亚极地海域油气田开发方式的选择.pdf

第 38 卷 第 1 期 2016 年 1 月 石 油 钻 采 工 艺 OIL DRILLING Sakhalin; oil and gas fields; development modes; ERD well 俄罗斯远东萨哈林岛大陆架上油气资源丰富， 是亚太地区重要的能源基地， 也是俄罗斯远东、 韩国 和日本的天然气重要来源地。由于萨哈林岛地处高 纬， 属于亚极地气候环境， 海上油气田开发面临着海 冰重、 风速高、 地震频繁等诸多困难［1-2］。对于该区 域不同特点油气田的开发方式选择， 业内尚无统一 的指导性意见。通过分析萨哈林 1 号、 2 号等项目有 成功开发经验的区块， 对油气田离岸距离、 水深、 单 井造价等因素进行了详细的比较和总结， 从而回答 了亚极地海域不同特点的油气田对不同开发方式的 适应性问题， 指导了本区域中俄联合作业的 WEINI 凝析气田开发方式的选择。 基金项目中国石化集团国际石油勘探开发有限公司科研项目 “北维尼凝析气田大位移井钻完井技术研究” （编号RS012009） 。 第一作者王建宁（1981-） ， 2008 年毕业于俄罗斯国立石油天然气大学海洋钻井专业， 硕士研究生， 现主要从事海洋钻井技术研究， 工程师。 通讯地址（100029） 北京市朝阳区惠新东街（甲 6 号 ） 、 1 号楼 1422 室。 电话13269397382。E-mailjnwang.sipc 石油钻采工艺 2016 年 1 月（第 38 卷） 第 1 期74 1 萨哈林海域油气田开发的主要困难 Main difficulties in development of oil/gas fields in Sakhalin waters 萨哈林海域油气田主要分布在水深 10100 m 范围内。海上气温 –4030 ℃， 平均最大浪高 15 m， 最大风速 130 m/s。海上海冰持续期长， 冰期一般从 每年的 12 月下旬， 一直到来年 6 月下旬。在冰期， 最大单层冰厚 1 m， 最大流冰速度 2 m/s［3-4］。区域 内无经年冰山发育， 但有叠式冰脊活动， 可对 35 m 以内深度的海底造成 “犁划” 效应， 最大划入海底深 度 2 m。在冬季近海建筑物迎冰一侧， 壅冰高度可达 6 m 以上。萨哈林岛还位于太平洋板块、 亚欧板块和 北美版块的交汇处， 地震灾害频繁， 10 年中最大地震 烈度 6.5 级。地震不仅对人员安全构成严重威胁， 而 且还影响到油气生产的安全运行［ 5］。 2 萨哈林 1 号项目油气田开发方式 Development mode for oil/gas fields of Sakhalin Project 1 2.1 萨哈林 1 号项目概况 Overview of Sakhalin Project 1 萨哈林 1 号项目下辖 Odoptu、 Chayvo 和 Arkutun- Dagi 等海上油气田［6］。Odoptu 油气田离岸 310 km， 水深 735 m， 使用大位移井技术进行“海油 陆采”式开发。Chayvo 油气田离岸 515 km， 水深 1030 m， 离岸距离近的部分采用陆基大位移井开发 方式， 离岸较远的部分采用坐底式平台开发方式［7］。 Arkutun-Dagi 油气田离岸 2130 km， 水深 3050 m， 采用混凝土重力式平台进行开发。 2.2 萨哈林 1 号项目主要钻采设施 Major drilling and production facilities for Sakhalin Project 1 萨哈林 1 号项目共用钻机 3 台， 分别为 Yastreb 号， Orlan 号 和 Berkut 号， 钻 机 主 要 参 数 见 表 1。 Yastreb 号钻机配备 TDX-1250 型顶驱， 名义最大钻 井深度 12 000 m， 有能力开发离岸 10 km 以内的海 上油气田［8］。Orlan 号由 3 部分构成， 分别为下部钢 体支撑结构、 中部混凝土抗冰结构和上部钻采模块， 其开发半径为 5.5 km。混凝土重力式平台 Berkut 号 离岸距离 25 km， 设计开采半径 7 km。 3 萨哈林 2 号项目油气田开发方式 Development mode for oil/gas fields of Sakhalin Project 2 3.1 萨哈林 2 号项目概况 Overview of Sakhalin Project 2 萨哈林 2 号项目下辖 Piltun-Astokhskoye 油气 田和 Lunskoye 天然气田。Piltun-Astokhskoye 油气 田离岸 1218 km， 水深 2535 m， 开发始于 2005 年。 Lunskoye 气田北距 Piltun-Astokhskoye 油气田 110 km， 离岸距离 1520 km， 水深 3055 m， 2008 年正式 投产， 日产天然气 5 000104 m3。 3.2 萨哈林 2 号项目主要钻采设施 Major drilling and production facilities for Sakhalin Project 2 针对上述两个油气田的开发， 萨哈林 2 号项目 共使用 3 座平台， 分别为 Malikpaq 号、 PA-B 号和 表 1 萨哈林 1 号项目钻机参数 Tab.1 Drilling rig parameters for Sakhalin Project 1 钻机名称钻机类型所在油田 所在 水深 /m 预留 井位 / 口 已钻井 数量 抗冰 厚度 /m 适应 温度 /℃ 抗震 级别 抗风能力 / m s-1 Yastreb陆地钻机Chayvo/Odoptu0无限46–408139 Orlan叠层式坐底平台Chayvo1522221.8–409130 Berkut混凝土重力式平台Arkutun-Dagi354522–449139 表 2 萨哈林 2 号项目平台参数 Tab.2 Plat parameters for Sakhalin Project 2 钻机名称钻机类型所在油田 所在 水深 /m 预留 井位 / 口 已钻井 数量 抗冰 厚度 /m 适应 温度 /℃ 抗震 级别 抗风能力 / m s-1 Malikpaq坐底式平台 Piltun- Astokhskoye 3032201.5–458139 PA-B混凝土重力式平台 Piltun- Astokhskoye 3045302–458139 LUN-A混凝土重力式平台Lunskoye4645212–458139 75王建宁亚极地海域油气田开发方式的选择 LUN-A 号， 3 座平台主要参数见表 2。Malikpaq 号 坐底式抗冰平台自重 37 500 t， 内部充砂 350 000 t， 外置碎石 27 000 t。PA-B 和 LUN-A 是姊妹型混凝 土重力式平台， 也是俄罗斯首批重力式平台， 前者具 备油气双相外输能力， 后者仅具有天然气处理和输 送能力， 两平台均安装有摩擦式抗震轴承。 4 Kirinskoye 气田开发方式 Development mode for Kriinskoye gasfield Kirinskoye 气田距萨哈林岛海岸约 28 km， 平均 水深 90 m 。该气田开发始于 2013 年 10 月， 共钻开 发井 4 口， 采用水下井口开发模式， 所采天然气通过 海底管道送到岸上处理。由于水深较深， 海冰作用 影响不到海底， 所以水下井口非常适合该气田的开 发。目前该气田年产天然气 55108 m3。 5 不同开发方式的适应性和单井成本情况 Adaptability of different development modes and cost of single well 从萨哈林大陆架已有的油气田开发经验可以看 出， 亚极地海域油气田的离岸距离和水深情况直接 影响到开发方式的选择。一般来说离岸距离在 10 km 以内时一般会选择陆基大位移井开发方式；离 岸较远且水深较浅区域一般采用坐底式抗冰平台进 行开发；离岸较远且水深大于 30 m 但又小于 50 m 的海域应采用抗冰抗震的混凝土重力式平台进行开 发；而 50 m 以上水深区域由于海冰不会对海底之 上 10 m 范围内的生产设施产生威胁， 则可考虑采用 水下井口开发模式以降低海面设施投资。 在亚极地海域油气田开发成本较高［9］。利用式 （1） 对上述油气田的钻井成本进行分析， 得出在不同 开发方式下单井钻井成本和钻井总数的对比关系， 如图 1 所示。 0.5 1 1.5 2 2.5 51015202530 单井成本/亿美元 需钻开发井总数 大位移井方式 坐底式平台方式 重力式平台方式 水下井口方式 图 1 不同开发方式下总井数与单井成本的关系 Fig.1 Relation of total well number under different development modes and cost of single well 由图可知， 不同开发方式下的钻井成本相差较 大， 可以作为指导新油气田开发方式的选择依据。 无论哪种开发方式， 由于成本均摊效应， 随着钻井数 量的增加， 单井成本都会有所降低。当所钻井数在 10 口以下时， 不同开发方式下的单井成本差距较大， 这种差距会随着钻井数量的增加而变小。 C CCCC N s pwlo （1） 式中， Cs为单井成本， 美元；Cp为平台成本或总租 金， 美元；Cw为建井物资成本， 美元；Cl为外输油 气管网造价， 美元；Co为其他工程服务成本， 美元； N 为所钻开发井总数， 口。 6 WEINI 凝析气田开发方式的建议 Suggestions for development mode of WEINI condensate gasfield 中国石化集团和俄罗斯国家石油公司联合作业 的 WEINI 凝析气田同样位于萨哈林岛东北部大陆 架上， 离岸距离约 10 km， 水深 1040 m， 设计开发井 数量在 10 口以内。区块内冬季单层最大冰厚 1 m， 流动冰脊活动频繁对海底有 “犁划” 效应。冰脊对 海面和海底设施威胁巨大。由于海冰影响严重， 国 内常用的导管架平台不适合该气田的开发。结合上 述亚极地海域油气田开发方式选择的原则， 并考虑 工程经济可行性。WEINI 凝析气田的离岸距离在陆 基大位移井的可达范围之内， 又由于该气田拟钻开 发井数量在 10 口以下， 从图 1 也可以看出在经济效 益上是以陆基大位移井开发方式的单井成本最低。 所以大位移井开发方式对于 WEINI 凝析气田来说 应是首选的开发方案。 7 结论 Conclusions （1） 在亚极地海洋环境下， 不同特点的油气田应 选用不同的开发方式， 将离岸距离和水深条件这 2 个最关键影响因素作为选择依据， 选择陆基大位移 井、 坐底式抗冰平台、 重力式抗震平台和水下井口等 开发方式。 （2） 在亚极地海域油气田开发中的单井成本不仅 取决于所选择的开发方式还取决于所钻井的总数。 开发井数越多单井成本越低， 并且由于单井成本下 降的幅度不同， 随着所需钻井数量的增加还可能直 接导致不同开发方式经济效益的排序发生变化。 （3） 中俄联合作业的 WEINI 凝析气田由于离岸 距离较近、 拟钻开发井数量较少， 适合采用陆基大位 移井方式进行开发。采用该开发方式有利于降低 WEINI 凝析气田的开发成本、 提高开发效率。 石油钻采工艺 2016 年 1 月（第 38 卷） 第 1 期76 参考文献 References ［1］ 王建宁， 艾中华， 刘畅， 田院生， 郑力， 万州亮， 沈海 超 . 亚极地海域 SW5 井快速建井技术［J］ . 长江大学 学报 自然科学版， 2015， 12 （8） 47-50. 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