王忠暢 楊天宇 陳晶華 尹 豐

(中海油研究總院有限責(zé)任公司 北京 100028)

巴西Libra油田發(fā)現(xiàn)于2013年，初步評估的石油地質(zhì)儲(chǔ)量達(dá)數(shù)百億桶，為近年來發(fā)現(xiàn)的世界級油田之一。該油田所處區(qū)域水深2 000 m左右，屬于鹽下油田，上覆的鹽膏層厚度從幾百米至2 000 m不等。巨型深水油田開發(fā)采用的基本模式是鉆井船鉆修井、浮式生產(chǎn)儲(chǔ)油裝置(FPSO)+水下系統(tǒng)生產(chǎn)及動(dòng)力定位卸油輪外輸[1-2]。這種模式是巴西鹽下油田典型的工程開發(fā)方式[3]，而且已經(jīng)有多個(gè)油田投產(chǎn)。對于Libra油田，這種工程開發(fā)模式也是首選。但是其適用性如何？在當(dāng)前油價(jià)低迷的情況下是否可以對其流程進(jìn)行優(yōu)化？此外，這種深水油田工程開發(fā)模式對其他深水油田，特別是對我國南海深水油氣田開發(fā)是否具有借鑒意義？這些問題都是本文探討的重點(diǎn)。

1 Libra油田開發(fā)模式選擇

Libra油田先導(dǎo)試驗(yàn)區(qū)計(jì)劃采用由舊油輪改造的30萬噸FPSO和4×6根錨鏈尼龍纜組合的多點(diǎn)分布式系泊系統(tǒng)，水下井口為8采9注(圖1)。每口井使用1根生產(chǎn)管線、1根服務(wù)管線和1根臍帶纜與FPSO相連。單井最大日產(chǎn)能為5萬桶，整個(gè)FPSO日產(chǎn)能為18萬桶。采用這種FPSO+水下系統(tǒng)生產(chǎn)模式，與鹽下巨型油藏、單井產(chǎn)能、業(yè)界制造能力限制和環(huán)境條件是密切相關(guān)的。

圖1 Libra油田開發(fā)示意圖Fig .1 Schematic of Libra oilfield development

1.1 油藏和鉆采特點(diǎn)

決定油田水下井口布置的基本因素是油藏分布特點(diǎn)。如果油藏分布特別零散，只采用1個(gè)水面設(shè)施進(jìn)行鉆完井不可行，通常采用浮式鉆井船來完成鉆完井和修井工作。對于工程專業(yè)而言，由于沒有水面鉆完井設(shè)施，生產(chǎn)系統(tǒng)也只能以水下系統(tǒng)為基本方案[4]。對于巴西Libra深水鹽下巨型油田，由于油藏上覆的鹽膏層厚度為幾百米至2 000 m不等，鉆井作業(yè)在鹽層造斜存在一定限制。如果采用張力腿平臺(tái)(TLP)或深吃水立柱式平臺(tái)(SPAR)等浮式平臺(tái)，由于覆蓋的范圍有限，不能充分發(fā)揮浮式平臺(tái)鉆完井能力；而采用水下井口可以保證油藏的覆蓋范圍。由于該油田油藏厚度大(200～300 m)，采用水平井的增產(chǎn)作用并不明顯，因此最終選用水下生產(chǎn)系統(tǒng)開發(fā)，注入井和采油井間隔分布，從而能夠達(dá)到最優(yōu)的產(chǎn)能。

1.2 水下生產(chǎn)系統(tǒng)

水下生產(chǎn)系統(tǒng)主要由水下井口、水下采油樹、跨接管、臍帶纜、水下管匯和水下控制系統(tǒng)以及水下相關(guān)設(shè)備組成[5]。水下生產(chǎn)系統(tǒng)布置方案綜合考慮油氣田開發(fā)各階段的需求、井位分布特點(diǎn)、鉆修井需求、流動(dòng)安全保障要求以及水下生產(chǎn)系統(tǒng)的安裝、操作、檢測、維護(hù)、棄置等要求，進(jìn)行技術(shù)經(jīng)濟(jì)比選確定[6-8]。Libra油田開發(fā)工程項(xiàng)目在前期研究第二階段(FEL2)所采用的水下生產(chǎn)系統(tǒng)布置方案為單井回接到FPSO，即每1口生產(chǎn)井和注入井均設(shè)置獨(dú)立的控制系統(tǒng)、回接管線以及臍帶纜(圖2)。這種水下生產(chǎn)系統(tǒng)布置方案的優(yōu)點(diǎn)是水下生產(chǎn)系統(tǒng)類型簡單，便于油田方案的快速制定以及油田的先期投產(chǎn)，尤其適用于先導(dǎo)區(qū)的開發(fā)，其缺點(diǎn)就是生產(chǎn)管線、注水管線以及臍帶纜數(shù)量過多，每口井都有生產(chǎn)管線、注水管線、臍帶纜以及服務(wù)管線。

圖2 Libra Pilot區(qū)域單井回接開發(fā)模式Fig .2 Libra Pilot project single well tieback mode

鑒于Libra油田先期開發(fā)的是先導(dǎo)試驗(yàn)區(qū)(Pilot)，為了盡快讓Pilot區(qū)開發(fā)，摸清Libra油田的整體情況，結(jié)合油藏與流動(dòng)安全保障方案，通過比較單井回接、管串式、集中基盤式和集中管匯式等水下生產(chǎn)系統(tǒng)開發(fā)模式，最終認(rèn)為采用單井回接到FPSO的模式是比較合理并能快速投產(chǎn)的一種方式。

1.3 流動(dòng)安全保障

砂蝕是影響海底管道流動(dòng)安全最主要的因素之一，只要產(chǎn)出液中含有少量砂粒，就有可能產(chǎn)生砂蝕破壞[9]。Libra油田地層壓力大、單井產(chǎn)量高，流體輸送速度也非常高，只要產(chǎn)出液中含有少量砂粒，管道就有可能產(chǎn)生嚴(yán)重的砂蝕破壞。目前，國內(nèi)外海底管道工藝設(shè)計(jì)及OLGA、PIPEFLO等國際多相流商用軟件的沖蝕預(yù)測大多采用API RP-14E[10]給出的最大流速經(jīng)驗(yàn)計(jì)算。根據(jù)巴西國家石油公司的生產(chǎn)經(jīng)驗(yàn)，預(yù)測該區(qū)域不存在出砂的問題，但是由于生產(chǎn)管道流速較高，需要加強(qiáng)出砂監(jiān)測，以防止出砂后引起管道砂蝕。

此外，Libra油田采用了水氣交替開發(fā)方式，注入井的注水和注氣使用同一條注入管道實(shí)施，在進(jìn)行水氣交替時(shí)采用柴油隔離或者注入水合物抑制劑，以防止注入管道中水合物的生成。

1.4 FPSO、系泊系統(tǒng)及卸油方案

Libra油田儲(chǔ)量巨大，需要采用多艘FPSO來開發(fā)整個(gè)油田。通常情況下，如果FPSO的能力越大，則能夠開發(fā)的井口越多，效益越好。但是從目前整個(gè)船舶和石油行業(yè)來講，F(xiàn)PSO的能力越大，在市場上就越難以獲得，建造場地也越受到限制，因此通常采用常規(guī)油輪中最大的30萬噸油輪進(jìn)行改造。在系泊系統(tǒng)方面，由于巴西桑托斯盆地環(huán)境條件相對溫和，船型FPSO也可以采用多點(diǎn)系泊系統(tǒng)，這種情況大大增強(qiáng)了FPSO接入立管和臍帶纜的能力，目前Libra油田Pilot區(qū)的FPSO預(yù)留60條立管。另外,由于采用多點(diǎn)系泊系統(tǒng)，F(xiàn)PSO沒有風(fēng)向標(biāo)效應(yīng)，不能夠繞單點(diǎn)旋轉(zhuǎn)，因此在卸油的工況下必須采用動(dòng)力定位卸油輪進(jìn)行卸油作業(yè)。

由此可見，采用大型FPSO+水下生產(chǎn)系統(tǒng)是開發(fā)巴西鹽下深水巨型油田的常規(guī)工程模式，它的適用性由其油藏、鉆采、海洋環(huán)境等條件綜合確定，而且在經(jīng)歷了多年的發(fā)展之后已經(jīng)成為快速開發(fā)深水鹽下油田標(biāo)準(zhǔn)方法。但是也要看到，這套標(biāo)準(zhǔn)做法是在當(dāng)年高油價(jià)的條件下形成的，在當(dāng)前低油價(jià)條件下還是有許多可以優(yōu)化的方面。

2 Libra油田項(xiàng)目FPSO和水下生產(chǎn)系統(tǒng)優(yōu)化

經(jīng)過多年的探索，巴西深水大型油氣田(特別是鹽下油氣田)FPSO上部生產(chǎn)流程模式逐漸趨于標(biāo)準(zhǔn)化的流程設(shè)計(jì)，可縮短FPSO的設(shè)計(jì)建造采辦周期并有利于生產(chǎn)期設(shè)備的維護(hù)。但是這種標(biāo)準(zhǔn)化的流程設(shè)計(jì)同樣也存在弊端，部分處理系統(tǒng)存在過度設(shè)計(jì)及投資較高的問題。隨著油價(jià)持續(xù)走低，原有的FPSO標(biāo)準(zhǔn)化流程設(shè)計(jì)已逐漸對鹽下油氣田開發(fā)造成了不利的影響，優(yōu)化措施也勢在必行。

2.1 FPSO上部生產(chǎn)流程優(yōu)化

對于Libra油田開發(fā)工程項(xiàng)目FPSO上部生產(chǎn)流程的優(yōu)化主要集中在2個(gè)方面，即一級分離器操作壓力優(yōu)化和天然氣脫水方式優(yōu)化。

2.1.1一級分離器操作壓力優(yōu)化

在作業(yè)者原方案中，一級分離器操作壓力為2 MPaA，一級分離器氣相出口天然氣需經(jīng)過壓縮機(jī)增壓至約5.5 MPaA，以滿足天然氣脫水系統(tǒng)的操作壓力需求。另外，海底管道水力熱力學(xué)計(jì)算結(jié)果顯示，登船壓力為2 MPaA時(shí)，部分生產(chǎn)管線物流登船溫度低于傾點(diǎn)，可能對生產(chǎn)管道的流動(dòng)安全保障造成影響。如果將一級分離器操作壓力由原來的2 MPaA提高至5.5～6.5 MPaA，一級分離器氣相出口天然氣可直接接入天然氣脫水系統(tǒng);而且提高一級分離器操作壓力后，混輸海管的出口壓力提高，可降低管內(nèi)流速和壓降，登船溫度可維持在傾點(diǎn)以上，有利于流體輸送。該項(xiàng)優(yōu)化可節(jié)省原方案中用于將天然氣從2 MPaA增壓至5.5～6.5 MPaA的天然氣壓縮機(jī)組，分析表明優(yōu)化后可節(jié)省生產(chǎn)設(shè)施占地面積，上部組塊質(zhì)量可減少約2 000 t，投資減少約2億美元。

2.1.2天然氣脫水方式優(yōu)化

在作業(yè)者原方案中，天然氣脫水方式采用巴西典型鹽下油氣田常用的分子篩脫水方式，脫水深度可達(dá)1×10-6。分子篩脫水方式雖能達(dá)到較高的天然氣脫水深度，但因其操作維護(hù)費(fèi)用高、能耗大，一般是在甘醇吸收法脫水滿足不了工藝要求時(shí)才使用[11]。Libra油田產(chǎn)出的天然氣除用作透平燃料氣外，多余的氣體全部回注地層。經(jīng)過研究及優(yōu)化，認(rèn)為將Libra油田的氣體脫水深度要求放寬至42×10-6，改用海上油氣田開發(fā)中使用最為廣泛的三甘醇脫水方式，同樣可以滿足氣體回注的要求。研究結(jié)果表明，該項(xiàng)優(yōu)化可節(jié)省生產(chǎn)設(shè)施占地面積約210 m2，上部組塊質(zhì)量可減少約1 500 t。

2.2 水下生產(chǎn)系統(tǒng)優(yōu)化

在高油價(jià)的形勢下，深水油田開發(fā)采用單井回接到FPSO的模式可以滿足油田開發(fā)收益率的要求。但是，在低油價(jià)的形勢下，采用單井回接到FPSO的模式投資巨大，影響了油田開發(fā)的收益率。

通過與作業(yè)者的交流溝通，提出在前期研究第2階段(FEL2)，Libra油田Pilot區(qū)對水下生產(chǎn)系統(tǒng)的開發(fā)模式進(jìn)行優(yōu)化：一是將注水井采用2口井通過跨接管串聯(lián)的模式，形成了每2口注水井位1個(gè)回路的模式，每口注水井節(jié)省了1根管線；二是1根主臍帶纜控制2口生產(chǎn)井和2～3口注水井，通過水下分配單元(SDU)與油田內(nèi)部臍帶纜和每口井相連(圖3)，這種方式大幅減少了臍帶纜的長度，同時(shí)也減少了臍帶纜間接到FPSO的數(shù)量。分析表明，通過以上技術(shù)優(yōu)化和采辦費(fèi)用優(yōu)化，與FEL2階段相比共可節(jié)約投資約8.6億美元。

圖3 Libra Pilot區(qū)臍帶纜分配圖Fig .3 Schematic of umbilical cable distribution in Libra Pilot project

3 對我國南海深水油氣田開發(fā)的借鑒意義

巴西深水油氣田開發(fā)經(jīng)歷了一個(gè)從無到有和從弱到強(qiáng)的過程，目前巴西在世界深水油氣工程方面獲得重要的一席。我國南海深水油氣田開發(fā)，應(yīng)該借鑒巴西深水開發(fā)走過的路程，提早規(guī)劃。作為深水油田開發(fā)的一種主要工程模式，F(xiàn)PSO+水下生產(chǎn)系統(tǒng)可適應(yīng)多種油藏類型，不需要長距離管線，可以采用單點(diǎn)系泊，并可采用常規(guī)油輪卸油或動(dòng)力定位油輪卸油方案，對我國南海深水油氣田開發(fā)有很強(qiáng)的借鑒意義。

中國海油南海油田開發(fā)基本采用了全海式開發(fā)方案，即所有開發(fā)設(shè)施全部集中于海上，沒有管網(wǎng)將原油送到陸地，因此，深水開發(fā)中FPSO仍然是必不可少的油田設(shè)施。另外，由于南海處于臺(tái)風(fēng)區(qū)，環(huán)境惡劣，因此大型船型FPSO只能采用單點(diǎn)系泊。從這個(gè)意義上來講，大力發(fā)展FPSO和單點(diǎn)系泊系統(tǒng)，是中國海油浮式平臺(tái)技術(shù)發(fā)展上的主要方向。當(dāng)然，要綜合考慮油藏特點(diǎn)是分散型還是集中分布，井口數(shù)量和產(chǎn)量是多少，再結(jié)合平臺(tái)水深確定采用浮式平臺(tái)(TLP或SPAR)，還是采用水下生產(chǎn)系統(tǒng)+鉆井船。在南海流花16-2/20-2油田開發(fā)中，F(xiàn)PSO+水下生產(chǎn)系統(tǒng)+鉆井船以及FPSO+TLP是2種最優(yōu)競爭力的方案，但是由于單個(gè)油藏井?dāng)?shù)少，油田產(chǎn)量低，不能支撐帶鉆機(jī)的TLP來進(jìn)行鉆完井，因此最后選用水下生產(chǎn)系統(tǒng)+鉆井船的方案。

對于巴西深水油氣田開發(fā)工程模式，第二個(gè)可以借鑒的是其標(biāo)準(zhǔn)化。由于目前巴西已發(fā)現(xiàn)深水油田基本上都是鹽下巨型油田，產(chǎn)量巨大，每個(gè)油田都需要多個(gè)大型FPSO來開發(fā)，因此形成了一套標(biāo)準(zhǔn)化的開發(fā)體系。

目前中國海油是世界上FPSO實(shí)際運(yùn)營較多的油公司之一，也初步形成了固定平臺(tái)+FPSO的開發(fā)模式，但是從標(biāo)準(zhǔn)化程度上看還遠(yuǎn)遠(yuǎn)不夠，或者說還沒有將標(biāo)準(zhǔn)化作為一種努力的方向。因此，雖然擁有多艘FPSO，但是這些FPSO從噸位選擇、單點(diǎn)通道、設(shè)計(jì)環(huán)境條件等方面均采用了根據(jù)油田的特殊設(shè)計(jì)，而且由于在單點(diǎn)系泊系統(tǒng)上選擇了承包商總包形式，各個(gè)承包商提供的單點(diǎn)類型、安裝方式、系泊系統(tǒng)配備又各不相同。在經(jīng)過了多年使用之后，一些非標(biāo)準(zhǔn)的弊病也逐漸顯現(xiàn)。例如，一部分在役的老舊FPSO相繼退役，又有一些船況還可以的閑置船舶由于差異太大而不能使用，這種差異程度并不是船體噸位，而是單點(diǎn)通道、系泊系統(tǒng)等。如果有超齡FPSO退役，或出現(xiàn)塢修情況，其他FPSO基本上不能接替，從而造成油田全面停產(chǎn)的不利局面。因此，應(yīng)該借鑒巴西標(biāo)準(zhǔn)FPSO的經(jīng)驗(yàn)，將使用的FPSO從噸位大小、環(huán)境條件、單點(diǎn)接口數(shù)量、系泊系統(tǒng)等方面進(jìn)行標(biāo)準(zhǔn)化與系列化。

4 結(jié)論

從海洋環(huán)境、油藏、鉆采、工程等方面分析了巴西深水鹽下巨型油田L(fēng)ibra油田采用FPSO+水下生產(chǎn)系統(tǒng)的開發(fā)工程模式的合理性?？傮w上,標(biāo)準(zhǔn)化的工程模式對于Libra油田的開發(fā)是適用的，也是實(shí)現(xiàn)快速開發(fā)最為經(jīng)濟(jì)的一種選擇。但是,在當(dāng)前油價(jià)較低的情況下，降本增效仍然能夠在這些標(biāo)準(zhǔn)化的工程模式中發(fā)揮巨大作用，為該油田開發(fā)工程項(xiàng)目的經(jīng)濟(jì)有效投產(chǎn)做出貢獻(xiàn)。巴西深水油田開發(fā)工程模式及工程設(shè)施標(biāo)準(zhǔn)化對于我國南海深水油氣田工程開發(fā)方式的選擇具有重要的借鑒意義。