陵水半潜奠定海洋油气开发的中国模式

自周五“中国第一个自营深水项目陵水17-2启动”一文发表以来，截止目前已有超过4000的阅读量，可以看出业界...



自周五“中国第一个自营深水项目陵水17-2启动”一文发表以来，截止目前已有超过4000的阅读量，可以看出业界对于陵水项目的关注度非常高，同时也带来了质疑和讨论，就此小编进一步的解读一下陵水半潜成功之处与突破意义。

由于小编行文的问题，上一篇文章产生了不必要的误解，在此重新解释一下导管架方案与半潜方案的特点和优劣。

导管架方案主要由：浅水导管架中心平台、水下生产系统、海底管道三部分组成，模式与荔湾3-1相似，即：

水下生产系统通过管线从水深1500m左右的井口位置爬升至水深200m左右的浅水平台位置与浅水中心平台连接；

中心平台对油气进行处理后，气通过管线连接崖城-香港输气管线；凝析油通过管线与YC13-1气田平台连接，并通过崖城输油管线输送到海南终端，大致如下图所示：



半潜平台方案：负责油气处理的半潜平台位于井口上方，水下生产系统回接半潜平台；平台负责油气处理、分离；凝析油储存在半潜平台，通过DP穿梭油轮进行外输；天然气通过SCR连接海底管线并与崖城-香港输气管线相连，如下图所示：



半潜平台的优势：

1）建设投资

导管架方案：重量参考荔湾3-1，导管架重2.6万吨，组块重3.2万吨。铺设浅水管线180km，深水管线60km。安装水下采油树、管汇。导管架和组块可在青岛或珠海建造，导管架滑移下水，组块浮托安装。

半潜方案：组块重量参考荔湾3-1，组块重3.2万吨，船体重量3万吨。铺设管线110km。安装水下采油树、管汇。新建/采购/改建 DP穿梭油轮若干艘。船体可在青岛场地或来福士建造，组块可在青岛场地建造。组块运至船坞总装，随后湿拖至安装地点进行安装。

总的来说，半潜方案会节省一条百公里左右的输油管线，需要购置DP 穿梭油轮，多出一套系泊系统和脐带缆及SCR的投资，但安装费用会少一些。综合比较的话半潜平台在建设投资上具有一定的优势。

2）提高气田采收率是半潜平台方案的最大优势



荔湾气田由于采用浅水导管架+水下生产系统长距离回接的模式，1500m水深处的天然气需要向上爬升1300m，途径近80km的管线才能输送到潜水平台，这过程中产生了压力递减。从新闻中我们得知荔湾14年投产后正常生产仅能维持到2018年，产量递减明显。如果陵水气田采用同样的开发模式将面临同样的问题。

如果采用半潜方案，中心平台位于井口上方，管线长度较短，井口产出物克服的压降相比于几十公里的管线要小很多，这样就可以能够有效地提高气田采收率，从而体现出深水浮式开发方案的优势。

相比于其他浮式平台，半潜平台的优势在于建造技术难度低（国内有成熟经验）、SCR适应能力较好（虽然不如Spar，但通过优化可以较好的解决）、较大的排水量能够实现储油功能、总装调试方便安装成本低、甲板面积大，方便布置等，这个在前一篇有所比较，在此不再赘述。

当然，如果采用导管架方案可以通过海底增压或者其他工艺手段来实现增产，但水下增压设备轻则几千万重则上亿美元的投资对于现在都小本经营的油公司是不可接受的。半潜方案的优势不是其他方案可比的。

在油价走低的今天，经济性已经成为油公司决策的首要考虑因素。具体到陵水项目，由于中俄、中哈管道油气进口以及亚马尔项目的竞争，陵水天然气的消纳其实是面临较大挑战的。采用半潜方案无论是整体投资还是气田采收率上都具备明显的优势，有助于提高陵水气田的竞争优势。另外，随着崖城气田的日益枯竭，陵水的及时发现也弥补了崖城至香港的天然气供应，这对于保证能源安全也十分有利。老LH11-1的半潜平台“南海挑战号”（简称LH FPS），由二手钻井平台改装而来，其主要功能是：

1）水下生产系统供电、控制、回接、维修；

2）钻修井；

3）油田产出物外输至“南海胜利”FPSO。

LS半潜（简称LS Semi）主要功能是：

1）水下生产系统供电、控制、回接；

2）油气分离、处理；

3）凝析油储存、外输；

4）天然气处理、外输；

5）未来邻近气田的回接。

LS半潜本质上是中心平台，兼顾井口平台部分功能，是带头大哥。

从功能上讲，LS半潜更复杂、挑战更多，但不意味着LH半潜技术水平很低。在LH半潜投产的那个年代，世界范围内的浮式开发模式刚刚出现还没有进入规模使用的阶段，LH半潜在那个年代所代表的的技术水平毫无争议是世界一流的。LH半潜20多年的运营也为海油积累了大量经验，为当前中国浮式平台的应用奠定了基础。个人认为陵水半潜方案更进一步的意义是奠定了海洋油气开发的中国模式。

中国南海北部大陆架范围较短，距离海岸线200km左右，在这个范围内水深变化较缓，最深不到500m。在海岸线200km开外，大陆架陡然下降至1500m，形成一个非常陡的大陆坡，近年来在这个区域内发现了荔湾气田和陵水气田，暂时还没有油田的发现。荔湾气田与陵水气田的井口多，分布范围广，这极有可能是南海北部大陆坡油气分布的共同特点。

由于井口多且分布较广、井口水深较大（1500m），干树平台并不能显现出明显优势。1500m接近TLP的应用极限，Spar用于干树开发的水深极限1700m但由于建造、安装等条件限制基本不会有应用的可能。FLNG在广泛应用之前没有在这一海域投产的可能性。FPSO有可能应用于该海域的深水开发，但我认为需要墨西哥湾深水FPSO项目的实践证明。在大陆架区域，半潜+FPSO已经证明了其对于中国海域的适应能力（虽然遭遇了几次事故，但问题不在开发模式上）。在珠江口盆地、莺歌海盆地油气开发设施逐渐丰富的今天，采用半潜+subsea的模式进行开发相比于20年前要方便的多。

综合而言，半潜+Subsea模式有可能是“什么开发模式能够代表中国模式”这一命题的最终答案。我想这个应该是陵水半潜方案最具意义的贡献和突破。



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