劉軍鵬，段夢(mèng)蘭，羅曉蘭，王瑩瑩

（中國(guó)石油大學(xué)（北京）海洋油氣研究中心，北京102249） ①

深水浮式平臺(tái)選擇方法及其在目標(biāo)油氣田的應(yīng)用

劉軍鵬，段夢(mèng)蘭，羅曉蘭，王瑩瑩

（中國(guó)石油大學(xué)（北京）海洋油氣研究中心，北京102249）①

深水浮式平臺(tái)的選擇是確定油氣田總體開發(fā)方案的關(guān)鍵，它直接影響到油氣田開發(fā)的安全性、可靠性和經(jīng)濟(jì)性。通過(guò)分析可應(yīng)用于深水開發(fā)的4類平臺(tái)目前在世界范圍內(nèi)的應(yīng)用情況及各自的基本特點(diǎn)，總結(jié)出這4類平臺(tái)的應(yīng)用規(guī)律和平臺(tái)選擇的影響因素，并對(duì)影響因素進(jìn)行分析，提出浮式平臺(tái)選擇的一般方法和步驟。應(yīng)用此方法對(duì)西非目標(biāo)油氣田進(jìn)行浮式平臺(tái)的選擇，最終提出目標(biāo)油氣田浮式平臺(tái)的選擇方案和備用方案。

深水油氣田；浮式平臺(tái)；選擇

根據(jù)應(yīng)用經(jīng)驗(yàn)、功能適應(yīng)性，目前只有TLP、Spar、SEMI－FPS、FPSO 4類浮式平臺(tái)已經(jīng)廣泛應(yīng)用于深水油氣田的的開發(fā)，但選擇何種浮式平臺(tái)是作業(yè)者在油田開發(fā)方案設(shè)計(jì)階段最為關(guān)注的問(wèn)題之一，將直接影響到油田未來(lái)的開發(fā)、開發(fā)所需技術(shù)與裝備、開發(fā)過(guò)程中環(huán)境保護(hù)與安全和總體成本等一系列問(wèn)題［1］，因此尋求一種浮式平臺(tái)選擇的迅速有效方法是十分有意義的。由于浮式平臺(tái)的選擇是一個(gè)復(fù)雜的、系統(tǒng)的過(guò)程，需要眾多專業(yè)團(tuán)隊(duì)的參與，包括油藏、鉆井、機(jī)械、安全、經(jīng)濟(jì)等，選擇時(shí)需要考慮的實(shí)際影響因素也眾多，這就給選擇的工作帶來(lái)了巨大的挑戰(zhàn)。本文旨在探討如何綜合考慮影響浮式平臺(tái)選擇的主要因素，為深水油氣田開發(fā)選擇技術(shù)可行、經(jīng)濟(jì)可靠的平臺(tái)，形成一種基于經(jīng)驗(yàn)的選擇

1 浮式平臺(tái)的應(yīng)用特點(diǎn)

截至2009年初，全球范圍內(nèi)處于應(yīng)用狀態(tài)的TLP、Spar、SEMI－FPS、FPSO 4類浮式平臺(tái)所占比例分別為11%、8%、23%和58%，各自誕生以來(lái)數(shù)量增長(zhǎng)情況如圖1所示［2］。

圖1 平臺(tái)數(shù)量增長(zhǎng)趨勢(shì)

由圖1可以看出：FPSO的應(yīng)用數(shù)量和增長(zhǎng)趨勢(shì)明顯高于其他3類浮式平臺(tái)，這說(shuō)明FPSO在海上油氣田開發(fā)中具有明顯的優(yōu)勢(shì)，已經(jīng)成為業(yè)界寵兒；Spar平臺(tái)雖然開始應(yīng)用時(shí)間較晚，但應(yīng)用數(shù)量已接近TLP且其增長(zhǎng)速度較快，未來(lái)有很好的應(yīng)用前景；相比之下，TLP和SEMI平臺(tái)在開始應(yīng)用的前幾年，數(shù)量有明顯的增加，但2005年之后數(shù)量幾乎未發(fā)生變化。因此，從發(fā)展趨勢(shì)上來(lái)說(shuō)，F(xiàn)PSO和Spar平臺(tái)明顯要好于TLP和SEMI平臺(tái)。

1.1 應(yīng)用海域

目前，全球的海洋油氣資源主要集中在北海、墨西哥灣、巴西、西非和亞洲等海域，各海域所選用的4類浮式平臺(tái)數(shù)量統(tǒng)計(jì)如圖2所示。

圖2 各海域所用平臺(tái)類型及數(shù)量對(duì)比

由圖2可以看出：應(yīng)用范圍最廣的平臺(tái)為FPSO和SEMI平臺(tái)，其中FPSO除在墨西哥灣海域應(yīng)用較少，其他海域應(yīng)用數(shù)量較多且無(wú)明顯差別，說(shuō)明其適應(yīng)性最好；SEMI平臺(tái)主要集中在巴西、北海海域，其他海域應(yīng)用數(shù)量較少；Spar平臺(tái)幾乎全部應(yīng)用于墨西哥灣海域，只有1艘應(yīng)用于馬來(lái)西亞，說(shuō)明其適應(yīng)性有很大局限。根據(jù)圖2統(tǒng)計(jì)結(jié)果同樣可以得出這樣的結(jié)論：在西非海域優(yōu)先考慮的平臺(tái)類型為FPSO；北海和巴西海域優(yōu)先考慮的平臺(tái)為FPSO和SEMI平臺(tái)；墨西哥灣海域優(yōu)先考慮的平臺(tái)為TLP和Spar平臺(tái)。

1.2 應(yīng)用水深及生產(chǎn)能力

已經(jīng)應(yīng)用于生產(chǎn)作業(yè)的TLP和Spar平臺(tái)應(yīng)用水深及其生產(chǎn)能力統(tǒng)計(jì)如圖3所示。TLP的應(yīng)用水深范圍為200～1 400m，在各個(gè)范圍內(nèi)分布較為均衡，并無(wú)特殊規(guī)律，其中最大應(yīng)用水深為1 425 m，位于Magnolia油田，作業(yè)者為ConocoPhillips。在1 000m以上水深范圍內(nèi)，TLP的最大處理能力達(dá)到約3.97×107L／d（25萬(wàn)桶／天），完全可以滿足一個(gè)大型油氣田的生產(chǎn)要求。Spar平臺(tái)的應(yīng)用水深大致在500～1 700m，其中最大水深為2 441m，位于Alaminos Canyon 857區(qū)域。Spar的處理能力較小，最大為2.0×107L／d（12.6萬(wàn)桶／天），較適合邊際小油田的開發(fā)。

圖3 TLP ＆Spar平臺(tái)應(yīng)用水深及其生產(chǎn)能力統(tǒng)計(jì)

SEMI和FPSO的應(yīng)用區(qū)域及應(yīng)用水深范圍很廣，理論上可應(yīng)用于任何水深，最大生產(chǎn)能力均可達(dá)到3.97×107L／d（25萬(wàn)桶／天）。

1.3 應(yīng)用性能

文獻(xiàn)［2－5］對(duì)目前已應(yīng)用的平臺(tái)性能進(jìn)行了描述，現(xiàn)對(duì)其進(jìn)行歸納統(tǒng)計(jì)，如表1所示。

由表1可以看出：TLP平臺(tái)和Spar平臺(tái)既可應(yīng)用于干式井口也可應(yīng)用于濕式井口開發(fā)，較為特殊；但從應(yīng)用來(lái)看，2類平臺(tái)支持濕式井口開發(fā)時(shí)絕大多數(shù)為與其他浮式平臺(tái)聯(lián)合開發(fā)，說(shuō)明TLP平臺(tái)和Spar平臺(tái)既可獨(dú)立開發(fā)也可聯(lián)合其他浮式平臺(tái)共同開發(fā)，如圖4所示。

表1 4類平臺(tái)應(yīng)用性能統(tǒng)計(jì)

由圖4可以看出：當(dāng)油藏規(guī)模＞6.36×1010L（4億桶）時(shí)，TLP均選用聯(lián)合開發(fā)；＜6.36×1010L（4億桶）時(shí)，2類平臺(tái)既可選擇獨(dú)立開發(fā)也可選擇聯(lián)合開發(fā)，水深對(duì)開發(fā)方式選擇并無(wú)直接影響。2類平臺(tái)所支持的干式井口數(shù)目統(tǒng)計(jì)如圖5所示，TLP所能支持的最大干式井口數(shù)目為36，當(dāng)井口數(shù)目＞20時(shí)，平臺(tái)具有鉆井裝置；Spar平臺(tái)所能支持的最大干式井口數(shù)目為20口，當(dāng)井口數(shù)目＞10口時(shí)，平臺(tái)具有鉆井裝置，可進(jìn)行鉆修井。

圖4 TLP和Spar平臺(tái)開發(fā)方式統(tǒng)計(jì)

圖5 TLP和Spar平臺(tái)支持干式井口數(shù)目統(tǒng)計(jì)

2 影響浮式平臺(tái)選擇的因素

深水油氣田開發(fā)浮式平臺(tái)的選擇關(guān)系到整個(gè)油氣田開發(fā)方案的選擇，總體開發(fā)方案按照井口的類型來(lái)分大致有3類：干式井口方案、濕式井口方案和干式濕式井口結(jié)合方案，各類方案所需裝置的選擇如圖6～7所示。

圖6 干式井口方案裝置選擇

圖7 濕式井口方案裝置選擇

通過(guò)上文對(duì)各類浮式平臺(tái)的應(yīng)用性能分析可知，浮式平臺(tái)選擇受多種因素的影響。下面將根據(jù)影響平臺(tái)選擇的權(quán)重大小對(duì)因素進(jìn)行分析，順序?yàn)橛纱蟮叫　?/p>

2.1 油藏特性

油藏特性決定了井位的分布和井口的數(shù)目，是影響浮式平臺(tái)選擇的關(guān)鍵因素［6］。井位的分布形式主要有3種：叢式井、分散井以及二者的結(jié)合。通常，井位的分布形式也就決定了井口的類型，即確定了大致開發(fā)方案：叢式井采用干式井口方案，分散井采用濕式井口方案。由上文分析，各類平臺(tái)所能支持的最多井口數(shù)目有較大差別，井口的數(shù)目可進(jìn)一步確定所選用的平臺(tái)類型或數(shù)量。

2.2 油藏規(guī)模及油田產(chǎn)能

油藏規(guī)模及油田產(chǎn)能決定了油田壽命及最大日產(chǎn)量。TLP和Spar平臺(tái)通常用于壽命較長(zhǎng)的油氣田開發(fā)；FPSO和SEMI平臺(tái)可應(yīng)用于任何壽命的油氣田開發(fā)。

2.3 油田環(huán)境條件

主要包括油田水深和及其所處的海域環(huán)境。水深主要對(duì)TLP平臺(tái)的應(yīng)用有限制，目前其最大應(yīng)用水深為1 425m。在超深水中，TLP平臺(tái)的使用受到限制，一方面由于張力腱的成本急劇增加使得平臺(tái)整體經(jīng)濟(jì)性變差；另一方面，平臺(tái)的自身頻率增加易與波浪形成共振，安全可靠性變差。各類平臺(tái)對(duì)環(huán)境適應(yīng)性不同，TLP抵抗惡劣環(huán)境的能力較強(qiáng)，F(xiàn)PSO較弱。

2.4 立管的選擇

立管選擇與平臺(tái)選擇是一個(gè)相互迭代的過(guò)程，二者的選擇均需考慮對(duì)方適應(yīng)性。4類平臺(tái)與現(xiàn)有立管類型的適應(yīng)關(guān)系如表2。立管的選擇需要考慮土壤條件、海洋環(huán)境條件、油田開發(fā)所需的立管最多數(shù)量、立管與平臺(tái)之間的接觸、油田開發(fā)用臍帶纜的懸掛、立管的制造運(yùn)輸安裝、立管的維修、立管經(jīng)濟(jì)性等多方面因素［7－13］。

表2 平臺(tái)與立管的適應(yīng)關(guān)系

2.5 當(dāng)?shù)卣叻ㄒ?guī)及政治因素

當(dāng)?shù)氐恼叻ㄒ?guī)及政治因素主要包括：是否允許此類平臺(tái)進(jìn)行作業(yè)、油田開發(fā)所需設(shè)備是否需由當(dāng)?shù)刂圃臁?guó)與國(guó)之間的外交關(guān)系是否影響原油的外輸?shù)取?/p>

2.6 經(jīng)濟(jì)性

經(jīng)濟(jì)性的考慮應(yīng)該放眼于整個(gè)油氣田的開發(fā)，包括基建成本（CAPEX）、鉆井成本（DRIX）、操作成本（OPEX），不應(yīng)僅僅考慮平臺(tái)的制造安裝成本。文獻(xiàn)［14－15］分別建立了鉆井成本和TLP＆Spar成本模型，對(duì)方案的選擇有一定參考價(jià)值。通常，典型深水油氣田開發(fā)鉆完井和平臺(tái)設(shè)備投資約占整體項(xiàng)目投資的60%。

2.7 油田作業(yè)者

不同的油田作業(yè)者對(duì)各類平臺(tái)的操作經(jīng)驗(yàn)不同，通常，在各方條件基本相同情況下，甚至在保證技術(shù)可靠性前提下，即使經(jīng)濟(jì)性相對(duì)較差，作業(yè)者依然會(huì)在方案設(shè)計(jì)時(shí)首先選擇自己操作經(jīng)驗(yàn)較豐富的平臺(tái)，這樣可降低操作風(fēng)險(xiǎn)性。

此外，浮式平臺(tái)的選擇還受操作方鉆完井策略、油田周圍的基礎(chǔ)設(shè)施、水下生產(chǎn)設(shè)施的布局、油田未來(lái)開發(fā)計(jì)劃等因素影響?？傊?，進(jìn)行浮式平臺(tái)選擇應(yīng)遵循的基本原則為：有利于鉆修井操作、CAPEX／OPEX最小化、盡量減少海上施工、盡量縮短建設(shè)工期、整個(gè)系統(tǒng)的靈活性高。

3 目標(biāo)油氣田浮式平臺(tái)選擇

3.1 目標(biāo)油氣田基本概況

目標(biāo)油氣田位于尼日利亞OML130區(qū)塊，距離哈科特港200km，在其東北部約20km處有油氣田A，油藏規(guī)模約為8.27×1010L（5.2億桶），水深1 150～1 623m，油氣田面積為1 295km2（500平方英里），計(jì)劃井口數(shù)目40口，其中生產(chǎn)井20口，注水井20口。根據(jù)井位分布大致可將油田分為A、B、C三個(gè)區(qū)域，如圖8所示。

在進(jìn)行油氣田開發(fā)方案設(shè)計(jì)時(shí)，首先應(yīng)考慮的是采用水下回接方案，此方案無(wú)需水面設(shè)施，僅是借助水下設(shè)施回接到周邊已有的基礎(chǔ)設(shè)施上，經(jīng)濟(jì)性最佳，但需考慮到回接距離對(duì)流動(dòng)保障的影響。

文獻(xiàn)［16］通過(guò)對(duì)目前采用水下回接方案的工程項(xiàng)目統(tǒng)計(jì)得出：氣體占主導(dǎo)的油氣田最長(zhǎng)的回接距離可達(dá)到160km；以油為主的油氣田最長(zhǎng)的回接距離達(dá)到約70km；大部分的油氣田回接距離在30 km以下。目標(biāo)油氣田距其東北方的油氣田僅20 km，理論上可以采用水下回接方案，但實(shí)際情況下此方案并不可行。

圖8 目標(biāo)油氣田井位分布

1） 目標(biāo)油氣田油藏規(guī)模較大，達(dá)到約8.27× 1010L（5.2億桶），設(shè)計(jì)壽命為25a，開發(fā)前期日產(chǎn)量較大，達(dá)到約3.18×107L／d（20萬(wàn)桶／天）。周邊A油氣田的油藏規(guī)模約為9.54×1010L（6億桶），日產(chǎn)量達(dá)到約2.78×107L／d（17.5萬(wàn)桶／天）。針對(duì)周邊A油氣田設(shè)計(jì)的FPSO的最大日處理能力約為3.18×107L（20萬(wàn)桶），儲(chǔ)存能力約為3.18× 108L（200萬(wàn)桶）。顯然，當(dāng)2個(gè)油氣田均達(dá)到最大日產(chǎn)量時(shí)，F(xiàn)PSO的生產(chǎn)能力及儲(chǔ)油能力很難達(dá)到要求。

2） 目標(biāo)油氣田的油品與周邊A油氣田的油品有很大不同，各自油氣田的原油密度和氣油比對(duì)比如表3所示。因此，針對(duì)周邊A油氣田的油品特性而設(shè)計(jì)的處理設(shè)備對(duì)目標(biāo)油氣田的油品處理起來(lái)比較困難，無(wú)法達(dá)到要求。

表3 周邊油氣田A和目標(biāo)油氣田油品對(duì)比

因此，目標(biāo)油氣田的開發(fā)應(yīng)以浮式平臺(tái)為基礎(chǔ)，但因井口的類型未知，可以對(duì)其進(jìn)行假設(shè)。針對(duì)假設(shè)類型提出方案，然后對(duì)方案進(jìn)行對(duì)比分析得出最優(yōu)方案。

3.2 干式井口方案

如圖6所示，有3類平臺(tái)可應(yīng)用于干式井口開發(fā)，但FDPSO全球僅有1艘應(yīng)用，缺乏相應(yīng)的操作經(jīng)驗(yàn)，技術(shù)相對(duì)不成熟，可舍棄此類平臺(tái)。根據(jù)油藏規(guī)模和井口數(shù)目，使用1艘TLP和Spar平臺(tái)均不能滿足要求；選用2艘平臺(tái)時(shí)，TLP可滿足井口數(shù)目要求，但Spar平臺(tái)不能滿足且由于Spar平臺(tái)不能在碼頭進(jìn)行組裝增加了安裝的難度，因此Spar平臺(tái)不適合此類干式井口方案。選用2艘編號(hào)為TLP1和TLP2的TLP平臺(tái)，因其應(yīng)用水深有限，將其分別安裝于A區(qū)和C區(qū)。TLP1開發(fā)A、B兩區(qū)的油藏，TLP2開發(fā)C區(qū)油藏，為降低平臺(tái)的設(shè)計(jì)建造成本，采用“1種設(shè)計(jì)建造2艘”的方案，即2艘平臺(tái)設(shè)計(jì)建造方案相同。2平臺(tái)的設(shè)計(jì)井槽數(shù)均為20，A和B區(qū)多余的注水井口連接到其他平臺(tái)上。確定TLP功能時(shí)，根據(jù)上文分析，可安裝鉆井裝置，為減輕上部組塊的質(zhì)量，將處理設(shè)備放到FPSO或FPU上。因油田設(shè)計(jì)壽命較長(zhǎng)，建議選用FPSO。因此，目標(biāo)油氣田浮式平臺(tái)選擇方案1為：2TLP（鉆井、生產(chǎn)）＋FPSO（處理、儲(chǔ)油、注水井口）。

3.3 濕式井口方案

如圖7所示及上文分析，F(xiàn)PU－BARGE和FSO組合不適合本油田開發(fā)。FPSO滿足油田開發(fā)的需求，單獨(dú)的SEMI－FPU不能滿足井口數(shù)目要求，2艘半潛平臺(tái)滿足生產(chǎn)要求；但根據(jù)文獻(xiàn)中提到SEMI－FPU較適合含氣量較高的油田開發(fā)，且西非管網(wǎng)不發(fā)達(dá)，原油外輸需借助穿梭油輪，這就需儲(chǔ)油設(shè)備；此時(shí)若借助FPSO，既能滿足儲(chǔ)油要求又能減少1艘SEMI－PFU，有一定的可行性。因此，形成目標(biāo)油氣田浮式平臺(tái)選擇方案2：FPSO（生產(chǎn)、處理、儲(chǔ)油）和選擇方案3：SEMI－FPU（鉆井、生產(chǎn)）＋FPSO（生產(chǎn)、處理、儲(chǔ)油）。

3.4 干式濕式井口方案

通過(guò)上文分析，濕式開發(fā)方面，F(xiàn)PSO具有很大優(yōu)勢(shì)；干式開發(fā)方面，Spar平臺(tái)雖然在西非無(wú)應(yīng)用且安裝具有很大挑戰(zhàn)性，但其經(jīng)濟(jì)性能要遠(yuǎn)好于TLP平臺(tái)，所以形成目標(biāo)油氣田浮式平臺(tái)選擇方案4：Spar（鉆、采）和FPSO（采、處理和儲(chǔ)存）。

3.5 最終選擇方案

根據(jù)提出的4種浮式平臺(tái)選擇方案，將其代表的4種油田整體開發(fā)方案進(jìn)行對(duì)比，如表4所示。根據(jù)對(duì)比結(jié)果，最終確定的目標(biāo)油氣田浮式平臺(tái)選擇方案為：1艘FPSO；備用方案為：2艘TLP和1艘FPSO。

表4 4類平臺(tái)方案對(duì)比

4 結(jié)論

1） TLP較適合油藏集中的大型油田開發(fā)，但適用水深是制約其廣泛應(yīng)用的瓶頸；Spar平臺(tái)處理能力有限，適合較小邊際油田開發(fā)，2類平臺(tái)均適用于環(huán)境較惡劣的海域；半潛式平臺(tái)和FPSO可應(yīng)用于油藏較分散的各類油田，理論上不受水深的限制，但FPSO對(duì)作業(yè)環(huán)境要求相對(duì)更高。

2） 浮式平臺(tái)的選擇是一個(gè)十分復(fù)雜、不斷迭代的過(guò)程，選擇時(shí)首先根據(jù)油藏特性決定浮式平臺(tái)的類型（干式或濕式或二者結(jié)合），然后根據(jù)油藏的規(guī)模和環(huán)境條件進(jìn)一步確定平臺(tái)的類型及數(shù)量，選擇過(guò)程中還要綜合考慮所選承包商立管的設(shè)計(jì)、制造、安裝能力以及其他影響因素。依據(jù)此過(guò)程，西非深水油田浮式平臺(tái)的首選方案為1艘FPSO，備用方案為2艘TLP和1艘FPSO，與實(shí)際工程中作業(yè)者設(shè)計(jì)的方案一致。

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［16］ Ronalds B F.Deepwater Facility Selection［C］／／Houston：OTC，2002.

Selection of Deepwater Floaters and Applicability in Development of Target Oilfield

LIU Jun－peng，DUAN Meng－lan，LUO Xiao－lan，WANG Ying－ying
（Offshore Oil ＆Gas Research Center，China University of Petroleum，Beijing102249，China）

The Selection of deepwater floaters is the key to determine the total development scenario of an oil field and directly affects the development of oil field in safety，reliability and economical efficiency.The floaters’application rules and influencing factors were summarized，through the analysis of four categories of platform.Then，the influencing factors are analyzed and general steps and methods for the choice of floaters are proposed.Finally，the steps and methods are used to the choice of platform for West Africa’s target oil field，and the solution and alternative for the field are put forward.

deepwater field；floaters；selection

1001－3482（2011）12－0070－06

TE951

A

2011－06－07

國(guó)家重大科技專項(xiàng)“大型油氣田及煤層氣開發(fā)”子課題“水下管匯連接器樣機(jī)研制”（2011ZX05026－003－02）

劉軍鵬（1986－），男，山東招遠(yuǎn)人，碩士研究生，主要從事海洋結(jié)構(gòu)物設(shè)計(jì)和海上油氣田工程開發(fā)模式設(shè)計(jì)工作，E－mail：liujpupc＠163.com。方法，并應(yīng)用此方法對(duì)西非目標(biāo)油氣田浮式平臺(tái)進(jìn)行選擇分析。