討論

徐正海，李 達(dá)，易 叢，何驍勇，朱 磊

(中海油研究總院，北京 100027)

從南海某油田開發(fā)方案研究出發(fā)，根據(jù)目標(biāo)油田的油藏規(guī)模和儲量，兼顧周邊油田的區(qū)域開發(fā)需求，確定油田開發(fā)思路和鉆完井機具、方式的選擇方法。詳細(xì)闡述油田生產(chǎn)處理、油氣水輸送、原油儲存和外輸?shù)闹鞴に嚵鞒淘O(shè)計思想，系統(tǒng)論述油田開發(fā)主要工程設(shè)施的研究思路和方法。在經(jīng)過初步工程方案篩選后，針對油田獨立開發(fā)的關(guān)鍵設(shè)施——浮式儲油生產(chǎn)裝置(FPSO)或浮式儲油裝置(FSO)，以改造升級舊FPSO、舊油輪改造成FSO及新建FPSO等三個可行的開發(fā)方案為基礎(chǔ)，確定相應(yīng)的主工藝流程，從各方案技術(shù)優(yōu)缺點、工期編排及工程投資估算等方面綜合考慮，進行油田開發(fā)工程方案的最終選擇。在此基礎(chǔ)上，總結(jié)了南中國海油田獨立開發(fā)方案的研究思路和方法，該方法對于遠(yuǎn)離陸地的油田開發(fā)方案研究具有借鑒意義。

南中國海；油田開發(fā)方案；獨立開發(fā)；海洋工程；浮式儲油生產(chǎn)裝置

20世紀(jì)70年代，國外油氣勘探開發(fā)開始大規(guī)模向海洋進軍。勘探實踐表明，沿海大陸架以及深水區(qū)域蘊藏著極為豐富的油氣資源，我國南中國海同樣具有良好的油氣勘探開發(fā)前景[1-2]。20世紀(jì)80年代，一大批合作油氣田被鉆探發(fā)現(xiàn)，并投入開發(fā)。隨著國內(nèi)海洋石油勘探開發(fā)能力不斷提升，目前已在南海開發(fā)多個油氣田，南中國海已成為中國海洋石油天然氣資源開發(fā)的主戰(zhàn)場。

文中所研究的油田位于香港以南約200 km，在地理上屬于南海北部大陸架。油田所在海域水深約90 m。該油田通過鉆探主要目的油層，獲得高產(chǎn)油流，并完成鉆井取芯、儲量計算評價和初步的物性分析。根據(jù)油田的油藏方案研究，確定了開發(fā)動用儲量的規(guī)模和油藏實施要求，油田高峰年產(chǎn)量約為230×104m3，產(chǎn)物以油為主，有少量的伴生氣，隨著油田生產(chǎn)，含水率快速上升，油藏要求液處理能力達(dá)到4.77×104m3/d。該油田具有含油面積小、原油密度低、油田海域環(huán)境條件惡劣等特點，為典型的南中國海油田。

從油田開發(fā)方案研究出發(fā)，在借鑒已有開發(fā)經(jīng)驗的基礎(chǔ)上，詳細(xì)闡述了海上油氣田開發(fā)的新思路，及其工程方案研究方法、結(jié)論和油田開發(fā)新技術(shù)。在此基礎(chǔ)上，總結(jié)了南中國海油田獨立開發(fā)方案的研究思路和方法，該思路和方法對于遠(yuǎn)離陸地的油田開發(fā)方案研究具有借鑒意義。

1 油田開發(fā)方案選擇

1.1開發(fā)模式分析

根據(jù)目前中國海域的油田開發(fā)特點，海上油氣田開發(fā)模式可分全海式開發(fā)和半海半陸式開發(fā)的模式。全海式開發(fā)模式又分獨立開發(fā)和依托周邊油田設(shè)施開發(fā)兩種模式。隨著油氣田開發(fā)的復(fù)雜程度越來越高，部分油田開發(fā)具有獨立開發(fā)和依托開發(fā)的多重特點。

獨立開發(fā)模式，是指通過建立FPSO、井口平臺、生產(chǎn)儲油平臺或水下生產(chǎn)系統(tǒng)等海上設(shè)施，依靠自身的動力和油氣水處理設(shè)施進行油田開采處理本油田的井液；依靠自身的儲油能力進行油田合格原油的儲存，通過以穿梭油輪為主的合格原油運輸設(shè)施進行原油計量、外輸?shù)挠吞镩_發(fā)模式。其優(yōu)點在于避免鋪設(shè)至陸地或者其他油田的長距離的海底管線，因此當(dāng)油田離岸距離遠(yuǎn)，周邊油田設(shè)施難依托時，該模式節(jié)省海底管線投資費用的優(yōu)點更為突出，在技術(shù)上避免了長距離管輸帶來的流動安全保障等一系列問題，是目前中國海域油田開發(fā)較為成熟的開發(fā)模式。

依托周邊油田設(shè)施開發(fā)的模式是指將本油氣田處理合格的原油和天然氣或未經(jīng)處理合格的生產(chǎn)物流管輸?shù)狡渌苓呌吞镆呀ǖ墓こ淘O(shè)施(平臺、FPSO或海底管道工程設(shè)施)進行進一步的處理、儲存和計量外輸。該模式需要鋪設(shè)油田間的油氣輸送海底管道，當(dāng)油田距離周邊可依托的油田設(shè)施較近，需要鋪設(shè)的海管距離較短時，采用該模式相對比較經(jīng)濟。通常來說，目標(biāo)開發(fā)油田距離依托油田在30公里以內(nèi)，該模式有較好的經(jīng)濟性。隨著海上油田開發(fā)程度越來越高，目前有大量的油田均依托周邊油田進行開發(fā)，已成為一種成熟可靠的開發(fā)模式。

半海半陸式開發(fā)的模式通常是指新建井口平臺/鉆采平臺或中心平臺，根據(jù)平臺功能進行油氣處理，通過上岸管線外輸?shù)疥懙亟K端進行進一步處理、儲存和外輸。該模式多適用于氣田的開發(fā)，需要建設(shè)帶天然氣開采、處理和增壓功能的平臺，以及外輸?shù)疥懙靥烊粴饨K端的海底管道。隨著中國渤海灣油田的大規(guī)模開發(fā)，已陸續(xù)建設(shè)了多個陸地原油處理終端，目前該模式也在油田開發(fā)上得到了越來越廣泛的應(yīng)用。

文中所研究的油田為中海油在南海新發(fā)現(xiàn)的油田區(qū)塊，距離該油田最近的已開發(fā)油田位于其東北方向，距離超過90 km，其次是距離超過100 km某氣田。這就決定了該油田離岸較遠(yuǎn)、周邊無可依托油田的現(xiàn)狀。既然通過輸油管線上岸處理和儲存，以及依托其他油田開發(fā)都不具備條件，那么，獨立開發(fā)模式就成為必然的選擇。新建的油田開發(fā)工程設(shè)施需具備原油開采、油氣水處理、原油儲存和外輸?shù)裙δ?。在滿足現(xiàn)有油田開發(fā)的基礎(chǔ)上，再根據(jù)周邊潛力區(qū)塊分布、技術(shù)可行性及油田開發(fā)經(jīng)濟性，決定是否兼顧周邊油田區(qū)域開發(fā)，盡可能有利于周邊油田的接入。

1.2開發(fā)工程模式

根據(jù)油田開發(fā)工程設(shè)施需要具備的功能，以及油田水深等因素，初步考慮兩種開發(fā)方案：一是采用固定平臺和浮式儲油裝置兩大裝置開發(fā)的思路[2]，兩大裝置間鋪設(shè)海底管線進行油氣水輸送；二是采用水下生產(chǎn)系統(tǒng)和浮式儲油裝置開發(fā)的思路，原油通過水下井口和采油樹開采，通過鋪設(shè)的海底管線輸送到浮式儲油裝置上進行油氣水處理、儲存和外輸。根據(jù)工程建設(shè)技術(shù)成熟程度、國內(nèi)海洋工程產(chǎn)業(yè)的發(fā)展水平、油田開發(fā)建設(shè)工期、油田建設(shè)投資、生產(chǎn)操作成本和整體技術(shù)可行性等多種因素出發(fā)，在兩種開發(fā)方案中選擇更加適合本油田開發(fā)的方案。

圖1 油田開發(fā)方案示意Fig. 1 Oil field development plan

第二種開發(fā)方案因為水下生產(chǎn)系統(tǒng)在國內(nèi)設(shè)計建造技術(shù)方面不成熟、水下系統(tǒng)海上安裝費用高、鉆完井投資大、油田生產(chǎn)操作成本過高、海管多相流動保障困難、浮式儲油裝置因為水深限制了動態(tài)立管和臍帶纜數(shù)量、綜合經(jīng)濟效益差等多方面原因，更加適合水深在200 m以上的中小油田開發(fā)，在此不再進行深入研究。其他開發(fā)方案因為不適合油田特性而不再進一步考慮，比如，水下生產(chǎn)系統(tǒng)、半潛式生產(chǎn)平臺(或其他浮式生產(chǎn)平臺)和浮式儲油裝置的組合開發(fā)方案[3]，通常適用于水深在200 m以上的大型油田或井口較多的油氣田開發(fā)，在油田海域，由于受到水深等條件的限制在技術(shù)上變得不適合。相信隨著深水油氣田勘探開發(fā)力度加大，將會陸續(xù)發(fā)現(xiàn)一些深水油田，水下系統(tǒng)、深水浮式生產(chǎn)平臺(半潛式SEMI、張力腿TLP和柱穩(wěn)式平臺SPAR)將會成為未來中國深海石油開發(fā)的主流設(shè)施。

由于90 m左右水深更加適合建設(shè)固定式平臺，因此，本油田更加適合采用固定平臺和浮式儲油裝置(FPSO或FSO)來實現(xiàn)油田開發(fā)(如圖1所示)，根據(jù)技術(shù)可行性及經(jīng)濟性，來確定油氣水處理功能在兩大裝置上的組合，兩大裝置間鋪設(shè)平臺間海底管線。

1.3鉆完井方案比選

根據(jù)油藏開發(fā)方案，油田擬采用17口井進行開發(fā)，考慮到未來調(diào)整井的潛在需求，要求預(yù)留8個井槽，合計25個井槽。在鉆完井方案上，總共考慮了五個方案，其中三個主要方案：一是全部模塊鉆機鉆完井；二是自升式鉆井船鉆完井；三是自升式鉆井船加井架式修井機方案。根據(jù)鉆完井折現(xiàn)后總投資和油田提前投產(chǎn)效益等方面來選擇鉆完井方案。在進行有些油田鉆完井方案研究時，比如對采用全浮式及水下生產(chǎn)系統(tǒng)的深水油田開發(fā)方案進行鉆完井研究時，需要將鉆完井方案與工程方案結(jié)合進行綜合比選。由于恩平24-2油田更加適合采用固定式平臺和其他設(shè)施來進行油田開發(fā)，因此鉆完井方案可以在鉆完井專業(yè)內(nèi)部進行研究。

自升式鉆井船具備“可使油田提前投產(chǎn)”或“投產(chǎn)生產(chǎn)井?dāng)?shù)多”的優(yōu)勢，但由于導(dǎo)管架平臺建造和安裝工期的原因，其優(yōu)勢并不明顯。鉆井船進行鉆井可使得油田投產(chǎn)時生產(chǎn)井增加2口，但模塊鉆機方案在鉆井、完井、修井和鉆調(diào)整井的折現(xiàn)后總投資比其他方案低1億人民幣以上。綜合比選后，確定了采用模塊鉆機進行鉆井、完井、修井和打調(diào)整井的方案。根據(jù)采油機采方式研究，確定了電潛泵的采油方式，其具備排量揚程范圍大、采油工藝流程簡單等優(yōu)點，同時，為便于平穩(wěn)啟動和調(diào)產(chǎn)等原因，電潛泵采用一對一變頻器控制方式。

2 獨立開發(fā)工程方案研究

2.1工程方案篩選

在確定了本油田的開發(fā)方案和鉆完井方案后，下面將對工程方案展開進一步研究。根據(jù)油田的特點，其獨立開發(fā)工程方案遵循如下原則進行研究。

1)FPSO方案研究。確定浮式儲油裝置的功能，通常包括新建FPSO、租用或升級改造舊FPSO、舊油輪改造FPSO或FSO三個選擇。FPSO方案選擇應(yīng)綜合考慮油田壽命，區(qū)域油田開發(fā)需求，二手油輪市場，工程投資與工期可控，技術(shù)優(yōu)劣，安全、健康和環(huán)保要求，油田操作者態(tài)度，政策導(dǎo)向和公司相關(guān)工程經(jīng)驗等方面因素。

2)固定平臺方案研究。確定固定平臺的功能和規(guī)模，應(yīng)綜合考慮油田電站布置，油田油氣水工藝處理流程，污水排放政策等方面因素。

3)海管方案研究。根據(jù)不同的FPSO、固定平臺方案及對應(yīng)的油氣水工藝處理流程，從海管尺寸、材質(zhì)、流動安全保障等方面，研究海底管道的解決方案。

4)油田建設(shè)工期和資源編排。應(yīng)綜合考慮各設(shè)施的設(shè)計建設(shè)周期、關(guān)鍵路徑、施工資源統(tǒng)籌協(xié)調(diào)、油田海域施工氣候窗等方面因素進行油田建設(shè)工期和資源編排，確定油田建設(shè)的關(guān)鍵路徑、投產(chǎn)時間和投產(chǎn)井?dāng)?shù)。

5)專題研究。結(jié)合油田整體開發(fā)工程方案，根據(jù)需要開展專題研究，比如施工方案、供配電方案以及海管方案等專題研究工作。

針對開發(fā)油田情況，從技術(shù)、工期及工程投資等方面來進行工程方案的初步篩選，考慮到可使用的FPSO資源，確定三大工程方案進行深入研究，如表1所示。開拓號FPSO(如圖2所示)是1970年舊油輪改造的FPSO，2010年從西江24-3/30-2油田解脫后，在廣州龍穴船廠?？?，DNV船籍暫時擱置。另外，考慮到舊油輪(如圖3所示)改造成FPSO會產(chǎn)生大量舊油輪船體加強的工作量，且因為油輪采購周期的不確定，在工期上不利于工藝處理等上部模塊建造，工期較其他方案明顯滯后，因此，不再進行舊油輪改造成FPSO方案的深入研究，而僅考慮舊油輪改造成FSO方案(工程方案三)。

表1 工程方案描述Tab. 1 The three engineering proposals

圖3 市場上的舊油輪(2011年)Fig. 3 One of the old oil tanks available

2.2油田開發(fā)工程方案比選

從技術(shù)、工期、工程投資及經(jīng)濟評價幾方面，對三大工程方案進行深入研究，針對研究結(jié)果進行綜合比選，如表2所示，工程方案比選結(jié)果綜述如下：

1)考慮到工程方案三投產(chǎn)時間和其他兩個方案接近，但尋找目標(biāo)油輪改造成FSO和商務(wù)談判存在一定不確定性；且10年內(nèi)船齡(交通運輸部新規(guī)定國際市場上采購舊油輪的船齡必須12年以內(nèi))舊油輪采購價偏高，加上進口關(guān)稅和增值稅，導(dǎo)致舊油輪方案投資偏高，相比其他方案沒有投資上的優(yōu)勢；技術(shù)上也不占優(yōu)勢。這個結(jié)論是由于受到政策影響、以及國內(nèi)日益高效率的新建FPSO設(shè)計建造所決定。因此，不再進一步研究該方案，將在利用開拓號方案和新建FPSO方案兩個方案中考慮最終的選擇。

2)開拓號改造后使用10年方案投資最低，比新建FPSO低，但開拓號方案FPSO改造投資存在很大的不確定性，工程投資仍缺乏技術(shù)依據(jù)；開拓號FPSO只能再用10年左右，不利于油田成為所在區(qū)域的開發(fā)中心，且涉及五年進塢，每五年需停產(chǎn)2～3個月。世界范圍內(nèi)沒有超過40年船齡的FPSO用于惡劣海況海域的先例，除南中國海外其他國家也沒有惡劣海況下使用超過35年FPSO的先例，若將南海開拓號用于南中國海，需慎重。

3)新建FPSO方案在技術(shù)上最優(yōu)，但投資相比開拓號改造后使用10年方案偏高，但該方案能夠得到一艘15年不進塢、使用30年、具有充分預(yù)留空間的全新工程設(shè)施，且有利于未來周邊潛力的依托，很適合本油田將作為未來區(qū)域油田群橋頭堡的戰(zhàn)略開發(fā)形勢。

綜合上述因素及工程方案比選結(jié)論，新建FPSO方案作為油田的推薦開發(fā)方案。

在確定新建FPSO方案作為推薦方案后，根據(jù)油田開發(fā)工程方案研究中涉及的重大技術(shù)方案，如施工資源和施工方式、油田主工藝流程、FPSO規(guī)模和功能、海管防腐等，在基本方案基礎(chǔ)上，開展了4項專題研究，并形成了如下的結(jié)論：

1)平臺組塊安裝專題研究。進行平臺組塊浮托法與吊裝安裝(基本方案)兩種安裝方法的專題研究。根據(jù)研究，浮托法相對吊裝安裝能使油田投產(chǎn)早1個月，但綜合考慮不同的施工資源后，以及浮托法安裝導(dǎo)致明顯增加的導(dǎo)管架結(jié)構(gòu)重量，浮托法工程投資增加約1億人民幣。因此，推薦吊裝安裝的方案。

2)海管輸送介質(zhì)專題研究?？紤]平臺到FPSO間海管油氣水全液混輸和含水30%輸送(基本方案)兩個油氣水輸送方案的專題研究。由于全液混輸需要新建2根海底管道及相應(yīng)的軟管，導(dǎo)致工程投資增加約3億人民幣，決定維持含水30%的基本方案。

3)新建FPSO專題研究。對10萬噸FPSO、15萬噸FPSO，自航和非自航FPSO，進行專題研究。綜合考慮到南海海域的海況條件，F(xiàn)PSO的總體性能和周邊潛力的后續(xù)開發(fā)和工程投資上的差異(15萬噸比10萬噸投資高不超過10%)，決定采用15萬噸非自航永久單點系泊FPSO作為油田的關(guān)鍵設(shè)施，便于恩平油田的區(qū)域開發(fā)。

4)海管材質(zhì)專題研究。進行碳鋼管、軟管和合金管的海管專題研究。各方案都技術(shù)可行，盡管軟管(12寸)比碳鋼管(14寸)采辦和安裝投資高約15%，但考慮到該海管作為主干線管線，以及生產(chǎn)維護的需求，決定采用軟管進行油田開發(fā)。

表2 工程方案比選Tab. 2 A comparative study of the three engineering proposal

(續(xù)表)

2.3恩平24-2油田開發(fā)工程設(shè)計方案和新技術(shù)

根據(jù)油田開發(fā)方案、鉆完井方案和工程方案比選研究，確定了本油田開發(fā)工程方案(如圖4所示)。油田包括四大設(shè)施：

1)新建1座8腿鉆采平臺(DPP)，設(shè)計年限25年

平臺帶HZJ70/4500模塊鉆機及相關(guān)機具，進行鉆井、完井、修井及后續(xù)調(diào)整井作業(yè)；

平臺設(shè)置25個井槽，其中17口生產(chǎn)井；

120人生活樓，150人救逃生系統(tǒng)；

設(shè)一級分離設(shè)施(液處理能力4.8×104m3/d)，分離出來約30%的含水原油與伴生氣混合后，直接利用電潛泵的壓力輸送到FPSO上進一步處理；

設(shè)置一套生產(chǎn)污水處理裝置，以處理油田在DPP平臺上脫出的部分生產(chǎn)污水，采用“水力旋流器加緊湊式氣浮”兩級處理流程，設(shè)計處理能力4.8×104m3/d，生產(chǎn)水處理達(dá)標(biāo)后排放；

機械設(shè)備：1 200 kW應(yīng)急發(fā)電機，柴油吊機2臺，80 kW臺風(fēng)發(fā)電機等；

預(yù)留：平臺預(yù)留8個井槽、段塞流捕集器和原油混輸泵空間，預(yù)留2根立管、2根電纜護管，電氣間預(yù)留變壓器空間等。

圖4 油田開發(fā)示意Fig. 4 Oil field development plan

圖5 新建FPSO效果圖Fig. 5 The FPSO drawing

2)新建1艘15萬噸FPSO(如圖5所示)及永久單點系泊系統(tǒng)[4-5]，設(shè)計年限30年。

主體結(jié)構(gòu)設(shè)計環(huán)境條件為500年一遇，定員100人，雙底雙舷側(cè)結(jié)構(gòu)型式，串靠尾輸卸油；

FPSO儲油艙容17.6×104m3，生產(chǎn)水艙8 700 m3，污油水艙6 300 m3；

潛沒式貨油泵，工藝艙泵，液壓泵站2套，貨油艙采用甲板加熱器加熱；

4臺7.6 MW原油電站，1 600 kW應(yīng)急電站，3臺電動吊機，3臺10 000 kW熱站，2臺惰氣發(fā)生器；

永久單點系泊系統(tǒng)，采用3組×4根的布置方式(如圖6和圖7所示)，系泊纜半徑超過1 000 m，液體滑環(huán)2用1備，電滑環(huán)1用1備，光滑環(huán)1套；

FPSO帶在線監(jiān)測系統(tǒng)，監(jiān)測風(fēng)浪流、系泊系統(tǒng)受力以及船體運動；

上部模塊帶兩級原油處理、電脫水系統(tǒng)，油處理能力9 000 m3/d，液處理能力13 000 m3/d；

兩級生產(chǎn)污水處理系統(tǒng)，處理能力7 200 m3/d，處理達(dá)標(biāo)后排海；

燃料油處理采用真空閃蒸裝置，提高燃料油閃點；

預(yù)留：220×104m3/a油處理能力的工藝設(shè)施空間，2臺電站空間(目前已為周邊新油田開發(fā)所用)，1臺熱站空間，艙容等。

3)新建1條12寸2.2公里海底混輸軟管，動態(tài)段與靜態(tài)段靠水下基盤連接，動態(tài)立管采用陡波形(如圖7所示)，立管設(shè)浮力塊，設(shè)計年限25年。

圖6 系泊系統(tǒng)布置方式Fig. 6 The mooring system arrangement

圖7 單點系泊系統(tǒng)立體圖Fig. 7 The drawing of mooring system

4)新建1條2.2 km海底復(fù)合電纜，規(guī)格為3×185 mm2，動態(tài)段為陡波形并設(shè)浮力塊，設(shè)計年限25年。

跟以往油田開發(fā)項目相比，本油田開發(fā)采用了下列工程設(shè)計新技術(shù)：

1)FPSO上首次使用原油真空閃蒸系統(tǒng)，將原油閉杯閃點從270C提高到燃料油的規(guī)范要求(不低于60°C)，避免依賴外界駁油。

2)FPSO有既定的預(yù)留區(qū)域，預(yù)留了可布置220×104m3/a油氣水處理能力的工藝設(shè)施，船體艙容可支撐約500×104m3/a產(chǎn)量的油田，為周邊區(qū)域新發(fā)現(xiàn)油田接入降低門檻。

3)FPSO和單點設(shè)計壽命30年，考慮極端環(huán)境條件出現(xiàn)頻率增加，主要部件如船體結(jié)構(gòu)、船體穩(wěn)性、系泊纜等按照500年一遇環(huán)境條件設(shè)計。盡管增加了一定的項目投資(相比百年一遇增加約2.2%)，但有效降低惡劣海況下FPSO安全事故的可能性；并在FPSO設(shè)計中首次采用在線監(jiān)測系統(tǒng)，有效預(yù)防海上安全事故發(fā)生。

4)南海首次采用雙殼船體結(jié)構(gòu)，有利于船體的結(jié)構(gòu)強度，易于洗艙、掃艙，便于油艙底部結(jié)構(gòu)件的檢查，保溫效果好，節(jié)省熱站耗能，更好地防止油污染。

5)南海首次全部采用潛沒泵，取消泵艙，可縮短船長及相應(yīng)的管系，建造和生產(chǎn)更方便。

6)首次將FPSO污油艙及工藝水艙位于距離工藝模塊更近的船中，有效減少了船體的靜水彎矩和剪力，減少了工藝管路長度。

7)通過實測數(shù)據(jù)和數(shù)值預(yù)報數(shù)據(jù)，擬合得出適合本油田海域的極端條件下的波浪譜峰因子約為1.9，根據(jù)譜峰因子科學(xué)修正譜峰周期。

8)國內(nèi)首次在FPSO上采用液體超聲波流量計+雙向球形體積管的組合方式進行外輸計量，降低整個計量撬的尺寸、重量和費用。

3 南中國海油田獨立開發(fā)方案研究思路

南中國海蘊藏著豐富的石油和天然氣資源，考慮到天然氣田開發(fā)只能通過管線上岸或者FLNG(浮式液化天然氣生產(chǎn)儲存裝置)來開發(fā)，其開發(fā)模式與油田差別較大，這里不再贅述。在上述油田獨立開發(fā)方案研究的基礎(chǔ)上，試著提煉總結(jié)南中國海油田獨立開發(fā)方案的研究思路。

1)搜集所開發(fā)的目標(biāo)油田主要特性，包括油田高峰年產(chǎn)量、水深、原油物性等技術(shù)指標(biāo)。

2)通常來說，不同的水深要考慮不同的開發(fā)工程設(shè)施。

①對于水深在200 m內(nèi)的油田，通?？紤]建設(shè)固定平臺導(dǎo)管架加FPSO的方案(200～400 m內(nèi)采用導(dǎo)管架在技術(shù)也可行，但可能不經(jīng)濟)。

②對于水深在100 m以上的油田，可考慮水下生產(chǎn)系統(tǒng)加FPSO的方案(100 m內(nèi)采用水下生產(chǎn)系統(tǒng)在技術(shù)也可行，但技術(shù)上不如導(dǎo)管架好)。

③對于水深大于200 m的油田，可以考慮水下生產(chǎn)系統(tǒng)和/或浮式生產(chǎn)平臺(SEMI、TLP或SPAR)加FPSO的方案。通常來說，油田油藏分布面積大，產(chǎn)量較高時，需要同時考慮水下生產(chǎn)系統(tǒng)、浮式生產(chǎn)平臺加FPSO的方案。而油田油藏分布面積較小，產(chǎn)量較低時，通?？紤]水下生產(chǎn)系統(tǒng)加FPSO的方案。但具體采用何種方案并不絕對，要從技術(shù)和經(jīng)濟兩方面綜合考慮。

④較大的海上油田，根據(jù)需要，可能需要多個水下設(shè)施或生產(chǎn)平臺進行油藏開發(fā)，一般來說SEMI相比TLP和SPAR有更強的適應(yīng)性，因為SEMI能提供更大的工藝模塊甲板面積、更多的立管臍帶纜數(shù)量，但SEMI的劣勢在于不適合采用干式采油樹。

3)根據(jù)不同的開發(fā)工程設(shè)施，考慮不同的鉆完井方案。

①通常固定平臺可以考慮模塊鉆機方案，或?qū)Ч芗馨惭b完成后采用自升式鉆井船方案，或?qū)Ч芗馨惭b前采用半潛式鉆井船方案；

②采用水下生產(chǎn)系統(tǒng)作為采油設(shè)施時，通常采用半潛式鉆井船的鉆完井方案。

③采用SEMI、TLP或SPAR作為采油設(shè)施時，通?？煽紤]模塊鉆機或半潛式鉆井船的鉆完井方案。

4)根據(jù)不同的工程方案和鉆完井方案組合，從技術(shù)、工期、經(jīng)濟性以及未來周邊區(qū)域開發(fā)的適應(yīng)性等方面綜合考慮油田開發(fā)方案。

4 結(jié) 語

通過研究南海某油田開發(fā)方案，從開發(fā)模式論證、開發(fā)模式選擇、鉆完井方案選擇及工程方案研究等方面出發(fā)，確定了油田開發(fā)方案。在此基礎(chǔ)上，總結(jié)了南中國海油田獨立開發(fā)方案研究思路。通過文中所述的研究，得到如下結(jié)論和建議：

1)位于南中國海海域的油氣發(fā)現(xiàn)，若采用獨立開發(fā)方案，需要綜合考慮水深、油田產(chǎn)量、原油物性等指標(biāo)，選擇合適的開發(fā)方案。在水深允許(如200 m內(nèi))時，新建FPSO加導(dǎo)管架平臺方案是技術(shù)可靠的油田開發(fā)模式。在水深適合(如200 m以上)時，水下生產(chǎn)系統(tǒng)、半潛式平臺加FPSO是比較成熟可靠的油田開發(fā)模式。這兩種開發(fā)模式均有利于海上區(qū)域開發(fā)中心的迅速形成，特別是油田開發(fā)年限20年以上，或附近還有潛力油田需依托開發(fā)的海域。

2)由于目前國內(nèi)船體建造價格相對較低，舊油輪改造為FPSO或FSO使用，經(jīng)濟優(yōu)勢不大，且由于舊油輪采辦的不確定性以及南海惡劣環(huán)境條件，南海的油氣開發(fā)不建議采用舊油輪改造為FPSO或者FSO使用。而現(xiàn)有的老齡FPSO移位用于新的油田油氣開發(fā)，則僅適合于周期在10年以內(nèi)的油田開發(fā)。

3)FPSO噸位對于工程投資有一定影響，但10萬噸級和15萬噸級的FPSO造價差異不超過10%。15萬噸級FPSO因其更大的儲油艙容及工藝甲板面積，更好的總體性能，以及兼具區(qū)域開發(fā)的特點，在南中國海域具有更好的應(yīng)用前景。

4)在水深90 m左右的海域，單點系泊系統(tǒng)的設(shè)計具有較大難度，主要在于懸鏈線效應(yīng)不明顯，而立管也會因為單點浮筒的在位、解脫及環(huán)境條件出現(xiàn)較大的彎矩，及可能的觸底。研究表明，采用帶浮塊的陡波形有利于立管和動態(tài)電纜保證其彎曲半徑符合設(shè)計要求，并不出現(xiàn)觸底現(xiàn)象。

5)建議盡早研究掌握未來南中國海深水油田開發(fā)的關(guān)鍵設(shè)施的設(shè)計、建造及海上安裝技術(shù)，如：半潛式生產(chǎn)平臺設(shè)計和建造技術(shù)，水下生產(chǎn)系統(tǒng)設(shè)計、建造和深水安裝技術(shù)等。

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Research on independent development plan for oil-field in South China Sea

XU Zhenghai, LI Da, YI Cong, HE Xiaoyong, ZHU Lei

(CNOOC Research Center, Beijing 100027, China)

The oil field development plan, and offshore drilling and completion scheme are described in this paper considering reservoir scale, reserves and developing needs of nearby oilfields. One oil field development project in the South China Sea is illustrated. The process design is presented too including oil production and process, transportation of well flow, oil storage and exportation, etc. By this way, the method to fix the oil field utilities is illustrated. After selecting preliminary oil field development plan including three schemes for upgrade of exiting FPSO, conversion of oil tanker to FSO and further building of FPSO, The technological advantage and disadvantage, schedule and project investment of these three schemes are compared to figure out the most appropriate scheme and the main process flow plan. Based on this work, summary is made about how to work out an independent oil field development plan in the South China Sea, which will be helpful for analysis of the development plan for the oil field far from land.

South China Sea; oil-field development plan; independent development; offshore engineering; FPSO

P751

A

10.16483/j.issn.1005-9865.2015.01.016

1005-9865(2015)01-0125-08

2013-05-20

徐正海(1965-)，男，四川人，高級工程師，從事油田開發(fā)工程設(shè)計工作。E-mail：xuzhh@cnooc.com.cn