方新強(qiáng)

中國(guó)石油遼河油田公司，遼寧盤(pán)錦 124010

深水油氣開(kāi)發(fā)工程模式與南海油氣開(kāi)發(fā)方案探討

方新強(qiáng)

中國(guó)石油遼河油田公司，遼寧盤(pán)錦 124010

在對(duì)深水油氣開(kāi)發(fā)技術(shù)發(fā)展現(xiàn)狀及開(kāi)發(fā)工程案例進(jìn)行較詳細(xì)分析的基礎(chǔ)上，把當(dāng)前典型的深水油氣開(kāi)發(fā)工程模式劃分為9個(gè)類(lèi)型，并指出了各種開(kāi)發(fā)模式的適用條件。而后結(jié)合國(guó)內(nèi)外技術(shù)現(xiàn)狀及南海環(huán)境條件，給出了南海油氣應(yīng)采取以下模式進(jìn)行開(kāi)發(fā)的建議：大型氣田開(kāi)發(fā)可采用Jacket+水下井口模式或島礁固定式平臺(tái)+水下井口模式；小型氣田宜采用FLNG+水下井口或水下井口回接到現(xiàn)有設(shè)施模式；大型油田開(kāi)發(fā)可采用Semi-FPS/Spar+FPSO模式；小型油田采用FPSO/FDPSO+水下井口或水下井口回接到現(xiàn)有設(shè)施的模式。

深水油氣；開(kāi)發(fā)工程模式；南海

南海油氣資源極為豐富，據(jù)統(tǒng)計(jì)石油地質(zhì)儲(chǔ)量為23億～30億t，天然氣地質(zhì)儲(chǔ)量約為2萬(wàn)億m3，70%蘊(yùn)藏于遠(yuǎn)離陸岸的深水區(qū)，開(kāi)發(fā)潛力巨大。分析、歸納國(guó)內(nèi)外深水平臺(tái)技術(shù)發(fā)展趨勢(shì)及海洋工程經(jīng)驗(yàn)，可為南海油氣開(kāi)發(fā)工程模式的研究及選型提供參考。

1 深水開(kāi)發(fā)技術(shù)發(fā)展現(xiàn)狀[1-3]

各類(lèi)浮式平臺(tái)技術(shù)與水下生產(chǎn)技術(shù)發(fā)展迅速，作業(yè)水深紀(jì)錄不斷被刷新。半潛式生產(chǎn)平臺(tái)（Semi-FPS）已發(fā)展到第六代，墨西哥灣的Independence Hub Semi-FPS刷新了Semi-FPS平臺(tái)的作業(yè)水深紀(jì)錄，水深為2 414 m。浮式生產(chǎn)儲(chǔ)油卸油裝置（FPSO）為當(dāng)今海上油氣生產(chǎn)的主流設(shè)施，應(yīng)用廣，數(shù)量多。墨西哥灣的BW Pioneer FPSO作業(yè)水深2 600 m，為當(dāng)前FPSO的最大作業(yè)水深，F(xiàn)PSO技術(shù)已向建造模塊化、定位與系泊多樣化、生產(chǎn)能力擴(kuò)大化方向發(fā)展。張力腿平臺(tái)（TLP） 有傳統(tǒng)式、MOSES型式、海星式、外伸式4種類(lèi)型，適用水深范圍為500～1 500 m，墨西哥灣的Big Foot TLP創(chuàng)造了TLP平臺(tái)新的作業(yè)水深記錄，水深為1 581 m，TLP技術(shù)發(fā)展呈現(xiàn)多樣化，形成了一套從深水到超深水、從中小油田到大型油田的平臺(tái)體系。立柱式平臺(tái)（Spar）有傳統(tǒng)式、桁架式、多筒式3種類(lèi)型，適宜深水作業(yè)，水深范圍為500～3 000 m，殼牌公司的Perdido Spar打破了Spar平臺(tái)作業(yè)水深記錄，水深為2 383 m。水下生產(chǎn)系統(tǒng)（SPS）需求呈逐年增加趨勢(shì)，全世界已有130多個(gè)油氣田應(yīng)用水下技術(shù)，水下采油樹(shù)的安裝水深已達(dá)2 934 m，油氣水下回接最遠(yuǎn)距離已分別達(dá)到70 km和150 km，水下生產(chǎn)技術(shù)逐步向模塊化、標(biāo)準(zhǔn)化方向發(fā)展，水下控制技術(shù)、發(fā)電與傳輸技術(shù)、處理與增壓技術(shù)逐步得到推廣應(yīng)用。

圖1 新型概念平臺(tái)

新型概念浮式平臺(tái)不斷涌現(xiàn)并得到應(yīng)用，見(jiàn)圖1。半潛式平臺(tái)向擴(kuò)展式深吃水設(shè)計(jì)發(fā)展，可實(shí)現(xiàn)干式采油；新推出的超深水海星式TLP概念平臺(tái)，重量輕且運(yùn)動(dòng)性能得到大大改善，可用于3 000 m水深；改進(jìn)設(shè)計(jì)的Spar平臺(tái)，結(jié)構(gòu)更加合理，可提供更大浮力以支持更多立管和載荷，適應(yīng)3 000 m水深；Sevan系列圓柱型FPSO適應(yīng)嚴(yán)酷的環(huán)境條件，已在北海應(yīng)用，提出的新型FPSO概念設(shè)計(jì)，船體采用平面雙殼體設(shè)計(jì)，改善了平臺(tái)運(yùn)動(dòng)性能，增強(qiáng)抵御惡劣環(huán)境能力，提高疲勞壽命達(dá)百年以上；浮式鉆井生產(chǎn)儲(chǔ)油卸油裝置（FDPSO）在剛果Azurite深水油田首次成功應(yīng)用，新型圓柱型FDPSO的鉆井、承載及儲(chǔ)油能力大幅提高；浮式液化天然氣生產(chǎn)儲(chǔ)卸裝置（FLNG）將用于海上氣田開(kāi)發(fā)，提出了浮式存儲(chǔ)再氣化裝置（LNG-FSRU）概念設(shè)計(jì)；國(guó)內(nèi)推出了深水不倒翁平臺(tái)（DTP）概念設(shè)計(jì)，具有無(wú)條件穩(wěn)性，可實(shí)現(xiàn)干式、濕式采油[4]。

2 深水油氣開(kāi)發(fā)工程模式類(lèi)型及適用條件

深水油氣開(kāi)發(fā)根據(jù)采油方式可分為濕式、干式和干濕結(jié)合3種模式。深水開(kāi)發(fā)工程模式是不同采油方式與各類(lèi)平臺(tái)相結(jié)合的形式，不僅可采用浮式平臺(tái)，而且還采用順應(yīng)塔（CT）、導(dǎo)管架（Jacket）、重力式（GBP）等固定式平臺(tái)。在對(duì)國(guó)內(nèi)外深水油氣開(kāi)發(fā)案例進(jìn)行分析和前人研究的基礎(chǔ)上，根據(jù)工程設(shè)施的特點(diǎn)、適用條件以及在深水油氣開(kāi)發(fā)中的作用，總結(jié)出9類(lèi)典型的深水油氣開(kāi)發(fā)工程模式。

2.1 以TLP為主的開(kāi)發(fā)工程模式[5]

（1）TLP+外輸管道模式。采用TLP+外輸管道模式需要滿(mǎn)足下述條件：第一，預(yù)鉆井或TLP鉆井；第二，采用干式采油，也可回接水下井口；第三，TLP具有鉆（修）井和生產(chǎn)功能；第四，原油管道外輸。TLP沒(méi)有儲(chǔ)油能力，生產(chǎn)出來(lái)的油氣經(jīng)處理后必須馬上外輸。如果距離海岸較近，或者附近已建有管網(wǎng)或其他儲(chǔ)油設(shè)施，可依靠管道輸送油氣。墨西哥灣的Morpeth油田采用了這種模式。

（2）TLP+FPU+外輸管道模式。這是一種新的開(kāi)發(fā)工程思路，目的是減少TLP平臺(tái)上的有效載荷，F(xiàn)PU為浮式生產(chǎn)單元。該模式所需要的基本條件與TLP+外輸管道模式相同，油氣處理等在FPU上進(jìn)行，處理過(guò)的油氣通過(guò)管道外輸，TLP平臺(tái)僅作為井口及鉆（修）井平臺(tái)，鉆（修）井期間需要供應(yīng)船協(xié)助，因此TLP平臺(tái)的有效荷載明顯減少。印度尼西亞的West Seno油田采用這種開(kāi)發(fā)模式[6]，剛果的Moho Nord油氣田也將采用此種模式開(kāi)發(fā)。

（3）TLP+FPSO開(kāi)發(fā)模式。TLP+FPSO模式僅適用于油田，所需要的基本條件與TLP+外輸管道模式基本相同，不同之處在于不需要外輸管道。TLP僅作為井口和鉆修井平臺(tái)，原油在FPSO上處理、儲(chǔ)存，并通過(guò)穿梭油輪外運(yùn)。由于FPSO還可以回接水下井口，因而這種模式適用于干濕結(jié)合的大型油田開(kāi)發(fā)。安哥拉的Kizomba A和Kizomba B油田采用了TLP+FPSO開(kāi)發(fā)模式[7]。

2.2 以Spar為主的開(kāi)發(fā)工程模式[5]

Spar也可與不同設(shè)施聯(lián)合使用，以Spar為主的開(kāi)發(fā)工程模式需要滿(mǎn)足下述條件：第一，預(yù)鉆井或Spar鉆井；第二，采用干式采油，也可回接水下井口；第三，Spar具有鉆（修） 井和生產(chǎn)功能；第四，原油管道外輸或浮式儲(chǔ)油單元（FSU）儲(chǔ)油。

（1）Spar+外輸管道模式。這種模式的干式井口通過(guò)頂部張緊式立管（TTR）與海底井口連接，可采用傳統(tǒng)修井方式。生產(chǎn)的油氣通過(guò)管道外輸或者直接輸?shù)疥懮辖K端。這種模式在墨西哥灣應(yīng)用較多，Perdido項(xiàng)目采用了這種工程模式，實(shí)現(xiàn)了Great White、Tobago和Silvertip三個(gè)油田的聯(lián)合開(kāi)發(fā)[8]，Lucius油氣田開(kāi)發(fā)也將采用這種模式。

（2）Spar+FPSO模式。Spar作為井口平臺(tái)或進(jìn)行一級(jí)分離，F(xiàn)PSO進(jìn)行原油處理、儲(chǔ)存，并通過(guò)穿梭油輪外運(yùn)原油。由于FPSO可以回接水下井口，因而這種模式可采用干濕結(jié)合的采油方式，適用于大型油田的開(kāi)發(fā)。馬來(lái)西亞的Kikeh油田就是采用Spar+FPSO模式的[9]。

2.3 以Semi-FPS為主的開(kāi)發(fā)工程模式[5]

Semi-FPS是深水油氣開(kāi)發(fā)中常用的浮式設(shè)施之一，在巴西深水油氣田開(kāi)發(fā)中得到了廣泛應(yīng)用。但是Semi-FPS僅適用于濕式采油，主要與FPSO、海底管道聯(lián)合使用。

（1）Semi-FPS+外輸管道模式。采用這種模式需要滿(mǎn)足下述條件：第一，濕式采油；第二，Semi-FPS單獨(dú)開(kāi)發(fā)；第三，Semi-FPS具備鉆（修）井和生產(chǎn)功能；第四，原油管道外輸或其他方式外輸。由于Semi-FPS的儲(chǔ)油能力有限，生產(chǎn)的油氣需要立即外輸。墨西哥灣的Na Kika、Independence Hub及馬來(lái)西亞的Gumusut-Kakap油氣項(xiàng)目均采用了此模式[10-11]，墨西哥灣的Jack、St Malo油氣田將采用這一模式聯(lián)合開(kāi)發(fā)。

（2）Semi-FPS+FSU模式。這是利用Semi-FPS開(kāi)發(fā)深水油氣的一種模式，所有生產(chǎn)設(shè)施安裝在Semi-FPS上，在其附近配置一座FSU存儲(chǔ)原油，使用穿梭油輪外運(yùn)原油。相對(duì)廉價(jià)的FSU可彌補(bǔ)Semi-FPS儲(chǔ)油能力小或無(wú)儲(chǔ)油能力的缺陷。巴西Marlim Leste油氣開(kāi)發(fā)項(xiàng)目采用了此模式。

（3） Semi-FPS+FPSO模式。Semi-FPS與FPSO結(jié)合可以實(shí)現(xiàn)深水油氣開(kāi)發(fā)的鉆井、生產(chǎn)、處理、存儲(chǔ)、外輸功能，鉆完井設(shè)施和動(dòng)力系統(tǒng)安裝在Semi-FPS上，火炬、儲(chǔ)油和處理系統(tǒng)安裝在FP SO上。我國(guó)南海的流花1-1油田采用了這種開(kāi)發(fā)模式。

2.4 以FPSO為主的開(kāi)發(fā)工程模式[5]

（1）FPSO+水下井口模式。采用這種模式需要滿(mǎn)足下述條件：第一，預(yù)鉆井；第二，濕式采油；第三，鉆（修）井由鉆井船完成；第四，穿梭油輪外運(yùn)原油。尼日利亞的Akpo油田開(kāi)發(fā)項(xiàng)目采用了此種開(kāi)發(fā)模式[12]，水下井口產(chǎn)出的油氣回接到FPSO進(jìn)行處理、存儲(chǔ)，之后原油由穿梭油輪拉運(yùn)，天然氣通過(guò)海底管道外輸。

（2）FPSO與其他浮式生產(chǎn)設(shè)施聯(lián)合模式。以FPSO為主的其他開(kāi)發(fā)模式有TLP+FPSO、Spar+ FPSO和Semi-FPS+FPSO模式，這些模式在前面已敘及，這里不再贅述。

2.5 以FLNG為主的開(kāi)發(fā)工程模式

FLNG是集海上天然氣液化、儲(chǔ)存和裝卸為一體的新型裝置，具有開(kāi)采周期短、靈活、可獨(dú)立開(kāi)發(fā)、可回收移位、無(wú)需管道輸送等特點(diǎn)，是未來(lái)深水遠(yuǎn)海氣田、小型氣田開(kāi)發(fā)的重要工程應(yīng)用模式之一[13]。

利用FLNG的最適合、最經(jīng)濟(jì)開(kāi)發(fā)模式是FLNG+水下井口模式，采用此模式需要滿(mǎn)足下述條件：第一，預(yù)鉆井；第二，濕式采油；第三，鉆（修）井由鉆井船完成；第四，生產(chǎn)的LNG通過(guò)LNG穿梭船運(yùn)輸。澳大利亞的Prelude項(xiàng)目采用了這種開(kāi)發(fā)模式，水下井口產(chǎn)出的天然氣回接到FLNG進(jìn)行處理、液化，之后通過(guò)LNG穿梭船運(yùn)輸上岸。

2.6 以FDPSO為主的開(kāi)發(fā)工程模式

FDPSO是在FPSO基礎(chǔ)上擴(kuò)展鉆井功能發(fā)展起來(lái)的，是一種適用于深水油田開(kāi)發(fā)的集鉆井、生產(chǎn)、儲(chǔ)卸油于一體化的平臺(tái)[14]。目前世界上建造了兩座FDPSO即Azurite FDPSO和MPF1000，剛果Azurite油田是世界上首次采用FDPSO開(kāi)發(fā)的成功典范，采用了FDPSO+水下井口模式。此模式需要滿(mǎn)足下述條件：第一，濕式采油；第二，穿梭油輪外運(yùn)原油。這種模式可實(shí)現(xiàn)油田滾動(dòng)開(kāi)發(fā)，大大提前了投產(chǎn)時(shí)間。FDPSO更適合距岸遠(yuǎn)的深水邊際油田開(kāi)發(fā)。

2.7 水下井口回接到現(xiàn)有設(shè)施的開(kāi)發(fā)工程模式

這種模式是將水下井口回接到附近開(kāi)發(fā)設(shè)施進(jìn)行油氣生產(chǎn)的高效開(kāi)發(fā)模式，也是深水油氣開(kāi)發(fā)中最經(jīng)濟(jì)的開(kāi)發(fā)模式，特別適合儲(chǔ)量較小的邊際油氣田開(kāi)發(fā)[5，15]。采用這種模式需要滿(mǎn)足下述條件：其一，鉆井船鉆（修）井；其二，水下井口回接到現(xiàn)有平臺(tái)或水下設(shè)施；其三，考慮和解決流動(dòng)安全問(wèn)題。我國(guó)南海流花4-1油田采用水下井口橋接到流花11-1油田水下生產(chǎn)系統(tǒng)的模式[16]，安哥拉的Marimba North油田通過(guò)水下井口回接到Kizomba A FPSO實(shí)現(xiàn)開(kāi)發(fā)。

2.8 無(wú)任何水面設(shè)施的開(kāi)發(fā)工程模式

這種模式就是通常所說(shuō)的Beach開(kāi)發(fā)模式，即完全利用水下生產(chǎn)系統(tǒng)，通過(guò)海底管道將油氣直接輸送到陸上終端的一種開(kāi)發(fā)模式[15]。采用此模式需要滿(mǎn)足下述條件：其一，鉆井船鉆（修） 井；其二，濕式采油；其三，考慮和解決流動(dòng)安全問(wèn)題。這種開(kāi)發(fā)模式適合離岸距離較近的氣田開(kāi)發(fā)，挪威Ormen Lange以及Snφhvit氣田采用了此種開(kāi)發(fā)模式[17]。

2.9 以淺水固定式平臺(tái)為主的開(kāi)發(fā)工程模式

（1）GBP/Jacket+水下井口模式。GBP平臺(tái)適用水深一般小于200 m，Jacket平臺(tái)稍深一些，最大應(yīng)用水深為412 m（GOM，Bullwinkle）。由于天然氣水下回接距離遠(yuǎn)，最遠(yuǎn)已達(dá)150 km，因此GBP、Jacket平臺(tái)常作為中心處理平臺(tái)用于深遠(yuǎn)海大型氣田的開(kāi)發(fā)，采用此模式需要滿(mǎn)足的條件與Beach模式一樣。我國(guó)的荔灣3-1和菲律賓的Malampaya氣田采用了這種開(kāi)發(fā)模式[18-19]。

（2）CT+干式/水下井口模式[15]。CT平臺(tái)可應(yīng)用于較深的水域，目前世界上現(xiàn)役CT平臺(tái)5座，最大應(yīng)用水深為531 m（GOM，Petronius）。CT平臺(tái)常作為中心處理平臺(tái)用于深水油田開(kāi)發(fā)。采用這種模式需要滿(mǎn)足下述條件：第一，CT平臺(tái)鉆井或鉆井船預(yù)鉆井；第二，干式采油，也可回接水下井口；第三，CT平臺(tái)具有鉆（修）井和生產(chǎn)功能；第四，原油管道外輸或 FPSO儲(chǔ)油。安哥拉的 BBLT、Tombua-Landana項(xiàng)目采用了此種模式。

3 不同海域開(kāi)發(fā)工程模式選型分析

目前世界深水油氣開(kāi)發(fā)項(xiàng)目主要集中在墨西哥灣、巴西、西非、北海以及南海。開(kāi)發(fā)工程模式選擇受諸多因素控制，如自然地理環(huán)境條件、油藏特性、周?chē)O(shè)施、開(kāi)發(fā)技術(shù)裝備狀況、平臺(tái)棄置、政策法規(guī)及經(jīng)濟(jì)性等[20]。

墨西哥灣氣候條件惡劣，夏季強(qiáng)臺(tái)風(fēng)、災(zāi)難性颶風(fēng)多發(fā)。由于美國(guó)對(duì)FPSO有限制，油氣只能通過(guò)海底管道輸送上岸，所以墨西哥灣建立了發(fā)達(dá)的海底管網(wǎng)，為生產(chǎn)平臺(tái)的油氣外輸創(chuàng)造便利條件。Spar、TLP平臺(tái)應(yīng)用較多，從而形成了以Spar/TLP+外輸管道為主的開(kāi)發(fā)模式。

北海的氣候條件也比較惡劣。北海油氣開(kāi)發(fā)歷史較長(zhǎng)，淺水油田開(kāi)發(fā)以固定式平臺(tái)為主，深水油田主要采用Semi-FPS+FPSO或FPSO+水下井口模式，深水氣田采用Beach模式。

巴西和西非環(huán)境條件比較溫和，對(duì)浮式平臺(tái)的選擇要寬松一些。巴西深水油氣開(kāi)發(fā)主要采用FPSO、Semi-FPS平臺(tái)，通過(guò)技術(shù)研究和生產(chǎn)實(shí)踐，形成了Semi-FPS+FPSO/FSO的開(kāi)發(fā)模式；西非海域海底管網(wǎng)不發(fā)達(dá)，形成以FPSO為主平臺(tái)的開(kāi)發(fā)模式，包括FPSO+水下井口、Semi-FPS+FPSO等。

4 南海開(kāi)發(fā)工程模式選型探討

南海環(huán)境條件比西非海域差，夏季熱帶風(fēng)暴多發(fā)，冬季季風(fēng)頻發(fā)，深海海域存在內(nèi)波流且距岸較遠(yuǎn)，海底管網(wǎng)不發(fā)達(dá)。國(guó)內(nèi)具備 Jacket、FPSO平臺(tái)的自主設(shè)計(jì)建造能力，完成了FLNG、FDPSO概念設(shè)計(jì)，目前開(kāi)發(fā)模式以FPSO+水下井口和Jacket+水下井口為主。根據(jù)國(guó)內(nèi)外深水開(kāi)發(fā)技術(shù)發(fā)展情況及成功開(kāi)發(fā)經(jīng)驗(yàn)，從不同區(qū)域的自然條件出發(fā)，綜合考慮南海開(kāi)發(fā)工程模式的選型問(wèn)題。

4.1 北陸坡區(qū)開(kāi)發(fā)模式

北陸坡區(qū)離岸距離約300 km，陸架淺水區(qū)可安裝固定式平臺(tái)。針對(duì)大型氣田開(kāi)發(fā)可采用Jacket+水下井口模式，Jacket淺水平臺(tái)進(jìn)行油氣水分離、處理、增壓，海底管道輸氣到陸地終端，實(shí)現(xiàn)向用戶(hù)供氣，如荔灣3-1氣田模式，見(jiàn)圖2；小型氣田宜采用FLNG+水下井口或水下井口回接到現(xiàn)有設(shè)施模式，F(xiàn)LNG進(jìn)行油氣處理、液化，LNG穿梭船運(yùn)輸LNG上岸。針對(duì)大型油田開(kāi)發(fā)可采用Semi-FPS /Spar+FPSO模式，Semi-FPS/Spar作為生產(chǎn)、鉆修平臺(tái)，位于主力油藏上方，F(xiàn)PSO實(shí)現(xiàn)油氣水分離、處理和注水，穿梭游輪拉運(yùn)原油；小型油田采用FPSO/FDPSO+水下井口或水下井口回接到現(xiàn)有設(shè)施的模式。

圖2 Jacket淺水平臺(tái)+水下井口開(kāi)發(fā)模式（中國(guó)荔灣3-1，水深1345 m）

4.2 西陸坡區(qū)開(kāi)發(fā)模式

西陸坡區(qū)離岸距離200～400 km，發(fā)育眾多的生物島礁，部分島礁周?chē)臏\水區(qū)可建設(shè)固定式平臺(tái)，包括樁基式、重力式平臺(tái)等，但需要重點(diǎn)解決遠(yuǎn)海島礁油氣平臺(tái)建設(shè)關(guān)鍵技術(shù)。針對(duì)大型油氣田開(kāi)發(fā)可采用島礁固定式平臺(tái)+水下井口模式，島礁固定式平臺(tái)作為中心平臺(tái)，實(shí)現(xiàn)油氣水分離、處理和注水，原油由穿梭油輪拉運(yùn)，天然氣經(jīng)海底管道外輸，這種模式安全又經(jīng)濟(jì)；小型氣田宜采用FLNG+水下井口或水下井口回接到現(xiàn)有設(shè)施的模式；小型油田采用FPSO/FDPSO+水下井口或水下井口回接到現(xiàn)有設(shè)施的模式。

5 結(jié)束語(yǔ)

基于深水油氣開(kāi)發(fā)案例分析，歸納出9類(lèi)深水開(kāi)發(fā)工程模式，對(duì)后續(xù)深水開(kāi)發(fā)工程模式的研究及選型具有借鑒意義。對(duì)深水開(kāi)發(fā)項(xiàng)目集中的海域開(kāi)展深水開(kāi)發(fā)工程模式選型分析，并提出了南海開(kāi)發(fā)工程模式的選型建議，這對(duì)未來(lái)南海油氣資源的開(kāi)發(fā)具有一定的現(xiàn)實(shí)意義。

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Discussion ofDeepwater Oiland Gas Development Engineering Modes and Development Plan in South China Sea

FANG Xinqiang
CNPC Liaohe Oilfield Company，Panjin 124010，China

Based on the current status of deepwater oil and gas development technology and the analysis on the development engineering cases worldwide，nine typical deepwater development engineering modes are systematically summarized and classified in detail，and their suitable application conditions are also analyzed.According to the current technology worldwide and the environmental conditions in South China Sea，the following engineering modes which may be suitable for South China Sea oil and gas development are proposed：“jacket+subsea wellhead”mode or“fixed platform in reef zone+subsea wellhead”mode for large scale gas field；“FLNG+subsea wellhead”or“subsea wellhead linked to existing equipment”mode for smallgas field；“semi-FPS/Spar+FPSO”mode for large scale oilfield；“FPSO/FDPSO+subsea wellhead”or“subsea wellhead linked to existing equipment”mode for smalloilfield.

deepwater oiland gas；development engineering mode；South China Sea

10.3969/j.issn.1001-2206.2016.06.003

方新強(qiáng)（1981-），男，山東榮成人，工程師，2005年畢業(yè)于中國(guó)石油大學(xué)（華東）船舶與海洋工程專(zhuān)業(yè)，現(xiàn)從事海洋石油工程項(xiàng)目管理工作。Email：fangxq01@petrochina.com.cn

2016-08-03