海上某油气田开发模式研究

李亚慧

摘  要：海上油田开发难度大、海工建设投资高，储存困难，通过对比、研究相似水深工程实例基础上，对该油田安全经济高效的开发提出了优化方案。

关键词：海上油气田；开发模式；油气集输 

0 引言

海上某油气田位于南海北部湾某，油气田所在海域水深49m，距离最近的一座平台58km，距离最近的陆地约120km。附近有北海炼化石化码头、湛江港、洋浦港等原油卸油码头，基于油气田位置与周边区域已建设施情况，本文对油气田开发模式进行比选，确定了最优的开发模式、合理经济的海工建设模式及合理的储油方式。

1 海上某油气田基本情况

该油气田产量见表2-1，可见该油气田最初产液量为756t/d，10年后产液量为7500t/d，产气量由最初的13.54104m3/d，10年后减少至3.38104m3/d，产液含水由3.36%，上升为90.42%。油气田产量见表1-1，原油、天然气物性见表1-2及表1-3。

表1-1油气田产油量及产气量

Table 1-1  Gas production and consumption balance calculation table of the oil field

年份	1	2	3	4	5	6	7	8	9	10
产液量 （t/d）	756	1033	1467	2208	3220	4783	5762	6374	7074	7500
产气量 （104m3/d）	13.54	13.54	13.49	12.93	11.19	9.12	7.17	5.57	4.33	3.38
含水	3.36	17.3	35.3	51.57	64.27	73.79	80.46	84.86	88.01	90.42
气油比	154	132	118	101	81	61	53	48	43	40

表1-2油气田原油物性

Table 1-2  Physical properties of the oil field

表1-3油气田原料气组成

Table 2-3  The oil field is composed of raw gas

组分	C1	C2	C3	iC4	nC4	iC5	nC5	C6	C7+	CO2	N2
摩尔分数（%）	51.4	13.9	15.8	3.2	4.7	2.7	2.7	0.5	0.1	1.9	2.6

2 开发模式的优选

类似工程的开发模式按照集输方式划分，主要有拉油模式（独立开发模式）和管输模式（依托开发模式）两类。

拉油模式一般用于独立开发，周边无已建设施可依托或距离已建设施较远的区块。因此根据生产所需功能模块的不同，导管架平台或浮式装置的功能和结构形式不同。拉油模式主要包括“导管架综合处理平台+穿梭油轮”、“简易导管架平台+FPSO+穿梭油轮”、“导管架综合处理平台+FSO+穿梭油轮”、“简易导管架平台+自升式平台+穿梭油轮”等模式。

管输模式一般用于依托已建设施进行开发，通过海底管线将物流输送至中心平台或陆地终端站进行处理，通常适用于周边有已建设施可依托的区块。管输模式主要采用“导管架平台+海底管线+已建设施”的模式进行开发，根据导管架平台的功能定位不同，可以设计为简易导管架平台或导管架综合处理平台，如果附近已建有中心平台，新建区块通常采用“卫星平台+中心平台”的生产模式。

2.1 集输模式的选取

对海上某油气田采用拉油或管输模式分别进行论证。

2.1.1 拉油模式

海上某油气田附近有北海炼化石化码头、湛江港、洋浦港等原油卸油码头可依托，油气田采出液就地脱水并分气后可通过以上港口通过穿梭油轮拉运的方式分别外销至北海炼化、茂名石化、东兴石化和海南炼化等炼化企业。

2..1.2 管输模式

海上某油气田附近可依托的已建平台为A平台和B平台。

A平台是一座简易井口平台，平台的采出液利用井口回压外输，且该平台距离海上某油气田较远（36km），新建产能难以接入，可依托难度较大。

B平台是一座综合处理平台，平台的油气处理能力已满负荷，且无多余甲板面积用于新增油气处理设备，海上某油气田的井口采出液只能在自建的生产设施上处理成合格原油并分气后外输至B平台平台，由B平台平台增压后通过海底管线进行外输，另外B平台平台及配套海底管线已达到设计寿命，即将进行延寿评估，与新开发的油气田所需生产设施寿命不匹配。

综上所述，海上某油气田附近的已建平台难以依托，确定其开发采用拉油模式。

2.2 开发模式的选取

海上某油气田位于水深约49m的海域，目前此类水深的海洋油气田开发主要采用的海上生产装置有导管架平台、FPSO、FSO和自升式平台等，结合上述选取的集输模式，油气田可采用的海工建设模式主要有以下四种：

2.2.1 模式A“导管架综合处理平台+CALM+穿梭油轮”

在油气田海域新建1座导管架综合处理平台、1个CALM（单点系泊系统）和1条2.0km海底输油管线，平台设有外输缓冲舱，缓冲时间为20h（大的原油缓冲舱会使导管架平台的投资骤增），可满足2艘油轮交替作业时靠离泊等非卸油时间的需求。油气田采出液在该平台处理至合格油后，通过海底输油管线输至单点，由穿梭油轮外运。气象条件恶劣，油轮不能靠泊卸油时油井关井停产。该模式受天气条件影响大，年可作业天数较短（约为260天），不能实现连续生产。

2.2.2 模式B“简易导管架平台+自升式平台+穿梭油轮”

在油气田海域新建1座简易导管架平台和1座具有综合处理功能的自升式平台。为了基本实现连续生产，自升式平台设有外输缓冲舱，其容积可容纳一个台风周期的原油产量（约10267m3）。简易导管架平台和自升式平台之间通过可移动栈桥进行连接。采出液通过栈桥管线输至自升式平台进行处理，处理后的原油进入外输缓冲舱储存，通过穿梭油轮进行外运。该模式多用于试油，气象好的时候穿梭油轮艏艉抛锚卸油，但存在一定的安全风险，且如此大舱容的自升式平台尚无工程案例，自升式平台每5年需进坞特检，特检时关井停产。

2.2.3 模式C“简易导管架平台+FPSO+穿梭油轮”

在油气田海域新建1座简易导管架平台、1条2.0km海底混输管线、1条2.0km海底注水管线和1条2.0km海底电缆，油气田采出液在平台计量后，通过海底混输管线输至FPSO进一步处理，在FPSO处理后通过穿梭油轮外运；生产水在FPSO处理至注水水质达标并经注水泵增压后，通过海底注水管线输送至导管架平台进行回注；导管架平台用电通过海底电缆引自FPSO。FPSO需租用FPSO或旧油轮改造为FPSO。该模式固定设施投资较小，受环境条件影响较小，可实现连续生产。但需租赁或旧油轮改造FPSO。

2.2.4 模式D “导管架综合处理平台+FSO+穿梭油轮”

在油气田海域新建1座综合处理平台、1条2.0km海底输油管线，该油气田采出液在该平台处理至合格油后，通过海底管线输至FSO进行储存，由穿梭油轮外运。需租用FSO或旧油轮改造为FSO。该模式受环境条件影响较小，可实现连续生产。但需租赁或旧油轮改造FSO。

2.2.5 四种模式优缺点对比

以上四种开发模式的优缺点、建造费用及年运行费用对比见表2-1：

表2-1不同开发模式对比表

Table2-1  Comparison table of different development modes

开发模式	优点	缺点	建造费用 （亿元）	年运行费用 （万元）
模式A	技术成熟可靠	1、储油罐容积较小； 2、投资较高，投资风险大； 3、年可作业时间短	8.1	2640
模式B	1、固定设施投资少，投资风险小； 2、基本可实现连续生产	1、需配套11000m3储油舱，尚无工程案例； 2、需每5年进坞特检，特检期间需停产	10.3	2200
模式C	1、技术成熟可靠； 2、固投资少，投资风险小； 3、可实现连续生产	1、简易导管架平台为无人值守，生产管理相对不便	10.6	1440
模式D	1、技术成熟可靠； 2、可实现连续生产	固定设施投资高，投资风险大	11.4	1440

模式A建造投资主要为导管架平台建设费用及单点购买费用，运行费考虑2艘拉运船拉运费。模式B建造投资主要为导管架平台及自升式平台建造费用，运行费用主要是1艘拉运船拉运费以及自升式平台定期进坞检验费用。模式C建造投资主要为简易导管架建造费用及FPSO的改造费用，运行费用则为1艘拉运船拉运费。模式D建造投资主要为导管架平台建造费用以及FSO的改造费用，运行费用则为1艘拉运船拉运费。

“导管架综合处理平台+CALM+穿梭油轮”的开发模式固定设施投资高，投资风险较大，年可作业天数约260天，不能实现连续生产，生产时效较低；“简易导管架平台+自升式平台+穿梭油轮”的开发模式中的自升式平台多用于试油，根据海上某油气田的产能预测，满足一个台风周期的原油储存需约11000m3的外输缓冲舱，目前如此大舱室的自升式平台尚无工程实例，且艏艉抛锚卸油存在一定的安全风险，另外每5年需进坞特检，特检期间需停产；“导管架综合处理平台+FSO+穿梭油轮”的开发模式固定设施投资高，投资风险较大。因此综合考虑费用及投资成本，“简易导管架平台+FPSO+穿梭油轮”是适用于海上某油气田的较为经济的开发模式。

2.2.6 生产流程及平台上油气工艺流程

井口采出液经计量后通过2.0km海底混输管线外输至FPSO进行处理，在FPSO上处理后通过穿梭油轮外运；生产水在FPSO处理至注水水质达标后并经注水泵增压后，通过海底注水管线输送至导管架平台进行回注；经回收后的伴生气，除满足FPSO发电等需求外，剩余部分回收利用；导管架平台用电通过海底电缆引自FPSO。具体流程示意见图2-1。

图2-1  生产流程示意图

Fig2-1  Production flow diagram

3 储油技术的优选

3.1 水下储油技术

根据对国内外水下储油技术文献调研，水下储油的技术难点在于油水置换和原油的维温或加热，目前该技术在国外已有工程应用，但国内尚处于研究阶段，暂无工程应用。根据油气田的环境条件、油品性质及产能，水下储油有以下几方面缺点：

（1）投资较高；

（2）由于需要进行油水置换，原油储存舱和海水是连通的，原油储存过程中维温、加热的能耗较高；

（3）该区块位于北部湾，属于一级海域，环保要求较高，而油水置换过程中，难免有少量原油随海水排到周围环境中，环境污染的风险较大。

基于以上几个方面，结合油气田工程开发的实际需要，水下储油技术不适用。

3.2 水上储油技术

水上储油技术主要利用钢结构储油，包括固定平台储油、自升式平台储油和FSO/FPSO储油。

3.2.1固定平台储油

新型的生产储油平台利用结构特点将平台间的层间封闭结构作为储油罐，容量可达到10000m3甚至更大。新型结构一体化方型储油罐的应用，可优化平台布局，降低建设成本，提高油气田开发的经济效益。针对目标油气田工程开发的实际需求，油气田后期含水较高，如实现全部采出液的存储，储罐容积较大，因此储罐考虑存储合格油。采出液需要处理至合格油后存储。一个台风周期（14天）的合格油最大量为10267m³，需具备11000m3的储油能力。

根据油气田的开发需求，生产储油平台设计为3层结构，同时根据平台总体承载力与储罐结构，导管架设计为八腿。电站、热站、注水设施及公用设施放置在顶层，油气处理、水处理及注水设施放置于中层，储罐及相关设备放置于底层。

储罐主要核心是将平台结构与储罐结构尽可能的相互共用。罐底板与甲板共用一层钢板，罐顶板则由底层甲板工字梁骨架上铺设的甲板构成。以底层甲板和顶层甲板之间的立柱和斜拉筋作为管壁支撑，其间镶嵌波纹板构成侧壁板。

储罐平台用钢量较多，投资巨大，约15亿；若设置小容积的储油罐，只能进行间断生产，年作业天数短。

3.2.2自升式平台储油

自升式平台既能生产处理，同时也能储油。若实现基本连续生产，需具备11000m3的储油能力；储存利用自升式平台的船体部分。根据油气田的产能及生产需求，自升式平台的主船体为矩形箱型结构，由甲板及横向和纵向舱壁组成。箱体长75m，宽52m，型深7m，主船体内布置机舱室、储油舱等。主船体由4个桁架式桩腿支撑，桩腿长度85.5m，桩腿下端设有桩靴，每支桩腿配备齿轮齿条升降系统，平台可实现自行升降。

3.3.3 FPSO储油

FPSO集生产、储油于一体，并结合油气田开发模式的选取，FPSO为经济适用的储油方式。FPSO可以分为船体、上部模块、系泊系统三大部分。FPSO的原油储存能力按照穿梭油轮作业周期来进行计算。作业周期包括有原油卸油周期，穿梭油轮受载期，影响外输作业的连续坏天气时间等。原油卸油周期南海一般取6～9d，穿梭油轮受载期国内一般取2d。考虑影响在连续坏天气可实现连续生产，需具备11000m3储油能力。储存利用FPSO的船体部分。

根据所需的储油能力，并考虑水动力稳定性FPSO选取5万吨的船体。在中国南海海域，FPSO一般通过单点系泊系统锚泊于工作位置。系泊系统主要由转塔系统、锚泊系统及立管系统构成。由于南海海况恶劣，外转塔结构形式不适于该海域，该油气田FPSO的单点系泊采用内转塔的形式。

3.3.4 三种储油方式对比及优选

采用固定平台储油方式，若实现基本连续生产，需11000m3的储罐，平台用钢量较多，投资巨大，固定设施投资风险较大。若设置小容积的储油罐，只能进行间断生产，年作业天数短。采用自升式平台储油方式，根据规范要求，自升式平台每5年需进坞特检，特检期间油气田需要停产，对油气田的产量影响较大。FPSO集生产与储油为一体，且固定设施投资小、投资风险较小。结合油气田开发模式的选取，采用FPSO的储油技术。

4 总结

（1）通过周边区域可以托设施情况的调研以及可选开发模式的分析及对比论证，油气田可采用的较为经济的开发模式为“简易导管架平台+FPSO+穿梭油轮”。

（2）由于油气田所处海域属于一级海域，环保要求较高，油水置换过程中可能污染海洋环境，且能耗大，因此水下储油不适用于该油气田。

（3）FPSO集生产、储油于一体，结合油气田开发模式的选取，FPSO为经济适用的储油方式。

参考文献

[1] 张喜顺等，深海石油钻采技术，石油钻采工艺期刊，2009-11-20

[2] 方华灿等，海洋石油工程（上册、下册），石油工业出版社

[3] 李春，FPSO的现状与关键技术，石油工程建设期刊，2005-11-3

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