北极海洋工程模式及关键技术装备进展

党学博，李怀印中国石油化工股份有限公司石油勘探开发研究院，北京100083

北极海洋工程模式及关键技术装备进展

党学博，李怀印
中国石油化工股份有限公司石油勘探开发研究院，北京100083

为弥补我国对北极海上油气工程研究不足的现状，针对北极地区海上已投产或有明确开发规划的项目，归纳出七种主要的海工模式，包括：人工岛+海底管道、混凝土重力式平台+穿梭油轮或海底管道、导管架平台+海底管道、海油陆采、FPSO+水下系统、浮式平台+海底管道以及水下生产系统+陆上终端，并对每种海工模式的优缺点和适用条件进行了分析，同时对北极海上关键工程技术装备及其应用进行了详细介绍，最后对北极地区的海工技术进行了展望。

北极；海工模式；混凝土重力式平台；人工岛；FPSO

北极油气资源十分丰富，勘探开发活动逐年增多。截至2014年1月，北极地区总计发现各类油气田439个，已发现总2P可采储量3 372亿桶油当量（1桶≈0.159 m3），剩余2P可采储量2 533亿桶油当量。近年来，美国地质调查局（USGS）、挪威国家石油公司（Statoil）、俄罗斯自然资源部等机构都对北极地区做了多次的油气资源评价，均认为北极是地球上拥有大量待发现资源和勘探程度最低的地区之一，其中海上油气资源占北极油气总量的84％，因此安全高效地开发海上油气是实现北极资源开发的关键。

随着全球气候变暖，北极海冰融化加速，未来有可能延长海上作业窗口，降低工程费用，对海冰的管理也将向有利方向发展，北极航道的商业通行也将对油气外运有利。但是，北极的自然条件恶劣，冬季气温低至-40℃，对设备稳定性和材料抗冻性要求较高；北冰洋常有风暴潮和浮冰困扰，作业窗口期较短，作业常被打乱；北极分布有大范围永久冻土带，给基础施工带来较大困难；基础设施不完善，后勤保障条件差，材料和设备运输费用高；生态环境脆弱、环保要求高，因此在北极地区开展海洋工程建设极具挑战性。

本文对已投入开发及有明确开发计划的北极海洋工程技术与装备进行回顾，系统总结了不同类型油气田开发采用的海工模式，深入分析关键装备的特点和适应性，并根据勘探开发形势对工程技术的发展趋势进行了展望，希望对北极海上油气田工程方案编制和装备研发有所帮助。

1 北极地区海上油气开发项目概况

北极海上已发现油气田147个，其中仅有32个已投产或有明确开发计划，产能规模350万桶/d（约1.75亿t/a），这些项目集中在俄罗斯、加拿大、美国、挪威等4个国家，其中俄罗斯最多，达到10个，其次是加拿大9个，美国7个和挪威6个。32个项目的作业水深在3～1 100 m之间，大多数水深小于100 m，离岸距离在100 km以内，挪威海和巴伦支海上项目水深较大，离岸距离较远。北极海上油气开发始于1964年的库克湾（Cook Inlet），但在已经投产运行的22个项目中，只有7个是2000年之前投产的，如图1所示。

图1　北极海上项目投产时间

2000-2014年间，受油价高位运行、全球经济复苏、常规油气资源减少、资源国态度趋于积极、技术进步和自然环境趋好等驱动因素影响，国际石油巨头竞相将北极列入公司战略发展规划，北极油气勘探开发进程逐渐加快。当前已经进入北极的国际、国家及独立油气公司主要有：美国ExxonMobile、ConocoPhillips、Chevron、英荷Shell、英国BP、俄石油Rosneft、俄气Gazprom、Lukoil、挪威Statoil、意大利Eni、西班牙Repsol、法国Total、加拿大Husky以及Suncor等。这些大公司综合实力雄厚，不仅能提供北极开发所需的巨额资金，还能在技术、管理、运行、环保、后勤等方面提供保障，促进北极海洋工程技术的发展。近段时间，国际油价大幅下跌，给北极海上油气开发进程带来了不利影响，Shell等公司为削减投资，宣布暂缓执行北极开发计划。不过，考虑到北极丰富的油气资源和潜力，未来油价回升后，北极的开发活动一定会再次活跃起来。因此，在行业发展的低潮期，应开展理论研究和工程技术研发，为未来新一轮的油气开发做好准备。

2 主要海工模式

海上油气田开发模式的选择非常重要，是方案筛选和可行性研究阶段最重要的研究内容之一。海工模式一般包括生产平台、水下系统、油气外输（运）、钻井方式等。根据北极32个海上项目的具体特点，归纳总结出7种典型海工模式。

2.1人工岛+海底管道

人工岛一般由围护结构、堤心填料和护面组成，常见的人工岛有四种型式：牺牲海滩人工岛、砂袋式人工岛、铠装斜面人工岛和沉箱式人工岛。人工岛的优点是可以为海上油气田开发创造陆地环境，钻井和油气处理设施均位于岛上，经过处理的油气经过海底管道外输；缺点是施工周期长，需要从附近海域或者陆上运输大量建筑材料，对环境的破坏较大。人工岛一般适用于水深小于10 m的极浅水域，目前在北极主要应用在阿拉斯加北部近岸地带，典型项目有Northstar、Nikaitchuq和Oooguruk等。

2.2混凝土重力式平台+穿梭油轮或海底管道

重力式平台（GBS）是北极目前主要采用的平台形式。经过处理的原油可以储存在底部沉箱内定期装船外运，也可以通过管道直接外输。重力式平台按照平台建造材料性质不同可细分为三种：钢筋混凝土、钢、钢-钢筋混凝土，目前应用最多的是钢筋混凝土重力式平台。虽然混凝土重力式平台存在机动性能差、占地大、难拆除等缺点，但是凭借其自身重力，具有较高的整体稳定性，混凝土材料还提供了较高的抵抗冰荷载的能力和抗海水腐蚀能力。混凝土重力式平台在北极水深50 m以内的浅水区块中应用较多，例如俄罗斯的Sakhalin II、Arkutun-Dagi、Prirazlomnoye、PA-B、LUN-A等。在平整冰较少且冰山为主要控制因素的亚北极海区，混凝土重力式平台可以应用在小于200 m水深的海域，如加拿大的Hibernia，在建的Hebron项目等［1］。

2.3导管架平台+海底管道

导管架平台+海底管道模式在世界浅水海域应用最广泛，是北海、墨西哥湾、中东、中国渤海等浅水区主流海工模式，适用水深范围在300 m以内。该模式在北极也有应用但非常有限，主要原因是北极海域冰荷载是结构设计的控制荷载，导管架平台的侧向承载能力难以抵御冰荷载的作用，冰荷载可能对导管架平台造成严重破坏。因此，该模式适用于海况较好的浅水区，目前，主要在美国阿拉斯加南部的库克湾地区使用，这些地区普遍没有多年冰的作用。

2.4海油陆采（陆上钻大位移井）

海油陆采模式的主要特征是从岸边陆上钻大位移井开发近岸海上油气田，目前大位移井的水平位移记录已超过10 km。该模式优点是可以避免修建人工岛或者重力式平台，减少海上工作量，减轻对生态环境的影响。该模式需要采用先进的大位移钻井技术，难点主要来自钻井，包括摩阻大、钻井下套管困难、岩屑堆积、卡钻、井壁失稳、井眼轨迹控制困难等。BP公司的Liberty项目、俄油与中石化的萨哈林Veni凝析气田项目，均考虑采用这种模式开发。

2.5FPSO+水下系统

FPSO+水下系统模式由FPSO和水下井口、海底管汇、海底管道和立管组成，广泛应用于世界其他水域，是较为成熟、发展前景较好的一种海上油田开发模式。考虑到FPSO抵抗恶劣环境的能力较差，北极地区主要应用于环境条件相对缓和且无冰期较长的挪威海、纽芬兰岛东南部等海域，典型项目有纽芬兰岛东南部White Rose和Terra Nova项目，挪威的Goliat、Asgard A等。这些地区的FPSO经过结构改造，具有一定的抵抗冰荷载的能力，同时系泊系统多设计为可解脱形式，并配备有完整的海冰管理系统，可以实现较长的有效生产时间。

2.6浮式平台+海底管道

浮式平台+海底管道模式在墨西哥湾取得了巨大成功，平台形式包括TLP、Spar、半潜式等，适用于深水海域，但是平台抵抗恶劣环境的能力较差，在北极的应用极为有限，目前只有俄罗斯巴伦支海的Shtokman项目计划采用浮式平台方案。为了开发北极较深海域的油气资源，国际上开展了很多浮式平台在北极应用的可行性研究，研究人员正在研究并提出了许多新结构形式，比如带储油能力的深水浮式平台［2］、带主动破冰结构的圆筒式平台［3］等。由于北极地区开发失败的成本非常高昂，因此一项技术如果被证明在北极地区是适用的，那么其他公司就倾向于使用这一技术，而不是采用创新技术［4］。

2.7水下生产系统+陆上终端

水下生产系统+陆上终端模式放弃了建造海上平台的理念，简化了海上施工，能适用于不同水深，且投资受水深的影响较小，在北极地区具有广阔的应用前景，缺点是目前海上使用经验较少。挪威国家石油公司Statoil以及Exxon Mobile一直致力于本模式的研究与应用，率先在北极巴伦支海和挪威海应用于SnØhvit和Ormen Lange项目，取得了成功。

上述即为七种海工模式的技术特点和适用范围，海工模式的选择一般要考虑水深、离岸距离、海况条件、油品性质、油气藏特点、开发方式、后勤保障等因素［5-6］，北极地区还需要额外考虑低温、冰山和浮冰的影响。生产平台形式的选择几乎决定了一个项目的总体方案，是模式选择的核心。在所有32个项目中，应用最多的模式是混凝土重力式平台+海底管道或穿梭油轮，其次是FPSO/FSO+水下系统、水下系统+陆上终端等（如图2所示）。

3 北极海上关键工程技术装备及其应用

3.1生产平台

3.1.1混凝土重力式平台

混凝土重力式平台是目前北极地区使用最广泛的平台形式，其核心结构由沉箱、立柱和上部甲板组成。甲板上布置井口、处理设施、生活设施等。此类平台的优越性表现在能够储存原油，平台依靠自身重量保持稳定，与普通导管架平台相比抵抗环境荷载的能力和抗海上腐蚀能力更强。平台一般利用下部沉箱储油，腿柱支撑上部模块，可使水面部分的体积减小，从而有效减小冰力、波浪力等对平台的冲击作用。北极只能选择在无冰期内安装大型海洋平台，如阿拉斯加波弗特海无浮冰的时间是每年7月到10月，平台运输和安装只能在此期间进行［8］。

Hibernia平台（见图3）：位于纽芬兰岛东部海域，距离格陵兰首府圣约翰斯315 km，作业水深为80 m，作业者ExxonMobil。油田采用混凝土重力式平台+穿梭油轮模式开发，生产平台的重力式基础高85 m，腿柱高26 m、直径为17 m，上部模块高133 m，处理能力750万t/a，平台沉箱壁厚1.4 m，储油能力130万桶，能抵抗110万t（五百年一遇）冰山撞击而不发生破坏；承受660万t（一万年一遇）冰山撞击后可修复使用［9］。

图3　Hibernia油田GBS平台

3.1.2有抗冰能力的FPSO系统

FPSO具有抗风浪能力强、适应水深范围广、储/卸油能力大以及可移动、重复使用等优点，应用非常广泛，已成为海上油气田开发的主流。但是由于船体较大，FPSO受波浪、海冰等恶劣环境荷载影响较大，在北极地区应用不多，目前只有四个在产项目，分别是位于纽芬兰岛东部海域的Terra Nova和White Rose、挪威海的Balder油田以及挪威巴伦支海的Goliat油田。

Terra Nova项目：位于纽芬兰岛以东350 km处，水深90～110 m，采用FPSO+水下井口模式开发。FPSO长292.2 m，宽45.5 m，吃水13～19 m，处理能力约900万t/a，储油能力96万桶。此项目中的FPSO具有双层船体，能承受11万t冰山以1节的速度撞击，具有可解脱转塔，紧急状况下最短只需15 min就能与水下生产系统分离，见图4。

图4　加拿大Terra Nova油田的FPSO

由于特殊的环境条件，北极地区的FPSO具有一些特殊性：

（1）采用双层船体，增加FPSO结构的强度和抗冰能力。

（2）采用可解脱转塔，紧急状况下能迅速与水下生产系统分离，将FPSO撤离到安全地区。

（3）系泊系统设计标准至少采用百年一遇海况，系泊力较大。

3.2水下系统

20世纪70年代，挪威海就开始尝试使用水下生产系统，至今已成为海上油气田开发的一种重要方式。北极地区的水下系统与其他地区类似，包括水下井口、采油树、水下管汇、跨接管、海底管道和立管系统等，但是为了防止北极浅水地区的海冰破坏，北极地区水下系统具有如下特点：

（1）水下井口和管汇低于海床。

（2）管道与设备之间采用弱连接技术。

（3）集输管道埋深较大，或上覆碎石/土保护。

SnØhvit项目：该项目是由挪威国家石油公司（Statoil）运营的第一个采用全水下系统开发的海上气田，位于挪威海，离岸距离145 km，水深250～345 m，通过长距离管道将天然气输送到岸上处理，生产LNG，分离出的CO2通过管道返回气田回注。项目一期2007年投产，开发SnØhvit中心气田和南部11 km的卫星气田Albatross，共10口井，其中9口采气井，一口注CO2井［10］，如图5所示。

图5　挪威SnØhvit气田的水下生产系统示意

3.3管道铺设技术

北极海底管道在设计和运行过程中面临许多特殊的风险，包括：冰凿、局部冲刷、融沉/冻胀、隆起屈曲等［11］。北极地区的管道设计和安装，必须考虑冰荷载和地基变形等带来的不利影响，这些影响可能会导致管道破坏，涉及的防护技术包括：

（1）提高管道强度。增加壁厚和采用双层管或外加混凝土层，能够抵抗更大的环境荷载，提高管道运行期间的稳定性，防止屈曲破坏。

（2）增加保温层和防腐层厚度。减轻低温和永久冻土的影响，满足流动保障要求，提高管道可靠性，防止漏油事故。

（3）增大埋深。冰凿作用是对北极海底管道威胁最大的因素。曾发现加拿大波弗特海海底最大冰凿深度可达4 m。为防止冰凿和局部冲刷破坏，北极地区的海底管道埋深更大，可能超过2 m。

北极地区管道的铺设方式与世界其他地区基本一致，包括铺管船法（S-lay、J-lay和Reel-lay）和者拖航法，两种铺管方式只能在无浮冰期间施工。冬季海冰较厚的区域，铺管船无法进入，可采用冰上或冰下铺管技术（submerged construction［12］）。BP公司在Northstar项目中采用冰上施工方法铺设了两条油气管道，管道埋在泥线以下2.7 m，以降低冰凿破坏的风险［13］。

4 北极海工技术展望

4.1走向深水

北冰洋面积1 479万km2，平均水深1 200 m，最深处水深5 449 m。资源量大于10亿桶的盆地很大比例位于北冰洋中心的深水区。当前已有巴伦支海和挪威海的4个深水项目进入开发期。随着更多北极深水油气项目列入开发计划，将对海上工程技术提出更高的挑战。

4.2钢筋混凝土LNG平台

北极地区天然气远比石油富集，且天然气气田大都位于海域而非陆地。在已发现天然气储量中，海上占80％以上，在待发现资源量中，海上占66％。预计生产LNG并通过船舶运输会成为北极天然气开发的重要技术手段，俄罗斯亚马尔LNG项目、萨哈林LNG项目以及挪威SnØhvit LNG项目，已经在这方面做出了有益探索。

然而北极恶劣的自然环境和落后的后勤保障将使传统的陆上LNG厂建造面临巨大困难，普通的FLNG船无法承受北极的冰荷载。因此，钢筋混凝土LNG平台这一新解决方案被提了出来。其上部模块与其他FLNG项目类似，下部浮体由混凝土材料建造，适用于北极低温并且有海冰的水域。上、下部模块可以分别在条件较好、技术力量较充裕的船坞建造并组装，然后拖到目标海域就位，减小现场施工工作量。此种平台可凭借其自身重量和压载水坐在平坦的海底，抵抗海冰荷载并保持整体稳定性［14］。

4.3水下工厂

Statoil率先提出了“水下工厂”概念，是将油气开采、处理、外输及储存设备全放在水下。这种概念能适应更大水深、更冷的环境和更远的回接距离，没有水面设施，免受极端气候和海况影响，增加油气田有效生产时间，安全可靠性高，有望为北极油气开发带来革命性进步。

5 结束语

自20世纪60年代美国阿拉斯加库克湾开启北极海上油气田开发以来，截至2014年底已有22个项目投入运行，有9个项目有明确开发方案，分布在俄罗斯、加拿大、美国和挪威4个国家，巴伦支海、挪威海、伯朝拉海等10大海域，水深2～1 100 m，但多数水深＜100 m、离岸距离＜100 km。归纳出的七种典型海工模式，代表了北极海洋工程技术和装备的主流。钢筋混凝土重力式平台抵抗环境荷载和腐蚀能力强，非常适用于北极环境，是北极浅水海域生产平台的主要形式，但是重力式结构适应水深较浅，未来有可能发展浮式抗冰混凝土平台；FPSO是深水项目生产平台的主要模式，但是目前只在北极环境条件好的海域应用；人工岛作为浅水海域的一种特殊结构，在阿拉斯加波弗特海有多个应用项目。针对北极海域浅水区浮冰的影响，发展了低于泥线安装、深埋、上覆碎石、采用弱连接等水下技术，管道强度、防腐、保温要求也较常规地区高。

展望未来，北极油气勘探开发将继续向深水海域发展，天然气开发利用将扮演越来越重要的角色。钢筋混凝土重力LNG平台、全水下生产系统等技术逐步完善，将会进一步推动北极油气开发热潮。

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国家科技重大专项课题“油气资产投资优化组合技术”资助（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

党学博（1982-），男，河北邯郸人，高级工程师，2010年毕业于浙江大学土木工程专业，博士，现主要从事油气田地面工程评价与投资估算方面的研究。Email：dangxb.syky@sinopec.com

2016-02-14