南中国海油田独立开发方案讨论

徐正海，李 达，易 丛，何骁勇，朱 磊

(中海油研究总院，北京 100027)

南中国海油田独立开发方案讨论

徐正海，李 达，易 丛，何骁勇，朱 磊

(中海油研究总院，北京 100027)

从南海某油田开发方案研究出发，根据目标油田的油藏规模和储量，兼顾周边油田的区域开发需求，确定油田开发思路和钻完井机具、方式的选择方法。详细阐述油田生产处理、油气水输送、原油储存和外输的主工艺流程设计思想，系统论述油田开发主要工程设施的研究思路和方法。在经过初步工程方案筛选后，针对油田独立开发的关键设施——浮式储油生产装置(FPSO)或浮式储油装置(FSO)，以改造升级旧FPSO、旧油轮改造成FSO及新建FPSO等三个可行的开发方案为基础，确定相应的主工艺流程，从各方案技术优缺点、工期编排及工程投资估算等方面综合考虑，进行油田开发工程方案的最终选择。在此基础上，总结了南中国海油田独立开发方案的研究思路和方法，该方法对于远离陆地的油田开发方案研究具有借鉴意义。

南中国海；油田开发方案；独立开发；海洋工程；浮式储油生产装置

20世纪70年代，国外油气勘探开发开始大规模向海洋进军。勘探实践表明，沿海大陆架以及深水区域蕴藏着极为丰富的油气资源，我国南中国海同样具有良好的油气勘探开发前景[1-2]。20世纪80年代，一大批合作油气田被钻探发现，并投入开发。随着国内海洋石油勘探开发能力不断提升，目前已在南海开发多个油气田，南中国海已成为中国海洋石油天然气资源开发的主战场。

文中所研究的油田位于香港以南约200 km，在地理上属于南海北部大陆架。油田所在海域水深约90 m。该油田通过钻探主要目的油层，获得高产油流，并完成钻井取芯、储量计算评价和初步的物性分析。根据油田的油藏方案研究，确定了开发动用储量的规模和油藏实施要求，油田高峰年产量约为230×104m3，产物以油为主，有少量的伴生气，随着油田生产，含水率快速上升，油藏要求液处理能力达到4.77×104m3/d。该油田具有含油面积小、原油密度低、油田海域环境条件恶劣等特点，为典型的南中国海油田。

从油田开发方案研究出发，在借鉴已有开发经验的基础上，详细阐述了海上油气田开发的新思路，及其工程方案研究方法、结论和油田开发新技术。在此基础上，总结了南中国海油田独立开发方案的研究思路和方法，该思路和方法对于远离陆地的油田开发方案研究具有借鉴意义。

1 油田开发方案选择

1.1开发模式分析

根据目前中国海域的油田开发特点，海上油气田开发模式可分全海式开发和半海半陆式开发的模式。全海式开发模式又分独立开发和依托周边油田设施开发两种模式。随着油气田开发的复杂程度越来越高，部分油田开发具有独立开发和依托开发的多重特点。

独立开发模式，是指通过建立FPSO、井口平台、生产储油平台或水下生产系统等海上设施，依靠自身的动力和油气水处理设施进行油田开采处理本油田的井液；依靠自身的储油能力进行油田合格原油的储存，通过以穿梭油轮为主的合格原油运输设施进行原油计量、外输的油田开发模式。其优点在于避免铺设至陆地或者其他油田的长距离的海底管线，因此当油田离岸距离远，周边油田设施难依托时，该模式节省海底管线投资费用的优点更为突出，在技术上避免了长距离管输带来的流动安全保障等一系列问题，是目前中国海域油田开发较为成熟的开发模式。

依托周边油田设施开发的模式是指将本油气田处理合格的原油和天然气或未经处理合格的生产物流管输到其他周边油田已建的工程设施(平台、FPSO或海底管道工程设施)进行进一步的处理、储存和计量外输。该模式需要铺设油田间的油气输送海底管道，当油田距离周边可依托的油田设施较近，需要铺设的海管距离较短时，采用该模式相对比较经济。通常来说，目标开发油田距离依托油田在30公里以内，该模式有较好的经济性。随着海上油田开发程度越来越高，目前有大量的油田均依托周边油田进行开发，已成为一种成熟可靠的开发模式。

半海半陆式开发的模式通常是指新建井口平台/钻采平台或中心平台，根据平台功能进行油气处理，通过上岸管线外输到陆地终端进行进一步处理、储存和外输。该模式多适用于气田的开发，需要建设带天然气开采、处理和增压功能的平台，以及外输到陆地天然气终端的海底管道。随着中国渤海湾油田的大规模开发，已陆续建设了多个陆地原油处理终端，目前该模式也在油田开发上得到了越来越广泛的应用。

文中所研究的油田为中海油在南海新发现的油田区块，距离该油田最近的已开发油田位于其东北方向，距离超过90 km，其次是距离超过100 km某气田。这就决定了该油田离岸较远、周边无可依托油田的现状。既然通过输油管线上岸处理和储存，以及依托其他油田开发都不具备条件，那么，独立开发模式就成为必然的选择。新建的油田开发工程设施需具备原油开采、油气水处理、原油储存和外输等功能。在满足现有油田开发的基础上，再根据周边潜力区块分布、技术可行性及油田开发经济性，决定是否兼顾周边油田区域开发，尽可能有利于周边油田的接入。

1.2开发工程模式

根据油田开发工程设施需要具备的功能，以及油田水深等因素，初步考虑两种开发方案：一是采用固定平台和浮式储油装置两大装置开发的思路[2]，两大装置间铺设海底管线进行油气水输送；二是采用水下生产系统和浮式储油装置开发的思路，原油通过水下井口和采油树开采，通过铺设的海底管线输送到浮式储油装置上进行油气水处理、储存和外输。根据工程建设技术成熟程度、国内海洋工程产业的发展水平、油田开发建设工期、油田建设投资、生产操作成本和整体技术可行性等多种因素出发，在两种开发方案中选择更加适合本油田开发的方案。

图1 油田开发方案示意Fig. 1 Oil field development plan

第二种开发方案因为水下生产系统在国内设计建造技术方面不成熟、水下系统海上安装费用高、钻完井投资大、油田生产操作成本过高、海管多相流动保障困难、浮式储油装置因为水深限制了动态立管和脐带缆数量、综合经济效益差等多方面原因，更加适合水深在200 m以上的中小油田开发，在此不再进行深入研究。其他开发方案因为不适合油田特性而不再进一步考虑，比如，水下生产系统、半潜式生产平台(或其他浮式生产平台)和浮式储油装置的组合开发方案[3]，通常适用于水深在200 m以上的大型油田或井口较多的油气田开发，在油田海域，由于受到水深等条件的限制在技术上变得不适合。相信随着深水油气田勘探开发力度加大，将会陆续发现一些深水油田，水下系统、深水浮式生产平台(半潜式SEMI、张力腿TLP和柱稳式平台SPAR)将会成为未来中国深海石油开发的主流设施。

由于90 m左右水深更加适合建设固定式平台，因此，本油田更加适合采用固定平台和浮式储油装置(FPSO或FSO)来实现油田开发(如图1所示)，根据技术可行性及经济性，来确定油气水处理功能在两大装置上的组合，两大装置间铺设平台间海底管线。

1.3钻完井方案比选

根据油藏开发方案，油田拟采用17口井进行开发，考虑到未来调整井的潜在需求，要求预留8个井槽，合计25个井槽。在钻完井方案上，总共考虑了五个方案，其中三个主要方案：一是全部模块钻机钻完井；二是自升式钻井船钻完井；三是自升式钻井船加井架式修井机方案。根据钻完井折现后总投资和油田提前投产效益等方面来选择钻完井方案。在进行有些油田钻完井方案研究时，比如对采用全浮式及水下生产系统的深水油田开发方案进行钻完井研究时，需要将钻完井方案与工程方案结合进行综合比选。由于恩平24-2油田更加适合采用固定式平台和其他设施来进行油田开发，因此钻完井方案可以在钻完井专业内部进行研究。

自升式钻井船具备“可使油田提前投产”或“投产生产井数多”的优势，但由于导管架平台建造和安装工期的原因，其优势并不明显。钻井船进行钻井可使得油田投产时生产井增加2口，但模块钻机方案在钻井、完井、修井和钻调整井的折现后总投资比其他方案低1亿人民币以上。综合比选后，确定了采用模块钻机进行钻井、完井、修井和打调整井的方案。根据采油机采方式研究，确定了电潜泵的采油方式，其具备排量扬程范围大、采油工艺流程简单等优点，同时，为便于平稳启动和调产等原因，电潜泵采用一对一变频器控制方式。

2 独立开发工程方案研究

2.1工程方案筛选

在确定了本油田的开发方案和钻完井方案后，下面将对工程方案展开进一步研究。根据油田的特点，其独立开发工程方案遵循如下原则进行研究。

1)FPSO方案研究。确定浮式储油装置的功能，通常包括新建FPSO、租用或升级改造旧FPSO、旧油轮改造FPSO或FSO三个选择。FPSO方案选择应综合考虑油田寿命，区域油田开发需求，二手油轮市场，工程投资与工期可控，技术优劣，安全、健康和环保要求，油田操作者态度，政策导向和公司相关工程经验等方面因素。

2)固定平台方案研究。确定固定平台的功能和规模，应综合考虑油田电站布置，油田油气水工艺处理流程，污水排放政策等方面因素。

3)海管方案研究。根据不同的FPSO、固定平台方案及对应的油气水工艺处理流程，从海管尺寸、材质、流动安全保障等方面，研究海底管道的解决方案。

4)油田建设工期和资源编排。应综合考虑各设施的设计建设周期、关键路径、施工资源统筹协调、油田海域施工气候窗等方面因素进行油田建设工期和资源编排，确定油田建设的关键路径、投产时间和投产井数。

5)专题研究。结合油田整体开发工程方案，根据需要开展专题研究，比如施工方案、供配电方案以及海管方案等专题研究工作。

针对开发油田情况，从技术、工期及工程投资等方面来进行工程方案的初步筛选，考虑到可使用的FPSO资源，确定三大工程方案进行深入研究，如表1所示。开拓号FPSO(如图2所示)是1970年旧油轮改造的FPSO，2010年从西江24-3/30-2油田解脱后，在广州龙穴船厂停靠，DNV船籍暂时搁置。另外，考虑到旧油轮(如图3所示)改造成FPSO会产生大量旧油轮船体加强的工作量，且因为油轮采购周期的不确定，在工期上不利于工艺处理等上部模块建造，工期较其他方案明显滞后，因此，不再进行旧油轮改造成FPSO方案的深入研究，而仅考虑旧油轮改造成FSO方案(工程方案三)。

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

图3 市场上的旧油轮(2011年)Fig. 3 One of the old oil tanks available

2.2油田开发工程方案比选

从技术、工期、工程投资及经济评价几方面，对三大工程方案进行深入研究，针对研究结果进行综合比选，如表2所示，工程方案比选结果综述如下：

1)考虑到工程方案三投产时间和其他两个方案接近，但寻找目标油轮改造成FSO和商务谈判存在一定不确定性；且10年内船龄(交通运输部新规定国际市场上采购旧油轮的船龄必须12年以内)旧油轮采购价偏高，加上进口关税和增值税，导致旧油轮方案投资偏高，相比其他方案没有投资上的优势；技术上也不占优势。这个结论是由于受到政策影响、以及国内日益高效率的新建FPSO设计建造所决定。因此，不再进一步研究该方案，将在利用开拓号方案和新建FPSO方案两个方案中考虑最终的选择。

2)开拓号改造后使用10年方案投资最低，比新建FPSO低，但开拓号方案FPSO改造投资存在很大的不确定性，工程投资仍缺乏技术依据；开拓号FPSO只能再用10年左右，不利于油田成为所在区域的开发中心，且涉及五年进坞，每五年需停产2～3个月。世界范围内没有超过40年船龄的FPSO用于恶劣海况海域的先例，除南中国海外其他国家也没有恶劣海况下使用超过35年FPSO的先例，若将南海开拓号用于南中国海，需慎重。

3)新建FPSO方案在技术上最优，但投资相比开拓号改造后使用10年方案偏高，但该方案能够得到一艘15年不进坞、使用30年、具有充分预留空间的全新工程设施，且有利于未来周边潜力的依托，很适合本油田将作为未来区域油田群桥头堡的战略开发形势。

综合上述因素及工程方案比选结论，新建FPSO方案作为油田的推荐开发方案。

在确定新建FPSO方案作为推荐方案后，根据油田开发工程方案研究中涉及的重大技术方案，如施工资源和施工方式、油田主工艺流程、FPSO规模和功能、海管防腐等，在基本方案基础上，开展了4项专题研究，并形成了如下的结论：

1)平台组块安装专题研究。进行平台组块浮托法与吊装安装(基本方案)两种安装方法的专题研究。根据研究，浮托法相对吊装安装能使油田投产早1个月，但综合考虑不同的施工资源后，以及浮托法安装导致明显增加的导管架结构重量，浮托法工程投资增加约1亿人民币。因此，推荐吊装安装的方案。

2)海管输送介质专题研究。考虑平台到FPSO间海管油气水全液混输和含水30%输送(基本方案)两个油气水输送方案的专题研究。由于全液混输需要新建2根海底管道及相应的软管，导致工程投资增加约3亿人民币，决定维持含水30%的基本方案。

3)新建FPSO专题研究。对10万吨FPSO、15万吨FPSO，自航和非自航FPSO，进行专题研究。综合考虑到南海海域的海况条件，FPSO的总体性能和周边潜力的后续开发和工程投资上的差异(15万吨比10万吨投资高不超过10%)，决定采用15万吨非自航永久单点系泊FPSO作为油田的关键设施，便于恩平油田的区域开发。

4)海管材质专题研究。进行碳钢管、软管和合金管的海管专题研究。各方案都技术可行，尽管软管(12寸)比碳钢管(14寸)采办和安装投资高约15%，但考虑到该海管作为主干线管线，以及生产维护的需求，决定采用软管进行油田开发。

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

(续表)

2.3恩平24-2油田开发工程设计方案和新技术

根据油田开发方案、钻完井方案和工程方案比选研究，确定了本油田开发工程方案(如图4所示)。油田包括四大设施：

1)新建1座8腿钻采平台(DPP)，设计年限25年

平台带HZJ70/4500模块钻机及相关机具，进行钻井、完井、修井及后续调整井作业；

平台设置25个井槽，其中17口生产井；

120人生活楼，150人救逃生系统；

设一级分离设施(液处理能力4.8×104m3/d)，分离出来约30%的含水原油与伴生气混合后，直接利用电潜泵的压力输送到FPSO上进一步处理；

设置一套生产污水处理装置，以处理油田在DPP平台上脱出的部分生产污水，采用“水力旋流器加紧凑式气浮”两级处理流程，设计处理能力4.8×104m3/d，生产水处理达标后排放；

机械设备：1 200 kW应急发电机，柴油吊机2台，80 kW台风发电机等；

预留：平台预留8个井槽、段塞流捕集器和原油混输泵空间，预留2根立管、2根电缆护管，电气间预留变压器空间等。

图4 油田开发示意Fig. 4 Oil field development plan

图5 新建FPSO效果图Fig. 5 The FPSO drawing

2)新建1艘15万吨FPSO(如图5所示)及永久单点系泊系统[4-5]，设计年限30年。

主体结构设计环境条件为500年一遇，定员100人，双底双舷侧结构型式，串靠尾输卸油；

FPSO储油舱容17.6×104m3，生产水舱8 700 m3，污油水舱6 300 m3；

潜没式货油泵，工艺舱泵，液压泵站2套，货油舱采用甲板加热器加热；

4台7.6 MW原油电站，1 600 kW应急电站，3台电动吊机，3台10 000 kW热站，2台惰气发生器；

永久单点系泊系统，采用3组×4根的布置方式(如图6和图7所示)，系泊缆半径超过1 000 m，液体滑环2用1备，电滑环1用1备，光滑环1套；

FPSO带在线监测系统，监测风浪流、系泊系统受力以及船体运动；

上部模块带两级原油处理、电脱水系统，油处理能力9 000 m3/d，液处理能力13 000 m3/d；

两级生产污水处理系统，处理能力7 200 m3/d，处理达标后排海；

燃料油处理采用真空闪蒸装置，提高燃料油闪点；

预留：220×104m3/a油处理能力的工艺设施空间，2台电站空间(目前已为周边新油田开发所用)，1台热站空间，舱容等。

3)新建1条12寸2.2公里海底混输软管，动态段与静态段靠水下基盘连接，动态立管采用陡波形(如图7所示)，立管设浮力块，设计年限25年。

图6 系泊系统布置方式Fig. 6 The mooring system arrangement

图7 单点系泊系统立体图Fig. 7 The drawing of mooring system

4)新建1条2.2 km海底复合电缆，规格为3×185 mm2，动态段为陡波形并设浮力块，设计年限25年。

跟以往油田开发项目相比，本油田开发采用了下列工程设计新技术：

1)FPSO上首次使用原油真空闪蒸系统，将原油闭杯闪点从270C提高到燃料油的规范要求(不低于60°C)，避免依赖外界驳油。

2)FPSO有既定的预留区域，预留了可布置220×104m3/a油气水处理能力的工艺设施，船体舱容可支撑约500×104m3/a产量的油田，为周边区域新发现油田接入降低门槛。

3)FPSO和单点设计寿命30年，考虑极端环境条件出现频率增加，主要部件如船体结构、船体稳性、系泊缆等按照500年一遇环境条件设计。尽管增加了一定的项目投资(相比百年一遇增加约2.2%)，但有效降低恶劣海况下FPSO安全事故的可能性；并在FPSO设计中首次采用在线监测系统，有效预防海上安全事故发生。

4)南海首次采用双壳船体结构，有利于船体的结构强度，易于洗舱、扫舱，便于油舱底部结构件的检查，保温效果好，节省热站耗能，更好地防止油污染。

5)南海首次全部采用潜没泵，取消泵舱，可缩短船长及相应的管系，建造和生产更方便。

6)首次将FPSO污油舱及工艺水舱位于距离工艺模块更近的船中，有效减少了船体的静水弯矩和剪力，减少了工艺管路长度。

7)通过实测数据和数值预报数据，拟合得出适合本油田海域的极端条件下的波浪谱峰因子约为1.9，根据谱峰因子科学修正谱峰周期。

8)国内首次在FPSO上采用液体超声波流量计+双向球形体积管的组合方式进行外输计量，降低整个计量撬的尺寸、重量和费用。

3 南中国海油田独立开发方案研究思路

南中国海蕴藏着丰富的石油和天然气资源，考虑到天然气田开发只能通过管线上岸或者FLNG(浮式液化天然气生产储存装置)来开发，其开发模式与油田差别较大，这里不再赘述。在上述油田独立开发方案研究的基础上，试着提炼总结南中国海油田独立开发方案的研究思路。

1)搜集所开发的目标油田主要特性，包括油田高峰年产量、水深、原油物性等技术指标。

2)通常来说，不同的水深要考虑不同的开发工程设施。

①对于水深在200 m内的油田，通常考虑建设固定平台导管架加FPSO的方案(200～400 m内采用导管架在技术也可行，但可能不经济)。

②对于水深在100 m以上的油田，可考虑水下生产系统加FPSO的方案(100 m内采用水下生产系统在技术也可行，但技术上不如导管架好)。

③对于水深大于200 m的油田，可以考虑水下生产系统和/或浮式生产平台(SEMI、TLP或SPAR)加FPSO的方案。通常来说，油田油藏分布面积大，产量较高时，需要同时考虑水下生产系统、浮式生产平台加FPSO的方案。而油田油藏分布面积较小，产量较低时，通常考虑水下生产系统加FPSO的方案。但具体采用何种方案并不绝对，要从技术和经济两方面综合考虑。

④较大的海上油田，根据需要，可能需要多个水下设施或生产平台进行油藏开发，一般来说SEMI相比TLP和SPAR有更强的适应性，因为SEMI能提供更大的工艺模块甲板面积、更多的立管脐带缆数量，但SEMI的劣势在于不适合采用干式采油树。

3)根据不同的开发工程设施，考虑不同的钻完井方案。

①通常固定平台可以考虑模块钻机方案，或导管架安装完成后采用自升式钻井船方案，或导管架安装前采用半潜式钻井船方案；

②采用水下生产系统作为采油设施时，通常采用半潜式钻井船的钻完井方案。

③采用SEMI、TLP或SPAR作为采油设施时，通常可考虑模块钻机或半潜式钻井船的钻完井方案。

4)根据不同的工程方案和钻完井方案组合，从技术、工期、经济性以及未来周边区域开发的适应性等方面综合考虑油田开发方案。

4 结 语

通过研究南海某油田开发方案，从开发模式论证、开发模式选择、钻完井方案选择及工程方案研究等方面出发，确定了油田开发方案。在此基础上，总结了南中国海油田独立开发方案研究思路。通过文中所述的研究，得到如下结论和建议：

1)位于南中国海海域的油气发现，若采用独立开发方案，需要综合考虑水深、油田产量、原油物性等指标，选择合适的开发方案。在水深允许(如200 m内)时，新建FPSO加导管架平台方案是技术可靠的油田开发模式。在水深适合(如200 m以上)时，水下生产系统、半潜式平台加FPSO是比较成熟可靠的油田开发模式。这两种开发模式均有利于海上区域开发中心的迅速形成，特别是油田开发年限20年以上，或附近还有潜力油田需依托开发的海域。

2)由于目前国内船体建造价格相对较低，旧油轮改造为FPSO或FSO使用，经济优势不大，且由于旧油轮采办的不确定性以及南海恶劣环境条件，南海的油气开发不建议采用旧油轮改造为FPSO或者FSO使用。而现有的老龄FPSO移位用于新的油田油气开发，则仅适合于周期在10年以内的油田开发。

3)FPSO吨位对于工程投资有一定影响，但10万吨级和15万吨级的FPSO造价差异不超过10%。15万吨级FPSO因其更大的储油舱容及工艺甲板面积，更好的总体性能，以及兼具区域开发的特点，在南中国海域具有更好的应用前景。

4)在水深90 m左右的海域，单点系泊系统的设计具有较大难度，主要在于悬链线效应不明显，而立管也会因为单点浮筒的在位、解脱及环境条件出现较大的弯矩，及可能的触底。研究表明，采用带浮块的陡波形有利于立管和动态电缆保证其弯曲半径符合设计要求，并不出现触底现象。

5)建议尽早研究掌握未来南中国海深水油田开发的关键设施的设计、建造及海上安装技术，如：半潜式生产平台设计和建造技术，水下生产系统设计、建造和深水安装技术等。

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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，高级工程师，从事油田开发工程设计工作。E-mail：xuzhh@cnooc.com.cn