西非深水油气田典型开发模式分析

2010年第39卷第11期第1页石油矿OILFIELD场机械EQUIPMENT2010，391118OO文章编号1001348220101I000108西非深水油气田典型开发模式分析王莹莹，段梦兰，冯玮，刘太元，王桂林，李婷婷1中国石油大学JL京海洋油气研究中心，北京102249；2中海石油研究中心，北京100027摘要针对西非现有主要深水油气田的开发状况和工程模式，统计和整理出西非主要深水油气田的主平台类型和典型的5大类开发模式。着重分析了各开发模式在西非深水油气田的实现形式及其主要特点，并根据西非深水海域现有的深水平台，探讨了环境、水深、油藏、政策等主要控制因素对西非深水油气田开发模式的影响，提出海上浮式平台、水下生产系统和外输方式基本设计的选择关键要点。为高效开发西非深水油气田提供了一定的参考依据，并对自主开发中国南海深水油气田具有一定的现实意义。关键词西非；深水油气田；开发模式；影响因素中图分类号TE952文献标识码AANALYSISOFTYPICALDEVELOPMENTMODESFORDEEPWATEROILANDGASFIELDSINWESTAFRICAWANGYINGYING，DUANMENGLAN，FENGWEI，LIUTAIYUAN，WANGGUILIN，LITINGTING1OFFSHOREOILANDGASRESEARCHCENTER，CHINAUNIVERSITYOFPETROLEUM，BEIJING102249，CTIINA；2CNOOCRESEARCHCENTER，BEIJING100027，CHINAABSTRACTBYCOMPREHENSIVELYINVESTIGATINGTHEDEVELOPMENTCONDITIONSANDENGINEERINGMODES，ASTATISTICALANALYSISOFVARIOUSPLATFORMSAPPLIEDINTHEDEEPWATERISPERFORMEDANDFIVETYPICALDEVELOPMENTMODESAREMADEINWESTAFRICAPRIORITYISGIVENTOTHEANALYSISOFTHEIMPLEMENTATIONOFTHEDEVELOPMENTMODESINWESTAFRICAANDTHEIRMAINCHARACTERISTICSBASEDONTHEADAPTABILITYOFTHEEXISTINGDEEPWATERPLATFORMSUSEDINWESTAFRICA，THEIMPACTOFTHEMAJORCONTROLLINGFACTORSONTHEDEEPWATERDEVELOPMENTMODEINWESTAFRICAISDISCUSSED，SUCHASTHEENVIRONMENT，WATERDEPTH，RESERVOIR，POLICIES，ETCANDTHEKEYPOINTSOFTHEBASICDESIGNANDCHOICEOFTHEOFFSHOREFLOATINGPLATFORM，SUBSEAPRODUCTIONSYSTEMSANDEXPORTSYSTEMAREPROPOSEDTHISPAPERPROVIDESIMPORTANTREFERENCEFRAMESFORCHINESEOILCOMPANIESTOEFFICIENTLYDEVELOPDEEPWATEROILGASFIELDSINWESTAFRICA，ANDISALSOOFPRACTICALSIGNIFICANCEFORCHINATODEVELOPDEEPWATEROILGASINSOUTHCHINASEAINDEPENDENTLYKEYWORDSWESTAFRICA；DEEPWATEROILGASFIELDS；DEVELOPMENTMODES；INFLUENCEFACTORS海上深水油气已成为全球油气勘探开发的重点，以墨西哥湾、巴西和西非为主的深海“金三角地收稿日期20100520基金项目国家科技重大专项“大型油气田及煤层气开发”子课题“西非及亚太大陆边缘盆地海上典型油气田高效开发研究”2008ZX050300511作者简介王莹莹1982一，女，河南人，博士研究生，主要从事深水开发模式、水下生产系统关键技术、装备结构计算等相关方向的研究，EMAILSMDENWYYYAHOOEOMEN。石油矿场机械2010年11月区”更是深水油气开发的热点。尤其是深水油气储量丰富的西非海域，因其巨大的发展潜力，吸引了众多国际石油公司的眼光，对西非深水油气资源的争夺愈演愈烈。西非深水油气储量丰富，开发前景广阔。自2O世纪9O年代中期以来，西非深水勘探取得了重大突破。据统计，截至2005年，西非深水探明储量已占全球深水探明储量的40_1。从DOUGLASWESTWOOD公司20092013全球深水市场报告预测中可知，20092013年，全球在深水油气勘探开发上的投资将达到1620亿元_2，其中对西非深水油气的投资将达到约570亿元，占深水“金三角地区”的5O、全球总投资的35。在此大背景下，中国海洋石油总公司瞄准西非，实行海外并购，加快深水油气田的竞购计划，已经在尼日利亚、赤道几内亚等国取得丰硕成果。我国海上油气勘探开发起步较晚，仅有40余A的历史_3，且基本都在滩海、浅海、近海上进行，在深水油气勘探开发方面，仍处于起步阶段。国内已有较多的科研机构在开展全球深水油气开发的研究工作，但针对西非深水油气田开发模式的研究状况，在国内还属首次。深入研究西非深水油气田的开发策略、工程模式、技术特点等，不仅为我国石油公司高效开发西非深水油气田提供一定的数据参考，而且对于剖析和借鉴国外深水油气田的开发理念有着重要的指导意义。1开发模式统计情况与分析笔者所在的课题组共收集了99个西非深水油气田的相关数据水深400M4，主要分布在几内亚湾沿岸的ANGOLA安哥拉、NIGERIA尼日利亚、EQUATORIALGUINEA赤道几内亚等国，如图1所示。归纳整理出各油田的开发阶段共LO种，包括生产、评价、勘探、建设、投标、前期工程设计、概念设计、废弃等，如图2所示；并收集总结了西非深水油气田采用的6种主平台，包括张力腿平台TLP、顺应塔CT、浮式生产储油卸油船FPSO等，如图3所示；且统计出西非深水油气田典型的5大类开发模式，包括FPSO水下生产系统SPS穿梭油轮SHUTTLE、TLPFPSOSPSSHUTTLE、FDPSOSPSSHUTTLE等，如图4所示。MANGOLA安哥拉46NIGERIA尼日利亚26IEQUATORIALGUINES赤道几内亚一12MAURITANIA毛里塔尼亚一4LITHEREPUBLICOFCONGO冈蝎啪国卜4IVORYCOAST象牙海岸一3EGABON加蓬一2CAMEROON喀麦隆一2,GHANA加纳一1图1西非深水油气田分布生产一3评价一15W勘探一11_前期工程设计一8一概念设计一10M建设一6投标一5废弃5发现4意向书一3图2西非深水油气田开发阶段FPSOTLPCTSSFPUFDSO图3各主平台在西非深水油气田的统计84蜜R一，R，一图4西非深水油气田开发模式统计除BEACH外在西非深水油气田的开发模式中，大量运用第39卷第11期王莹莹，等西非深水油气田典型开发模式分析FPSO为主平台进行深水油气田的开发，考虑到经济因素，很多中小油气田都采用水下回接到附近已有设施的方式开采，公用FPSO的现象较多，使得FPSO的平台数目很难精确统计。另外，在统计开发模式的应用情况时，尽管BEACH是西非深水气田的主要开发模式之一，如ANGOLALNG项目。此项目是西非深水气田的主战场，但因其包括水深1500M的14、15、17、18等区块，使得采用这一开发模式的西非深水气田数目很难精确统计，故在图4中没有对BEACH模式进行统计。2西非海域深水油气开发环境与特点通常，可以把百年一遇的环境条件分为100A一遇有效波浪风和流联合、100A一遇风波浪和流联合，以及100A一遇流风和波联合。因西非海域风和流特别小，则主要考虑有效波浪的影响。表1是西非海域100A一遇的环境联合设计条件R5。表2是西非与其他海域的对比参数。表1西非海域100A一遇的环境联合设计条件设计有效注联合环境条件与设计事件一致。有效波高45M时的谱峰周期范围为1517S。表2西非与其他海域对比环境参数注13S阵风为30MS。2TP，ASSOCIATED为联合波浪周期。3WHR。为有效风速，指在海面以上10M处，1H内的有效风速。4常规的百年一遇环境不考虑厄尔尼诺等现象从表12中可以看出，与墨西哥湾以及北海的海洋环境条件相比，西非的环境十分温和。从百年一遇的海洋风浪流条件来分析，墨西哥湾百年一遇的有效波高为126M，北海为136M，相比之下，西非海域仅为39M。另外，西非地区百年一遇的风速仅为8MS，仅为墨西哥湾与北海地区的15左右。3西非深水油气田典型5大类开发模式在对西非深水油气田的调研基础上，根据各个油气田的工程特点，笔者对西非深水油气田的开发模式进行归纳整理，总结出西非5大类典型的深水开发模式，并对其特点进行重点分析。31FDPSOSPSSHUTTLE200908，全球首艘L6FDPSO如图5进驻西非刚果的AZURITE油田，该油田水深1400IN，离岸距离为129KM，位于MERPROFONDESUD区块，作业方是MURPHY石油公司。该FDPSO由VLCC改装而成，PROSAFE公司获得此改装合同，并于20071L将该项目授予新加坡的KEPPEL船厂进行改装。改装后的FDPSO的储油能力达206710M3D13010BD，处理能力达到63610。MAD40000BD。另外，1996年由挪威MPF公司提出世界上第L艘开建FDPSO的概念设计，船体已于2008年由大连中远船务建造成功，目前仍在后期的调试之中。挪威SEVANMARINE公司开发的全球最先进的首座圆筒型超深水联合装置FIPS0如图6，可应用于3000RN的水深，并于200906建造完成。此开发模式，将钻井、修井、处理生产、存储、卸油全部在FDPSO上进行，配合水下井口进行油气生产，处理之后的原油通过SHUTTLE直接运送到岸或者进行海上油品交易，极大地节省了投资成本，提高了开发效率，是深水开发中一种新兴的开发模式，有待进一步推广。图5全球首艘已投产的FDPSO图6全球首座圆筒型FDPSO石油矿场机械2010年11月32以FPSO为主平台的开发模式根据调研情况，以FPSO为主平台的开发模式是西非深水油气田的典型开发模式，其主要实现形式可分为3种。321FPSOSPSSHUTTLEFPSO与水下生产系统联合开发的工程模式在西非深水油田的开发中最常见，通常配以深水钻井船进行预钻井，是西非深水油田开发模式的典范。研究表明，离岸距离超过200KM_8时就需要考虑采用全海式开发，故海上深水油气田的生产、处理、外输等尤为重要。在实际工程开发中，将各水下井口的原油经管汇、立管等集输到FPSO进行处理，并由SHUTTLE输送到岸或者直接在海上交易。因水下生产系统需通过深水钻井船进行预钻井，且必须采用湿式采油树，故油田的修井、完井费用较高。由此可见，这种开发模式适合于修井、完井要求不高的油田。另外，此种开发模式可以根据油田的实际情况来调整FPSO的数量，可以为1个，也可为多个。从西非深水的应用情况来看，目前采用该模式进行开发的FPSO的数量最多为2个，如KIZOMBAC如图7项目，且大多数深水油气田的FPSO的数量为1个，如DALIA油田如图8。图7KIZOMBAC项目开发模式322FPSOI浮式钻采平台SPSSHUTTLE此种开发模式在西非深水开发中的应用较成熟，其最大的特点就是利用浮式钻采平台和FPSO进行联合开发，即将钻采平台和油气生产、处理平台分开，充分发挥各自的优点，且易于修井。因柱筒式平台SPAR本身专利昂贵，加上西非海域环境的特殊性，至今仍未见其在西非海域应用，故这里的浮式钻采平台，主要是指TLP和半潜式平台SS。通常，由浮式钻采平台钻井或者预钻井，然后进行油品收集。如果将油品收集到浮式平台，则需通过柔性立管或者重力驱动管线系统GAP等将油品输送到FPSO上进行处理；如果采用水下湿式井口，则将油品可直接收集到FPSO上进行处理。但无论采用哪种方式，最后都由穿梭油轮输送到岸上或者在海上直接进行交易。图8DALIA油田开发模式嘲自1984年在英国北海HUTTON油田建立世界上第1座TLP平台以来，截至2008年，全球共有TLP平台25座，其中墨西哥湾16座、西非4座、挪威2座、印尼2座、北海1座。目前，TLP平台应用的最大水深为1425M_1，是位于墨西哥湾MAGNOLIA油田的ETLP平台。西非的4座TLP平台中，1座应用于浅水，另外3座应用于深水如表3。因西非海域的管网并不发达，采用TLP平台的实现形式主要为TLPFPSOSPSSHUTTLE，考虑到FPSO本身既可处理，又可储存原油的特点，加上TLP平台本身的优势，故此种开发模式更适合大型油田的联合开发。SS平台主要应用在巴西海域1，西非深水海域中应用的较少，目前已投产的仅有1座，勘探及开发阶段的SEMIFPU平台2座如表3，只能用于湿式井口。323FPSOCT固定平台SPSSHUTTLECT是中心固定采油平台，用于深水开发的模式主要有两类，即CT干式井口SPSPIPELINE与CTFPSOSPSSHUTTLE，前者主要适用于管网较发达的墨西哥湾，后者在西非深水油田的应用较多。此开发模式采用干式井口，易于修井，多用于水深不超过900M的油气田开发中。截至2009年，全球已建CT平台5座，其中墨西哥湾3座已全部投产，西非2座一座投产，另一座正在建设，预计2010年开始投产。目前，CT平台的第39卷第11期王莹莹，等西非深水油气田典型开发模式分析最大安装水深为535M1，位于墨西哥湾的PETRONIUS油田。西非的2座CPT平台都是自由站立式结构平台，其中安哥拉BBLT项目的平台为512M，是目前世界上最高的CPT平台，安装水深为约400M。33回接到已有设施的开发模式此种开发模式是水下井口回接到附近油田基础设施进行油气生产的一种高效开发模式。因不需要大量的前期投资，大大节省了油气田的开发成本，是深水油气田最经济的一种开发模式，特别适合储量较小的海上边际油气田的开发。当然，这种开发模式需要依赖附近已有生产设施，如已有平台所在的油气田已经到了开发的中后期，需油气补充等情况。目前，西非深水油气田采用水下回接进行开发的数量很多，如安哥拉JASMIM油田回接到15KM以外GIRASSOLFPSO的开发模式；安哥拉MARIMBANORTH油田回接到KIZOMBAA项目的开发模式，如图9所示。图9MARIMBANORTH油田回接到KIZOMBAA34FPUSPSPIPELINE的开发模式此种开发模式配合钻井船预钻井。通常，水下井口的油气，通过集束管道输送到FPU上进行油气处理，因FPU不具有储存功能，故处理后的油气需要马上外输。又因FPU不具备卸油功能，故外输方式一般采用海底管线。西非TOTAL的MOHOBILONDO油田就是采用FPUSPSPIPELINE的开发模式，该油田属于西非刚果人民共和国，水深为5401100M，离岸距离为80KM，于1995年发现，2008年投产，开发模式如图10所示。图1OFPUSPSPIPELINE的开发模式35无任何水面设施的开发模式此种开发模式也就是通常所说的BEACH开发模式，即完全利用水下生产系统，通过海底管线将油气直接运输到陆上终端的一种开发模式。这种开发模式经济有效、成本较低，尤其适合离岸较近的气田的开发。目前，西非ANGOLALNG区块计划采用这种开发模式。该项目的气藏量为2970亿M。，总投资40亿元，预计2012年投产。36各种开发模式在西非的应用情况统计表3所列是以各种平台为主的开发模式在西非的应用统计结果，表4所列是西非部分典型的以FPSO为主的开发模式的统计结果。表3以各种平台为主的开发模式在西非深水油气田的应用统计表4以FPSO为主的开发模式在西非深水油气田的应用统计第39卷第11期王莹莹，等西非深水油气田典型开发模式分析4影响西非深水开发模式的主要因素影响西非深水开发模式的因素众多，如水深、离岸距离、油藏规模、经济性等，但基本都围绕海上平台、水下生产系统和外输方式的设计和选择，从中找出最优的开发模式组合，实现深水油气田的投入与产出的经济方案。A海域的环境条件决定浮式平台类型的选用。恶劣的环境会引起浮式平台的运动响应过大，因此深水、超深水油气田开发的平台更适合于环境比较好的海域。西非深水海域环境温和，对深水浮式平台的选择无明显的限制。B水深限制了海上平台的选用，各种深水平台都有适合的经济水深。例如水深超过1500M，TLP平台的造价成本就会急剧上升，不经济，这时SPAR与SS平台将是较好的选择。但因SPAR平台的专利昂贵，故在深水海域的移植性不高，目前在西非海域中未见应用，而是大多采用FPSO来开发。另外，随着水深的增加，海底温度逐渐降低，不仅对水下生产设备的抗压材料、内部结构和安装提出巨大的挑战，同时对采用海底管道外输油井产出流的流动保障问题，也面临着严峻的考验。C油藏的分布情况及油田规模大小，直接决定水下井口的数目及布局。如果油藏分布集中，规模较大，则需要较多的井口数目，此时可采用TLP、SS平台与FPSO联合开发，使得钻采与生产处理分开，发挥各自的优势，提高油气生产，例如西非KIZOMBAA。如果油藏分布分散，规模较小，例如边际油田，则可采用FPSO与水下井口回接的方式来开发，配以水下处理系统将会极大增加边际油田的采收率，如PAZFLOR油田。D离岸距离将会影响深水油气田外输方式的选择，即穿梭油轮和海底管道。在实际的工程中，深水油气田的外输方式要首先依托当地海域的基础设施来选择。如果当地海域的管网发达，基础设施健全，多采用海底管道来运输，例如墨西哥湾。反之，则多数采用穿梭油轮来输送原油，例如西非海域。同时，要考虑油藏规模和离岸距离对外输方式的影响。离岸距离较近，油藏规模不大，则常采用海底管线油气外输的方式；离岸距离较远，油藏规模较大，多数采用穿梭油轮来外输。原油外输方式的选择，最终应根据总体的经济性指标来决定。E修井作业的要求影响开发模式的选择。如果深水油气田的修井要求很高，则多趋向干式采油树的选用，如TLP、SPAR平台，但同时还要根据水深、油藏等因素来实际分析。F政策法规影响开发模式的选择。操作者要根据各海域当地政府的相关法规要求，对深水油气田进行开发模式的选择，例如美国2001年明令禁止FPSO的使用，这也是此生产储油装置在墨西哥湾发展缓慢的一个重要因素。西非深水油气田开发模式的控制因素除了上面的几个要素之外，还与作业者的公司偏好、海底环境、油气田的寿命、深水开发平台资源、平台退役等问题有很大的关系。但是，无论采用哪种开发模式，最终都要由深水油气田开发的总体经济性标准评判，以获得投资的最大收益。5结语西非深水油气田开发模式的选择，受各种控制因素的影响，例如水深、油藏规模、环境、经济等。从目前的应用情况来看，西非海域环境条件相对较温和，且政府对各浮式平台无明确限制，加上西非海域海底管网并不发达，故以FPSO为主平台的实现形式，包括FPSOSPSSHUTTLE、浮式钻采平台FPSOSPSSHUTTLE，以及利用附近已有水下基础设施进行水下回接的实现形式，是西非典型的开发模式。另外，一些新型的开发模式，例如FDPSO、BEACH、FLNG等开发模式将是未来西非深水开发模式的发展趋势。参考文献1BARKINDOM，SANDREAIUNDISCOVEREDOILPOTENTIALSTILLLARGEOFFWESTAFRICAJOILGASJOURNAL。2007，10523034C23HTTPWWWOFFSHOREMAGTOMINDEXARTICLEDISPLAY361014ARTICLESOFFSHOREVOLUME69ISSUE5INTERNATIONAL。REPORTDEEPWATERAROBUSTMARKETINACLIMATE0F_UNCERTAINTYHTMLE3廖谟圣，曹丽平我国海洋石油工业的进展及与国外差距和建议J石油矿场机械，2005，34213184方华灿对我国深海油田开发工程中几个问题的浅见EJ中国海洋平台，2006，214175LEIVWANVIK，JOHNMAGNEJOHNSENDEEPWATERMOOREDSEMISUHMERSIBLEWITHDRYWELLHEADSANDTOPTENSIONEDWELLRISERSC2OFFSHORETECHNOLOGYCONFERENCE，OTC12986，2001122I6KENNETHCHAMPSHIRE，BYRONJEIERMANN，TREVORFSMITHAZURITEFIELDDEVELOPMENTFDPSODESIGNANDINTEGRATIONCHALLENGESCOFFSHORETECHNOLOGYCON2010年第39卷第11期第8页石油矿场机械OILFIELDEQUIPMENT文章编号100134822010I1000803大腿应力集中损伤井架承载能力研究吴文秀，王孟法长江大学机械工程学院，湖北荆州434023摘要目前，国内外对损伤井架承载能力的研究局限于宏观损伤。通过等效处理坑蚀引起的应力集中损伤，借助有限元软件ANSYS计算含有应力集中损伤井架的承栽能力。与现场测试评定的结果比较，数值相差1，证明ANSYS软件的计算精度可以满足应力集中损伤井架的承载能力评定需要。关键词井架；坑蚀；应力集中；承载能力中图分类号TE923文献标识码ASTUDYOFBEARINGABILITYOFSTRUCTUREDAMAGEDDERRICKTOSTRESSCONCENTRATIONWUWENXIUWANGMENGFASCHOOLOFMECHANICALENGINEERING，YANGTZEUNIVERSITY，JINZHOU434023，CHINAABSTRACTPRESENTLY，THESTUDYONBEARINGCAPACITYOFDAMAGEDDERRICKSTRUCTUREWASDEFINEDTOMACROSCOPICINJURETHROUGHEQUIVALENTLYDISPOSINGSTRESSCONSTRUCTIONCAUSEDBYPITCORROSION，AIDINGBYFINITESOFTWAREANSYS，THEBEARINGCAPACITYOFSTRESSCONCENTRATIONDERRICKISC