于成龍 李慧敏

（1.中海油能源發(fā)展股份有限公司采油服務(wù)分公司 2.中海油能源發(fā)展股份有限公司監(jiān)督監(jiān)理技術(shù)分公司）

淺談國內(nèi)海上氣田開發(fā)模式的發(fā)展趨勢

于成龍1李慧敏2

（1.中海油能源發(fā)展股份有限公司采油服務(wù)分公司 2.中海油能源發(fā)展股份有限公司監(jiān)督監(jiān)理技術(shù)分公司）

為了經(jīng)濟高效地開發(fā)深海氣田，國際上提出了FLNG概念，F(xiàn)LNG技術(shù)正處于海洋工程領(lǐng)域的最前沿。浮式液化天然氣生產(chǎn)儲卸裝置是一種用于海上天然氣田開發(fā)的浮式生產(chǎn)裝置，隨著FLNG應(yīng)用技術(shù)的逐步成熟，F(xiàn)LNG概念的工程化已被眾多能源公司所接受。全世界范圍內(nèi)已有兩艘FLNG項目正式開始，處在籌劃和招標(biāo)階段的FLNG項目不下數(shù)十個，由于全球?qū)LNG的投資呈快速增長趨勢以及FLNG應(yīng)用技術(shù)的日趨成熟，全球FLNG很快將迎來大發(fā)展。圖2表1參5

FLNG 深海氣田 水下井口 開發(fā)模式

0 前言

全球范圍內(nèi)，海上油氣資源有44%分布在300 m以上的深水海域。我國南海具有豐富的油氣資源和天然氣水合物資源，其中70%蘊藏于深海區(qū)域［1］。國家對能源的需求，迫切要求發(fā)展深海采氣技術(shù)［2］，走向深海是海上氣田勘探開發(fā)的主流。在深海傳統(tǒng)的開發(fā)方式具有一定的局限性，伴隨著海上油氣田勘探開發(fā)以及科技的進步，F(xiàn)LNG應(yīng)用技術(shù)的逐步成熟，F(xiàn)LNG工程化已被眾多能源公司所接受。

1 目前國內(nèi)海上主要氣田開發(fā)模式

目前國內(nèi)海上氣田主要的開發(fā)模式基本上以傳統(tǒng)方式為主，主要有兩種方式：①水下井口回接到淺水固定平臺，然后經(jīng)海底管線輸送到陸上終端；②直接采用導(dǎo)管架固定平臺進行開采，采氣樹位于導(dǎo)管架固定平臺的井口區(qū)，然后經(jīng)海底管線輸送到陸上終端。

從表1中可以看出國內(nèi)海上氣田的主要開發(fā)模式以第②種方式為主，但新開發(fā)的崖城13－4氣田、正在建設(shè)中的荔灣3－1氣田均采用的是第①種方式即水下采油樹回接到導(dǎo)管架平臺的方式。

2 國內(nèi)海上氣田的開發(fā)現(xiàn)狀和挑戰(zhàn)

我國南海具有豐富的油氣資源和天然氣水合物資源，伴隨著國家能源需求的快速增長，國內(nèi)中海油等企業(yè)逐步實施走向深海戰(zhàn)略的?！昂Ｑ笫?01”深水鋪管起重船、“海洋石油708”深水工程勘察船、“海洋石油720”十二纜深水物探船、“海洋石油681”和“海洋石油682”大馬力深水三用工作船等深海設(shè)備的交付使用，顯示了我國開發(fā)深海油氣田的重大進展。由此可見，深海氣田的開發(fā)將是未來國內(nèi)氣田開發(fā)的整體趨勢。

表1 國內(nèi)海上主要氣田開發(fā)模式

在深水中，常規(guī)的導(dǎo)管架平臺，為適應(yīng)更高的環(huán)境載荷要求，其外形尺寸會增大及更復(fù)雜（圖1），成本費用急劇上升［3］。且隨著海水深度的增加導(dǎo)管架平臺的陸地預(yù)制、海上安裝的技術(shù)難度增大、風(fēng)險增高。

隨著海水深度的增加離岸距離會更遠、海底地形以及地貌的復(fù)雜程度可能會更高。由于離岸距離遠，如采用海底管線輸送天然氣，存在以下的安全保障問題［4］：①在采油樹和管匯相連的跨接管以及管匯和水面設(shè)施（固定平臺、浮式平臺和路上終端）回接的海底管線中，由于回接距離長、海底管線所處地形起伏以及輸送介質(zhì)的復(fù)雜多樣性（含沙、水、凝析液等）等原因，可能會造成海底管線中砂的沉積、水合物的形成、腐蝕、嚴(yán)重段塞流等流動安全保障問題；②海底管線回接長度限制問題。目前世界上已投產(chǎn)氣田的最長回接距離是160 km，回接距離長度受到諸多因素的限制，如流動安全保障問題、水下控制系統(tǒng)的限制等；③復(fù)雜地形和地貌條件下深水海底管道路由選擇和鋪設(shè)。目前世界上的氣田開發(fā)一般根據(jù)有無依托工程設(shè)施和離岸距離遠近等情況，可以采取水下井口回接到依托設(shè)施或直接輸送上岸兩種方式。但無論哪種方式，均面臨復(fù)雜地形和地貌下的深水海底管道路由選擇和鋪設(shè)問題，并面臨深水到淺水的急劇過渡問題。

圖1 深水油氣田開發(fā)生產(chǎn)系統(tǒng)示意圖［5］

3 FLNG在國外的應(yīng)用

為了經(jīng)濟高效地開發(fā)深海氣田，國際上提出了FLNG概念，F(xiàn)LNG技術(shù)正處于海洋工程領(lǐng)域的最前沿。浮式液化天然氣生產(chǎn)儲卸裝置（FLNG，又稱LNG－FPSO）是一種用于海上天然氣田開發(fā)的浮式生產(chǎn)裝置，通過系泊系統(tǒng)定位于海上，具有開采、處理、液化、儲存和裝卸天然氣的功能，并通過與液化天然氣（LNG）船搭配使用，實現(xiàn)海上天然氣田的開采和天然氣運輸。

隨著FLNG應(yīng)用技術(shù)的逐步成熟，F(xiàn)LNG概念的工程化已被眾多能源公司所接受。2011年5月，荷蘭皇家殼牌公司同法國Technip以及三星重工簽署了全球第一艘年產(chǎn)350×104t天然氣的超大型FLNG“Prelude”號建造合同，該FLNG將被布置在澳大利亞西北部沿海（圖2）。2012年6月，馬來西亞國家石油公司又與法國Tecnnip和大宇造船海洋簽署了年產(chǎn)120×104t天然氣的FLNG總裝建造合同，該FLNG將被布置在馬來西亞沙撈越海域的Kaowit氣田，計劃于2015年年底投產(chǎn)。馬來西亞國家石油公司、埃克森美孚、康菲石油公司、法國道達爾公司等世界著名石油公司都正在為FLNG項目做準(zhǔn)備。

圖2 世界上第一艘FLNG效果圖

由于全球?qū)LNG的投資呈快速增長趨勢以及FLNG應(yīng)用技術(shù)的日趨成熟，全球FLNG很快將迎來大發(fā)展。

4 結(jié)論

我國海洋天然氣資源豐富且分散，深海氣田、邊際小氣田和低品位天然氣資源不少，非常適宜用FLNG進行開發(fā)。同時國內(nèi)中海油等石油公司也在積極發(fā)展LNG運輸產(chǎn)業(yè)，為國內(nèi)FLNG產(chǎn)業(yè)的發(fā)展奠定了基礎(chǔ)。因此，發(fā)展FLNG對我國發(fā)揮海洋天然氣資源的潛力具有重要意義。FLNG開發(fā)模式，有可能成為國內(nèi)氣田開發(fā)模式的主要發(fā)展趨勢。

1 李清平.我國海洋深水油氣開發(fā)面臨的挑戰(zhàn)［J］.中國海上油氣，2006，18（2）：130－133.

2 謝彬，張愛霞，段夢蘭.中國南海深水油氣田開發(fā)工程模式及平臺選型［J］.石油學(xué)報，2007，28（1）：115－118.

3 王桂林，段夢蘭，馮瑋，等.深海油氣田開發(fā)模式及控制因素分析［J］.海洋工程，2011，29（3）：139－145.

4 喻西崇，謝彬，金曉劍，等.國外深水氣田開發(fā)工程模式探討［J］.中國海洋平臺，2009，24（3）：52－56.

5 王麗勤，侯金林，龐然，等.深水油氣田工程中的基礎(chǔ)應(yīng)用探討［J］.海洋石油，2011，31（4）：87－91.

（修改回稿日期 2013－05－02 編輯 文敏）

于成龍，男，1985年出生，碩士研究生，助理工程師；從事海上油氣田開發(fā)工程方面的研究工作。地址：（524057）廣東省湛江市坡頭區(qū)南油一區(qū)興海賓館405室。電話：18927675005。E－mail：yuchenglong399＠163.com