海上邊際油田開發(fā)裝備發(fā)展現(xiàn)狀及趨勢研究

王亮，楊強，宋崢嶸，陳欣，平洋

(1海洋石油工程股份有限公司，天津 300451)

(2 工業(yè)和信息化部產(chǎn)業(yè)發(fā)展促進(jìn)中心，北京 100846）

1 概述

所謂邊際油田是指儲量規(guī)模小、按照目前常規(guī)的方法開發(fā)，其經(jīng)濟效益將有很大可能達(dá)不到公司預(yù)先規(guī)定的收益目標(biāo)底線的油田。國際上通常將通常被定義為，含油量低于3000萬桶或油當(dāng)量，采收率為20%至30%的油田。

從油氣田全生命周期開發(fā)角度來看，邊際油氣田一般可以分為原生邊際油氣田和次生邊際油氣田，本質(zhì)上均為現(xiàn)有技術(shù)和經(jīng)濟條件下經(jīng)濟性差而無法開發(fā)或者深度挖潛的油氣藏或者區(qū)塊。原生邊際油氣田，指在現(xiàn)有技術(shù)和經(jīng)濟條件下，由于開發(fā)成本高無法經(jīng)濟有效開發(fā)的未開發(fā)油氣田，主要包括低滲透、稠油、低豐度和遠(yuǎn)離現(xiàn)有設(shè)施的獨立斷塊等油氣藏，具有“三低一高”的特點，即低豐度、低滲透、低產(chǎn)能、高粘度。次生邊際油氣田，指隨著開發(fā)生產(chǎn)程度的增加，在現(xiàn)有技術(shù)和經(jīng)濟條件下，在生產(chǎn)油氣田內(nèi)部的低豐度、低滲透、低產(chǎn)能、高粘度等類型油藏和儲層無法有效動用，或者主力層和油藏仍存在較大的加密調(diào)整技術(shù)潛力，但由于經(jīng)濟性差而無法繼續(xù)實施加密調(diào)整挖潛。

2 海上邊際油田開發(fā)現(xiàn)狀及挑戰(zhàn)

據(jù)伍德麥肯茲統(tǒng)計，全球分布在“小型油氣藏”（技術(shù)可采資源量少于5000萬桶油當(dāng)量）的可采油氣資源大約有270億桶油當(dāng)量，主要分布在挪威、英國、尼日利亞和中國等國家。馬來西亞國家石油公司馬石油（Petronas）報告稱，該公司擁有106個邊際油田，含5.8億桶石油[1]。目前渤海海域已探明的邊際油田儲量約9741萬噸，占已探明的海洋石油地質(zhì)儲量57%。天津“十四五”規(guī)劃邊際油氣田12個，規(guī)劃產(chǎn)量2025年達(dá)到120萬噸。

從渤海區(qū)域潛在邊際油田物性可以看出（見表1），我國邊際油田開采難度大，采出程度低，生產(chǎn)周期短，新增和未動用儲量小[2]，主要困難包括：

表1 渤海區(qū)域潛在目標(biāo)的邊際油田

錦州27-6 2147 32 18-23 13 46渤中3-3 1852 28 24 6 31.5曹妃甸2-1 741 21.7 16 6.2 37.4

●低豐度、低產(chǎn)能——儲量規(guī)模、品質(zhì)存在不確定性風(fēng)險；

●低滲透、高稠度——現(xiàn)有工藝技術(shù)無法滿足高效開發(fā)；

●無依托——附近缺乏可依托基礎(chǔ)設(shè)施；

●極端環(huán)境——較為極端的開發(fā)環(huán)境，如深水、極淺水、海冰;

●峰值短——油田峰值產(chǎn)能時間短，生產(chǎn)周期短，處理設(shè)施長時間低負(fù)荷運行造成成本浪費；

●成本壓力——油公司開發(fā)油氣田的桶油成本壓力。

3 國外海上邊際油田開發(fā)裝備技術(shù)現(xiàn)狀

目前，國外邊際油田開發(fā)技術(shù)，主要有模塊化開發(fā)、無人化平臺、長距離回接技術(shù)、以及自安裝技術(shù)等多種手段。（見圖1）

圖1 國外邊際油田開發(fā)技術(shù)現(xiàn)狀

Mini WHP(Mini Wellhead Platform，簡易井口平臺)+MOPU(Mobile Offshore Production Unit，海上移動生產(chǎn)平臺)開發(fā)模式：該種模式充分利用舊鉆井船資源[3]，改造為適用于邊際油田的生產(chǎn)平臺，同時新建一個簡易井口平臺。該模式的特點是充分利用舊資源改造，造價相對便宜，適用于淺水區(qū)無依托邊際油田開發(fā)。缺點是配合作業(yè)的穿梭郵輪停靠相對困難。

新建WHP+依托周邊MOPU/FPSO開發(fā)模式：該模式的特點是只新建一個井口平臺以及海纜回接，且新建平臺一般都簡易化設(shè)計,造價便宜，主要適用于淺水區(qū)可依托邊際油田開發(fā)[4]。缺點是需要改造老平臺以滿足注水和供電等生產(chǎn)需求，同時回接距離有所限制，回接距離一般不超過10公里。

水下采油樹+新建/周邊MOPU/FPSO模式：該模式的生產(chǎn)系統(tǒng)主要依靠水下采油樹完成，油處理系統(tǒng)則需要新建或依托周邊MOPU/FPSO，主要適用于水深超過1000m，回接距離50km以內(nèi)的深水邊際油田開發(fā)。缺點是水下采油樹費用昂貴，且仍需要額外的油處理系統(tǒng)裝置，適用范圍較為少。

圖2 BP公司開發(fā)的工藝模塊化

模塊化開發(fā)技術(shù)：BP公司開發(fā)了工藝模塊化的概念(見圖)，作為Andrew平臺的升級，進(jìn)而開發(fā)次生邊際油田。該模塊是通過螺栓連接工藝安裝到現(xiàn)有生產(chǎn)設(shè)施上的，Andrew平臺有兩個大型對接鉤，焊接在現(xiàn)有平臺區(qū)域外側(cè)的現(xiàn)有鋼結(jié)構(gòu)上，以容納新的工藝模塊。兩個巨大的鉸鏈銷將工藝模塊與對接鉤接合，使模塊能夠與現(xiàn)有平臺并排放置。然后用40到60噸額外的鋼結(jié)構(gòu)將模塊綁回并固定到位，形成一個完整的結(jié)構(gòu)。該技術(shù)為開發(fā)次生邊際油田提供了解決方案。自安裝儲卸一體化技術(shù)：惠生海洋工程公司的設(shè)計團隊提出一種淺水浮塔采油平臺概念(見圖3)，該結(jié)構(gòu)特點是適用于淺水至中水深，且無需重型起重駁船即可輕松制造和安裝。該浮力塔采用spar作為設(shè)計單元，主結(jié)構(gòu)包括四個加強環(huán)和連接的圓柱形管，并配有吸力錨（SCF），用于連接海床。每個圓柱單元的直徑為27.5英尺，長度為197英尺，包括SCF在內(nèi)的總長度為227英尺。目前，該浮力塔平臺已安裝在秘魯近海的科爾維納油田，水深175英尺，日產(chǎn)12200桶、日產(chǎn)1280萬立方英尺的天然氣，重量約745噸，上部設(shè)施裝備包括處理石油和伴生氣、分離、處理、注氣和注水、發(fā)電和公用設(shè)施的設(shè)備，以及一條海底管道。

圖3 惠生海洋工程公司開發(fā)的淺水浮塔

4 我國海上邊際油田開發(fā)裝備技術(shù)現(xiàn)狀

我國經(jīng)過十幾年的科研探索與工程實踐，邊際油田開發(fā)技術(shù)以降低工程開發(fā)成本和油田運行成本為目標(biāo)，通過簡化、優(yōu)化工程設(shè)施取得了顯著成果，已基本實現(xiàn)從淺水到深水、從有依托到無依托的各種類型邊際油田開發(fā)能力。目前的開發(fā)模式（見圖4）包括：簡易設(shè)施、三一模式、小蜜蜂、一體化開發(fā)。結(jié)構(gòu)形式（見圖5）包括：吸力錨、簡易導(dǎo)管架、自升式平臺、座底式平臺、圓筒型FPSO、CALM單點[5-8]。

圖4 我國邊際油田開發(fā)模式分類

圖5 我國邊際油田結(jié)構(gòu)形式分類

4.1 簡易設(shè)施開發(fā)模式

我國渤海區(qū)域已建設(shè)的油田平臺規(guī)模較多，數(shù)量約在153座左右。簡易設(shè)施模式主要針對可依托老油田的渤海邊際油田開發(fā)，結(jié)合特定的目標(biāo)油田，提出簡化的油田工程設(shè)施和簡化的結(jié)構(gòu)形式[9]。以渤中34-3/5邊際油田開發(fā)為例，該項目中簡易設(shè)施采用井口保護架結(jié)構(gòu)形式，三根垂直護管保護隔水套管的同時，也作為主結(jié)構(gòu)，并通過灌漿連接，不設(shè)置鉆/修井機，修井作業(yè)不頻繁，簡易設(shè)施模式具有結(jié)構(gòu)簡單、質(zhì)量輕、剛度小、冗余度低、受環(huán)境荷載面積小和甲板承載能力低等特征，當(dāng)前已有多座簡易平臺應(yīng)用于渤海及潿洲海域。

4.2 三一模式

所謂三一模式，是指一條海纜、一座生產(chǎn)平臺和一條海底電纜的模式開發(fā)，并將其生產(chǎn)的油氣回接到已開發(fā)的較近油田[1]。在這種開發(fā)模式中新建油田盡可能利用周邊已有設(shè)施與電力等資源。同時，該模式一般會結(jié)合無人駐守平臺技術(shù)，使邊際油田更具有開發(fā)效益，這種模式已被我國渤海成功應(yīng)用，如遼東灣的錦州20-2油田 NW獨腿平臺、曹妃甸11-3／5油田 WHPC 四腿平臺、北部灣的潿洲 11-4N 油田 WHPA 兩腿三樁平臺、潿洲6-1油田 WHPA 獨腿平臺等[10-12]。該模式的特點是簡易、無修井機、無注水，往往采用衰竭式開采，因此也導(dǎo)致了修井成本非常高、不利于油藏管理、產(chǎn)能衰減快等缺陷。

4.3 小蜜蜂模式

該模式是指通過移動式采油設(shè)施進(jìn)行海上小油田的開發(fā)，移動式采油設(shè)施可以在多個油田重復(fù)利用，從而有效降低油田開發(fā)投資[13]。以渤海某油田為例，該油田的主要開發(fā)設(shè)施為隔水套管支撐井口+移動式采油平臺+5000t級穿梭油輪(見圖6)[14]，井口區(qū)通過棧橋與移動式采油平臺相連，各種管線和電纜敷設(shè)在棧橋上，井底物流通過管線輸往移動式采油平臺，進(jìn)行油氣水處理、原油儲存及外輸，原油通過軟管外輸至穿梭油輪，再由穿梭油輪運至碼頭收油終端。該模式的缺點是生產(chǎn)和儲油在同一區(qū)域，安全性要求較高，同時外輸油輪?？坷щy，采用“蜜蜂式”開發(fā)的油田一般通過穿梭油輪，成本較高，目前的系泊方案包括單點系泊、靠船墩系泊、兩點系泊等方式。

圖6 小蜜蜂模式開發(fā)示意圖

4.4 一體化開發(fā)模式

該模式為中海油某科研項目，主要采用了座底式一體化形式（見圖7），工程開發(fā)模式為井口保護架+坐底式生產(chǎn)儲油平臺+外輸油輪兩點系泊。可適適用于渤海15～25米水深，年產(chǎn)20萬噸規(guī)模邊際油田開發(fā)。該設(shè)施共設(shè)四塊甲板，分別布置于四個下浮體立柱中心正上方；西北側(cè)甲板為主工藝處理模塊（雙層布置），西南側(cè)甲板為公用處理模塊（雙層布置），東北側(cè)甲板為主電站機電氣房間模塊，東南側(cè)甲板為生活樓模塊。該坐底式生產(chǎn)儲油平臺方案具有較好的抗冰性和基礎(chǔ)穩(wěn)性、平臺可遷移能力，以及儲油能力等優(yōu)勢，適合我國渤海無依托邊際油田開發(fā)。

圖7 邊際油田儲輸一體化裝置

5 邊際油田的未來發(fā)展方向

邊際油田的核心目標(biāo)是降低工程開發(fā)費用，降低日常運維費用。圍繞該目標(biāo)，將邊際油田與標(biāo)準(zhǔn)化、模塊化、自動化、綠色化的跨界融合，最終尋求最優(yōu)化的開發(fā)模式（見圖8）[15-17]。

圖8 邊際油田技術(shù)發(fā)展思路

5.1 可遷移標(biāo)準(zhǔn)化設(shè)施技術(shù)

該技術(shù)方向主要目標(biāo)是涵蓋水深3米-30米、可依托及不可依托，重點研究吸力錨、座底式、自升式等可重復(fù)利用、可自安裝及鉆采儲卸一體化的結(jié)構(gòu)形式[18-22]。主要的關(guān)鍵技術(shù)包括：

結(jié)構(gòu)簡易化設(shè)計技術(shù)，通過開展抗冰設(shè)計、平臺設(shè)計壽命、環(huán)境條件重現(xiàn)期研究等相關(guān)分析，盡量簡化結(jié)構(gòu)冗余度；

結(jié)構(gòu)可遷移設(shè)計技術(shù)，根據(jù)目標(biāo)油田的產(chǎn)能對主尺度規(guī)劃和艙室劃分，通過重點研究吸力錨技術(shù)和座底式技術(shù)，實現(xiàn)平臺的安裝/遷移方案，目標(biāo)實現(xiàn)簡易平臺和油氣處理平臺均可以自安裝和重復(fù)利用；

結(jié)構(gòu)標(biāo)準(zhǔn)化設(shè)計技術(shù)，對目標(biāo)油田環(huán)境參數(shù)和物性參數(shù)進(jìn)行調(diào)研梳理和歸類分析，開展設(shè)計、建造和安裝的標(biāo)準(zhǔn)化關(guān)鍵技術(shù)研究，縮減設(shè)計、建造費用。

5.2 功能模塊化工藝技術(shù)

根據(jù)油藏儲量和物性特征進(jìn)行配產(chǎn)劃檔，將可分功能設(shè)置伴生氣壓縮模塊、電站模塊、加熱器模塊、增壓泵模塊和鉆井生活支持模塊等，結(jié)合可移動式平臺結(jié)構(gòu)設(shè)計，實現(xiàn)能夠滿足油田峰值產(chǎn)能處理需求的可插拔功能模塊化技術(shù)，滿足邊際油田滾動開發(fā)的不同需求。主要的關(guān)鍵技術(shù)包括：

稠油油田環(huán)境數(shù)據(jù)及物性參數(shù)的回歸分析，對目標(biāo)油田環(huán)境參數(shù)和物性參數(shù)進(jìn)行調(diào)研梳理和歸類分析；

平臺總體模塊化布置技術(shù)，可分功能設(shè)置，包括電站模塊，滿足油田峰值電力需求；加熱器模塊，滿足油田投產(chǎn)海管預(yù)熱需求；氣田投產(chǎn)部分井加熱需求；增壓泵模塊，滿足油田峰值電力需求；鉆井生活支持模塊，滿足鉆井期間人員住宿需求；鉆機柴油發(fā)電機模塊，滿足鉆井期間需求；

油氣處理工藝設(shè)備撬裝設(shè)計，開展工藝流程優(yōu)化設(shè)計，新型高效油氣水處理設(shè)施的研究，標(biāo)準(zhǔn)化設(shè)備設(shè)施對不同規(guī)模油田適用性研究，工藝生產(chǎn)工藝流程設(shè)備艙室布置研究等。

5.3 自動化無人控制技術(shù)

研究具有分離、外輸、置換、注水、消防或火炬等系統(tǒng)的自動化控制技術(shù)，實現(xiàn)井口平臺無人化、中心平臺少登陸的目標(biāo)[23-24]。主要的關(guān)鍵技術(shù)包括：

簡化生產(chǎn)工藝流程和動態(tài)安全設(shè)計研究；

動設(shè)備的在線監(jiān)測、故障診斷研究以及預(yù)測性維護技術(shù)研究；

高可靠性設(shè)備與系統(tǒng)的選用；

通信方式的合理選擇；

防入侵及最少化直升機飛行。

5.4 綠色低碳綜合利用技術(shù)

通過低功耗和綠色能源技術(shù)，將平臺用電負(fù)荷有中控系統(tǒng)、霧笛導(dǎo)航系統(tǒng)、液壓泵、通訊系統(tǒng)等功耗降低至千瓦級以下，同時采用風(fēng)能發(fā)電系統(tǒng)、太陽能發(fā)電系統(tǒng)及風(fēng)光互補發(fā)電系統(tǒng)供電。主要的關(guān)鍵技術(shù)包括：

集束海纜輸電技術(shù)，根據(jù)平臺井口數(shù)量，將多于井口數(shù)量的常規(guī)三芯回路海纜集成在一個海纜結(jié)構(gòu)中；

一體化電氣間（E-HOUSE）技術(shù)，電氣房間模塊化，集成電氣系統(tǒng)、中控系統(tǒng)、通訊系統(tǒng)、潛油電泵配套設(shè)施、暖通空調(diào)系統(tǒng)、氣體滅火系統(tǒng)等設(shè)備；

風(fēng)能發(fā)電系統(tǒng)、太陽能發(fā)電系統(tǒng)及風(fēng)光互補發(fā)電技術(shù)，該技術(shù)擁有就地發(fā)電/供電、安全獨立、無需敷設(shè)海底電纜、一次性投資低，資源可再生、沒有后續(xù)能源費用，清潔綠色能源、不造成環(huán)境污染；

海上移動式天然氣回收裝置，針對油田沒有外輸氣管道，油田前期伴生氣有富裕，多余氣體通過火炬放空，造成浪費和污染，可以考慮設(shè)置移動式天然氣回收裝置，生產(chǎn)CNG或者LPG，降低溫室氣體排放，采用移動裝置可以實現(xiàn)一套裝置重復(fù)使用[25]。

6 結(jié)論

邊際油氣田開發(fā)最核心的問題是經(jīng)濟問題。因此，積極探索邊際儲量有效開發(fā)利用的經(jīng)營機制，加強邊際油氣田開發(fā)技術(shù)研究和創(chuàng)新，采取積極有效的對策,特別是標(biāo)準(zhǔn)化、模塊化、自動化、綠色化的跨界融合技術(shù)是開發(fā)動用邊際儲量的必然途徑。