深水半潛式油氣生產平臺工程項目對比研究

陳慶虎

(中海石油(中國)有限公司海南分公司 海南?？?570312)

中國海油作為一家主營油氣生產的國內外知名大型公司，具有成熟的油氣生產管理模式，擁有近海油氣開發(fā)的FSOU、FPSO等大型海上油氣生產浮式設施，擁有“海洋石油981”“海洋石油982”等深水區(qū)域油氣鉆探作業(yè)大型船舶。中國海油已經具有獨立的海上油氣生產船臺的設計能力，擁有建造導管架平臺、FPSO 等海上油氣生產設施的建造與安裝連接的全部配套基礎設施和完善的管理模式。隨著我國南海深水油氣勘探發(fā)現、深水油氣開發(fā)建設的深入發(fā)展，特別是“海洋石油981”建成鉆進能力，將會在1 500 m級水域獲得更多具有工業(yè)開采價值的深水油氣藏，具備建設海上大型能源站的巨大潛力。LS17-2半潛式油氣生產平臺（以下簡稱LS-SEMI）建成投用并獲得高產油氣，“深水半潛式油氣生產平臺+水下生產井口”的油氣開發(fā)模式，越發(fā)得到重視和具有廣泛應用前景。

因此，對標國外公司開展比較研究，尋找深水開發(fā)技術突破口，推動深水開發(fā)培育新的經濟增長點，尤為重要。

1 工程項目簡介

1.1 油氣藏開發(fā)方案

LS17-2 氣田位于南海北部大陸架西區(qū)的瓊東南盆地北部海域,選用“深水半潛式油氣生產平臺+水下生產井口”生產模式，部署11口水下井口，具體見表1。

表1 LS17-2 氣田油藏參數及生產數據表

1.2 工程建設方案

LS17-2 氣田新建一座帶有凝析油儲油功能的半潛式油氣生產平臺及其系泊系統，一套水下生產系統和海底管線。水下生產系統包括1 座西區(qū)管匯和3 座東區(qū)管匯，LS-SEMI位于東1管匯附近。

井口生產油氣通過水下生產管匯輸送到LS17-2 SEMI，經甲板工藝設施分離處理后，合格的天然氣通過約90 km的18″干氣管道輸送到YC13-1平臺—香港的海底天然氣管道，在KP123處接入該海管；處理后的合格凝析油進入LS17-2SEMI 油艙儲存，定期通過DP油輪外輸。

LS-SEMI 上船體即上部組塊，包含一座120 人的生活樓，集生活、生產、發(fā)電等功能于一體，上部組塊總重量19 705 t。LS-SEMI 下船體總重量31 209 t，為一座四四方方的船臺，由4個浮箱和4根立柱組成。

圖1 為LS-SEMI 外形圖，其相關數據如表2～表4所示。

圖1 LS-SEMI外形圖

表2 LS-SEMI設計參數表

表3 LS-SEMI主要數據表

表4 LS17-2SEMI重量數據表（單位：t）

1.3 工程項目建設歷程

工程項目建設具體情況見表5。

表5 LS-SEMI工程項目主要里程碑

2 對標比較

目前，國外出現的半潛式平臺大都具有在水深超過1 500 m 水域工作的能力，配備甲板大吊機，采用動力定位系統，結構設計條件高，抗風暴能力強。半潛式平臺的主尺度增大，立柱浮體和主甲板間的內部空間增大，物資存儲能力增強。平臺外形結構趨于簡化，下浮體趨向采用簡單的方形截面，平臺甲板為規(guī)則的箱形結構。少節(jié)點、無撐桿的簡單外形結構，立柱和撐桿、節(jié)點的形式簡化、數目減少，降低了節(jié)點疲勞破壞風險，減少了半潛式平臺建造費用[1]。

半潛式平臺具有結構復雜、體積龐大、造價昂貴等特性，同時半潛式平臺應用環(huán)境惡劣，更易遭受臺風、熱帶風暴、颶風的襲擊，以及極端海況引發(fā)的巨浪和海流的破壞作用，海上油氣泄露等事故嚴重影響其使用性能的發(fā)揮[2]。半潛式平臺設施的可用性、可行性、可維護性、協調保障性、安全性、兼容性、生活需求等，成為半潛式平臺具體技術考核指標[3]。

工程項目結合自身特定需求以及各種限制性條件，存在選擇性傾向，單一指標無法直觀反映實際價值。該文采用雙元指標方法，對LS-SEMI 工程項目時間數據、費用數據和設施重量數據，開展平行對比，在對比關系圖上用“▲”指代LS-SEMI 的數據，直觀反映LS-SEMI工程項目的績效，并簡略分析主要影響因素。

2.1 重量控制

重量控制是深海半潛式平臺等浮式設施工程項目成敗的關鍵要素之一。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環(huán)節(jié)。重量控制一定程度上意味著設計、建造成本的增加，需從平臺整體運營效率分析其利弊。安全、功能、重量等技術指標對平臺而言都相當重要，全面分析、綜合平衡的全局觀念才是平臺設計、建造、作業(yè)中的有效途徑[4]。

圖2和圖3顯示LS-SEMI上部組塊結構重量相對偏重。主要原因有以下幾點。

圖2 工程開工前時長vs上部組塊重量關系曲線

圖3 設計油氣產出能力vs上部組塊重量關系曲線

（1）LS-SEMI上部組塊結構不同于FPS。FPS的組塊甲板結構形式上通常是單層鋪排和多支點支撐形式，半潛平臺結構為多層疊置和四支點支撐形式，兩者結構體強度不完全一致。LS-SEMI船型結構基于國內場地資源的定制化設計，其上部組塊采用當今世界上最大整體跨距的桁架式結構。為保障組塊結構的穩(wěn)定性，特別是在吊裝合攏作業(yè)過程中組塊結構體形變在可控范圍內，組塊采用雙梁結構的保守技術方案[5]。半潛式油氣生產平臺特點水域工作環(huán)境，如水動力因素，直接影響半潛式平臺結構[6]。（2）國產鋼鐵材料限制。高強度船用鋼板因可焊性制約以及經濟因素影響，在研制和使用方面仍落后于國外。國內高強度船用鋼板在合理的焊接工藝條件下完全能夠與FH690鋼板達到良好匹配，焊接接頭的各項性能指標滿足船舶結構設計和焊接質量要求，FH690 鋼板的應用將大幅度降低深水半潛平臺自身重量[7-8]。

2.2 時間控制

時間控制與周期管理的績效，直觀反映了工程項目決策效率和執(zhí)行力，反映企業(yè)資源整合利用的綜合能力和企業(yè)核心競爭力。

圖4顯示LS-SEMI從投委批準到開工建造時間長度短于同等油氣產出能力的同類項目，圖5和圖6反映LS-SEMI工程項目從投委批準到開工建造時間長度明顯大幅度短于類似結構體的同類項目。主要原因有以下幾點。

圖4 LS-SEMI設計工期與設計油氣產出能力曲線

圖5 LS-EMI重量與工程開工前時長關系曲線

圖6 LS-SEMI上部組塊重量與工程開工前時間關系曲線

（1）工程設計前置、平穩(wěn)過渡與多流程并行。在基本設計完成報請投委批準的等待時間內，實施深化設計和預先開展工程設計的準備工作，包括提前梳理工程設計的工作內容和外委策劃；基本設計主要參與人員平穩(wěn)過渡到工程設計并實際實施工程設計；工程設計選擇性地將部分重點焦點內容外委，如HMR設計外委SBM 公司、海管管土影響作用評估外委、三維設計外委。（2）工程設計流程單一平滑，缺失設計優(yōu)化和提升環(huán)節(jié)。我國首次實施1 500 m 級深水半潛平臺海上設施的設計和建造，主要依據淺水導管架平臺和FPSO的設計建造經驗，以及借鑒半潛式鉆井平臺成功經驗，首次采用深水立管技術、錨泊技術，踐行創(chuàng)新拓展。立足國內建造的策略囿于國內建造資源和建造能力限制，只能在有限的船型中選擇和深化合適方案。

圖7反映LS-SEMI下船體從工程設計開始到建造開始時間長度明顯大幅度超出類似結構體的同類項目。主要原因有以下幾點：（1）多立柱半潛式油氣生產平臺船體工程設計，關鍵技術依賴國外；（2）首次采用半潛式平臺多立柱凝析油倉存儲與接駁輸送技術，校核母型船的安全性一定程度上延緩了工程設計進程；（3）船體生產設計通過船廠設計院外包，戰(zhàn)線較長、可供選擇的潛在資源有限。

圖7 從工程設計開始到建造開始時長vsLS17-2 SEMI下船體重量

LS-SEMI工程項目自投委會批準到建成油氣生產能力，用時28 個月，時間長度基本接近Independence Hub 項目和Delta House 項目，遠遠小于2019年全球半潛油氣生產平臺平均周期38.4月，處于中等偏上水平。LS-SEMI工程項目時間長度28個月的業(yè)績，對比2019年國外其他形式的海上浮式設施工程項目，處于前列，不遜于國外同行。

圖8 LS17-2SEMI建成周期比較1

LS-SEMI 陸地建造合龍作業(yè)采用17 350 t 組塊一次性吊裝，對比分塊吊裝方案和頂升合龍方案，為系統調試節(jié)省工期約3個月[9]。

圖9 LS-SEMI建成周期比較2

2.3 費用控制

費用控制與成本管理追求利潤最大化、提高經濟效益，在具體的工程項目中表現為項目綜合控制能力，體現企業(yè)財務管理水平。

圖10 顯示我國首座自行設計建造的深海半潛平臺總造價與設計碳氫產出能力的曲線關系在平均范圍，達到國際同樣水平。LS-SEMI 工程項目采用建造安裝連接全過程仿真模擬，通過計算機管理系統介入整個工程項目的施工作業(yè)管理。在具體的工程項目管理過程中，綜合影響工程項目的多方面因素，以合理的工程項目市場情況為依據，對工程項目的管理情況以及外部環(huán)境影響因素進行分析，實行計算機仿真模擬與風險研判，并根據計算機模擬結果優(yōu)化作業(yè)流程、調配資源、完善技術方案[10]。

圖10 設計油氣產能vs LS-SEMI工程造價關系

圖11 反映LS17-2 氣田水下設施造價低于國外同類項目，達到節(jié)約化的目標。主要原因有以下幾點。

圖11 井口數量vs LS17-2氣田水下設施造價曲線

（1）水下設施主要設備購置渠道為國外供應商。通過國際市場選擇和擇優(yōu)選用產品，在價格上沒有太大差異。（2）水下流程相對簡單，沒有設置水下增壓和水下分離的流程。水下設施除井口采氣樹、水下管匯、水下連接頭、水下臍帶纜等常規(guī)設備之外，沒有選用特別復雜的設備。（3）水下系統優(yōu)化。譬如將乙二醇管系優(yōu)化集成到臍帶纜中，減少一根水下管道；譬如采用拓撲理論通過主臍帶纜連接分支臍帶纜以及遠端臍帶纜，摒棄一對一臍帶纜連接方式，節(jié)省臍帶纜總長度；譬如采用電載波信號傳輸技術，合并輸送電源和儀表通訊信號，減少海底電纜費用。（4）合理規(guī)劃水下井口分布位置，保持水下井口達到中心平臺的距離基本一致，充分利用井口生產流體的能力，簡化不必要的設備，節(jié)省設備開支。

圖12 顯示LS17-2 氣田海管造價控制在平均費用線以下，成本控制績效理想，主要原因有以下幾點：（1）國內海管材料價格低于國際市場；（2）該項目外輸海管實際鋪設長度為89 km，利用現有的崖城至香港海管管道輸氣到用戶，依托現有設施實現資源共享和降本增效。

圖12 海管直徑X海管長度vs LS17-2氣田海管造價曲線

3 結語

LS-SEMI 工程項目時間控制與周期管理成績顯著，在流程批準、基本設計、工程建造實施等環(huán)節(jié)高效省時。中國海油集團化作戰(zhàn)的高效率優(yōu)勢明顯，“短平快”的同時也反映了工程設計流程平滑，缺失方案優(yōu)化和提升的環(huán)節(jié)。半潛式平臺影響因素和應用效果評估，需要根據生產實踐迭代更新和長期持續(xù)完善。

LS-SEMI工程項目成本控制達到一流水平。中國海油大型工程總包商管理模式，在基礎設施建設、技術儲備、人才建設、項目管理機制等方面，與國外同行僅僅半步距離。中國海油“油藏生產工程一體化建設”，動用海油集團內部力量以及合力海油集團外圍支持者共同推進，更能體現海油集團工程項目費用管理優(yōu)勢和成本節(jié)約化。工程項目合理整合國內建造與總裝資源、簡化水下設施工藝流程、選用國產海管管材以及連通現有管網以減少新建海管長度，實現降本增效。對于新技術、新工藝、新材料的研發(fā)應用，特別是首臺套關鍵設備的應用，需要在檢驗和應用效果跟蹤方面加大資金投入。

首座深水半潛式油氣生產平臺重量超出國外同類深水浮式設施，需要繼續(xù)通過半潛平臺適應性研究優(yōu)化結構形式，同時尋找更合適的新型高強度船用鋼板，以減輕船體結構體自身重量。