流花油田群到底如何开发，FPSO or TLP？

船舶新闻

电梯直达 主题  发表于 2016-12-12 09:07 | 只看该作者 |只看大图  本帖最后由 船舶新闻 于 2017-11-19 19:04 编辑 前言Upstream12月6日新闻说“中海油已经确定流花油田群的开发方案”，文章表示“中海油已经决定采用Subsea+FPSO的方案开发流花油田群”。Upstream是一家新闻媒体，此前多次出现过对国内油企尤其是中海油相关决策的失实报道，我对于其所谓的“确定开发方案”说法表示怀疑。但可以明确的是，之前的TLP开发方案由于多种原因的影响已经放弃是不争的事实（已得到知情人士证实），未来流花油田群的开发方案有很大可能是Subsea+FPSO。   首先了解一下流花油田群的概况。 流花油田群由LH11-1、16-2、20-2以及另外1~2个油藏组成，整体位置位于珠江口盆地，距离香港200km以上，水深分布范围在300~400m左右。当前LH11-1处于开发状态，其余几个油藏均为近年来的新发现。流花油田对于海油南海东部公司意义重大，是该地区当前乃至未来一段时间原油稳产、高产的重要保证。   图1 流花油田位置 1老LH11-1----曾经的辉煌   LH11-1油田位于中国南海珠江口盆地，距离香港220km。由南海东部公司与阿莫科共同开发。1987年1月发现，1996年正式投产。该油田属于中大型高凝重油油田，探明地质储量15378X10^4t，水深330m，高峰产量65000bpd，连续生产20年以后其产量还维持在1w桶以上，相当不容易。当前进行开发的只是其中的一小部分。油田设计开发年限12年，现已超期服役。实际投资6.22亿美元。   图2 LH11-1基本数据 由于油田本身油品特点和受限于当时的技术条件，LH11-1油田开发设施由一座半潜生产平台“南海挑战”号（由旧钻井平台改造而来）、卧式水下井口、内转塔永久系泊单点FPSO“南海胜利”号（旧油轮改装）、海底管线、柔性立管组成。   图3 南海挑战FPS，8立柱带横撑斜撑，典型3代钻井平台 南海挑战FPS改造半潜方案全部费用不超过2亿美元，相比于TLP方案12亿的“天文数字”要经济的多。平台设计环境条件为百年一遇，具备钻完井、修井以及安装、回收、维修水下井口设备、控制水下井口、为电潜泵提供电力的功能。平台设计寿命20年，生活模块容纳130人。采用优化后的11点系泊系统永久系泊在作业点位置。   图4 南海胜利FPSO 南海胜利FPSO为14万吨旧油轮改装而成，改装工作由MODEC完成，SOFEC为单点供货商，十点永久系泊，紧急情况下可解脱。原油日处理能力65000bpd，液处理能力300000bpd。   图5 老LH11-1开发方案示意 油田水下井口为H形布置的水下集成井口系统，包括世界上首次采用的卧式采油树和湿式电接头，还包括井口管汇、电潜泵、液压井控、软管、水下控制系统以及跨接管等。 2006年，台风“珍珠”袭击了该油田，造成挑战号FPS11根系泊缆中的7根破断，软管破裂，油田停产，随即“南海挑战”FPS进行了坞修，与2007年复产。整个复产工程全由国内完成，也体现了我国在海洋工程整体技术能力有了较大的进步。   从当前的油田开发状况来看，部署的半潜FPS和FPSO肯定是熬不到油田弃置那一天了。谁来接替“南海挑战”和“南海胜利”继续开发11-1是一个悬而未决的问题。 2新发现LH16-2、20-2   2010年LH16-2被发现，2015年日产8000bpd轻质原油的LH20-2被发现。这两个油藏距离不远，油品状况较好，也是我国比较难得的海上轻质原油发现，开采价值较高。     图6 11-1与16-2油品对比 两个油藏属于中型油藏，从产量上来看，16-2的高峰产量大概在万桶左右，20-2产量接近万桶。与11-1相比产量就太少了，联合开发是必然的选择。 3开发方案的变化及影响因素   在20-2发现之前，流花油田群的预期开发方案是：11-1新建一座TLP以代替老FPS；16-2部署一艘TLP，重新部署一艘新建FPSO连接两个TLP实现开发，老的FPSO退役。 TLP代表了典型的干树开发方案，而水下井口则是湿树开发方案的依托。二者的特点和适用范围不尽相同，总结起来大概就是：     图7 干树开发与湿树开发 关于TLP方案被否的原因我个人认为主要有如下几个： （1）油价持续走低，使得TLP方案不能满足盈利要求油价高企的时候油公司出手阔绰，同时也更具有逐利的动力。像中海油这样的上游油公司对于油价的依赖性更强。TLP开发能力强，投产以后油公司可以短期实现大量原油生产，快速回本开始盈利。油价一跌，TLP的一次性投入变得不可接受。这时候subsea+FPSO的整体投资优势就显现出来了，方案一次性投入少，虽然整体开发能力有限，但也不是不可接受，细水长流总比勒紧裤腰带没饭吃要强得多。 （2）Pre-Feed显示在流花部署TLP具备相当程度的挑战 流花水深在300~500m范围内，这个水深比较尴尬，说浅不浅，说深也算不上深。国外的应用实践证明TLP的最佳应用水深在千米左右。相比于90年代的环境条件，新流花的设计环境条件恶劣不少。无论是D开头的公司做的Pre-feed和Technip做的Pre-feed都显示在这个海域部署的TLP的平面位移、张力腱底部转角等关键控制因素上的挑战巨大。更进一步的讲，中国在环境条件上的相关研究基础薄弱，环境条件数据存在很大的不确定性。个人认为风险的不可接受性是TLP方案被否的最主要原因。 （3）TLP对于中国来说是新技术，国内没有相关技术储备，这个是事实，无需多言。 （4）20-2及其他油藏的发现使得FPSO+Subsea具有优势 2015年20-2及周边油藏的发现是推倒TLP方案的最后一根稻草。20-2附近油藏油品与16-2类似，距离16-2也不远，实现联合开发是很自然的事。我们知道TLP对于组块重量异常敏感，实现联合开发组块势必要改，16-2的平台方案还要不要重做，或者说还有没有必要重新做都是问题。由于大环境已经改变，放弃TLP方案也是必然的结果。 从积极的方面来看，TLP方案能够成为油田开发比选方案中一员，并一度有望成为最终方案这一过程本身就证明了中海油的进步。深水油气开发必然要靠浮式平台，而我国还没有成熟的、有经验可循的、适合我国油藏和环境条件的开发模式。在摸索的过程中尝试多种方案，增强技术积累是很有意义的。从这个角度来看，给Technip2000w的学费还是挺值的。 总结起来就是：油价走低是主因，风险太大是根本，不具优势是必然，学到东西也不亏。 4结语 作为海洋石油后发国家，如巴西、尼日利亚、安哥拉，往往开发模式都是惊人的一致：半潜、FPSO、Subsea。 中国同样也是后发国家，但中国有自己的特点：油田规模普遍较小、深水地质条件更复杂、环境条件跟恶劣等等。究竟哪种开发模式更适合中国的国情恐怕还需要相当长的一段时间用实践来寻求答案，但我个人感觉应该为期不远了。 当年老流花的开发也是处于油价低迷的时期，最终依靠合理的、先进的开发方案取得了油田开发的重大突破和成功，曾被誉为“海洋石油工业皇冠上的明珠”，当然，现在“明珠“太多，搞得皇冠珠光宝气，但这个明珠在当年可是实打实的。 流花油田代表了曾经中国海洋石油开发的最高水平，油田群未来的开发对于潜在周边的油气勘探和开发都有着很重要的示范与依托作用。未来的中国南海油气开发不会因为油价走低而停下脚步，实行更理性更经济的开发策略一定能让流花再创辉煌。                 来源：DGoffshore（微信公众号IDGoffshore）