中海油研究總院

深水油田TLP與SUBSEA工程模式選擇

胡文杰 徐敏航 姚維晶中海油研究總院

深水油氣開發(fā)設(shè)施與淺水不同，其根本區(qū)別是設(shè)施結(jié)構(gòu)大多從固定式轉(zhuǎn)換成了浮式，因此開發(fā)方式和方法也發(fā)生了變化。對(duì)于西非水深為500～1 000m的油田，TLP與SUBSEA兩個(gè)方案技術(shù)上成熟可靠，周圍有開發(fā)實(shí)例，并且投資相比SPAR和SEM I更具優(yōu)勢(shì)。根據(jù)目前估算得出初步結(jié)論：當(dāng)水下井口數(shù)小于7口時(shí)，SUBSEA方案經(jīng)濟(jì)性優(yōu)于TLP方案；水下井口數(shù)大于7口時(shí)，TLP方案經(jīng)濟(jì)性優(yōu)于SUBSEA方案。FDPSO方案是目前各大石油公司研究熱點(diǎn)，但依然采用濕式采油，且租賃和建造費(fèi)用還不確定，總體來說FDPSO適宜邊際油田的開發(fā)，而并不適合井?dāng)?shù)較多、單井產(chǎn)量較低油田。

深水油田；工程開發(fā)模式；投資；井?dāng)?shù)

近些年，隨著國際市場勘探力度的加深，海洋鉆探和工程技術(shù)不斷進(jìn)步，深水油氣田發(fā)現(xiàn)逐步增多。據(jù)報(bào)道，全世界未發(fā)現(xiàn)的海上油氣儲(chǔ)量有90%潛伏在水深超過1 000m以下的地層，這對(duì)中國企業(yè)海外深水油氣資源開發(fā)和并購提出了更高的要求。

由于國內(nèi)缺少深水油氣田作業(yè)相關(guān)經(jīng)驗(yàn)，因此有必要對(duì)深水油田的工程開發(fā)模式進(jìn)行研究，積累相關(guān)經(jīng)驗(yàn)。

1 深水油田工程模式

截至目前，深水的概念和范圍不斷增大，水深大于300m為深水，水深大于1 500m則為超深水[1]。深水油氣開發(fā)設(shè)施與淺水不同，其根本區(qū)別是設(shè)施結(jié)構(gòu)大多從固定式轉(zhuǎn)換成了浮式，因此開發(fā)方式和方法也發(fā)生了變化。浮式平臺(tái)是深水油氣田開發(fā)中關(guān)鍵設(shè)施，在開發(fā)投資中占較大比重，隨著水深的增加，對(duì)其要求越來越高，各種先進(jìn)的浮式平臺(tái)應(yīng)運(yùn)而生。深水油氣田開發(fā)主要模式有：SUBSEA（水下井口）+FPSO；TLP（張力腿平臺(tái)）；FDPSO；SPAR（深吃水立柱平臺(tái)）；SEMI（半潛式生產(chǎn)平臺(tái)）；FLNG（主要針對(duì)大型氣田）。

上述浮式平臺(tái)具有不同特點(diǎn)和適應(yīng)性，對(duì)平臺(tái)的選擇要依據(jù)水深、環(huán)境、平臺(tái)定位、流體性質(zhì)、井口系統(tǒng)、處理設(shè)施、外輸系統(tǒng)等因素[2]。

2 深水油田開發(fā)案例

通過西非某項(xiàng)目對(duì)工程開發(fā)模式、適用范圍、應(yīng)用實(shí)例、經(jīng)濟(jì)評(píng)價(jià)等方面進(jìn)行對(duì)比分析，選擇適合該區(qū)塊較為成熟、經(jīng)濟(jì)的開發(fā)模式。

2.1模式研究

位于西非某國的H區(qū)塊屬于勘探期，水深500～1 000 m，環(huán)境條件較好，海底管網(wǎng)并不發(fā)達(dá)，暫無可依托設(shè)施。8口生產(chǎn)井，10口注水井，1口注氣井，高峰日產(chǎn)油量2.3萬桶，高峰液量6萬桶，經(jīng)濟(jì)年限15年。針對(duì)該油田環(huán)境條件、產(chǎn)量剖面、鉆采數(shù)據(jù)，擬對(duì)該工程采取上述深水油田開發(fā)模式。

2.2技術(shù)分析

（1）SUBSEA模式。屬于常規(guī)成熟的深水開發(fā)模式，皆為濕式采油，采油泵可分為電潛泵和射流泵兩種類型，適用于各種水深，在世界深水范圍內(nèi)應(yīng)用較廣。但是，水下井口的方式對(duì)于后期修井、水平分支井的實(shí)施、操作造成一定困難，且修井費(fèi)用巨大。

（2）TLP平臺(tái)模式。由于固有周期短避開了波浪周期，運(yùn)動(dòng)幅值很小，因此可采用干樹采油，這樣就省去了水下系統(tǒng)購買安裝及后期調(diào)試的大量費(fèi)用。此外由于甲板面積大，便于安裝鉆修井機(jī)進(jìn)行井口維護(hù)，后期修井以及水平分支井相對(duì)便利，鉆完井費(fèi)用較低。平臺(tái)及上部組塊均可立足于國內(nèi)資源，因而在500～1 000m水深范圍內(nèi)具有很強(qiáng)的吸引力（相對(duì)于SEMI而言）。目前在北海、墨西哥灣、南美等油田已廣泛應(yīng)用，該區(qū)塊水深為350～1 000m，且西非海域情況良好，較適宜TLP模式。該模式不足之處主要在于：TLP設(shè)計(jì)、建造、安裝難度大，國內(nèi)尚不具備能力，且水深增加后，深水打樁難度大，目前世界上TLP案例水深記錄為1 500m；隨著水深增加，TLP材料費(fèi)用加速上漲，用于系泊定位的系泊載荷增大，可占到總體排水量的30%左右，導(dǎo)致浮體尺度必須很大，并且TLP不可重復(fù)利用。

（3）FDPSO模式。該模式為當(dāng)下海洋石油開發(fā)研究的熱點(diǎn)，主要有5種類型可以考慮：FDPSO，MPF—1000，F(xiàn)DPSO—SRV，F(xiàn)DPSO—TLD，SEVAN船型的FDPSO，其中前兩種類型有實(shí)際建造，只有第一種類型得到應(yīng)用，其他類型還都在研究中。由于各種原因，MPF—1000未能找到目標(biāo)油田，目前MPF—1000已被定位為一個(gè)鉆井船使用(附加測(cè)試和早期試生產(chǎn)功能)，在鉆井市場上尋求作業(yè)合同（未交船投入使用），鉆井船更名為Dalian Developer。

（4）SPAR和SEMI模式。一般適合1 500m以上水深油田的開發(fā)，SPAR定位能力與運(yùn)動(dòng)性能好，因而可以采用干式采油，井口維護(hù)成本低。其中CLASSICSPAR還具有儲(chǔ)油能力，但國內(nèi)不具備設(shè)計(jì)、建造、安裝能力，基本處于少數(shù)公司壟斷，而且甲板面積小，造價(jià)高；SEMI由于其定位和運(yùn)動(dòng)性能差，必須配備水下生產(chǎn)系統(tǒng)并采用濕式采油工藝，無儲(chǔ)存原油能力，所以整體費(fèi)用隨水深增加快速上漲。從目前世界范圍看，1 500m以下兩種模式雖然可以作為備選方案，但是投資較TLP模式有明顯劣勢(shì)，所以該兩種方式不適合500～1 000m水深的油田。

2.3TLP與SUBSEA投資

根據(jù)初步技術(shù)分析，針對(duì)非洲深水油田來講，F(xiàn)DPSO目前實(shí)施案例較少，新建與租賃費(fèi)用尚不確定，需要進(jìn)一步調(diào)研落實(shí)；SPAR、SEMI對(duì)該海域水深并不適合。

因此，在該海域宜用TLP與SUBSEA回接FPSO模式，兩種模式在世界范圍內(nèi)應(yīng)用較多，技術(shù)上成熟可靠。參考周圍油田設(shè)施投資，根據(jù)油藏、鉆采對(duì)工程設(shè)施能力的要求，結(jié)合本地區(qū)已實(shí)施項(xiàng)目所依托的預(yù)制場地、施工資源及費(fèi)率，得到TLP與SUBSEA初步投資估算結(jié)果，如表1所示。

表1 各方案投資對(duì)比百萬美元

從投資對(duì)比可以看出，（1）方案與（2）方案相比，鉆完井費(fèi)用基本一致，主要是采油方式有所差別，HSP（射流泵）要略高于ESP（電潛泵）的投資，并且由于射流泵采用液壓驅(qū)動(dòng)，需要大量的動(dòng)力液，相應(yīng)FPSO處理儲(chǔ)存能力、投資略高；（3）方案與（1）方案、（2）方案比較，核心在于濕式采油和干式采油樹差別，采取TLP平臺(tái)干式采油樹的方式，與前兩個(gè)方案比，節(jié)省了大量的水下井口的投資以及鉆完井費(fèi)用，但是增加了TLP平臺(tái)的投資。

因此，從總的投資來看，根據(jù)目前油藏方案，TLP較SUBSEA投資大約降低25%。綜上所述，從技術(shù)和投資兩方面比較，TLP+FPSO為非洲水深500～1 000m油田開發(fā)的首選模式。

2.4井?dāng)?shù)對(duì)TLP和SUBSEA選擇影響

根據(jù)目前油藏開發(fā)方案，優(yōu)化結(jié)果為：TLP優(yōu)于SUBSEA方案。然而，不同項(xiàng)目、不同井?dāng)?shù)是否得出相同結(jié)論，需要進(jìn)一步進(jìn)行研究。

為了更直觀判斷井?dāng)?shù)對(duì)于工程方案的影響，對(duì)兩個(gè)方案與水下井口的數(shù)目進(jìn)行分析和對(duì)比。結(jié)果發(fā)現(xiàn)，TLP方案與SUBSEA方案投資都是隨著井?dāng)?shù)的增加而增加，如果油田井?dāng)?shù)在7口井下，TLP投資要高于SUBSEA方案；但是如果油田井?dāng)?shù)大于7口時(shí)，TLP平臺(tái)投資要低于SUBSEA方案，更具優(yōu)勢(shì)。主要原因是：隨著井?dāng)?shù)的增加，水下井口鉆完井費(fèi)用占總投資比例增長迅速，對(duì)于低產(chǎn)、井?dāng)?shù)較多的油田，經(jīng)濟(jì)性較差；TLP平臺(tái)雖然投資略高于水下生產(chǎn)系統(tǒng)，但是當(dāng)水下井?dāng)?shù)大于7口時(shí)，TLP平臺(tái)相比SUBSEA投資增長幅度較小，經(jīng)濟(jì)性更好。

3 結(jié)語

（1）對(duì)于西非水深為500～1 000 m的油田，TLP與SUBSEA兩個(gè)方案技術(shù)上成熟可靠，周圍有開發(fā)實(shí)例，并且投資相比SPAR和SEMI更具優(yōu)勢(shì)。

（2）根據(jù)目前估算得出初步結(jié)論：當(dāng)水下井口數(shù)小于7口時(shí)，SUBSEA方案經(jīng)濟(jì)性優(yōu)于TLP方案；水下井口數(shù)大于7口時(shí)，TLP方案經(jīng)濟(jì)性優(yōu)于SUBSEA方案。

（3）FDPSO方案是目前各大石油公司研究熱點(diǎn)，但依然采用濕式采油，且租賃和建造費(fèi)用還不確定，總體來說FDPSO適宜邊際油田的開發(fā)，而并不適合井?dāng)?shù)較多、單井產(chǎn)量較低油田。

[1]王麗勤，侯金林，龐然，等．深水油氣田開發(fā)工程中的基礎(chǔ)應(yīng)用探討[J]．海洋石油，2011，31（4）：87-91.

[2]李新仲，王桂林，段夢(mèng)蘭，等．深水油氣田開發(fā)中的浮式平臺(tái)新技術(shù)[J]．中國海洋平臺(tái)，2010，25（4）：36-41.

（欄目主持 楊軍）

10.3969/j.issn.1006-6896.2015.1.002