浮式生產(chǎn)平臺的發(fā)展規(guī)律及南海開發(fā)趨勢

杜春水 汪智峰 何昱亮 邱壕威

（深圳海油工程水下技術(shù)有限公司，廣東 深圳 518000）

0 引言

我國對深海項目的開發(fā)已逐漸嶄露頭角，南海三大深水項目的施工方案設(shè)計與工程應(yīng)用正在持續(xù)進(jìn)行。南海目前正在開發(fā)的陵水17-2氣田已達(dá)到1 500米級水深，在深海資源激烈競爭的現(xiàn)狀下，關(guān)注國際深海平臺的應(yīng)用現(xiàn)狀，并且不斷學(xué)習(xí)國外系統(tǒng)的技術(shù)經(jīng)驗，力爭參與到國際深海平臺的建設(shè)中去，這對我國未來深海資源的開發(fā)利用和我國海洋強國戰(zhàn)略的實施都具有戰(zhàn)略性意義。

1 浮式生產(chǎn)平臺應(yīng)用對比

當(dāng)前國際上應(yīng)用廣泛的深海海洋平臺多為浮式，主要有以下4種類型：浮式生產(chǎn)儲卸油裝置（FPSO）、半潛式生產(chǎn)平臺（SEMI）、單柱式平臺（SPAR）以及張力腿平臺（TLP）。浮式平臺對海洋油氣田的開發(fā)起關(guān)鍵作用，決定了開發(fā)方案的選擇。TLP較適合油藏集中的大型油田開發(fā)，但其適用水深是制約其在深水中廣泛應(yīng)用的瓶頸；SPAR平臺油氣處理能力有限，適合較小的邊際油田的開發(fā)，TLP和SPAR平臺均適用于環(huán)境較惡劣的海域；半潛平臺和FPSO可應(yīng)用于油藏較分散的各類油田，理論上不受水深的限制，但FPSO對作業(yè)環(huán)境要求相對較高，不適用于惡劣海況。4類浮式生產(chǎn)平臺近20年的增長趨勢如圖1所示，從圖中可以看出，F(xiàn)PSO增長趨勢明顯，總數(shù)約占浮式生產(chǎn)平臺總量的2/3，其他浮式生產(chǎn)平臺增長均較緩慢。

圖1 近二十年各類生產(chǎn)平臺的增長趨勢

浮式生產(chǎn)平臺由于其結(jié)構(gòu)不同，因此適用水深也有所不同，各類浮式生產(chǎn)平臺的適用的水深如圖2所示，4類浮式生產(chǎn)平臺均可用于深水油氣田開發(fā)模式，其中，SEMI與SPAR平臺可用于超深水，實際工程應(yīng)用水深超過2000m。

圖2 各類浮式生產(chǎn)平臺的適用水深

2 各類浮式生產(chǎn)平臺的分布情況

2.1 FPSO的世界分布情況

2018年底最新統(tǒng)計，世界范圍內(nèi)海域共有223座FPSO處于運營、在建和待工狀態(tài)。主要分布在巴西、西非、北海和東南亞，其中美國墨西哥灣Stones FPSO作業(yè)水深達(dá)到2896m，我國共有13座FPSO在役。

對2018年的FPSO數(shù)據(jù)進(jìn)行統(tǒng)計分析，分布情況如表1所示。通過數(shù)據(jù)可以看出：墨西哥灣與澳大利亞海域訂單數(shù)量減少，巴西和中國等國的訂單數(shù)量增加明顯，而且這個趨勢還會增加，在東南亞的FPSO應(yīng)用市場份額中，中國未來的市場份額將更大。

表1 2010年世界FPSO分布情況

我國FPSO的發(fā)展經(jīng)歷是從無到有，已擁有30多年的FPSO運營經(jīng)驗。到目前為止，國內(nèi)已經(jīng)先后建造了從5萬噸級到30級的一系列FPSO共計18條。2020年5月，我國自主設(shè)計、建造和集成的FPSO“海洋石油119”在青島交付，這也是截至目前我國擁有最大作業(yè)水深的浮式生產(chǎn)儲卸油裝置（FPSO），目前已成功應(yīng)用于流花16-2油田。

2.2 半潛平臺的世界分布情況

截至2016年，全球半潛式生產(chǎn)平臺48座，其中24座改造平臺，24座新建平臺，其中美國墨西哥灣Independence Hub平臺作業(yè)水深達(dá)到2438m。表2為2016年世界半潛平臺的分布情況，從項目分布區(qū)域可以看出，半潛式生產(chǎn)平臺的作業(yè)海域已逐漸呈現(xiàn)出由巴西、北歐和墨西哥灣三大傳統(tǒng)油氣生產(chǎn)領(lǐng)域向東南亞、澳大利亞等新興油氣生產(chǎn)領(lǐng)域轉(zhuǎn)移的趨勢[1]。

表2 2016年世界半潛平臺的分布情況

目前，我國有1座半潛式生產(chǎn)平臺（南海挑戰(zhàn)號）服役，1座半潛式生產(chǎn)平臺（陵水半潛式生產(chǎn)平臺）在建[2]。陵水17-2項目順利實施后，將成為中國第一座新建半潛式生產(chǎn)平臺，世界上第一座具有儲油功能的半潛式生產(chǎn)平臺，將對中國深海油氣資源的開發(fā)產(chǎn)生深遠(yuǎn)影響。

2.3 SPAR的世界分布情況

截至2018年，全球共有21座SPAR平臺服役，詳見表3，其中19座分布在美國墨西哥灣，最大作業(yè)水深2383m（美國墨西哥灣Perdido平臺）[3]，另有1座在安裝（即將作業(yè)于北海海域的Aasta Hansteen Spar平臺）。

表3 2018年世界SPAR分布情況

從全球分布數(shù)量來看，SPAR的數(shù)量較其他浮式生產(chǎn)平臺的數(shù)量較少，而且基本集中在墨西哥灣海域。SPAR的運營商主要有：Anadarko公司、Murphy公司和BP公司。其中美國的Anadarko公司擁有的SPAR平臺數(shù)量最多。

2.4 TLP的世界分布情況

張力腿平臺（TLP）作為一種典型的深水油氣田開發(fā)的平臺類型，經(jīng)過30多年的發(fā)展逐步走向成熟。如表4所示，截至2018年，全球共有28座TLP平臺服役，另有1座待安裝，1座在建，主要分布在墨西哥灣海域，最大作業(yè)水深1425 m（Magnolia平臺）。

表4 2018年世界TLP分布情況

我國尚沒有TLP平臺服役，隨著國家863課題、國家重大專項課題、國家973課題等研究，以及流花油田群項目的前期研究，國內(nèi)已經(jīng)積累了豐富的經(jīng)驗，但是離實際應(yīng)用仍有較大差距。

從TLP的發(fā)展現(xiàn)狀來看，與SPAR一樣，在役數(shù)量也相對較少，主要分布在美國墨西哥灣海域，運營商也主要分布在韓國、新加坡、美國和荷蘭等國家。

2.5 我國海工裝備企業(yè)發(fā)展情況

我國重點的海工裝備企業(yè)分布主要分為3個區(qū)域：環(huán)渤海地區(qū)、長三角地區(qū)以及珠三角地區(qū)。目前，國內(nèi)主要的海洋油氣開采服務(wù)都是由海洋石油工程（COOEC）總承包建造的，除此之外，上海外高橋船廠、大連船廠等大型船廠也隨著近幾年海洋油氣的開發(fā)參與到新建的浮式生產(chǎn)平臺的建造任務(wù)中。

海洋石油工程股份有限公司的油田項目隨著陵水17-2項目的開展，水深達(dá)到了1 500 m水深級。2018年，共運行了33個海洋油氣開采工程項目，流花16-2深水項目、陵水17-2深水項目、旅大21-2/16-3油田開發(fā)項目等一大批項目新開工。

3 典型浮式生產(chǎn)平臺的應(yīng)用規(guī)律

系泊系統(tǒng)是浮式生產(chǎn)平臺能夠平穩(wěn)運營的重要保證，系泊纜繩的數(shù)量越多，系泊的可靠性越高。在4類浮式生產(chǎn)平臺中，應(yīng)用最為廣泛的平臺為FPSO與半潛平臺：FPSO除在墨西哥灣應(yīng)用較少，在其他海域的應(yīng)用數(shù)量均占很大的比重且；半潛式生產(chǎn)平臺主要集中在巴西海域和北海海域；SPAR平臺幾乎全部應(yīng)用于墨西哥灣海域，說明其適應(yīng)性有很大的局限性[1]。下面對FPSO與半潛平臺的應(yīng)用規(guī)律做簡要介紹。

3.1 FPSO的應(yīng)用規(guī)律

FPSO主要的系泊方式為單點系泊系統(tǒng)。單點系泊系統(tǒng)基本上可以分為懸鏈錨腿系泊系統(tǒng)（CALM）、單錨腿系泊系統(tǒng)（SALM）、轉(zhuǎn)塔式系泊系統(tǒng)（TM）和軟鋼臂（SYS）4類[4]。

FPSO儲存原油的能力高、運動性好，便于安裝，F(xiàn)PSO除了可以與其他3類浮式生產(chǎn)平臺聯(lián)合開發(fā)的模式外，應(yīng)用最廣泛的油氣開發(fā)工程模式為“FPSO+水下生產(chǎn)系統(tǒng)”。部分FPSO生產(chǎn)平臺的情況對比見表5。

表5 部分FPSO生產(chǎn)平臺的情況對比

以Stones油田中的Turritella FPSO為例。Turritella FPSO處于墨西哥灣中部海域，平均作業(yè)水深2919m，環(huán)境條件惡劣，颶風(fēng)頻發(fā)，項目采用“FPSO+水下生產(chǎn)系統(tǒng)”的工程模式，F(xiàn)PSO采用可解脫單點系泊方案。系泊系統(tǒng)采用9根系泊纜，采用“3×3”的組合形式，單根系泊纜由“鏈+聚酯纜+鏈”組成。

3.2 半潛平臺的應(yīng)用規(guī)律

半潛式生產(chǎn)平臺由于多用于環(huán)境惡劣的深海海域，普遍采用永久多點錨泊系統(tǒng)進(jìn)行定位。對于深水作業(yè)的半潛式生產(chǎn)平臺，傳統(tǒng)的懸鏈?zhǔn)藉^泊系統(tǒng)已經(jīng)無法完全適用[5]。表6為國際上部分現(xiàn)役的深水半潛式生產(chǎn)平臺對比情況。

表6 部分深水半潛式生產(chǎn)平臺錨泊定位配置

目前國際上的深水半潛式生產(chǎn)平臺一般采用張緊式輻射狀錨泊定位系統(tǒng)，系泊纜的分布情況主要是4×2、4×3和4×4等幾種分布型式。雖然巴西海域與北海海域半潛平臺的安裝案例最多，但在墨西哥灣海域服役的半潛平臺的是工作水深均達(dá)到了2 000米級的水平。

半潛平臺的深水油氣開發(fā)工程模式主要有3種，簡要對比見表7。

表7 半潛式生產(chǎn)平臺3種開發(fā)模式的對比

模式一：“SEMI+水下生產(chǎn)系統(tǒng)+外輸管線”，以Thunder Horse半潛平臺為例進(jìn)行介紹。Thunder Horse油田位于美國墨西哥灣中部海域，作業(yè)水深1 849 m，采用依托開發(fā)的模式，充分利用了油田現(xiàn)有設(shè)備及資源，是低油價下，深水油氣田開發(fā)降本增效的典范。水下系統(tǒng)包括已建管匯-新建管匯，已建在產(chǎn)井口-新建井口和新建海管等構(gòu)成。

模式二：“SEMI+水下生產(chǎn)系統(tǒng)+FPSO/FSO”，以流花11-1海域的南海挑戰(zhàn)號為例進(jìn)行介紹。流花11-1油田位于中國南海區(qū)域，距離最近海岸線130km，作業(yè)水深為300m[6]。1996年，“南海挑戰(zhàn)號”在南海流花11-1油田實現(xiàn)首油，采用依托開發(fā)模式?！澳虾Ｌ魬?zhàn)號”至今已經(jīng)安全運營二十多年，為我國積累了豐富的運營經(jīng)驗。

模式三：“SEMI+水下生產(chǎn)系統(tǒng)+FPSO/FSO+外輸管線”，以目前世界上最大的鋼制Ichthys Explorer半潛式生產(chǎn)平臺為例進(jìn)行介紹。Ichthys氣田位于澳大利亞西北部海域Browse盆地，平均水深260 m，離最近海岸線220 km。項目采用獨立開發(fā)模式，主要由Ichthys Explorer半潛平臺、FPSO、水下生產(chǎn)系統(tǒng)和外輸管線構(gòu)成。

4 南海深水項目分析

4.1 南海開發(fā)現(xiàn)狀

在世界范圍內(nèi)的海洋油氣鉆探與開發(fā)，南海的海域環(huán)境是最惡劣的。除了每年3—9月有臺風(fēng)天氣，還有“南海內(nèi)波”的災(zāi)難海況。除去不可避免的惡劣環(huán)境，還面臨著勘探開發(fā)技術(shù)、投資成本與南海爭端的考驗。

我國在南海石油鉆探已經(jīng)歷了近50個年頭，但主要集中在水深300 m以內(nèi)。在水深300 m～2 000 m深水開發(fā)裝備安裝技術(shù)不夠成熟，而且目前對深水水下生產(chǎn)設(shè)備的安裝技術(shù)處于起步階段。

目前，中國海油已經(jīng)開發(fā)的國內(nèi)深水油氣田有2個：南海東部的“荔灣深水氣田”與南海西部的“陵水17-2深水氣田”。

4.2 流花16-2項目開發(fā)方案的選擇

流花16-2油田位于中國南海珠江口盆地，所用浮式生產(chǎn)平臺為新建的1座15t噸浮式生產(chǎn)儲卸油裝置（FPSO）“海洋石油119”。流花16-2油田的油為輕質(zhì)原油，對該氣田的開發(fā)的研究，初期的生產(chǎn)平臺傾向于TLP平臺，但由于TLP平臺的應(yīng)用水深適用于500 m～1 500 m；其次，油價的下跌使TLP平臺的經(jīng)濟性降低；最主要的原因是隨著勘探的深入，流花16-2附近發(fā)現(xiàn)了其他油田，由原先的單獨開發(fā)模式變成了聯(lián)合開發(fā)模式。因此，最終確定使用單點形式為永久不可解脫FPSO。

4.3 荔灣3-1項目開發(fā)方案的選擇

荔灣3-1氣田位于南海珠江口盆地，距最近海岸線約320 km，平均作業(yè)水深約1 400 m。荔灣3-1的開發(fā)模式為“水下生產(chǎn)系統(tǒng)（1 480 m水深）+淺水平臺（190 m水深）+干氣接入珠海高欄終端輸氣管道+凝析油上珠海高欄終端平臺”。采用這種開發(fā)模式的原因分析如下：1）采用深水平臺的經(jīng)濟性差，海底氣田的集中度高。在深水建立氣體處理平臺的費用較高，而且南海深水氣田的地貌比較陡峭，在距離荔灣氣田75km處，水深減少至200m以內(nèi)。2）采用聯(lián)合輸送模式的優(yōu)勢巨大。在荔灣3-1開發(fā)過程中須兼顧番禺34-1、番禺35-1、番禺35-2天然氣田以及該區(qū)域的潛在的油氣發(fā)現(xiàn)，最終開發(fā)項目擬建1座中心平臺接收來自荔灣3-1氣田的天然氣。

4.4 陵水17-2項目開發(fā)方案的選擇

陵水17-2 氣田位于瓊東南盆地北部海域，距離海南省三亞市約150 km，距離西北側(cè)已生產(chǎn)的崖城13-1 氣田約160km，距崖城13-1 氣田輸氣管線約87 km，是中國海油第一個完全自營的大型深水氣田。

在陵水氣田開發(fā)初期考慮借鑒荔灣模式。采用“水下生產(chǎn)系統(tǒng)（1 422m水深）+淺水導(dǎo)管架平臺（170m水深）+干氣接入崖城輸氣管道+凝析油上崖城平臺”的開發(fā)方案。最終確定開發(fā)方案為“深水儲油SEMI+水下生產(chǎn)系統(tǒng)+干氣接入崖城輸氣管道+浮式平臺儲存凝析油”，且SEMI采用張緊式多點系泊系統(tǒng)。采用該開發(fā)模式的原因如下：1）海底氣田較分散，減少凝析油外輸管線的建造成本。半潛平臺適用于分散油藏區(qū)的開發(fā)。2）半潛平臺優(yōu)勢高。FPSO無法與鋼制立管建立連接；TLP平臺不可用來儲油，其最大適用水深為1 500 m，深水TLP平臺建造成本巨大；雖然SPAR平臺立管技術(shù)適應(yīng)性最佳，但投資更高，我國尚無SPAR平臺的建造經(jīng)驗[7]。3）打破技術(shù)壟斷，完成技術(shù)攻關(guān)的新機遇。陵水17-2平臺作為世界上首座具備凝析油存儲及外輸功能的半潛式生產(chǎn)處理平臺，通過該項目的研究，使中國海油基本掌握了深水開發(fā)評價、深水開發(fā)鉆完井、深水水下生產(chǎn)系統(tǒng)、深水平臺、深水立管與系泊系統(tǒng)等深水開發(fā)核心技術(shù)，為以后深水油氣田開發(fā)打下堅實的基礎(chǔ)。

5 結(jié)論

該文通過對浮式生產(chǎn)平臺及其系泊規(guī)律與工程開發(fā)模式的介紹與分析，得出以下結(jié)論，希望能為未來南海油氣田開發(fā)深水裝備的研究方向和類似深水項目的開發(fā)模式提供一些參考。1）從4類浮式生產(chǎn)平臺的適用水深與應(yīng)用現(xiàn)狀來看。FPSO與SEMI的設(shè)計和建造技術(shù)較為成熟，均采用濕式采油樹，操作復(fù)雜，但FPSO的運動性更好；SPAR與TLP均采用干式采油樹，運動特性好，但SPAR的安裝和運輸困難，TLP不具備儲油功能。2）目前，南海現(xiàn)有的外輸管線網(wǎng)絡(luò)不夠發(fā)達(dá)，但我國對FPSO的研究已經(jīng)較為成熟。3）針對我國南海的實際情況與我國深水裝備的研究現(xiàn)狀，建議在未來的深水油氣田的開發(fā)時，優(yōu)先考慮SEMI與FPSO聯(lián)合的工程開發(fā)模式，來解決深水浮式生產(chǎn)平臺儲油的挑戰(zhàn)。