北極海洋工程模式及關鍵技術裝備進展

黨學博，李懷印中國石油化工股份有限公司石油勘探開發(fā)研究院，北京100083

北極海洋工程模式及關鍵技術裝備進展

黨學博，李懷印
中國石油化工股份有限公司石油勘探開發(fā)研究院，北京100083

為彌補我國對北極海上油氣工程研究不足的現(xiàn)狀，針對北極地區(qū)海上已投產(chǎn)或有明確開發(fā)規(guī)劃的項目，歸納出七種主要的海工模式，包括：人工島+海底管道、混凝土重力式平臺+穿梭油輪或海底管道、導管架平臺+海底管道、海油陸采、FPSO+水下系統(tǒng)、浮式平臺+海底管道以及水下生產(chǎn)系統(tǒng)+陸上終端，并對每種海工模式的優(yōu)缺點和適用條件進行了分析，同時對北極海上關鍵工程技術裝備及其應用進行了詳細介紹，最后對北極地區(qū)的海工技術進行了展望。

北極；海工模式；混凝土重力式平臺；人工島；FPSO

北極油氣資源十分豐富，勘探開發(fā)活動逐年增多。截至2014年1月，北極地區(qū)總計發(fā)現(xiàn)各類油氣田439個，已發(fā)現(xiàn)總2P可采儲量3 372億桶油當量（1桶≈0.159 m3），剩余2P可采儲量2 533億桶油當量。近年來，美國地質(zhì)調(diào)查局（USGS）、挪威國家石油公司（Statoil）、俄羅斯自然資源部等機構(gòu)都對北極地區(qū)做了多次的油氣資源評價，均認為北極是地球上擁有大量待發(fā)現(xiàn)資源和勘探程度最低的地區(qū)之一，其中海上油氣資源占北極油氣總量的84％，因此安全高效地開發(fā)海上油氣是實現(xiàn)北極資源開發(fā)的關鍵。

隨著全球氣候變暖，北極海冰融化加速，未來有可能延長海上作業(yè)窗口，降低工程費用，對海冰的管理也將向有利方向發(fā)展，北極航道的商業(yè)通行也將對油氣外運有利。但是，北極的自然條件惡劣，冬季氣溫低至-40℃，對設備穩(wěn)定性和材料抗凍性要求較高；北冰洋常有風暴潮和浮冰困擾，作業(yè)窗口期較短，作業(yè)常被打亂；北極分布有大范圍永久凍土帶，給基礎施工帶來較大困難；基礎設施不完善，后勤保障條件差，材料和設備運輸費用高；生態(tài)環(huán)境脆弱、環(huán)保要求高，因此在北極地區(qū)開展海洋工程建設極具挑戰(zhàn)性。

本文對已投入開發(fā)及有明確開發(fā)計劃的北極海洋工程技術與裝備進行回顧，系統(tǒng)總結(jié)了不同類型油氣田開發(fā)采用的海工模式，深入分析關鍵裝備的特點和適應性，并根據(jù)勘探開發(fā)形勢對工程技術的發(fā)展趨勢進行了展望，希望對北極海上油氣田工程方案編制和裝備研發(fā)有所幫助。

1 北極地區(qū)海上油氣開發(fā)項目概況

北極海上已發(fā)現(xiàn)油氣田147個，其中僅有32個已投產(chǎn)或有明確開發(fā)計劃，產(chǎn)能規(guī)模350萬桶/d（約1.75億t/a），這些項目集中在俄羅斯、加拿大、美國、挪威等4個國家，其中俄羅斯最多，達到10個，其次是加拿大9個，美國7個和挪威6個。32個項目的作業(yè)水深在3～1 100 m之間，大多數(shù)水深小于100 m，離岸距離在100 km以內(nèi)，挪威海和巴倫支海上項目水深較大，離岸距離較遠。北極海上油氣開發(fā)始于1964年的庫克灣（Cook Inlet），但在已經(jīng)投產(chǎn)運行的22個項目中，只有7個是2000年之前投產(chǎn)的，如圖1所示。

圖1　北極海上項目投產(chǎn)時間

2000-2014年間，受油價高位運行、全球經(jīng)濟復蘇、常規(guī)油氣資源減少、資源國態(tài)度趨于積極、技術進步和自然環(huán)境趨好等驅(qū)動因素影響，國際石油巨頭競相將北極列入公司戰(zhàn)略發(fā)展規(guī)劃，北極油氣勘探開發(fā)進程逐漸加快。當前已經(jīng)進入北極的國際、國家及獨立油氣公司主要有：美國ExxonMobile、ConocoPhillips、Chevron、英荷Shell、英國BP、俄石油Rosneft、俄氣Gazprom、Lukoil、挪威Statoil、意大利Eni、西班牙Repsol、法國Total、加拿大Husky以及Suncor等。這些大公司綜合實力雄厚，不僅能提供北極開發(fā)所需的巨額資金，還能在技術、管理、運行、環(huán)保、后勤等方面提供保障，促進北極海洋工程技術的發(fā)展。近段時間，國際油價大幅下跌，給北極海上油氣開發(fā)進程帶來了不利影響，Shell等公司為削減投資，宣布暫緩執(zhí)行北極開發(fā)計劃。不過，考慮到北極豐富的油氣資源和潛力，未來油價回升后，北極的開發(fā)活動一定會再次活躍起來。因此，在行業(yè)發(fā)展的低潮期，應開展理論研究和工程技術研發(fā)，為未來新一輪的油氣開發(fā)做好準備。

2 主要海工模式

海上油氣田開發(fā)模式的選擇非常重要，是方案篩選和可行性研究階段最重要的研究內(nèi)容之一。海工模式一般包括生產(chǎn)平臺、水下系統(tǒng)、油氣外輸（運）、鉆井方式等。根據(jù)北極32個海上項目的具體特點，歸納總結(jié)出7種典型海工模式。

2.1人工島+海底管道

人工島一般由圍護結(jié)構(gòu)、堤心填料和護面組成，常見的人工島有四種型式：犧牲海灘人工島、砂袋式人工島、鎧裝斜面人工島和沉箱式人工島。人工島的優(yōu)點是可以為海上油氣田開發(fā)創(chuàng)造陸地環(huán)境，鉆井和油氣處理設施均位于島上，經(jīng)過處理的油氣經(jīng)過海底管道外輸；缺點是施工周期長，需要從附近海域或者陸上運輸大量建筑材料，對環(huán)境的破壞較大。人工島一般適用于水深小于10 m的極淺水域，目前在北極主要應用在阿拉斯加北部近岸地帶，典型項目有Northstar、Nikaitchuq和Oooguruk等。

2.2混凝土重力式平臺+穿梭油輪或海底管道

重力式平臺（GBS）是北極目前主要采用的平臺形式。經(jīng)過處理的原油可以儲存在底部沉箱內(nèi)定期裝船外運，也可以通過管道直接外輸。重力式平臺按照平臺建造材料性質(zhì)不同可細分為三種：鋼筋混凝土、鋼、鋼-鋼筋混凝土，目前應用最多的是鋼筋混凝土重力式平臺。雖然混凝土重力式平臺存在機動性能差、占地大、難拆除等缺點，但是憑借其自身重力，具有較高的整體穩(wěn)定性，混凝土材料還提供了較高的抵抗冰荷載的能力和抗海水腐蝕能力。混凝土重力式平臺在北極水深50 m以內(nèi)的淺水區(qū)塊中應用較多，例如俄羅斯的Sakhalin II、Arkutun-Dagi、Prirazlomnoye、PA-B、LUN-A等。在平整冰較少且冰山為主要控制因素的亞北極海區(qū)，混凝土重力式平臺可以應用在小于200 m水深的海域，如加拿大的Hibernia，在建的Hebron項目等［1］。

2.3導管架平臺+海底管道

導管架平臺+海底管道模式在世界淺水海域應用最廣泛，是北海、墨西哥灣、中東、中國渤海等淺水區(qū)主流海工模式，適用水深范圍在300 m以內(nèi)。該模式在北極也有應用但非常有限，主要原因是北極海域冰荷載是結(jié)構(gòu)設計的控制荷載，導管架平臺的側(cè)向承載能力難以抵御冰荷載的作用，冰荷載可能對導管架平臺造成嚴重破壞。因此，該模式適用于海況較好的淺水區(qū)，目前，主要在美國阿拉斯加南部的庫克灣地區(qū)使用，這些地區(qū)普遍沒有多年冰的作用。

2.4海油陸采（陸上鉆大位移井）

海油陸采模式的主要特征是從岸邊陸上鉆大位移井開發(fā)近岸海上油氣田，目前大位移井的水平位移記錄已超過10 km。該模式優(yōu)點是可以避免修建人工島或者重力式平臺，減少海上工作量，減輕對生態(tài)環(huán)境的影響。該模式需要采用先進的大位移鉆井技術，難點主要來自鉆井，包括摩阻大、鉆井下套管困難、巖屑堆積、卡鉆、井壁失穩(wěn)、井眼軌跡控制困難等。BP公司的Liberty項目、俄油與中石化的薩哈林Veni凝析氣田項目，均考慮采用這種模式開發(fā)。

2.5FPSO+水下系統(tǒng)

FPSO+水下系統(tǒng)模式由FPSO和水下井口、海底管匯、海底管道和立管組成，廣泛應用于世界其他水域，是較為成熟、發(fā)展前景較好的一種海上油田開發(fā)模式。考慮到FPSO抵抗惡劣環(huán)境的能力較差，北極地區(qū)主要應用于環(huán)境條件相對緩和且無冰期較長的挪威海、紐芬蘭島東南部等海域，典型項目有紐芬蘭島東南部White Rose和Terra Nova項目，挪威的Goliat、Asgard A等。這些地區(qū)的FPSO經(jīng)過結(jié)構(gòu)改造，具有一定的抵抗冰荷載的能力，同時系泊系統(tǒng)多設計為可解脫形式，并配備有完整的海冰管理系統(tǒng)，可以實現(xiàn)較長的有效生產(chǎn)時間。

2.6浮式平臺+海底管道

浮式平臺+海底管道模式在墨西哥灣取得了巨大成功，平臺形式包括TLP、Spar、半潛式等，適用于深水海域，但是平臺抵抗惡劣環(huán)境的能力較差，在北極的應用極為有限，目前只有俄羅斯巴倫支海的Shtokman項目計劃采用浮式平臺方案。為了開發(fā)北極較深海域的油氣資源，國際上開展了很多浮式平臺在北極應用的可行性研究，研究人員正在研究并提出了許多新結(jié)構(gòu)形式，比如帶儲油能力的深水浮式平臺［2］、帶主動破冰結(jié)構(gòu)的圓筒式平臺［3］等。由于北極地區(qū)開發(fā)失敗的成本非常高昂，因此一項技術如果被證明在北極地區(qū)是適用的，那么其他公司就傾向于使用這一技術，而不是采用創(chuàng)新技術［4］。

2.7水下生產(chǎn)系統(tǒng)+陸上終端

水下生產(chǎn)系統(tǒng)+陸上終端模式放棄了建造海上平臺的理念，簡化了海上施工，能適用于不同水深，且投資受水深的影響較小，在北極地區(qū)具有廣闊的應用前景，缺點是目前海上使用經(jīng)驗較少。挪威國家石油公司Statoil以及Exxon Mobile一直致力于本模式的研究與應用，率先在北極巴倫支海和挪威海應用于Sn?hvit和Ormen Lange項目，取得了成功。

上述即為七種海工模式的技術特點和適用范圍，海工模式的選擇一般要考慮水深、離岸距離、海況條件、油品性質(zhì)、油氣藏特點、開發(fā)方式、后勤保障等因素［5-6］，北極地區(qū)還需要額外考慮低溫、冰山和浮冰的影響。生產(chǎn)平臺形式的選擇幾乎決定了一個項目的總體方案，是模式選擇的核心。在所有32個項目中，應用最多的模式是混凝土重力式平臺+海底管道或穿梭油輪，其次是FPSO/FSO+水下系統(tǒng)、水下系統(tǒng)+陸上終端等（如圖2所示）。

3 北極海上關鍵工程技術裝備及其應用

3.1生產(chǎn)平臺

3.1.1混凝土重力式平臺

混凝土重力式平臺是目前北極地區(qū)使用最廣泛的平臺形式，其核心結(jié)構(gòu)由沉箱、立柱和上部甲板組成。甲板上布置井口、處理設施、生活設施等。此類平臺的優(yōu)越性表現(xiàn)在能夠儲存原油，平臺依靠自身重量保持穩(wěn)定，與普通導管架平臺相比抵抗環(huán)境荷載的能力和抗海上腐蝕能力更強。平臺一般利用下部沉箱儲油，腿柱支撐上部模塊，可使水面部分的體積減小，從而有效減小冰力、波浪力等對平臺的沖擊作用。北極只能選擇在無冰期內(nèi)安裝大型海洋平臺，如阿拉斯加波弗特海無浮冰的時間是每年7月到10月，平臺運輸和安裝只能在此期間進行［8］。

Hibernia平臺（見圖3）：位于紐芬蘭島東部海域，距離格陵蘭首府圣約翰斯315 km，作業(yè)水深為80 m，作業(yè)者ExxonMobil。油田采用混凝土重力式平臺+穿梭油輪模式開發(fā)，生產(chǎn)平臺的重力式基礎高85 m，腿柱高26 m、直徑為17 m，上部模塊高133 m，處理能力750萬t/a，平臺沉箱壁厚1.4 m，儲油能力130萬桶，能抵抗110萬t（五百年一遇）冰山撞擊而不發(fā)生破壞；承受660萬t（一萬年一遇）冰山撞擊后可修復使用［9］。

圖3　Hibernia油田GBS平臺

3.1.2有抗冰能力的FPSO系統(tǒng)

FPSO具有抗風浪能力強、適應水深范圍廣、儲/卸油能力大以及可移動、重復使用等優(yōu)點，應用非常廣泛，已成為海上油氣田開發(fā)的主流。但是由于船體較大，F(xiàn)PSO受波浪、海冰等惡劣環(huán)境荷載影響較大，在北極地區(qū)應用不多，目前只有四個在產(chǎn)項目，分別是位于紐芬蘭島東部海域的Terra Nova和White Rose、挪威海的Balder油田以及挪威巴倫支海的Goliat油田。

Terra Nova項目：位于紐芬蘭島以東350 km處，水深90～110 m，采用FPSO+水下井口模式開發(fā)。FPSO長292.2 m，寬45.5 m，吃水13～19 m，處理能力約900萬t/a，儲油能力96萬桶。此項目中的FPSO具有雙層船體，能承受11萬t冰山以1節(jié)的速度撞擊，具有可解脫轉(zhuǎn)塔，緊急狀況下最短只需15 min就能與水下生產(chǎn)系統(tǒng)分離，見圖4。

圖4　加拿大Terra Nova油田的FPSO

由于特殊的環(huán)境條件，北極地區(qū)的FPSO具有一些特殊性：

（1）采用雙層船體，增加FPSO結(jié)構(gòu)的強度和抗冰能力。

（2）采用可解脫轉(zhuǎn)塔，緊急狀況下能迅速與水下生產(chǎn)系統(tǒng)分離，將FPSO撤離到安全地區(qū)。

（3）系泊系統(tǒng)設計標準至少采用百年一遇海況，系泊力較大。

3.2水下系統(tǒng)

20世紀70年代，挪威海就開始嘗試使用水下生產(chǎn)系統(tǒng)，至今已成為海上油氣田開發(fā)的一種重要方式。北極地區(qū)的水下系統(tǒng)與其他地區(qū)類似，包括水下井口、采油樹、水下管匯、跨接管、海底管道和立管系統(tǒng)等，但是為了防止北極淺水地區(qū)的海冰破壞，北極地區(qū)水下系統(tǒng)具有如下特點：

（1）水下井口和管匯低于海床。

（2）管道與設備之間采用弱連接技術。

（3）集輸管道埋深較大，或上覆碎石/土保護。

Sn?hvit項目：該項目是由挪威國家石油公司（Statoil）運營的第一個采用全水下系統(tǒng)開發(fā)的海上氣田，位于挪威海，離岸距離145 km，水深250～345 m，通過長距離管道將天然氣輸送到岸上處理，生產(chǎn)LNG，分離出的CO2通過管道返回氣田回注。項目一期2007年投產(chǎn)，開發(fā)Sn?hvit中心氣田和南部11 km的衛(wèi)星氣田Albatross，共10口井，其中9口采氣井，一口注CO2井［10］，如圖5所示。

圖5　挪威Sn?hvit氣田的水下生產(chǎn)系統(tǒng)示意

3.3管道鋪設技術

北極海底管道在設計和運行過程中面臨許多特殊的風險，包括：冰鑿、局部沖刷、融沉/凍脹、隆起屈曲等［11］。北極地區(qū)的管道設計和安裝，必須考慮冰荷載和地基變形等帶來的不利影響，這些影響可能會導致管道破壞，涉及的防護技術包括：

（1）提高管道強度。增加壁厚和采用雙層管或外加混凝土層，能夠抵抗更大的環(huán)境荷載，提高管道運行期間的穩(wěn)定性，防止屈曲破壞。

（2）增加保溫層和防腐層厚度。減輕低溫和永久凍土的影響，滿足流動保障要求，提高管道可靠性，防止漏油事故。

（3）增大埋深。冰鑿作用是對北極海底管道威脅最大的因素。曾發(fā)現(xiàn)加拿大波弗特海海底最大冰鑿深度可達4 m。為防止冰鑿和局部沖刷破壞，北極地區(qū)的海底管道埋深更大，可能超過2 m。

北極地區(qū)管道的鋪設方式與世界其他地區(qū)基本一致，包括鋪管船法（S-lay、J-lay和Reel-lay）和者拖航法，兩種鋪管方式只能在無浮冰期間施工。冬季海冰較厚的區(qū)域，鋪管船無法進入，可采用冰上或冰下鋪管技術（submerged construction［12］）。BP公司在Northstar項目中采用冰上施工方法鋪設了兩條油氣管道，管道埋在泥線以下2.7 m，以降低冰鑿破壞的風險［13］。

4 北極海工技術展望

4.1走向深水

北冰洋面積1 479萬km2，平均水深1 200 m，最深處水深5 449 m。資源量大于10億桶的盆地很大比例位于北冰洋中心的深水區(qū)。當前已有巴倫支海和挪威海的4個深水項目進入開發(fā)期。隨著更多北極深水油氣項目列入開發(fā)計劃，將對海上工程技術提出更高的挑戰(zhàn)。

4.2鋼筋混凝土LNG平臺

北極地區(qū)天然氣遠比石油富集，且天然氣氣田大都位于海域而非陸地。在已發(fā)現(xiàn)天然氣儲量中，海上占80％以上，在待發(fā)現(xiàn)資源量中，海上占66％。預計生產(chǎn)LNG并通過船舶運輸會成為北極天然氣開發(fā)的重要技術手段，俄羅斯亞馬爾LNG項目、薩哈林LNG項目以及挪威Sn?hvit LNG項目，已經(jīng)在這方面做出了有益探索。

然而北極惡劣的自然環(huán)境和落后的后勤保障將使傳統(tǒng)的陸上LNG廠建造面臨巨大困難，普通的FLNG船無法承受北極的冰荷載。因此，鋼筋混凝土LNG平臺這一新解決方案被提了出來。其上部模塊與其他FLNG項目類似，下部浮體由混凝土材料建造，適用于北極低溫并且有海冰的水域。上、下部模塊可以分別在條件較好、技術力量較充裕的船塢建造并組裝，然后拖到目標海域就位，減小現(xiàn)場施工工作量。此種平臺可憑借其自身重量和壓載水坐在平坦的海底，抵抗海冰荷載并保持整體穩(wěn)定性［14］。

4.3水下工廠

Statoil率先提出了“水下工廠”概念，是將油氣開采、處理、外輸及儲存設備全放在水下。這種概念能適應更大水深、更冷的環(huán)境和更遠的回接距離，沒有水面設施，免受極端氣候和海況影響，增加油氣田有效生產(chǎn)時間，安全可靠性高，有望為北極油氣開發(fā)帶來革命性進步。

5 結(jié)束語

自20世紀60年代美國阿拉斯加庫克灣開啟北極海上油氣田開發(fā)以來，截至2014年底已有22個項目投入運行，有9個項目有明確開發(fā)方案，分布在俄羅斯、加拿大、美國和挪威4個國家，巴倫支海、挪威海、伯朝拉海等10大海域，水深2～1 100 m，但多數(shù)水深＜100 m、離岸距離＜100 km。歸納出的七種典型海工模式，代表了北極海洋工程技術和裝備的主流。鋼筋混凝土重力式平臺抵抗環(huán)境荷載和腐蝕能力強，非常適用于北極環(huán)境，是北極淺水海域生產(chǎn)平臺的主要形式，但是重力式結(jié)構(gòu)適應水深較淺，未來有可能發(fā)展浮式抗冰混凝土平臺；FPSO是深水項目生產(chǎn)平臺的主要模式，但是目前只在北極環(huán)境條件好的海域應用；人工島作為淺水海域的一種特殊結(jié)構(gòu)，在阿拉斯加波弗特海有多個應用項目。針對北極海域淺水區(qū)浮冰的影響，發(fā)展了低于泥線安裝、深埋、上覆碎石、采用弱連接等水下技術，管道強度、防腐、保溫要求也較常規(guī)地區(qū)高。

展望未來，北極油氣勘探開發(fā)將繼續(xù)向深水海域發(fā)展，天然氣開發(fā)利用將扮演越來越重要的角色。鋼筋混凝土重力LNG平臺、全水下生產(chǎn)系統(tǒng)等技術逐步完善，將會進一步推動北極油氣開發(fā)熱潮。

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國家科技重大專項課題“油氣資產(chǎn)投資優(yōu)化組合技術”資助（2016ZX05033-005）。

Offshore Engineering Modes and KeyTechnologies in Arctic

DANG Xuebo，LIHuaiyin
Sinopec Exploration＆amp;Production Research Institute，Beijing 100083，China

Considering the lack of research on Arctic offshore engineering，the Arctic offshore engineering projects already in operation or having affirmatory development plan are investigated systematically in this pa per.Seven typical offshore engineering modes have been utilized in developing oil/gas fields，including“Artificialisland+subsea pipeline”，“concrete gravity based structure+shuttle tankerorsubsea pipeline”，“jacket platform+subsea pipeline”，“offshore oilproduction on land”，“FPSO+subsea pipeline”，“floating platform+subsea pipeline”and“subsea production system+onshore terminals”.The advantages and disadvantages and application conditions ofthese modes are analyzed，while the keyfacilities and applications are introduced.Then the technologicaldevelopment directions ofArctic offshore engineering are predicted.

Arctic；offshore engineering mode；concrete gravity based platform；artificialisland；FPSO

10.3969/j.issn.1001-2206.2016.04.001

黨學博（1982-），男，河北邯鄲人，高級工程師，2010年畢業(yè)于浙江大學土木工程專業(yè)，博士，現(xiàn)主要從事油氣田地面工程評價與投資估算方面的研究。Email：dangxb.syky@sinopec.com

2016-02-14