深水油田TLP與SUBSEA工程模式選擇

中海油研究總院

深水油田TLP與SUBSEA工程模式選擇

胡文杰 徐敏航 姚維晶中海油研究總院

深水油氣開發設施與淺水不同，其根本區別是設施結構大多從固定式轉換成了浮式，因此開發方式和方法也發生了變化。對于西非水深為500～1 000m的油田，TLP與SUBSEA兩個方案技術上成熟可靠，周圍有開發實例，并且投資相比SPAR和SEM I更具優勢。根據目前估算得出初步結論：當水下井口數小于7口時，SUBSEA方案經濟性優于TLP方案；水下井口數大于7口時，TLP方案經濟性優于SUBSEA方案。FDPSO方案是目前各大石油公司研究熱點，但依然采用濕式采油，且租賃和建造費用還不確定，總體來說FDPSO適宜邊際油田的開發，而并不適合井數較多、單井產量較低油田。

深水油田；工程開發模式；投資；井數

近些年，隨著國際市場勘探力度的加深，海洋鉆探和工程技術不斷進步，深水油氣田發現逐步增多。據報道，全世界未發現的海上油氣儲量有90%潛伏在水深超過1 000m以下的地層，這對中國企業海外深水油氣資源開發和并購提出了更高的要求。

由于國內缺少深水油氣田作業相關經驗，因此有必要對深水油田的工程開發模式進行研究，積累相關經驗。

1 深水油田工程模式

截至目前，深水的概念和范圍不斷增大，水深大于300m為深水，水深大于1 500m則為超深水[1]。深水油氣開發設施與淺水不同，其根本區別是設施結構大多從固定式轉換成了浮式，因此開發方式和方法也發生了變化。浮式平臺是深水油氣田開發中關鍵設施，在開發投資中占較大比重，隨著水深的增加，對其要求越來越高，各種先進的浮式平臺應運而生。深水油氣田開發主要模式有：SUBSEA（水下井口）+FPSO；TLP（張力腿平臺）；FDPSO；SPAR（深吃水立柱平臺）；SEMI（半潛式生產平臺）；FLNG（主要針對大型氣田）。

上述浮式平臺具有不同特點和適應性，對平臺的選擇要依據水深、環境、平臺定位、流體性質、井口系統、處理設施、外輸系統等因素[2]。

2 深水油田開發案例

通過西非某項目對工程開發模式、適用范圍、應用實例、經濟評價等方面進行對比分析，選擇適合該區塊較為成熟、經濟的開發模式。

2.1模式研究

位于西非某國的H區塊屬于勘探期，水深500～1 000 m，環境條件較好，海底管網并不發達，暫無可依托設施。8口生產井，10口注水井，1口注氣井，高峰日產油量2.3萬桶，高峰液量6萬桶，經濟年限15年。針對該油田環境條件、產量剖面、鉆采數據，擬對該工程采取上述深水油田開發模式。

2.2技術分析

（1）SUBSEA模式。屬于常規成熟的深水開發模式，皆為濕式采油，采油泵可分為電潛泵和射流泵兩種類型，適用于各種水深，在世界深水范圍內應用較廣。但是，水下井口的方式對于后期修井、水平分支井的實施、操作造成一定困難，且修井費用巨大。

（2）TLP平臺模式。由于固有周期短避開了波浪周期，運動幅值很小，因此可采用干樹采油，這樣就省去了水下系統購買安裝及后期調試的大量費用。此外由于甲板面積大，便于安裝鉆修井機進行井口維護，后期修井以及水平分支井相對便利，鉆完井費用較低。平臺及上部組塊均可立足于國內資源，因而在500～1 000m水深范圍內具有很強的吸引力（相對于SEMI而言）。目前在北海、墨西哥灣、南美等油田已廣泛應用，該區塊水深為350～1 000m，且西非海域情況良好，較適宜TLP模式。該模式不足之處主要在于：TLP設計、建造、安裝難度大，國內尚不具備能力，且水深增加后，深水打樁難度大，目前世界上TLP案例水深記錄為1 500m；隨著水深增加，TLP材料費用加速上漲，用于系泊定位的系泊載荷增大，可占到總體排水量的30%左右，導致浮體尺度必須很大，并且TLP不可重復利用。

（3）FDPSO模式。該模式為當下海洋石油開發研究的熱點，主要有5種類型可以考慮：FDPSO，MPF—1000，FDPSO—SRV，FDPSO—TLD，SEVAN船型的FDPSO，其中前兩種類型有實際建造，只有第一種類型得到應用，其他類型還都在研究中。由于各種原因，MPF—1000未能找到目標油田，目前MPF—1000已被定位為一個鉆井船使用(附加測試和早期試生產功能)，在鉆井市場上尋求作業合同（未交船投入使用），鉆井船更名為Dalian Developer。

（4）SPAR和SEMI模式。一般適合1 500m以上水深油田的開發，SPAR定位能力與運動性能好，因而可以采用干式采油，井口維護成本低。其中CLASSICSPAR還具有儲油能力，但國內不具備設計、建造、安裝能力，基本處于少數公司壟斷，而且甲板面積小，造價高；SEMI由于其定位和運動性能差，必須配備水下生產系統并采用濕式采油工藝，無儲存原油能力，所以整體費用隨水深增加快速上漲。從目前世界范圍看，1 500m以下兩種模式雖然可以作為備選方案，但是投資較TLP模式有明顯劣勢，所以該兩種方式不適合500～1 000m水深的油田。

2.3TLP與SUBSEA投資

根據初步技術分析，針對非洲深水油田來講，FDPSO目前實施案例較少，新建與租賃費用尚不確定，需要進一步調研落實；SPAR、SEMI對該海域水深并不適合。

因此，在該海域宜用TLP與SUBSEA回接FPSO模式，兩種模式在世界范圍內應用較多，技術上成熟可靠。參考周圍油田設施投資，根據油藏、鉆采對工程設施能力的要求，結合本地區已實施項目所依托的預制場地、施工資源及費率，得到TLP與SUBSEA初步投資估算結果，如表1所示。

表1 各方案投資對比百萬美元

從投資對比可以看出，（1）方案與（2）方案相比，鉆完井費用基本一致，主要是采油方式有所差別，HSP（射流泵）要略高于ESP（電潛泵）的投資，并且由于射流泵采用液壓驅動，需要大量的動力液，相應FPSO處理儲存能力、投資略高；（3）方案與（1）方案、（2）方案比較，核心在于濕式采油和干式采油樹差別，采取TLP平臺干式采油樹的方式，與前兩個方案比，節省了大量的水下井口的投資以及鉆完井費用，但是增加了TLP平臺的投資。

因此，從總的投資來看，根據目前油藏方案，TLP較SUBSEA投資大約降低25%。綜上所述，從技術和投資兩方面比較，TLP+FPSO為非洲水深500～1 000m油田開發的首選模式。

2.4井數對TLP和SUBSEA選擇影響

根據目前油藏開發方案，優化結果為：TLP優于SUBSEA方案。然而，不同項目、不同井數是否得出相同結論，需要進一步進行研究。

為了更直觀判斷井數對于工程方案的影響，對兩個方案與水下井口的數目進行分析和對比。結果發現，TLP方案與SUBSEA方案投資都是隨著井數的增加而增加，如果油田井數在7口井下，TLP投資要高于SUBSEA方案；但是如果油田井數大于7口時，TLP平臺投資要低于SUBSEA方案，更具優勢。主要原因是：隨著井數的增加，水下井口鉆完井費用占總投資比例增長迅速，對于低產、井數較多的油田，經濟性較差；TLP平臺雖然投資略高于水下生產系統，但是當水下井數大于7口時，TLP平臺相比SUBSEA投資增長幅度較小，經濟性更好。

3 結語

（1）對于西非水深為500～1 000 m的油田，TLP與SUBSEA兩個方案技術上成熟可靠，周圍有開發實例，并且投資相比SPAR和SEMI更具優勢。

（2）根據目前估算得出初步結論：當水下井口數小于7口時，SUBSEA方案經濟性優于TLP方案；水下井口數大于7口時，TLP方案經濟性優于SUBSEA方案。

（3）FDPSO方案是目前各大石油公司研究熱點，但依然采用濕式采油，且租賃和建造費用還不確定，總體來說FDPSO適宜邊際油田的開發，而并不適合井數較多、單井產量較低油田。

[1]王麗勤，侯金林，龐然，等．深水油氣田開發工程中的基礎應用探討[J]．海洋石油，2011，31（4）：87-91.

[2]李新仲，王桂林，段夢蘭，等．深水油氣田開發中的浮式平臺新技術[J]．中國海洋平臺，2010，25（4）：36-41.

（欄目主持 楊軍）

10.3969/j.issn.1006-6896.2015.1.002