1海上油气田区域开发的工程技术应对策略实践
1.1区域网络化
区域网络化是指通过规划新建或技术改扩建，对在役海上油气区域内的主要油气田通过原油管线、天然气管线等输送管道进行联网，使其成为具有高效能传输、高资源共享、高技术支持的新型开发系统工程区域网络。例如，渤海油田开发区域网络目标就是以全海域的油田为整体进行区域开发规划，在原有在役油气田管道基础上，通过工程规划和建设，逐步实现“三横二纵”原油和天然气大型管网，以及油田注水局域管网和海上平台电力组网等。２００９年初，为了改变渤海油田“渤南多气、渤西少气、曹妃甸冒气”的天然气资源不均衡现象，运用区域开发理念技术实现了海上跨区域、跨体系联网供气和开发，建成投产了渤西南天然气管网，打破了平台与平台、油田与油田、区域与区域之间的界限，实现了“一根扁担挑两头”的工程应对策略。其中，“两头”指渤西油田群和渤南油田群２个区域，“一根扁担”是指跨越渤西油田群与渤南油田群，贯穿山东龙口至天津塘沽的１条直径为３０４８ｍｍ、长度为２５６ｋｍ的天然气“大动脉”通道。通过这条近东西走向的大管网把沿线约１０个海上中、小型油气田联络起来，解决了埕北等油田因缺少燃料气而在平台常年烧柴油的顽疾，每年可减少柴油消耗６５００ｔ以上，从而减少氮氧化合物和二氧化碳排放分别约为３０６ｔ和１６３ｔ，节约操作费近千万元，使老油田开发重获生机；把渤南油田群富余的天然气输往渤西地区，解决了附近陆上民用燃料气短缺问题；兼顾了曹妃甸及蓬莱等油气田的天然气综合利用。同时，沿线曹妃甸等多个油气田群的放空富余天然气也全部进入这条管网，在整个生产期内可累计减少约１７亿ｍ３天然气排放。渤西南天然气联网开发的成功实施，达到了节能减排和天然气资源综合有效利用的目的，实现了不同开发区块资源共享、优势互补，形成了区域开发的新格局，并进一步促进了该区域的滚动勘探开发。２０１３年１１月，锦州２５１南天然气田至辽宁营口仙人岛上岸管线建成，每年可向营口地区提供２４亿ｍ３以上的天然气，改善了该地区的能源结构，为当地的经济发展奠定了良好基础。更重要的是，在渤海辽东湾利用已有或待建的海底管网构成了全长约２３０ｋｍ的原油和天然气通道，所形成的“十字型”海上油气局域网络连接了辽东湾锦州２５１南等６个主力油气田和３个油气处理终端，这是海上油气田开发区域网络化又一个成功案例。这种将已有或待建的海底管网综合规划并利用起来，有利于辽东湾地区各油田群伴生气综合利用，可有效动用石油地质储量７０９８万ｍ３，增加年产油气当量规模２５３万ｍ３（其中原油１９０万ｍ３，天然气６３亿ｍ３），实现经济效益４０８亿元；同时，每年可以节能５９４万ｋＷ·ｈ，生产期内将减排天然气１８６３亿ｍ３，减排污水１０２１万ｍ３；增加了供气市场的灵活性和可靠性，也为今后周边油气田富余天然气或潜力出路提供了依托基础。另外，２００６年５月提出的涠西南油田群电力组网设想已经成为我国海上第一个由多机组高压输送与低压配电网络组成的电力系统，通过电力组网设计形成了海上区域的供电中心及电力网络，使整个区域的油田电站可以互为备用和共享备用机组，从而增加了供电灵活性和提高了供电可靠性，为今后形成更大规模的区域供电中心打下了基础。
1.2设施标准化
海洋环境工程条件的特殊性不仅带来海洋工程技术挑战，而且直接造成海上油田开发建设周期长、成本高、风险大。海上工程设施标准化设计是基于科学论证、成熟技术和工程实践经验提出的。对于开发规模及油品相近、环境参数类似、平台处理流程和能力相近的多个中小型油田，采用海洋石油平台标准化设计可实现场址规模系列化、工艺技术定型化、平面布置统一化、工艺设计模块化和方案投资最优化。例如，以渤海海洋平台上部工艺处理设施设备标准化和结构设计标准化为切入点，由此形成类似的井口平台组成、具有相同的井口槽数和甲板总体布置以及具有相同的导管架腿数、腿柱间距及类似的桩径，节约了平台设计工作量，方便了材料采办和平台建造。对于水深差别不大的平台场址，通过调整导管架过渡段长度来适应不同的水深要求，可使结构钢材料标准化设计的比例高达７０％以上，从而有效缩短设计和材料设备采购周期及海上油田工程建设周期，加快海上油田投产。标准化设计和建造可实现海上各平台设施以“搭积木”式扩建，有力推进了海上油田高效开发。这种用工程设施标准化设计及其“能力冗余”适应油田开发变化需求，以标准化设计和建造所带来的“提前投产效益”改善油田开发项目的收益指标的做法，已在我国多个海上油田取得成功实践。例如，１９９７年渤海绥中３６１油田二期工程就首次对６座井口平台导管架、甲板组块采用标准化设计，每座平台设计３５个井槽，从而缩短了设计和建造工期，节约了材料采办成本，降低了工程费用。绥中３６１油田二期工程井口平台标准化设计实践中所形成的标准化设计技术已在随后的秦皇岛３２６、渤中２５１等油田后续开发工程设计中得到全面推广运用。海上平台实现设计标准化的前提是在满足规范要求和确保平台安全的前提下，合理、适度选择设计标准及设计参数，这也是大力推行设备材料国产化、优化工艺流程和降低工程造价的基础。例如，１９９９年投产的渤海歧口１７２油田，通过对国内外有关结构设计标准进行认真分析，并对上部工艺流程及设备进行了优化，节约工程投资约８５００多万元。对于开发规模及油品相近的海上油田，对海上生产平台油气生产过程中相同工艺流程、类似装置等做出统一的、能够重复使用的定型化与模式化设计，可带动工程下游各专业和各环节的工作，提高工作质量，加快平台建设施工进度，从而获得最佳经济效益。
1.3油田数字化
油田数字化管理是指充分利用自动控制技术、计算机网络技术、现场生产数据与数据整合技术、数据共享与交换技术等实现油田远程和职能控制，提升生产管理过程智能化水平。工程设施数字化是将海上油田的工程设施资料电子化与虚拟三维模型有机结合，保证在设备设施全生命周期管理过程中实现设计建造、状态跟踪、故障修复、维修改造等业务的高效率、低成本和安全环保。针对渤海油田地理环境和海洋工程建设特点，中国海油自２００７年起探索了工程设施全寿命期数字化技术应用，在渤中２８１南、绥中３６１等油田进行了技术性试点研究获得成功后，于２０１０年正式启动海上工程平台数字化推广应用（ＥＤＩＳ）项目，实施也取得了初步成效。经过新建平台试点与在役平台试点，完成了在建３３座平台数字化和数据中心平台建设，实现了“同一平台、信息共享、多级监视、分散控制”，从而达到了强化安全、过程监控、节约人力资源和提高效益的目标。随着海上油田工程设计中全面推广采用数字化设计技术，通过物探调查及潜水探摸采集数据，建立了海上设施（平台、海管、海缆）电子信息系统，将平台及管线电缆等工程数据自动导入，实现了工程数据合理、规范、有序管理，为安全生产及海底预警防碰防撞提供了切实保障。２０１３年初，我国海上第一个整装油田数字化建设在中国海油规模最大的自营油田———绥中３６１油田启动，标志着工程设施数字化进入了以生产运维应用为导向、工程数字化与设施全生命周期完整性管理有机结合的开创性阶段，主要针对油田生产设施的全面数字化，包括新建与在役设施、水下管线电缆、陆地终端等完整体系的数字化，形成了包括设施检测、水下安全防护、船舶水下管缆预警施工、在役设施数字化等系列配套技术。绥中３６１油田水上设施、水下管缆数据的完善，最终形成数字化油田，实现了该油田生产设施的全生命周期管理。此外，绥中３６１油田水下生产设施、平台设施（包括新建和原有在役设施）的全面数字化，满足了区域开发油田安全、环保和后期周边油田接入或改扩建等要求，及时避免了新建平台因安装位置冲突可能对在役设施造成的安全风险，为老油田整体调整探索出了一套科学方法。未来我国海上油田将进一步整合现有资源，工程平台数据系统可以与其他生产系统进行数据共享，包括海管完整性、安全应急管理等系统，为工程、生产、ＨＳＥ等业务系统提供数据支撑，全面实现全油田统一的油藏生产管理、平台维修和工程安全环保等综合研究的数字化管理平台的目标，将对降低生产成本、提高作业效率、提升管理水平和加快生产方式转变等产生积极意义。
1.4用海和谐化
丰富的海洋资源是２１世纪实现国民经济腾飞的重要战略支撑。自２０世纪９０年代以来，海洋经济就以远高于国民经济的速度增长，占国民经济的比重迅速提升，已成为推动国家和地区经济增长的重要力量。近年来，随着经济的发展，我国近海各地用海的传统格局已被彻底打破。例如，渤海油田开发项目建设运营与海上交通航运、渔业养殖、生态保护区和旅游区的建设用海规模逐步扩大所引发的冲突时有发生，由此带来的产业用海矛盾日益突出，严重阻碍了海上油田区域开发。因此，排解用海矛盾，从政策上要符合区域建设用海规划和发展方向，从海洋工程技术上要积极采取对策与措施，通过工程技术的创新来推动解决海洋石油开发用海与其他行业发展的矛盾。比如从２００９年起，在渤海浅水海域水下生产系统及潜没式生产处理装置系统研究中，针对锦州２０２油气田开展了废弃改水下系统方案总体研究和设计工作，拆除原有平台后利用４口老井安装简易泥线采油（气）树和新建２口气井的水下生产系统，通过脐带缆对水下井口进行控制，实现了“水上井口”转“水下井口”，让出了一定海域空间。另外，由于渤海油田开发具有开发耗能大、电站燃料消耗大的特点（渤海油田当前用电负荷为６００ＭＷ），近些年开展了渤海核能发电与稠油热采适应性等系列研究，考虑将核能作为渤海油田替代供电，将节约的伴生气或原油转化为产能，可带来非常可观的间接产量收益。据估算，渤海油田未来用电负荷将达１０００ＭＷ以上，若用核能发电，每年可节省天然气３０亿ｍ３。
2思考与建议
区域开发是我国近海油气田开发的内在必然要求。实践证明，勘探开发一体化及区域开发，离不开整体工程方案应对策略的确定。工程应对技术策略是区域开发管理能否长期有效运行的关键，其核心是形成区域的统一电网、水网、气网等，为区域稳产创造条件。为了提高区域油气资源整体开发效益，实现区域开发的“高效”“高速”建产，建议在以下几方面做好区域开发及工程技术应对策略的研究工作。
2.1根据海上油田区域开发特点，加强“工程预留冗余度”研究
确定合理的“工程预留冗余度”是区域开发工程应对策略的重要前提和基础。要通过全面筹划、统一部署，首先摸清楚在役生产平台管线等工程设施规划和能力，再结合海上油气田开发特点，针对不同区域地质特征和油气藏类型，通过历史数据拟合分析等方法，对影响“工程预留冗余度”的关键因素进行量化排序，最终确定合理的“工程预留冗余度”量化指标。
2.2通过工程规划和建设，形成海上油田开发区域网络大格局
以渤海油田为例，要以全海域的油田为整体进行区域开发系统规划，在原有在役油气田管道基础上，通过合理“工程预留冗余度”量化指标来指导工程规划和建设，逐步实现渤海“三横二纵”原油和天然气大型管网，形成海上油田开发区域网络大格局，为勘探开发一体化奠定基础。与此同时，还要加强油田注水局域管网和海上平台电力组网等研究。
2.3采用“系列标准化”设计和建造工程设施，提高油田开发效益
海上平台管线等工程设施标准化设计建造不仅可以降低前期工程投资，而且所带来的油田“提前投产效益”可明显改善油田开发项目的收益指标，“系列标准化”设施还有助于油田开发后期调整时以“搭积木”式扩建。实践证明，能否有效地实施海洋石油平台标准化设计，应从海上油田的区域地质特征、油气藏类型、油品物性、开发规模、环境情况、平台的处理能力及操作者的要求等多方面进行综合分析，先进合理的工艺技术路线是简化工作的核心，也是高水平标准化设计及其“系列标准化”海上工程设施建造和安装的前提和基础。
2.4“油田数字化”与“用海和谐化”目标应贯穿于海上油田开发项目前期研究的全过程
对未来用海矛盾对海上油田开发产生的制约，应充分重视。在海上油田开发项目前期研究中，应以区域开发为目标，统筹做好区域路由等海上调查和环境影响评价，加快对海上核能发电与稠油热采适应性研究，加快推动渤海浅水海域水下生产系统及潜没式生产处理装置系统研究，采用工程技术的创新来推动解决海洋石油开发用海与其他行业发展的矛盾。此外，海上油田工程设施的“油田数字化”目标也应纳入项目的前期研究中，做到工程平台数据系统与其他生产系统数据共享，全面实现全油田全生命周期的统一的油藏生产管理、平台维修和工程安全环保等综合研究的数字化管理平台的目标。
作者：朱江 单位：中海油研究总
