段梦兰深水技术状况讲座

1深水油气田开发的关键工程技术及状况海洋石油工程股份有限公司李志刚杨晓刚钟文钟赵冬岩何宁张艳芳中海石油研究中心李新仲谢彬俞曼丽曹静冯玮张恩勇刘太元中国石油大学（北京）海洋油气研究中心段梦兰王懿赵天奉COPPE/UFRJSegenEstefen,CarlosLevi,顾继俊，安晨2009年11月19日中国造船工程学会海洋工程学术会议2报告提纲一、世界深水油气田开发状况二、深水油气田开发模式三、深水水面结构四、水下生产系统五、海底管线和立管系统六、连接与安装七、检测和监测3Deepwateroil/gashavebecomeessentialcontributorstoworldenergysupply.29giantdeepwateroilandgasfieldsdiscoveredwiththereservesof500MMboeintheworld；GOM,BrazilandWestAfrica:“hotspots”ofdeepwaterexploration&development.一、世界深水油气田开发状况4全球深水油气储量及投资预测数据来源：2007-2011全球海上油气预测（Douglas-westwood）储量投资5GulfofMexicoOilproduction,totalvs.deepwatergasproduction,totalvs.deepwater一、世界深水油气田开发状况6Brazil一、世界深水油气田开发状况78WestAfrica一、世界深水油气田开发状况9西非深水油气田位置示意图赤道几内亚尼日利亚刚果安哥拉加蓬象牙海岸10Continuousinnovationofnewequipments,advancedtechnologiesandcreativedevelopmentscenarios一、世界深水油气田开发状况11CharactersofdeepwateroilandgasE&DHighrisk,challengingtechnologiesandlargeinvestmentLargereserve,highproductionandshortdevelopmentperiodsHighdrillingsuccessrateLowcostforunitreserveandhighreturns一、世界深水油气田开发状况12中国南海区域水深分布图13Oil/GasResourcesinDeepwatersofSouthChinaSeaWaterdepth300-3000mRange200,000km26Depressionswith12000mthicknessofdeposition35TCFgasreserveexpectedNorthernDeepwaterregionofSCSLargeoil/gas-richDWregioninSouthChinaSeaNansharegion:16BasinsTotalArea:700,000km2and520,000km2locatedinChinawaterTotalresource:56.9×109tand34.9×109tlocatedinChinawater14Liwan3-1Discovery,apreludetoChina’sDeepwaterEngineeringSpud-up:04/27/2006Completion:3843mWaterdepth：1500mReserve:100Bnm315二、深水油气田开发工程模式荔湾3-1气田开发模式巴西西非美国16各种海上浮式平台图2-1各种海上浮式平台二、深水油气田开发工程模式17西非主要产油国现有深水油气田数目一览表国家数目国家数目Angola(安哥拉)50IvoryCoast(象牙海岸)3Nigeria(尼日利亚)28Gabon(加蓬)2EquatorialGuinea(赤道几尼亚)13Cameroon2Mauritania(毛里塔尼亚)5Ghana(加纳)1Conga(刚果)5二、深水油气田开发工程模式18目前，西非现有深水油气田的主平台主要有10种类型,另仍有不断创新的平台出现二、深水油气田开发工程模式19开发模式油田数量开发模式油田数量模式1：FPSO+SPS+Shuttle84模式7：FPSO+SPS+pipeline1模式2：TLP+FPSO+SPS+Shuttle6模式8：Spar+SPS+shuttle2模式3：CT+FPSO+SPS+Shuttle6模式9：FPSO+SS+SPS+Shuttle2模式4：FixedPlatform4模式10：FPS-Semi+SPS+Shuttle1模式5：FLNG+Shuttle2模式11：FPDSO+Shuttle1模式6：FPU+SPS+Pipeline1模式12：Beach1西非现有深水油气田开发模式（350m）二、深水油气田开发工程模式20（1）以顺应塔平台(CT)为基础的开发模式（2）以浮式生产储油轮(FPSO)为基础的开发模式（3）以张力腿平台(TLP)为基础的开发模式（4）以Spar平台为基础的开发模式（5）以半潜式（SS）平台为基础的开发模式（6）利用水下回接到已有设施进行开发（7）无任何水面设施的生产系统2.深水油气田开发模式的主要类型二、深水油气田开发工程模式21CT+干式井口+海底管线CT+水下生产系统+海底管线CT+水下生产系统+FPSO+穿梭游轮（1）以顺应式塔平台(CT)为基础的开发模式A.实现形式B.主要特点水深305~915m，应用水深535m，GOM，塔高623m数量共4座，3座在GOM，1座在西非，另有1座在西非正处于建设中，2010年投产优点①集钻井、修井、生产、生活居住和动力平台于一体，不需要辅助钻井船和外部设备②比其它固定平台的结构轻，用钢量少，相同重量的平台允许的水深更大③能够被作为中央平台使用，比传统的固定平台或浮式平台更容易建造④采用干式采油树及钢悬链线立管，降低成本且方便控制和维护⑤与浮式生产设施相结合进行海上油田的开发，可以充分发挥各自的优势缺点①适用水深有限，经济水深不能超过900m②适用于大、中型海上油田，不适合于储量小、开发寿命期较短的小油田③顺应塔平台无法重复利用（需考虑平台退役问题）以CT平台为基础的开发模式的特点二、深水油气田开发工程模式22CPT平台示意(Angola，BBLT，396m)二、深水油气田开发工程模式CT+FPSO+水下生产系统+shuttle(Angola，BBLT，396m)23FPSO+水下生产系统+穿梭油轮（FPSO可有2个）FPSO+浮式平台（TLP，半潜式平台）+水下生产系统+穿梭油轮FPSO+水下生产系统+高温高压海底管线（2）以浮式生产储油轮(FPSO)为基础的开发模式A.实现形式B.主要特点水深30~2300m，应用水深1789m，巴西；2010年2600m,GOM数量墨西哥湾较少，巴西和西非较多优点①集生产、储存和卸油一体②适用水深范围广，尤其适合深水开发中应用③适用于各类海上油田，可用来开发边际油田④能重复使用，可以移动到下一个油田继续开发，经济有效，投产快⑤对远离大陆、敷设海底管道成本过高的油田开发优势明显⑥储油能力大，甲板面积宽阔，承重能力与抗风浪环境能力强⑦投资成本低，可新建，也可用旧油轮改装⑧若采用油船改装成FPSO，优势更为显着缺点①常用穿梭油轮外输原油，如用作气田开发时要用管线外输②不具有钻、修井能力，修井使成本较大表2-2以FPSO平台为基础的开发模式的特点二、深水油气田开发工程模式24TLP+FPSO+水下生产系统+shuttle(Angola，KizombaA，1006~1281m)FPSO（1）+水下生产系统+shuttle(Angola，Pazflor，600~1200m)FPSO+水下生产系统+高温高压管线(Nigeria，Akpo，1200~1400m)FPSO（2）+水下生产系统+shuttle(Angola，KizombaC，732m)西非部分油田开发模式示意二、深水油气田开发工程模式25TLP+干式井口+海底管线（上部组块重量小）TLP+水下井口+海底管线TLP+FPSO/FSO+水下生产系统+穿梭油轮（3）以张力腿平台(TLP)为基础的开发模式A.实现形式B.主要特点水深100~2400m，应用水深1433m，GOM数量①共25座，墨西哥湾16座、西非4座、挪威2座、印尼2座、北海1座优点①垂向运动得到限制，避免在波浪中的共振现象，故平台的整体安全性和稳定性较高②井口系统设置在甲板下，重心低，适合于大规模深水油田的开采③在深海作业总体运动性能好、抗恶劣环境能力强、造价低、结构合理④浮体与上部模块一体化，可在建造码头边进行，降低海上安装和维护费用缺点①TLP的非线性动力响应，会危及平台安全的长周期慢漂运动，以及高频响应中所产生的二阶和频力(springing)和高阶脉冲力(ringing)②张力腿的极限承载能力、疲劳断裂、可靠性以及维修问题仍有一定的限制③无储油能力，需要海底管线或FPSO配套④对上部重量非常敏感以张力腿平台(TLP)为基础的开发模式二、深水油气田开发工程模式26传统式张力退平台迷你式张力腿平台扩展式张力腿平台海之星张力腿平台各种常见的TLP平台二、深水油气田开发工程模式27TLP+FPSO+水下生产系统+shuttle(Angola，KizombaB，1006~1037m)以张力腿平台(TLP)为基础的典型开发模式二、深水油气田开发工程模式28Spar+干式井口+海底管线Spar+水下生产系统+海底管线（4）以Spar平台为基础的开发模式A.实现形式B.主要特点水深600~3000m，应用水深2440m，GOM数量墨西哥湾最多，其次是巴西，西非还没有相关数据显示优点①特别适宜于深水作业，运动稳定、安全性良好②灵活，易于拖航，可重复利用③经济，采用了系泊索固定，其造价不会随着水深的增加而急剧提高，且低于TLP缺点①井口立管、浮筒和支撑的疲劳较严重②筒体易产生涡激振动，使浮筒、立管和系泊系统产生疲劳③其安装需要大型海上吊装船Spar平台为基础的开发模式二、深水油气田开发工程模式29传统式单柱筒式多筒式单柱筒式框架式单柱筒式常见的几种spar类型二、深水油气田开发工程模式30Spar+水下生产系统+Pipeline（1515m,GOM）Spar+干式井口+Pipeline（800~1000m，GOM,气田）二深水油气田开发模式的特点及适用性31注：马来西亚东部Sabah的Kikeh油田，1300mSpar+FPSO+水下生产系统+Shuttle二、深水油气田开发工程模式32典型实现方式：半潜式钻采平台（SS）+水下生产系统+FSO（FPSO）（5）以半潜式（SS）平台为基础的开发模式A.实现形式B.主要特点水深60~3050m，应用水深2414m，GOM数量①墨西哥湾、巴西较多，西非较少（2座，前期工程设计阶段，878m，528m）优点①扩展式锚固，不需要特殊转塔锚固系统，先进的SS采用动力定位②大部分用于生产的半潜式平台是由钻井平台改进而成，极少数是新造的，初始投资小③相对FPSO而言，比较稳定，运动较小④易于连接钢制悬链式立管缺点①需采用水下湿式井口，不易井口操作和维修②当需要对油井直接操作时，费用可能会很高③大部分没有储油能力，需用管线/FPSO+穿梭游轮外输以半潜式（SS）平台为基础的开发模式二、深水油气田开发工程模式33FPS-semi+水下井口+Pipeline（NaKika,1770~2360m,GOM,油气田）二、深水油气田开发工程模式34卫星井（水下井口）回接；底盘井口回接水下管汇回接（多个井口）（6）利用水下回接到已有设施进行开发A.实现形式B.主要特点特点①通过海底生产管线回接到附近油田的基础设施进行处理和外输，经济有效，成本低②特别适合储量较小的海上边际油田开发③主要依赖于已有的生产设