海上边际油田开发装备发展现状及趋势研究

王亮，杨强，宋峥嵘，陈欣，平洋

(1海洋石油工程股份有限公司，天津 300451)

(2 工业和信息化部产业发展促进中心，北京 100846）

1 概述

所谓边际油田是指储量规模小、按照目前常规的方法开发，其经济效益将有很大可能达不到公司预先规定的收益目标底线的油田。国际上通常将通常被定义为，含油量低于3000万桶或油当量，采收率为20%至30%的油田。

从油气田全生命周期开发角度来看，边际油气田一般可以分为原生边际油气田和次生边际油气田，本质上均为现有技术和经济条件下经济性差而无法开发或者深度挖潜的油气藏或者区块。原生边际油气田，指在现有技术和经济条件下，由于开发成本高无法经济有效开发的未开发油气田，主要包括低渗透、稠油、低丰度和远离现有设施的独立断块等油气藏，具有“三低一高”的特点，即低丰度、低渗透、低产能、高粘度。次生边际油气田，指随着开发生产程度的增加，在现有技术和经济条件下，在生产油气田内部的低丰度、低渗透、低产能、高粘度等类型油藏和储层无法有效动用，或者主力层和油藏仍存在较大的加密调整技术潜力，但由于经济性差而无法继续实施加密调整挖潜。

2 海上边际油田开发现状及挑战

据伍德麦肯兹统计，全球分布在“小型油气藏”（技术可采资源量少于5000万桶油当量）的可采油气资源大约有270亿桶油当量，主要分布在挪威、英国、尼日利亚和中国等国家。马来西亚国家石油公司马石油（Petronas）报告称，该公司拥有106个边际油田，含5.8亿桶石油[1]。目前渤海海域已探明的边际油田储量约9741万吨，占已探明的海洋石油地质储量57%。天津“十四五”规划边际油气田12个，规划产量2025年达到120万吨。

从渤海区域潜在边际油田物性可以看出（见表1），我国边际油田开采难度大，采出程度低，生产周期短，新增和未动用储量小[2]，主要困难包括：

表1 渤海区域潜在目标的边际油田

锦州27-6 2147 32 18-23 13 46渤中3-3 1852 28 24 6 31.5曹妃甸2-1 741 21.7 16 6.2 37.4

●低丰度、低产能——储量规模、品质存在不确定性风险；

●低渗透、高稠度——现有工艺技术无法满足高效开发；

●无依托——附近缺乏可依托基础设施；

●极端环境——较为极端的开发环境，如深水、极浅水、海冰;

●峰值短——油田峰值产能时间短，生产周期短，处理设施长时间低负荷运行造成成本浪费；

●成本压力——油公司开发油气田的桶油成本压力。

3 国外海上边际油田开发装备技术现状

目前，国外边际油田开发技术，主要有模块化开发、无人化平台、长距离回接技术、以及自安装技术等多种手段。（见图1）

图1 国外边际油田开发技术现状

Mini WHP(Mini Wellhead Platform，简易井口平台)+MOPU(Mobile Offshore Production Unit，海上移动生产平台)开发模式：该种模式充分利用旧钻井船资源[3]，改造为适用于边际油田的生产平台，同时新建一个简易井口平台。该模式的特点是充分利用旧资源改造，造价相对便宜，适用于浅水区无依托边际油田开发。缺点是配合作业的穿梭邮轮停靠相对困难。

新建WHP+依托周边MOPU/FPSO开发模式：该模式的特点是只新建一个井口平台以及海缆回接，且新建平台一般都简易化设计,造价便宜，主要适用于浅水区可依托边际油田开发[4]。缺点是需要改造老平台以满足注水和供电等生产需求，同时回接距离有所限制，回接距离一般不超过10公里。

水下采油树+新建/周边MOPU/FPSO模式：该模式的生产系统主要依靠水下采油树完成，油处理系统则需要新建或依托周边MOPU/FPSO，主要适用于水深超过1000m，回接距离50km以内的深水边际油田开发。缺点是水下采油树费用昂贵，且仍需要额外的油处理系统装置，适用范围较为少。

图2 BP公司开发的工艺模块化

模块化开发技术：BP公司开发了工艺模块化的概念(见图)，作为Andrew平台的升级，进而开发次生边际油田。该模块是通过螺栓连接工艺安装到现有生产设施上的，Andrew平台有两个大型对接钩，焊接在现有平台区域外侧的现有钢结构上，以容纳新的工艺模块。两个巨大的铰链销将工艺模块与对接钩接合，使模块能够与现有平台并排放置。然后用40到60吨额外的钢结构将模块绑回并固定到位，形成一个完整的结构。该技术为开发次生边际油田提供了解决方案。自安装储卸一体化技术：惠生海洋工程公司的设计团队提出一种浅水浮塔采油平台概念(见图3)，该结构特点是适用于浅水至中水深，且无需重型起重驳船即可轻松制造和安装。该浮力塔采用spar作为设计单元，主结构包括四个加强环和连接的圆柱形管，并配有吸力锚（SCF），用于连接海床。每个圆柱单元的直径为27.5英尺，长度为197英尺，包括SCF在内的总长度为227英尺。目前，该浮力塔平台已安装在秘鲁近海的科尔维纳油田，水深175英尺，日产12200桶、日产1280万立方英尺的天然气，重量约745吨，上部设施装备包括处理石油和伴生气、分离、处理、注气和注水、发电和公用设施的设备，以及一条海底管道。

图3 惠生海洋工程公司开发的浅水浮塔

4 我国海上边际油田开发装备技术现状

我国经过十几年的科研探索与工程实践，边际油田开发技术以降低工程开发成本和油田运行成本为目标，通过简化、优化工程设施取得了显著成果，已基本实现从浅水到深水、从有依托到无依托的各种类型边际油田开发能力。目前的开发模式（见图4）包括：简易设施、三一模式、小蜜蜂、一体化开发。结构形式（见图5）包括：吸力锚、简易导管架、自升式平台、座底式平台、圆筒型FPSO、CALM单点[5-8]。

图4 我国边际油田开发模式分类

图5 我国边际油田结构形式分类

4.1 简易设施开发模式

我国渤海区域已建设的油田平台规模较多，数量约在153座左右。简易设施模式主要针对可依托老油田的渤海边际油田开发，结合特定的目标油田，提出简化的油田工程设施和简化的结构形式[9]。以渤中34-3/5边际油田开发为例，该项目中简易设施采用井口保护架结构形式，三根垂直护管保护隔水套管的同时，也作为主结构，并通过灌浆连接，不设置钻/修井机，修井作业不频繁，简易设施模式具有结构简单、质量轻、刚度小、冗余度低、受环境荷载面积小和甲板承载能力低等特征，当前已有多座简易平台应用于渤海及涠洲海域。

4.2 三一模式

所谓三一模式，是指一条海缆、一座生产平台和一条海底电缆的模式开发，并将其生产的油气回接到已开发的较近油田[1]。在这种开发模式中新建油田尽可能利用周边已有设施与电力等资源。同时，该模式一般会结合无人驻守平台技术，使边际油田更具有开发效益，这种模式已被我国渤海成功应用，如辽东湾的锦州20-2油田 NW独腿平台、曹妃甸11-3／5油田 WHPC 四腿平台、北部湾的涠洲 11-4N 油田 WHPA 两腿三桩平台、涠洲6-1油田 WHPA 独腿平台等[10-12]。该模式的特点是简易、无修井机、无注水，往往采用衰竭式开采，因此也导致了修井成本非常高、不利于油藏管理、产能衰减快等缺陷。

4.3 小蜜蜂模式

该模式是指通过移动式采油设施进行海上小油田的开发，移动式采油设施可以在多个油田重复利用，从而有效降低油田开发投资[13]。以渤海某油田为例，该油田的主要开发设施为隔水套管支撑井口+移动式采油平台+5000t级穿梭油轮(见图6)[14]，井口区通过栈桥与移动式采油平台相连，各种管线和电缆敷设在栈桥上，井底物流通过管线输往移动式采油平台，进行油气水处理、原油储存及外输，原油通过软管外输至穿梭油轮，再由穿梭油轮运至码头收油终端。该模式的缺点是生产和储油在同一区域，安全性要求较高，同时外输油轮停靠困难，采用“蜜蜂式”开发的油田一般通过穿梭油轮，成本较高，目前的系泊方案包括单点系泊、靠船墩系泊、两点系泊等方式。

图6 小蜜蜂模式开发示意图

4.4 一体化开发模式

该模式为中海油某科研项目，主要采用了座底式一体化形式（见图7），工程开发模式为井口保护架+坐底式生产储油平台+外输油轮两点系泊。可适适用于渤海15～25米水深，年产20万吨规模边际油田开发。该设施共设四块甲板，分别布置于四个下浮体立柱中心正上方；西北侧甲板为主工艺处理模块（双层布置），西南侧甲板为公用处理模块（双层布置），东北侧甲板为主电站机电气房间模块，东南侧甲板为生活楼模块。该坐底式生产储油平台方案具有较好的抗冰性和基础稳性、平台可迁移能力，以及储油能力等优势，适合我国渤海无依托边际油田开发。

图7 边际油田储输一体化装置

5 边际油田的未来发展方向

边际油田的核心目标是降低工程开发费用，降低日常运维费用。围绕该目标，将边际油田与标准化、模块化、自动化、绿色化的跨界融合，最终寻求最优化的开发模式（见图8）[15-17]。

图8 边际油田技术发展思路

5.1 可迁移标准化设施技术

该技术方向主要目标是涵盖水深3米-30米、可依托及不可依托，重点研究吸力锚、座底式、自升式等可重复利用、可自安装及钻采储卸一体化的结构形式[18-22]。主要的关键技术包括：

结构简易化设计技术，通过开展抗冰设计、平台设计寿命、环境条件重现期研究等相关分析，尽量简化结构冗余度；

结构可迁移设计技术，根据目标油田的产能对主尺度规划和舱室划分，通过重点研究吸力锚技术和座底式技术，实现平台的安装/迁移方案，目标实现简易平台和油气处理平台均可以自安装和重复利用；

结构标准化设计技术，对目标油田环境参数和物性参数进行调研梳理和归类分析，开展设计、建造和安装的标准化关键技术研究，缩减设计、建造费用。

5.2 功能模块化工艺技术

根据油藏储量和物性特征进行配产划档，将可分功能设置伴生气压缩模块、电站模块、加热器模块、增压泵模块和钻井生活支持模块等，结合可移动式平台结构设计，实现能够满足油田峰值产能处理需求的可插拔功能模块化技术，满足边际油田滚动开发的不同需求。主要的关键技术包括：

稠油油田环境数据及物性参数的回归分析，对目标油田环境参数和物性参数进行调研梳理和归类分析；

平台总体模块化布置技术，可分功能设置，包括电站模块，满足油田峰值电力需求；加热器模块，满足油田投产海管预热需求；气田投产部分井加热需求；增压泵模块，满足油田峰值电力需求；钻井生活支持模块，满足钻井期间人员住宿需求；钻机柴油发电机模块，满足钻井期间需求；

油气处理工艺设备撬装设计，开展工艺流程优化设计，新型高效油气水处理设施的研究，标准化设备设施对不同规模油田适用性研究，工艺生产工艺流程设备舱室布置研究等。

5.3 自动化无人控制技术

研究具有分离、外输、置换、注水、消防或火炬等系统的自动化控制技术，实现井口平台无人化、中心平台少登陆的目标[23-24]。主要的关键技术包括：

简化生产工艺流程和动态安全设计研究；

动设备的在线监测、故障诊断研究以及预测性维护技术研究；

高可靠性设备与系统的选用；

通信方式的合理选择；

防入侵及最少化直升机飞行。

5.4 绿色低碳综合利用技术

通过低功耗和绿色能源技术，将平台用电负荷有中控系统、雾笛导航系统、液压泵、通讯系统等功耗降低至千瓦级以下，同时采用风能发电系统、太阳能发电系统及风光互补发电系统供电。主要的关键技术包括：

集束海缆输电技术，根据平台井口数量，将多于井口数量的常规三芯回路海缆集成在一个海缆结构中；

一体化电气间（E-HOUSE）技术，电气房间模块化，集成电气系统、中控系统、通讯系统、潜油电泵配套设施、暖通空调系统、气体灭火系统等设备；

风能发电系统、太阳能发电系统及风光互补发电技术，该技术拥有就地发电/供电、安全独立、无需敷设海底电缆、一次性投资低，资源可再生、没有后续能源费用，清洁绿色能源、不造成环境污染；

海上移动式天然气回收装置，针对油田没有外输气管道，油田前期伴生气有富裕，多余气体通过火炬放空，造成浪费和污染，可以考虑设置移动式天然气回收装置，生产CNG或者LPG，降低温室气体排放，采用移动装置可以实现一套装置重复使用[25]。

6 结论

边际油气田开发最核心的问题是经济问题。因此，积极探索边际储量有效开发利用的经营机制，加强边际油气田开发技术研究和创新，采取积极有效的对策,特别是标准化、模块化、自动化、绿色化的跨界融合技术是开发动用边际储量的必然途径。