深水半潜式油气生产平台工程项目对比研究

陈庆虎

(中海石油(中国)有限公司海南分公司 海南海口 570312)

中国海油作为一家主营油气生产的国内外知名大型公司，具有成熟的油气生产管理模式，拥有近海油气开发的FSOU、FPSO等大型海上油气生产浮式设施，拥有“海洋石油981”“海洋石油982”等深水区域油气钻探作业大型船舶。中国海油已经具有独立的海上油气生产船台的设计能力，拥有建造导管架平台、FPSO 等海上油气生产设施的建造与安装连接的全部配套基础设施和完善的管理模式。随着我国南海深水油气勘探发现、深水油气开发建设的深入发展，特别是“海洋石油981”建成钻进能力，将会在1 500 m级水域获得更多具有工业开采价值的深水油气藏，具备建设海上大型能源站的巨大潜力。LS17-2半潜式油气生产平台（以下简称LS-SEMI）建成投用并获得高产油气，“深水半潜式油气生产平台+水下生产井口”的油气开发模式，越发得到重视和具有广泛应用前景。

因此，对标国外公司开展比较研究，寻找深水开发技术突破口，推动深水开发培育新的经济增长点，尤为重要。

1 工程项目简介

1.1 油气藏开发方案

LS17-2 气田位于南海北部大陆架西区的琼东南盆地北部海域,选用“深水半潜式油气生产平台+水下生产井口”生产模式，部署11口水下井口，具体见表1。

表1 LS17-2 气田油藏参数及生产数据表

1.2 工程建设方案

LS17-2 气田新建一座带有凝析油储油功能的半潜式油气生产平台及其系泊系统，一套水下生产系统和海底管线。水下生产系统包括1 座西区管汇和3 座东区管汇，LS-SEMI位于东1管汇附近。

井口生产油气通过水下生产管汇输送到LS17-2 SEMI，经甲板工艺设施分离处理后，合格的天然气通过约90 km的18″干气管道输送到YC13-1平台—香港的海底天然气管道，在KP123处接入该海管；处理后的合格凝析油进入LS17-2SEMI 油舱储存，定期通过DP油轮外输。

LS-SEMI 上船体即上部组块，包含一座120 人的生活楼，集生活、生产、发电等功能于一体，上部组块总重量19 705 t。LS-SEMI 下船体总重量31 209 t，为一座四四方方的船台，由4个浮箱和4根立柱组成。

图1 为LS-SEMI 外形图，其相关数据如表2～表4所示。

图1 LS-SEMI外形图

表2 LS-SEMI设计参数表

表3 LS-SEMI主要数据表

表4 LS17-2SEMI重量数据表（单位：t）

1.3 工程项目建设历程

工程项目建设具体情况见表5。

表5 LS-SEMI工程项目主要里程碑

2 对标比较

目前，国外出现的半潜式平台大都具有在水深超过1 500 m 水域工作的能力，配备甲板大吊机，采用动力定位系统，结构设计条件高，抗风暴能力强。半潜式平台的主尺度增大，立柱浮体和主甲板间的内部空间增大，物资存储能力增强。平台外形结构趋于简化，下浮体趋向采用简单的方形截面，平台甲板为规则的箱形结构。少节点、无撑杆的简单外形结构，立柱和撑杆、节点的形式简化、数目减少，降低了节点疲劳破坏风险，减少了半潜式平台建造费用[1]。

半潜式平台具有结构复杂、体积庞大、造价昂贵等特性，同时半潜式平台应用环境恶劣，更易遭受台风、热带风暴、飓风的袭击，以及极端海况引发的巨浪和海流的破坏作用，海上油气泄露等事故严重影响其使用性能的发挥[2]。半潜式平台设施的可用性、可行性、可维护性、协调保障性、安全性、兼容性、生活需求等，成为半潜式平台具体技术考核指标[3]。

工程项目结合自身特定需求以及各种限制性条件，存在选择性倾向，单一指标无法直观反映实际价值。该文采用双元指标方法，对LS-SEMI 工程项目时间数据、费用数据和设施重量数据，开展平行对比，在对比关系图上用“▲”指代LS-SEMI 的数据，直观反映LS-SEMI工程项目的绩效，并简略分析主要影响因素。

2.1 重量控制

重量控制是深海半潜式平台等浮式设施工程项目成败的关键要素之一。重量重心的控制包括重量的平衡分布以及重心的降低，降低重心是重量控制中的重要环节。重量控制一定程度上意味着设计、建造成本的增加，需从平台整体运营效率分析其利弊。安全、功能、重量等技术指标对平台而言都相当重要，全面分析、综合平衡的全局观念才是平台设计、建造、作业中的有效途径[4]。

图2和图3显示LS-SEMI上部组块结构重量相对偏重。主要原因有以下几点。

图2 工程开工前时长vs上部组块重量关系曲线

图3 设计油气产出能力vs上部组块重量关系曲线

（1）LS-SEMI上部组块结构不同于FPS。FPS的组块甲板结构形式上通常是单层铺排和多支点支撑形式，半潜平台结构为多层叠置和四支点支撑形式，两者结构体强度不完全一致。LS-SEMI船型结构基于国内场地资源的定制化设计，其上部组块采用当今世界上最大整体跨距的桁架式结构。为保障组块结构的稳定性，特别是在吊装合拢作业过程中组块结构体形变在可控范围内，组块采用双梁结构的保守技术方案[5]。半潜式油气生产平台特点水域工作环境，如水动力因素，直接影响半潜式平台结构[6]。（2）国产钢铁材料限制。高强度船用钢板因可焊性制约以及经济因素影响，在研制和使用方面仍落后于国外。国内高强度船用钢板在合理的焊接工艺条件下完全能够与FH690钢板达到良好匹配，焊接接头的各项性能指标满足船舶结构设计和焊接质量要求，FH690 钢板的应用将大幅度降低深水半潜平台自身重量[7-8]。

2.2 时间控制

时间控制与周期管理的绩效，直观反映了工程项目决策效率和执行力，反映企业资源整合利用的综合能力和企业核心竞争力。

图4显示LS-SEMI从投委批准到开工建造时间长度短于同等油气产出能力的同类项目，图5和图6反映LS-SEMI工程项目从投委批准到开工建造时间长度明显大幅度短于类似结构体的同类项目。主要原因有以下几点。

图4 LS-SEMI设计工期与设计油气产出能力曲线

图5 LS-EMI重量与工程开工前时长关系曲线

图6 LS-SEMI上部组块重量与工程开工前时间关系曲线

（1）工程设计前置、平稳过渡与多流程并行。在基本设计完成报请投委批准的等待时间内，实施深化设计和预先开展工程设计的准备工作，包括提前梳理工程设计的工作内容和外委策划；基本设计主要参与人员平稳过渡到工程设计并实际实施工程设计；工程设计选择性地将部分重点焦点内容外委，如HMR设计外委SBM 公司、海管管土影响作用评估外委、三维设计外委。（2）工程设计流程单一平滑，缺失设计优化和提升环节。我国首次实施1 500 m 级深水半潜平台海上设施的设计和建造，主要依据浅水导管架平台和FPSO的设计建造经验，以及借鉴半潜式钻井平台成功经验，首次采用深水立管技术、锚泊技术，践行创新拓展。立足国内建造的策略囿于国内建造资源和建造能力限制，只能在有限的船型中选择和深化合适方案。

图7反映LS-SEMI下船体从工程设计开始到建造开始时间长度明显大幅度超出类似结构体的同类项目。主要原因有以下几点：（1）多立柱半潜式油气生产平台船体工程设计，关键技术依赖国外；（2）首次采用半潜式平台多立柱凝析油仓存储与接驳输送技术，校核母型船的安全性一定程度上延缓了工程设计进程；（3）船体生产设计通过船厂设计院外包，战线较长、可供选择的潜在资源有限。

图7 从工程设计开始到建造开始时长vsLS17-2 SEMI下船体重量

LS-SEMI工程项目自投委会批准到建成油气生产能力，用时28 个月，时间长度基本接近Independence Hub 项目和Delta House 项目，远远小于2019年全球半潜油气生产平台平均周期38.4月，处于中等偏上水平。LS-SEMI工程项目时间长度28个月的业绩，对比2019年国外其他形式的海上浮式设施工程项目，处于前列，不逊于国外同行。

图8 LS17-2SEMI建成周期比较1

LS-SEMI 陆地建造合龙作业采用17 350 t 组块一次性吊装，对比分块吊装方案和顶升合龙方案，为系统调试节省工期约3个月[9]。

图9 LS-SEMI建成周期比较2

2.3 费用控制

费用控制与成本管理追求利润最大化、提高经济效益，在具体的工程项目中表现为项目综合控制能力，体现企业财务管理水平。

图10 显示我国首座自行设计建造的深海半潜平台总造价与设计碳氢产出能力的曲线关系在平均范围，达到国际同样水平。LS-SEMI 工程项目采用建造安装连接全过程仿真模拟，通过计算机管理系统介入整个工程项目的施工作业管理。在具体的工程项目管理过程中，综合影响工程项目的多方面因素，以合理的工程项目市场情况为依据，对工程项目的管理情况以及外部环境影响因素进行分析，实行计算机仿真模拟与风险研判，并根据计算机模拟结果优化作业流程、调配资源、完善技术方案[10]。

图10 设计油气产能vs LS-SEMI工程造价关系

图11 反映LS17-2 气田水下设施造价低于国外同类项目，达到节约化的目标。主要原因有以下几点。

图11 井口数量vs LS17-2气田水下设施造价曲线

（1）水下设施主要设备购置渠道为国外供应商。通过国际市场选择和择优选用产品，在价格上没有太大差异。（2）水下流程相对简单，没有设置水下增压和水下分离的流程。水下设施除井口采气树、水下管汇、水下连接头、水下脐带缆等常规设备之外，没有选用特别复杂的设备。（3）水下系统优化。譬如将乙二醇管系优化集成到脐带缆中，减少一根水下管道；譬如采用拓扑理论通过主脐带缆连接分支脐带缆以及远端脐带缆，摒弃一对一脐带缆连接方式，节省脐带缆总长度；譬如采用电载波信号传输技术，合并输送电源和仪表通讯信号，减少海底电缆费用。（4）合理规划水下井口分布位置，保持水下井口达到中心平台的距离基本一致，充分利用井口生产流体的能力，简化不必要的设备，节省设备开支。

图12 显示LS17-2 气田海管造价控制在平均费用线以下，成本控制绩效理想，主要原因有以下几点：（1）国内海管材料价格低于国际市场；（2）该项目外输海管实际铺设长度为89 km，利用现有的崖城至香港海管管道输气到用户，依托现有设施实现资源共享和降本增效。

图12 海管直径X海管长度vs LS17-2气田海管造价曲线

3 结语

LS-SEMI 工程项目时间控制与周期管理成绩显著，在流程批准、基本设计、工程建造实施等环节高效省时。中国海油集团化作战的高效率优势明显，“短平快”的同时也反映了工程设计流程平滑，缺失方案优化和提升的环节。半潜式平台影响因素和应用效果评估，需要根据生产实践迭代更新和长期持续完善。

LS-SEMI工程项目成本控制达到一流水平。中国海油大型工程总包商管理模式，在基础设施建设、技术储备、人才建设、项目管理机制等方面，与国外同行仅仅半步距离。中国海油“油藏生产工程一体化建设”，动用海油集团内部力量以及合力海油集团外围支持者共同推进，更能体现海油集团工程项目费用管理优势和成本节约化。工程项目合理整合国内建造与总装资源、简化水下设施工艺流程、选用国产海管管材以及连通现有管网以减少新建海管长度，实现降本增效。对于新技术、新工艺、新材料的研发应用，特别是首台套关键设备的应用，需要在检验和应用效果跟踪方面加大资金投入。

首座深水半潜式油气生产平台重量超出国外同类深水浮式设施，需要继续通过半潜平台适应性研究优化结构形式，同时寻找更合适的新型高强度船用钢板，以减轻船体结构体自身重量。