深水浮式平台选择方法及其在目标油气田的应用

刘军鹏，段梦兰，罗晓兰，王莹莹

（中国石油大学（北京）海洋油气研究中心，北京102249） ①

深水浮式平台选择方法及其在目标油气田的应用

刘军鹏，段梦兰，罗晓兰，王莹莹

（中国石油大学（北京）海洋油气研究中心，北京102249）①

深水浮式平台的选择是确定油气田总体开发方案的关键，它直接影响到油气田开发的安全性、可靠性和经济性。通过分析可应用于深水开发的4类平台目前在世界范围内的应用情况及各自的基本特点，总结出这4类平台的应用规律和平台选择的影响因素，并对影响因素进行分析，提出浮式平台选择的一般方法和步骤。应用此方法对西非目标油气田进行浮式平台的选择，最终提出目标油气田浮式平台的选择方案和备用方案。

深水油气田；浮式平台；选择

根据应用经验、功能适应性，目前只有TLP、Spar、SEMI－FPS、FPSO 4类浮式平台已经广泛应用于深水油气田的的开发，但选择何种浮式平台是作业者在油田开发方案设计阶段最为关注的问题之一，将直接影响到油田未来的开发、开发所需技术与装备、开发过程中环境保护与安全和总体成本等一系列问题［1］，因此寻求一种浮式平台选择的迅速有效方法是十分有意义的。由于浮式平台的选择是一个复杂的、系统的过程，需要众多专业团队的参与，包括油藏、钻井、机械、安全、经济等，选择时需要考虑的实际影响因素也众多，这就给选择的工作带来了巨大的挑战。本文旨在探讨如何综合考虑影响浮式平台选择的主要因素，为深水油气田开发选择技术可行、经济可靠的平台，形成一种基于经验的选择

1 浮式平台的应用特点

截至2009年初，全球范围内处于应用状态的TLP、Spar、SEMI－FPS、FPSO 4类浮式平台所占比例分别为11%、8%、23%和58%，各自诞生以来数量增长情况如图1所示［2］。

图1 平台数量增长趋势

由图1可以看出：FPSO的应用数量和增长趋势明显高于其他3类浮式平台，这说明FPSO在海上油气田开发中具有明显的优势，已经成为业界宠儿；Spar平台虽然开始应用时间较晚，但应用数量已接近TLP且其增长速度较快，未来有很好的应用前景；相比之下，TLP和SEMI平台在开始应用的前几年，数量有明显的增加，但2005年之后数量几乎未发生变化。因此，从发展趋势上来说，FPSO和Spar平台明显要好于TLP和SEMI平台。

1.1 应用海域

目前，全球的海洋油气资源主要集中在北海、墨西哥湾、巴西、西非和亚洲等海域，各海域所选用的4类浮式平台数量统计如图2所示。

图2 各海域所用平台类型及数量对比

由图2可以看出：应用范围最广的平台为FPSO和SEMI平台，其中FPSO除在墨西哥湾海域应用较少，其他海域应用数量较多且无明显差别，说明其适应性最好；SEMI平台主要集中在巴西、北海海域，其他海域应用数量较少；Spar平台几乎全部应用于墨西哥湾海域，只有1艘应用于马来西亚，说明其适应性有很大局限。根据图2统计结果同样可以得出这样的结论：在西非海域优先考虑的平台类型为FPSO；北海和巴西海域优先考虑的平台为FPSO和SEMI平台；墨西哥湾海域优先考虑的平台为TLP和Spar平台。

1.2 应用水深及生产能力

已经应用于生产作业的TLP和Spar平台应用水深及其生产能力统计如图3所示。TLP的应用水深范围为200～1 400m，在各个范围内分布较为均衡，并无特殊规律，其中最大应用水深为1 425 m，位于Magnolia油田，作业者为ConocoPhillips。在1 000m以上水深范围内，TLP的最大处理能力达到约3.97×107L／d（25万桶／天），完全可以满足一个大型油气田的生产要求。Spar平台的应用水深大致在500～1 700m，其中最大水深为2 441m，位于Alaminos Canyon 857区域。Spar的处理能力较小，最大为2.0×107L／d（12.6万桶／天），较适合边际小油田的开发。

图3 TLP ＆Spar平台应用水深及其生产能力统计

SEMI和FPSO的应用区域及应用水深范围很广，理论上可应用于任何水深，最大生产能力均可达到3.97×107L／d（25万桶／天）。

1.3 应用性能

文献［2－5］对目前已应用的平台性能进行了描述，现对其进行归纳统计，如表1所示。

由表1可以看出：TLP平台和Spar平台既可应用于干式井口也可应用于湿式井口开发，较为特殊；但从应用来看，2类平台支持湿式井口开发时绝大多数为与其他浮式平台联合开发，说明TLP平台和Spar平台既可独立开发也可联合其他浮式平台共同开发，如图4所示。

表1 4类平台应用性能统计

由图4可以看出：当油藏规模＞6.36×1010L（4亿桶）时，TLP均选用联合开发；＜6.36×1010L（4亿桶）时，2类平台既可选择独立开发也可选择联合开发，水深对开发方式选择并无直接影响。2类平台所支持的干式井口数目统计如图5所示，TLP所能支持的最大干式井口数目为36，当井口数目＞20时，平台具有钻井装置；Spar平台所能支持的最大干式井口数目为20口，当井口数目＞10口时，平台具有钻井装置，可进行钻修井。

图4 TLP和Spar平台开发方式统计

图5 TLP和Spar平台支持干式井口数目统计

2 影响浮式平台选择的因素

深水油气田开发浮式平台的选择关系到整个油气田开发方案的选择，总体开发方案按照井口的类型来分大致有3类：干式井口方案、湿式井口方案和干式湿式井口结合方案，各类方案所需装置的选择如图6～7所示。

图6 干式井口方案装置选择

图7 湿式井口方案装置选择

通过上文对各类浮式平台的应用性能分析可知，浮式平台选择受多种因素的影响。下面将根据影响平台选择的权重大小对因素进行分析，顺序为由大到小。

2.1 油藏特性

油藏特性决定了井位的分布和井口的数目，是影响浮式平台选择的关键因素［6］。井位的分布形式主要有3种：丛式井、分散井以及二者的结合。通常，井位的分布形式也就决定了井口的类型，即确定了大致开发方案：丛式井采用干式井口方案，分散井采用湿式井口方案。由上文分析，各类平台所能支持的最多井口数目有较大差别，井口的数目可进一步确定所选用的平台类型或数量。

2.2 油藏规模及油田产能

油藏规模及油田产能决定了油田寿命及最大日产量。TLP和Spar平台通常用于寿命较长的油气田开发；FPSO和SEMI平台可应用于任何寿命的油气田开发。

2.3 油田环境条件

主要包括油田水深和及其所处的海域环境。水深主要对TLP平台的应用有限制，目前其最大应用水深为1 425m。在超深水中，TLP平台的使用受到限制，一方面由于张力腱的成本急剧增加使得平台整体经济性变差；另一方面，平台的自身频率增加易与波浪形成共振，安全可靠性变差。各类平台对环境适应性不同，TLP抵抗恶劣环境的能力较强，FPSO较弱。

2.4 立管的选择

立管选择与平台选择是一个相互迭代的过程，二者的选择均需考虑对方适应性。4类平台与现有立管类型的适应关系如表2。立管的选择需要考虑土壤条件、海洋环境条件、油田开发所需的立管最多数量、立管与平台之间的接触、油田开发用脐带缆的悬挂、立管的制造运输安装、立管的维修、立管经济性等多方面因素［7－13］。

表2 平台与立管的适应关系

2.5 当地政策法规及政治因素

当地的政策法规及政治因素主要包括：是否允许此类平台进行作业、油田开发所需设备是否需由当地制造、国与国之间的外交关系是否影响原油的外输等。

2.6 经济性

经济性的考虑应该放眼于整个油气田的开发，包括基建成本（CAPEX）、钻井成本（DRIX）、操作成本（OPEX），不应仅仅考虑平台的制造安装成本。文献［14－15］分别建立了钻井成本和TLP＆Spar成本模型，对方案的选择有一定参考价值。通常，典型深水油气田开发钻完井和平台设备投资约占整体项目投资的60%。

2.7 油田作业者

不同的油田作业者对各类平台的操作经验不同，通常，在各方条件基本相同情况下，甚至在保证技术可靠性前提下，即使经济性相对较差，作业者依然会在方案设计时首先选择自己操作经验较丰富的平台，这样可降低操作风险性。

此外，浮式平台的选择还受操作方钻完井策略、油田周围的基础设施、水下生产设施的布局、油田未来开发计划等因素影响。总之，进行浮式平台选择应遵循的基本原则为：有利于钻修井操作、CAPEX／OPEX最小化、尽量减少海上施工、尽量缩短建设工期、整个系统的灵活性高。

3 目标油气田浮式平台选择

3.1 目标油气田基本概况

目标油气田位于尼日利亚OML130区块，距离哈科特港200km，在其东北部约20km处有油气田A，油藏规模约为8.27×1010L（5.2亿桶），水深1 150～1 623m，油气田面积为1 295km2（500平方英里），计划井口数目40口，其中生产井20口，注水井20口。根据井位分布大致可将油田分为A、B、C三个区域，如图8所示。

在进行油气田开发方案设计时，首先应考虑的是采用水下回接方案，此方案无需水面设施，仅是借助水下设施回接到周边已有的基础设施上，经济性最佳，但需考虑到回接距离对流动保障的影响。

文献［16］通过对目前采用水下回接方案的工程项目统计得出：气体占主导的油气田最长的回接距离可达到160km；以油为主的油气田最长的回接距离达到约70km；大部分的油气田回接距离在30 km以下。目标油气田距其东北方的油气田仅20 km，理论上可以采用水下回接方案，但实际情况下此方案并不可行。

图8 目标油气田井位分布

1） 目标油气田油藏规模较大，达到约8.27× 1010L（5.2亿桶），设计寿命为25a，开发前期日产量较大，达到约3.18×107L／d（20万桶／天）。周边A油气田的油藏规模约为9.54×1010L（6亿桶），日产量达到约2.78×107L／d（17.5万桶／天）。针对周边A油气田设计的FPSO的最大日处理能力约为3.18×107L（20万桶），储存能力约为3.18× 108L（200万桶）。显然，当2个油气田均达到最大日产量时，FPSO的生产能力及储油能力很难达到要求。

2） 目标油气田的油品与周边A油气田的油品有很大不同，各自油气田的原油密度和气油比对比如表3所示。因此，针对周边A油气田的油品特性而设计的处理设备对目标油气田的油品处理起来比较困难，无法达到要求。

表3 周边油气田A和目标油气田油品对比

因此，目标油气田的开发应以浮式平台为基础，但因井口的类型未知，可以对其进行假设。针对假设类型提出方案，然后对方案进行对比分析得出最优方案。

3.2 干式井口方案

如图6所示，有3类平台可应用于干式井口开发，但FDPSO全球仅有1艘应用，缺乏相应的操作经验，技术相对不成熟，可舍弃此类平台。根据油藏规模和井口数目，使用1艘TLP和Spar平台均不能满足要求；选用2艘平台时，TLP可满足井口数目要求，但Spar平台不能满足且由于Spar平台不能在码头进行组装增加了安装的难度，因此Spar平台不适合此类干式井口方案。选用2艘编号为TLP1和TLP2的TLP平台，因其应用水深有限，将其分别安装于A区和C区。TLP1开发A、B两区的油藏，TLP2开发C区油藏，为降低平台的设计建造成本，采用“1种设计建造2艘”的方案，即2艘平台设计建造方案相同。2平台的设计井槽数均为20，A和B区多余的注水井口连接到其他平台上。确定TLP功能时，根据上文分析，可安装钻井装置，为减轻上部组块的质量，将处理设备放到FPSO或FPU上。因油田设计寿命较长，建议选用FPSO。因此，目标油气田浮式平台选择方案1为：2TLP（钻井、生产）＋FPSO（处理、储油、注水井口）。

3.3 湿式井口方案

如图7所示及上文分析，FPU－BARGE和FSO组合不适合本油田开发。FPSO满足油田开发的需求，单独的SEMI－FPU不能满足井口数目要求，2艘半潜平台满足生产要求；但根据文献中提到SEMI－FPU较适合含气量较高的油田开发，且西非管网不发达，原油外输需借助穿梭油轮，这就需储油设备；此时若借助FPSO，既能满足储油要求又能减少1艘SEMI－PFU，有一定的可行性。因此，形成目标油气田浮式平台选择方案2：FPSO（生产、处理、储油）和选择方案3：SEMI－FPU（钻井、生产）＋FPSO（生产、处理、储油）。

3.4 干式湿式井口方案

通过上文分析，湿式开发方面，FPSO具有很大优势；干式开发方面，Spar平台虽然在西非无应用且安装具有很大挑战性，但其经济性能要远好于TLP平台，所以形成目标油气田浮式平台选择方案4：Spar（钻、采）和FPSO（采、处理和储存）。

3.5 最终选择方案

根据提出的4种浮式平台选择方案，将其代表的4种油田整体开发方案进行对比，如表4所示。根据对比结果，最终确定的目标油气田浮式平台选择方案为：1艘FPSO；备用方案为：2艘TLP和1艘FPSO。

表4 4类平台方案对比

4 结论

1） TLP较适合油藏集中的大型油田开发，但适用水深是制约其广泛应用的瓶颈；Spar平台处理能力有限，适合较小边际油田开发，2类平台均适用于环境较恶劣的海域；半潜式平台和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更高。

2） 浮式平台的选择是一个十分复杂、不断迭代的过程，选择时首先根据油藏特性决定浮式平台的类型（干式或湿式或二者结合），然后根据油藏的规模和环境条件进一步确定平台的类型及数量，选择过程中还要综合考虑所选承包商立管的设计、制造、安装能力以及其他影响因素。依据此过程，西非深水油田浮式平台的首选方案为1艘FPSO，备用方案为2艘TLP和1艘FPSO，与实际工程中作业者设计的方案一致。

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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

国家重大科技专项“大型油气田及煤层气开发”子课题“水下管汇连接器样机研制”（2011ZX05026－003－02）

刘军鹏（1986－），男，山东招远人，硕士研究生，主要从事海洋结构物设计和海上油气田工程开发模式设计工作，E－mail：liujpupc＠163.com。方法，并应用此方法对西非目标油气田浮式平台进行选择分析。