深水油田TLP与SUBSEA工程模式选择

2015-02-15中海油研究总院

油气田地面工程 2015年1期

中海油研究总院

胡文杰徐敏航姚维晶中海油研究总院

深水油气开发设施与浅水不同，其根本区别是设施结构大多从固定式转换成了浮式，因此开发方式和方法也发生了变化。对于西非水深为500～1 000m的油田，TLP与SUBSEA两个方案技术上成熟可靠，周围有开发实例，并且投资相比SPAR和SEM I更具优势。根据目前估算得出初步结论：当水下井口数小于7口时，SUBSEA方案经济性优于TLP方案；水下井口数大于7口时，TLP方案经济性优于SUBSEA方案。FDPSO方案是目前各大石油公司研究热点，但依然采用湿式采油，且租赁和建造费用还不确定，总体来说FDPSO适宜边际油田的开发，而并不适合井数较多、单井产量较低油田。

深水油田；工程开发模式；投资；井数

近些年，随着国际市场勘探力度的加深，海洋钻探和工程技术不断进步，深水油气田发现逐步增多。据报道，全世界未发现的海上油气储量有90%潜伏在水深超过1 000m以下的地层，这对中国企业海外深水油气资源开发和并购提出了更高的要求。

由于国内缺少深水油气田作业相关经验，因此有必要对深水油田的工程开发模式进行研究，积累相关经验。

1 深水油田工程模式

截至目前，深水的概念和范围不断增大，水深大于300m为深水，水深大于1 500m则为超深水[1]。深水油气开发设施与浅水不同，其根本区别是设施结构大多从固定式转换成了浮式，因此开发方式和方法也发生了变化。浮式平台是深水油气田开发中关键设施，在开发投资中占较大比重，随着水深的增加，对其要求越来越高，各种先进的浮式平台应运而生。深水油气田开发主要模式有：SUBSEA（水下井口）+FPSO；TLP（张力腿平台）；FDPSO；SPAR（深吃水立柱平台）；SEMI（半潜式生产平台）；FLNG（主要针对大型气田）。

上述浮式平台具有不同特点和适应性，对平台的选择要依据水深、环境、平台定位、流体性质、井口系统、处理设施、外输系统等因素[2]。

2 深水油田开发案例

通过西非某项目对工程开发模式、适用范围、应用实例、经济评价等方面进行对比分析，选择适合该区块较为成熟、经济的开发模式。

2.1模式研究

位于西非某国的H区块属于勘探期，水深500～1 000 m，环境条件较好，海底管网并不发达，暂无可依托设施。8口生产井，10口注水井，1口注气井，高峰日产油量2.3万桶，高峰液量6万桶，经济年限15年。针对该油田环境条件、产量剖面、钻采数据，拟对该工程采取上述深水油田开发模式。

2.2技术分析

（1）SUBSEA模式。属于常规成熟的深水开发模式，皆为湿式采油，采油泵可分为电潜泵和射流泵两种类型，适用于各种水深，在世界深水范围内应用较广。但是，水下井口的方式对于后期修井、水平分支井的实施、操作造成一定困难，且修井费用巨大。

（2）TLP平台模式。由于固有周期短避开了波浪周期，运动幅值很小，因此可采用干树采油，这样就省去了水下系统购买安装及后期调试的大量费用。此外由于甲板面积大，便于安装钻修井机进行井口维护，后期修井以及水平分支井相对便利，钻完井费用较低。平台及上部组块均可立足于国内资源，因而在500～1 000m水深范围内具有很强的吸引力（相对于SEMI而言）。目前在北海、墨西哥湾、南美等油田已广泛应用，该区块水深为350～1 000m，且西非海域情况良好，较适宜TLP模式。该模式不足之处主要在于：TLP设计、建造、安装难度大，国内尚不具备能力，且水深增加后，深水打桩难度大，目前世界上TLP案例水深记录为1 500m；随着水深增加，TLP材料费用加速上涨，用于系泊定位的系泊载荷增大，可占到总体排水量的30%左右，导致浮体尺度必须很大，并且TLP不可重复利用。

（3）FDPSO模式。该模式为当下海洋石油开发研究的热点，主要有5种类型可以考虑：FDPSO，MPF—1000，FDPSO—SRV，FDPSO—TLD，SEVAN船型的FDPSO，其中前两种类型有实际建造，只有第一种类型得到应用，其他类型还都在研究中。由于各种原因，MPF—1000未能找到目标油田，目前MPF—1000已被定位为一个钻井船使用(附加测试和早期试生产功能)，在钻井市场上寻求作业合同（未交船投入使用），钻井船更名为Dalian Developer。

（4）SPAR和SEMI模式。一般适合1 500m以上水深油田的开发，SPAR定位能力与运动性能好，因而可以采用干式采油，井口维护成本低。其中CLASSICSPAR还具有储油能力，但国内不具备设计、建造、安装能力，基本处于少数公司垄断，而且甲板面积小，造价高；SEMI由于其定位和运动性能差，必须配备水下生产系统并采用湿式采油工艺，无储存原油能力，所以整体费用随水深增加快速上涨。从目前世界范围看，1 500m以下两种模式虽然可以作为备选方案，但是投资较TLP模式有明显劣势，所以该两种方式不适合500～1 000m水深的油田。

2.3TLP与SUBSEA投资

根据初步技术分析，针对非洲深水油田来讲，FDPSO目前实施案例较少，新建与租赁费用尚不确定，需要进一步调研落实；SPAR、SEMI对该海域水深并不适合。

因此，在该海域宜用TLP与SUBSEA回接FPSO模式，两种模式在世界范围内应用较多，技术上成熟可靠。参考周围油田设施投资，根据油藏、钻采对工程设施能力的要求，结合本地区已实施项目所依托的预制场地、施工资源及费率，得到TLP与SUBSEA初步投资估算结果，如表1所示。

表1 各方案投资对比百万美元

从投资对比可以看出，（1）方案与（2）方案相比，钻完井费用基本一致，主要是采油方式有所差别，HSP（射流泵）要略高于ESP（电潜泵）的投资，并且由于射流泵采用液压驱动，需要大量的动力液，相应FPSO处理储存能力、投资略高；（3）方案与（1）方案、（2）方案比较，核心在于湿式采油和干式采油树差别，采取TLP平台干式采油树的方式，与前两个方案比，节省了大量的水下井口的投资以及钻完井费用，但是增加了TLP平台的投资。

因此，从总的投资来看，根据目前油藏方案，TLP较SUBSEA投资大约降低25%。综上所述，从技术和投资两方面比较，TLP+FPSO为非洲水深500～1 000m油田开发的首选模式。

2.4井数对TLP和SUBSEA选择影响

根据目前油藏开发方案，优化结果为：TLP优于SUBSEA方案。然而，不同项目、不同井数是否得出相同结论，需要进一步进行研究。

为了更直观判断井数对于工程方案的影响，对两个方案与水下井口的数目进行分析和对比。结果发现，TLP方案与SUBSEA方案投资都是随着井数的增加而增加，如果油田井数在7口井下，TLP投资要高于SUBSEA方案；但是如果油田井数大于7口时，TLP平台投资要低于SUBSEA方案，更具优势。主要原因是：随着井数的增加，水下井口钻完井费用占总投资比例增长迅速，对于低产、井数较多的油田，经济性较差；TLP平台虽然投资略高于水下生产系统，但是当水下井数大于7口时，TLP平台相比SUBSEA投资增长幅度较小，经济性更好。