观察丨新模式助推深水油气开发

观察丨新模式助推深水油气开发本章共25字, 更新于: 2024-12-15 21:33:24

近十年，观察丨新全球70%~80%的模式新油气田发现于海洋，其中近三分之二集中在深水区。助推当前，深水我国深水油气勘探开发仍处于初期，油气增储上产前景广阔。观察丨新

深水，模式尤需深耕。助推这“深”，深水不仅在于触及更为隐秘的油气角落，唤醒沉睡的观察丨新能量；更指向极限挑战下，愈加高端的模式技术研发和模式创新。

“深水导管架平台+圆筒型FPSO”“水下生产系统+浅水导管架处理平台+深水半潜式平台远程操控系统”……记者注意到，助推近期我国深水油田经济高效开发的深水全新模式涌现，对保障国家能源安全、油气加快培育海洋能源新质生产力意义重大。

大国重器的强强联合

9月19日9时28分，在距离深圳东南约240千米的亚洲第一深水导管架平台“海基二号”上，随着投产指令的发出，水下机器人(20.730, 0.00, 0.00%)缓缓开启300多米深的水下采油树，原油通过水下管汇进入生产处理系统，经“海基二号”预处理后输往2.5千米外的亚洲首艘圆筒型FPSO（浮式生产储卸油装置）“海葵一号”，火炬徐徐点燃。这标志着我国首个深水油田二次开发项目——流花11-1/4-1油田二次开发项目在珠江口盆地海域正式投产。

流花11-1油田是我国第一个深水油田，1996年3月建成投产，推动当年我国海上原油产量首次突破1000万吨。作为一个世界级开发难度的深水礁灰岩油田，历经28年开采，流花11-1油田仍有较大的开发潜力。中国海油(26.410, 0.00, 0.00%)开展油田综合调整项目研究，推动油田群可采储量和采收率大幅提升，开采寿命延长30年。流花11-1油田与流花4-1油田联合开发，迎来了二次开发的机遇。

按照常规模式，深水油气田开发一般采用“水下生产系统+浮式生产装置”，成本较高。如何提升经济性？

“流花项目团队从技术、经济、国内产业链建设等多方面进行论证比选，采用干式开发技术代替水下开发方式，采用自研多点系泊系统代替单点系泊系统，开创了‘深水导管架平台+圆筒型FPSO’开发模式，标志着我国深水油气开采领域的自主设计建造能力达到世界先进水平。”中国海油深圳分公司副总经理袁玮介绍道。

中国海油总经理周心怀也强调，流花项目是亚洲首个采用“深水导管架平台+圆筒型FPSO”开发模式的油田，在推动亿吨级深水油田焕发新生的同时，大幅降低工程建设和生产成本，为高效开发类似深水油气田贡献了中国方案。

在海洋石油工业中，与深水的“缠斗”可不止于此。

9月27日，我国首个深水高压气田“深海一号”二期天然气开发项目在海南岛东南陵水海域正式投产，标志着我国完全攻克深水高压油气藏开发这一世界级难题，深水复杂油气资源开发能力跻身世界先进行列，对提升我国深海资源开发整体水平具有重要意义。

“深海一号”是我国首个自主勘探开发的超深水大气田，天然气探明地质储量超千亿立方米，一期工程于2021年6月25日建成投产，标志着我国海洋石油工业实现从300米到1500米的历史性跨越。二期工程开发距离“深海一号”能源站约70千米的陵水25-1区块，区域水深近千米，于2015年勘探发现，2019年拓展勘探取得成功，天然气探明储量超500亿立方米。

据“深海一号”二期天然气开发项目经理刘康介绍，中国海油在“深海一号”二期项目首创“水下生产系统+浅水导管架处理平台+深水半潜式平台远程操控系统”的开发模式，分南、北、东3个井区密集部署12口深水气井，新建1座导管架平台、1套水下生产系统，铺设5条海底管道和4条脐带缆，并对“深海一号”能源站、崖城13-1平台和南山终端进行适应性改造。

刘康告诉记者，经过精密设计，该气田所产深水油气会沿着超过115千米长的海底管道由深及浅“拾级而上”，进入位于浅水区的“四星连珠”海上平台进行处理加工，最终流向海南岛和粤港澳大湾区的千家万户，而气田的水下生产系统则由同样位于深水区的“深海一号”能源站进行远程操控。

“这种‘深浅结合’‘新老结合’的开发模式创新，是‘深海一号’二期项目能够实现经济高效开发的基础。”中国海油海南分公司党委书记、总经理姜平总结称。

发展新质生产力的深海实践

“强强联合”的背后，是一场发展新质生产力的深海实践。

据了解，流花11-1/4-1油田二次开发项目建设历时近4年，中国海油联合国内40多家先进制造业企业，攻克一系列技术难题，实现S420级超强度钢、高韧性永久系泊聚酯缆绳、自研中央控制系统等3项世界首创技术和15项关键技术国内首次应用，工程质量、安全、进度等均达到世界先进水平，使我国具备了根据不同海域、不同油田，自主设计制造不同类型深水油气装备的能力。

值得一提的是，“海葵一号”为全球首个集成海洋一体化监测、船体运动与系泊数字孪生、三维可视化管理等近10套数智化系统于一身的圆筒型FPSO，可在台风期间实现远程遥控生产。

“相比‘深海一号’一期，二期项目面临的自然条件更加复杂，水下工程作业量大幅增长，整体作业难度显著增加。”刘康解释，该项目地层最高温度达到138摄氏度；地层最高压力超过69兆帕，相当于家用高压锅的1000倍；设计总井深超6万米，接近7座珠穆朗玛峰的高度；主要生产设施地理距离跨度超过170千米，超过北京到天津的直线距离；是我国迄今为止自主建设的地层温压最高、钻井总井深最大、主要作业设施覆盖海域面积最广的深水气田。

从勘探发现到最终建成，“深海一号”二期项目开发建设达9年之久。面对“深水、深层、高温、高压”四大难题，中国海油牵头开展关键核心技术攻关，形成7项世界首创技术，建成全球首套千米级深水自动发球管汇，带动脐带缆光连接器、海洋平台透平发电机、大功率热介质锅炉、高密度无固相完井液等一大批装备和产品成功实现国产化，填补多项国内技术空白。

与此同时，中国海油整合国内外优质资源投入“深海一号”二期项目建设，探索实施多项精益管理举措，实现了风险管控、质量保障和效率提升的协调统一，有力推动平台建造、海上安装、深水钻完井等各项作业全面跑赢计划，多次刷新深水油气开发作业行业纪录，形成了一套具有中国特色的深水高压气田勘探开发技术体系。

据透露，“深海一号”二期项目全面投产后，“深海一号”整体的天然气年产量将增长到45亿立方米以上，为海南省2023年天然气消耗总量的1.67倍。

中国海油党组书记、董事长汪东进表示，中国海油深入贯彻落实党中央、国务院重大决策部署，持续推动实施“大力提升油气勘探开发力度七年行动计划”，推动“深海一号”等油气增储上产重大项目捷报频传，实现国内海上油气产量连续5年保持增长。未来，中国海油将瞄准建设世界一流能源企业目标，加大深水复杂油气资源勘探开发力度，发展深海能源新质生产力，努力在海洋能源开发利用前沿领域形成更多可复制、可推广、高价值的科技创新技术成果，为保障国家能源安全和推动我国海洋石油工业高质量发展作出更大贡献。

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