实探南海深水油田二次开发：铸造国之重器 延长开采寿命

　　图①“海葵一号”上，中国海油工作人员正在进行设备检查     图②“海葵一号”平台内部向炎涛/摄

　　图③亚洲第一深水导管架平台“海基二号”                  图④亚洲首艘圆筒型FPSO “海葵一号”公司供图

　　本报记者 向炎涛

　　茫茫大海，碧波荡漾，一望无际。直升机盘旋降落，稳稳停在中国海油流花11-1/4-1油田海上开发平台“海葵一号”上。

　　9月19日，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。当天，《证券日报》记者跟随中国海油工作人员从深圳乘坐直升机，飞行1小时30分钟，到达约240公里外的我国南海东部海域进行实地探访。

　　中国海油首席执行官及总裁周心怀表示：“该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，公司成功攻克多项关键核心技术，在推动亿吨级深水油田焕发新生机的同时，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。”

　　两大国之重器投用

　　9月19日上午9时28分，在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公里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。

　　流花11-1/4-1油田二次开发项目由流花11-1和流花4-1两个油田组成，平均水深约305米，主要生产设施包括1座深水导管架平台“海基二号”、1艘圆筒型FPSO“海葵一号”，计划投产开发井32口，高峰日产油约2700吨，油品性质为重质原油。

　　“海葵一号”是亚洲首个圆筒型“海上油气加工厂”，由我国首次自主设计建造安装，总重近37000吨，高度接近30层楼，主甲板面积相当于13个标准篮球场。记者在现场看到，在这座巨型平台上，原油加工装置、天然气脱硫装置等各种设施一应俱全，员工食堂、宿舍等生活设施也配备完善，平台顶层用于直升机的起降。这里远离陆地，满眼望去只有波光粼粼的水面，工作人员每28天才能通过直升机回到陆地上。

　　与“海葵一号”遥相呼应的是亚洲高度和作业水深最大的导管架“海基二号”，同样集钻井、生产、生活等多功能于一体，这里水深约324米。通过搭乘直升机，记者来到了“海基二号”平台。

　　“海基二号”总高度达428米，总重量超5万吨，是亚洲最高最重的海上原油生产平台。平台导管架总重近37000吨，用钢量接近国家体育场鸟巢的钢结构总重，总高度达338.5米，超过北京国贸三期主楼高度。

　　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”，但成本较高且技术难度大。“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‘深水导管架平台+圆筒型FPSO’开发模式，建成两大亚洲第一、世界领先的‘国之重器’。”中国海油深圳分公司副总经理袁玮向记者介绍道。

　　国之重器，非一日之功。中国海油相关负责人介绍，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，成功攻克一系列技术难题，形成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。

　　其中，“海葵一号”实现15项关键技术设备自主化应用，50多个工种、2100人奋战700多天，完成近60万个零部件、8500多台套设备安装。

　　打造智慧深水油田群

　　油气生产远离陆地，海上通讯如何解决？记者注意到，在这里，手机通讯信号竟然很强。相关负责人告诉记者，两大平台已经实现5G全覆盖，可以实现深水油田的海陆一体化协同运营。

　　在“海葵一号”中控室，工作人员正目不转睛盯着眼前的大屏，各项生产数据实时可见。而最值得一提的要数平台的“台风生产模式”。

　　每年夏秋季节，台风频繁袭击海上油田。台风一来，海上生产人员从撤到陆地再返回岗位至少需要3天，在这期间油田被迫关停。启动“台风生产模式”后，中国海油位于陆地的中控系统能对一两百公里外的海上设施进行远程实时监控、远程操控和安全启停控制等。

　　“中国海油依托‘海葵一号’和‘海基二号’，首次在深水油田新项目中采用台风无人生产工艺，可实现陆地远程操控，具备极端工况下的安全生产和安全关断能力，有效降低台风期间油田产量损失，实现生产时率的大幅提升。”中国海油深圳分公司流花油田作业区总经理江俊达介绍道。

　　据了解，从2012年起，中国海油深圳分公司开展了长达十余年的海陆通讯网络升级计划，陆续建成多条超远距离海陆微波链路、超视距微波链路、千兆级超远距离海陆微波链路，最终形成“三链双环网”格局，海陆主干通讯能力不断提升。

　　油气增储上产前景广阔

　　流花11-1油田是我国第一个深水油田。1987年2月份，中国海油和国际合作伙伴在珠江口盆地中部、东沙隆起西部，发现了流花11-1油田，这是我国海上最大的礁灰岩油田，探明石油地质储量超过1.6亿吨，一场名为“流花”的深海传奇，就此拉开序幕。

　　1996年3月份，流花11-1油田投产，采用水下生产系统和浮式生产平台“南海挑战”号、深水FPSO“南海胜利”号联手开发，创下“三个首次、七个世界第一”，代表了当时世界海洋石油开发工程的最高水平。2012年9月份，中国海油又投产首个自主开发的深水油田流花4-1，地质储量3200万吨，开发过程实现了10余项技术创新，助力中国海油自力更生迈向深水。

　　由于礁灰岩油田的特殊性，历经20多年的开发，流花11-1油田采出程度面临挑战，而“南海挑战”号、“南海胜利”号已进入暮年。2011年以来，科研团队开启油田综合调整，开展长达十年的提高采收率技术攻关。油田群采收率实现逆势提高，开采寿命延长近30年，迎来二次开发的机遇。

　　“近年来，我们对海底地下的认知在加深，同时开采技术、工程开发手段也更多了，技术不再受制于国外，通过国产知识产权，同时所有原材料和设备都在国内生产，大幅降低了成本。”中国海油有关负责人告诉记者，“海基二号”平台与“海葵一号”的创新开发模式，实现流花11-1油田群亿吨级储量再动用，相当于新发现一个中型油田，助力油田延寿近30年，为礁灰岩油田高效开发提供了全新方案。

　　该负责人进一步表示，近10年来，全球70%至80%的新油气田发现在海洋，其中近三分之二集中在深水区。我国深水油气勘探开发仍处于初期阶段，增储上产前景广阔。