用于开发海上油气田的方法.pdf

用于开发海上油气田的方法，该方法包括向海上油气田部署先导钻井和开采浮船，以钻出并完成至少一口油井。开始从所述至少一口油井的开采，并对所述至少一口油井的产量进行估算。基于所估算的产量来选择第二开采浮船，并向所述海上油气田部署该第二开采浮船，以替换先导钻井和开采浮船并支持所述至少一口油井的开采。

1.  一种方法，包括：
向海上油气田部署先导钻井和开采浮船；
在所述海上油气田中钻出并完成至少一口油井；
开始从所述至少一口油井的开采；
估算所述至少一口油井的产量；
基于所述至少一口油井的估算产量来选择第二开采浮船；以及
向所述海上油气田部署所述第二开采浮船，以替换所述先导钻井和开采浮船并支持所述至少一口油井的开采。

2.  如权利要求1所述的方法，其中所述第二开采浮船包括从由以下模块组成的列表中选出的至少一个模块化平台上层部件：工具模块、动力模块、开采模块、生活区模块以及钻井模块。

3.  如权利要求2所述的方法，其中所述模块化平台上层部件是基于所述至少一口油井的估算产量选出的。

4.  如权利要求1所述的方法，还包括部署模块化外输系统，该模块化外输系统允许在不替换所述模块化外输系统的情况下用所述第二开采浮船替换所述先导钻井和开采浮船。

5.  如权利要求1所述的方法，其中所述先导钻井和开采浮船包括水面压力控制设备。

6.  如权利要求1所述的方法，还包括：
用所述第二开采浮船钻出并完成多口油井；
估算所述多口油井的产量；以及
向所述海上油气田部署后续的开采浮船，以替换所述第二开采浮船并支持所述多口油井的开采。

7.  如权利要求6所述的方法，还包括部署模块化外输系统，该模块化外输系统允许在不替换任何水下设备的情况下用所述后续的开采浮船替换所述第二开采浮船。

8.  如权利要求6所述的方法，还包括将所述第二开采浮船重新安置到另一海上油气田。

9.  如权利要求1所述的方法，还包括部署一锚泊系统，该锚泊系统能够在浮船被移去时停留在位置上，并且能用于被部署到所述海上油气田的另一浮船。

10.  如权利要求1所述的方法，还包括：
在海底部署模块化外输系统；以及
将所述至少一口油井联接到所述模块化外输系统。

11.  如权利要求10所述的方法，还包括将现有的油井联接到所述模块化外输系统，其中所述现有的油井不是由所述先导钻井和开采浮船或所述第二开采浮船钻出的。

12.  如权利要求1所述的方法，还包括部署竖直立管以支持所述至少一口油井的开采。

13.  如权利要求1所述的方法，还包括向所述海上油气田部署安装浮船，其中所述安装浮船可操作为安装锚泊缆线、锚、海上回接、模块化外输系统、出油管、跨接线以及其它与钻井无关的水下任务。

14.  如权利要求1所述的方法，还包括将所述第二开采浮船联接到现有的油井，该现有的油井不是由所述先导钻井和开采浮船或所述第二开采浮船钻出的。

15.  一种方法，包括：
在海上油气田中钻出并完成第一油井，其中所述第一油井由先导钻井和开采浮船钻出并完成；
使用所述先导钻井和开采浮船来开采所述第一油井；
估算所述第一油井的产量；
利用对所述第一油井产量的估算来制定所述海上油气田的开发计划；以及
利用第二开采浮船来开发所述海上油气田，所述第二开采浮船是根据所制定的所述海上油气田的开发计划而选出的。

16.  如权利要求15所述的方法，其中所述第二开采浮船包括从由以下模块组成的列表中选出的至少一个模块化平台上层部件：工具模块、动力模块、开采模块、生活区模块以及钻井模块。

17.  如权利要求16所述的方法，其中所述模块化平台上层部件是基于至少一口油井的估算产量而选出的。

18.  如权利要求15所述的方法，其还包括部署模块化外输系统，该模块化外输系统允许在不替换所述模块化外输系统的情况下用所述第二开采浮船替换所述先导钻井和开采浮船。

19.  如权利要求15所述的方法，其中所述先导钻井和开采浮船包括水面压力控制设备。

20.  如权利要求15所述的方法，还包括：
用所述第二开采浮船钻出并完成多口油井；
估算所述多口油井的产量；以及
向所述海上油气田部署后续的开采浮船，以替换所述第二开采浮船并支持所述多口油井的开采。

21.  如权利要求20所述的方法，还包括部署模块化外输系统，该模块化外输系统允许在不替换任何水下设备的情况下用所述后续的开采浮船替换所述第二开采浮船。

22.  如权利要求20所述的方法，还包括将所述第二开采浮船重新安置到另一海上油气田。

23.  如权利要求15所述的方法，还包括部署一锚泊系统，该锚泊系统能够在浮船被移去时停留在位置上，并且能用于被部署到所述海上油气田的另一浮船。

24.  如权利要求15所述的方法，还包括：
在海底部署模块化外输系统；以及
将至少一口油井联接到所述模块化外输系统。

25.  如权利要求24所述的方法，还包括将现有的油井联接到所述模块化外输系统，其中所述现有的油井不是由所述先导钻井和开采浮船或所述第二开采浮船钻出的。

26.  如权利要求15所述的方法，还包括部署竖直立管以支持至少一口油井的开采。

27.  如权利要求15所述的方法，还包括向所述海上油气田部署安装浮船，其中所述安装浮船可操作为安装锚泊缆线、锚、海上回接、模块化外输系统、出油管、跨接线以及其它与钻井无关的水下任务。

28.  如权利要求15所述的方法，还包括将所述第二开采浮船联接到现有的油井，该现有的油井不是由所述先导钻井和开采浮船或所述第二开采浮船钻出的。

29.  一种方法，包括：
开始从海上油气田中的第一油井的开采；
通过估算所述第一油井的产量来制定所述海上油气田的开发计划；以及
利用模块化开采浮船来开发所述海上油气田，所述模块化开采浮船具有根据所制定的计划而选出的构造，其中在所述海上油气田的开发期间，所述模块化开采浮船的构造能够变化。

30.  如权利要求29所述的方法，其中所述模块化开采浮船包括从由以下模块组成的列表中选出的至少一个模块化平台上层部件：工具模块、动力模块、开采模块、生活区模块以及钻井模块。

31.  如权利要求29所述的方法，其中所述模块化平台上层部件是基于至少一口油井的估算产量而选出的。

32.  如权利要求29所述的方法，还包括向所述海上油气田部署安装浮船，其中所述安装浮船可以安装锚泊缆线、锚、海上回接、模块化外输系统、出油管、跨接线以及其它与钻井无关的水下任务。

33.  如权利要求29所述的方法，还包括将所述第二开采浮船联接到现有的油井，该现有的油井不是由所述先导钻井和开采浮船或所述第二开采浮船钻出的。

用于开发海上油气田的方法
关于联邦赞助的研究或开发的声明不适用。
技术领域
本发明涉及用于开发海上油气田的方法。
背景技术
海上油气田开发中的最大挑战之一就是：除非通过间接手段，否则无法观察到油气田中出现的油气藏，这给实地条件的评估带来了大量的臆测。在深水海上油气田中，用来减少开发风险的传统方法已经证明是有问题的，从而被迫形成一种开发制度，在该开发制度中，投资大得多，而且该投资所依据的信息比传统作决策之前搜集到的信息少。
油气田开发所涉及的投资是巨大的，而且易遭受高风险。油气田开发通常涉及大量的前期数据搜集以评估该项目的风险，并且涉及工程学以更好地明确最终得到的产品和所涉及的成本。将油气田投入开采的过程包括多个连续的确定步骤。
尽管每个公司稍有差异，但在图1所示的典型开发过程10中涉及的步骤包括：油气田的地质勘探(步骤12)、油气田内的钻井评估(步骤14)、确定油气田开发计划(步骤16)、执行所述计划(步骤18)以及使油气田运转(步骤19)。油气田的地质勘探(步骤12)包括各种初步的地质调查和稀疏的2D地震工作图，以及随后的3D地震勘测。如果前景看好，则钻出勘探井。在这个过程中，从所述地震勘测中生成各种油气藏模型，然后利用与井结果进行核对的信息来更新。
一旦钻出初期的勘探井并且已确认一定量的碳氢化合物，评估钻井阶段14就开始了。在这个阶段，钻出数个补充井以认清油气藏并获得油气藏信息。当钻井时，可以执行各种测井和测试操作以建立合理的信息来输入到油气藏模型，然后该油气藏模型用于更好地理解各种重要参数。
一旦油气藏评估完毕，就确定油气田开发计划(步骤16)。该计划包括确定要钻井的数量和位置、将使用何种水面设施、何种立管系统以及什么外输装置(管线、油轮等)。这些计划全部基于上述的可能不完整或不精确的可用油气藏信息。一旦确定，就执行该开发计划(步骤18)，这包括项目所需的设备和系统的采购和组建。一旦所需的设备到位，就可以使油气田运转(步骤19)。
在油气田的运转(步骤19)期间，油气田内的条件可能变化或者与在评估和计划阶段中预测的不完全一致。由于专用于油气田的大部分设备和系统被设计和建立为在特定的一组条件下运行，所以，这些条件的任何变化都可能导致设备在低于最佳效率的效率下运行。
虽然上述过程及相关缺点一般适用于所有油气田，不论地点或技术复杂度，但是，存在使这些过程尤其成问题的多种额外因素，如高压、高温、墨西哥湾深水区的盐下部分。这些因素之一就是，在墨西哥湾的深水区中，由于目标物的极端深度以及通过覆盖大面积墨西哥湾深水区的盐覆层的地震数据获取所涉及的复杂性，地震技术明显较不可靠。地震勘探的缺陷通常通过钻出更多的勘探井来弥补，但这不是一种有吸引力的选择，因为在这些深水区域钻井的成本和复杂度是相当大的。
因此，本发明的实施例涉及用于开发海上油气田的方法，该方法寻求克服现有技术的这些及其他局限性。
发明内容
在一个实施例中，本发明的方法包括将先导钻井和开采浮船部署到海上油气田，以钻出并完成至少一口油井。开始从该至少一口油井的开采，并估算该至少一口油井的产量。基于所估算的产量来选择第二开采浮船，并将其部署到所述海上油气田上，以替换先导钻井和开采浮船，并支持该至少一口油井的开采。
因此，本发明的实施例包括可使海上油气田的开发以更灵活而经济的方式进行的一系列特征和优点。通过阅读以下对本发明优选实施例的详细描述并参照附图，本发明的这些和各种其他特征和优点对于本领域技术人员而言将更显而易见。
附图说明
为了更详细地理解本发明，可参照附图，其中：
图1为示出有技术的油气田开发方法的框图；
图2为示出根据本发明实施例的油气田开发方法的框图；
图3为示出根据本发明实施例的油气田开发方法的框图；
图4为模块化安装浮船；
图5示出了用于平台上层安装的图4中的模块化安装浮船；
图6示出了用于安装水下设备的图4中的模块化安装浮船；
图7示出了用于安装吸力锚的图4中的模块化安装浮船；
图8为先导钻井和开采浮船的一个实施例的部分示意图；
图9为三个不同尺寸的浮动平台的示意图；
图10示出了模块化平台上层单元的一个实施例；
图11为模块化平台上层单元的布局图；
图12为具有第一结构的模块化外输系统的示意图；
图13为具有第二结构的模块化外输系统的示意图；
图14为锚泊系统的部分视图；以及
图15-21为处于不同开发阶段的油气田的示意图。
具体实施方式
在以下的描述中，在整个说明书和附图中分别用相同的附图标记来标示同样的部件。附图不必按比例。本发明的某些特征可以用夸大比例示出，或者在某种程度上为示意图形式，并且为了清楚和简洁起见，常规元件的某些细节可不示出。
如上所述，当前的海上油气田开发过程旨在使整个项目成本最小化，以在项目失败的情况下使风险最小以及在项目成功的情况下使利润最大化。作为替代，本发明实施例寻求通过使在最初几个开采油井启动之前必须投入的项目成本最小化来降低风险。这种过程的改进带来了多种好处，包括：将资金的提供延迟到获取必要信息后，以及在项目扩大时，使用最初的开采收益来弥补项目支出。
现在参照图2，开发过程20包括：勘探海上油气田(步骤22)；同时评估该油气田、确定开发以及执行项目(步骤24)；以及使该油气田运转(步骤26)。在过程20中，勘探步骤22可以利用标准的、预先设计的部件来实施。这些部件能够从勘探转换到开采，并获得关于油气田潜力的信息以便能评估、确定和初步执行开发计划(步骤24)。最初安装的部件然后可以转换到使油气田运转(步骤26)，或者可以由响应于在初步开采过程期间得知的信息而专门选择的设备代替。
例如，如图3所示，开发方法30可包括向海上油气田部署先导钻井和开采浮船(步骤32)、在该海上油气田中钻出并完成至少一口油井(步骤34)。然后，先导钻井和开采浮船将开始从该至少一口油井的开采(步骤36)。然后将估算该至少一口油井的产量(步骤38)，以制定该油气田的运转计划。
如果先导浮船不具有支持油气田运转的容量，则要基于该至少一口油井的估算产量和运转计划来选择第二浮船(步骤40)。然后，先导浮船被第二浮船替换，以支持该至少一口油井的开采以及油气田根据运转计划的继续运转(步骤42)。
如果该油气田作为大型油气田运转(44)，则先导钻井和开采浮船可用于钻补充井，并且它们可以被大型开采和完井单元替换。如果该油气田作为中等大小的油气田运转(46)，则先导钻井和开采浮船可用于钻补充井，并且它们可以被中等大小的开采和完井单元替换。如果该油气田作为小型油气田运转(48)，则先导钻井和开采浮船可被小型开采单元替换。如果该油气田作为非常小的油气田运转(50)，则钻出的油井可以回接到远程平台。
在油气田的运转期间，估算产量，并且如果需要也可以改变运转计划。如果需要，在油气田开发和/或开采过程中，可以向油气田部署后续的开采浮船52来替换或支持第二开采浮船。例如，可以部署额外的钻井浮船54、额外的开采浮船56、额外的钻井和开采浮船58、或者诸如注水单元的额外的检修平台60来支持或替换第二开采浮船。另外或者作为替代，第二开采浮船可以升级或改进以更有效地管理油气田的运转。
有效并经济划算地实施此处所描述的开发方法一个关键就是使用标准化的部件设计，该标准化的部件设计能够在一定的条件范围内调节，且具有允许系统结构分离的模块化部件，使得这些部件必须特意设计并且可以分开组建。系统也优选包括如下接口，该接口允许各组部件组合成通用预设计的可重用组件，该可重用组件允许各个部件在需要时被移除或替换。模块化和互换性适用于诸如独立阀箱的小型部件，也适用于较大部件，例如本身可以被另一个浮动系统替换的浮动系统。标准化、模块化的部件和系统包括如下元件：锚泊缆线、为快速安装锚而设计的锚泊系统、立管部件、船体、平台上层(topsides)模块化结构、水下井口、水下控制、水下气储存以及外输接口。
一个这种模块化系统是可配置用于数个子部件和系统的安装的模块化安装浮船。在美国专利申请No.11/739,141中描述了一个这种模块化安装浮船，出于所有目的，该美国申请在此通过引用的方式并入。当计划大型项目时，可获得的安装浮船的容量非常重要，因为能进行大型深水项目的浮船很少。任何一个大市场在某一时间可获得的都将只有一艘或两艘大型安装浮船。因此，在那种地理区域里的所有项目都必须围绕浮船的容量进行设计，这通常将推动对平台上层的甲板、用于操纵船体的系统、以及锚泊系统和立管系统的部件的结构设计。
图4中示出一个模块化安装浮船的例子。可配置浮船100包括第一浮桥驳船112、第二浮桥驳船114以及多个互连驳船116。浮桥驳船112和114各具有布置在其各自内侧120上的多个连接构件118，每个互连驳船116均具有布置在每一侧上的连接构件118。连接构件118使得浮桥驳船112和114可以与互连驳船116以多种结构组装，使得浮船100能够用于支持多种安装操作。
在一种结构中，如图5所示，浮船100尤其适于将平台上层124浮动安装到部分淹没的半潜式船体126上方。平台上层124放置在浮船100上，并且运送到半潜式船体126上。半潜式船体126利用船体的压载控制系统下降到水中，浮船122在半潜式船体的腿柱之间移动直到平台上层124处于合适的位置。一旦适当定位，船体126就升起以将平台上层124托离浮船100。
图6和7示出浮船100的两个可能用途，其中该浮船已配备有模块化推进器148、升/降系统150以及船员生活区152。模块化推进器148定位在浮船144的每个角，并提供安装操作期间推进和定位浮船所需的可控的、有方向的推力。升/降系统150邻近船阱146设置并且可以是能够用于将设备降到海底的绞车或基于井架的系统。起重机154也可定位在浮船144上以帮助处理和移动设备。船员生活区152为操作浮船144所需的人员提供操作和居住区域。
现在参照图6，浮船100被示出为用于水下井口模块156的安装。浮船100提供了大量的甲板空间用于储存多个模块156以及大直径管158和水下安装该模块所需的其他材料。图7示出浮船100用于安装水下吸力锚160，该水下吸力锚160通常用于海上锚泊应用。由于典型的锚泊应用将使用很多锚，浮船100的大甲板空间允许该浮船安装多个锚而无需再次供应，因此缩短了安装给定系统的全部锚所需的时间。
与在此描述的开发方法一起使用的另一种浮船是先导钻井和开采浮船，其具有钻井、完成并开采至少一口油井的能力。在如图8所示的一个实施例中，先导钻井和开采浮船260具有大船体，例如吃水深的半潜式船体262，其容量大约是20,000短吨。该先导钻井和开采浮船可以设计有足以在极端暴风雨的情况下提供良好的举升特性的载重吃水，为了开采和钻井，需要使用竖直张紧的立管系统。钻井系统和相关的张紧系统可以设计成在极端飓风和海洋状况的条件下保持连接，由此通过允许使用水面防喷器(BOP)而大大简化钻井系统。
先导钻井和开采浮船260的目的是钻出几个油井并立即开始开采，以便加快现金流动弥补支出，以及使用来自开采和井下传感器的数据来开始油气藏评估过程。先导浮船可以租赁给定的一段时间，租赁时间的长短倾向于至少超过进行以下过程所需的时长：钻最初的油井并开采所需的保证油气藏模型能够适当更新的一段时间以及之后选择将用于油气田开采的浮船。因此，先导钻井和开采浮船260被设计成能够钻出油井264同时从竖直立管系统266接收产品。先导钻井和开采浮船260可以使用诸如水面BOP 268和水面(干式)采油树270的水面压力控制设备来在钻油台处提供压力控制，因此降低了水下设备的数量和复杂度，并简化了维护。水面压力控制设备还可由额外的海底关断阀272补充，该海底关断阀272可以由独立控制系统274驱动。
很多情况下，一旦油气田开始评估，先导钻井和开采浮船就将从一个项目转移，并且被第二开采浮船替换。第二开采浮船可能是一系列平台中的任一个，例如如图9所示的那些，包括大型完井和开采单元162、中等大小的完井和开采单元164以及小型开采单元166。在有些实施例中，大型完井和开采单元162包括能够支持100KBOPD(千桶油/天)产量的模块化平台上层单元168，该模块化平台上层单元168布置在具有20,000短吨(ST)容量的大型船体170上。中等大小的完井和开采单元164可包括能够支持40KBOPD产量的模块化平台上层单元172，该模块化平台上层单元172布置在具有10,000短吨容量的中等船体174上。小型开采单元166可包括能够支持20KBOPD产量的模块化平台上层单元178，该模块化平台上层单元178布置在具有3,000短吨容量的小型船体180上。
模块化平台上层单元可以用来确保能够适应特定油气田的变化的过程需求。不仅应预料到单个油气田的改动，还应在对油气藏的了解发生变化时以及当浮船从一个油气田重新部署到另一个油气田时预料到改动。现在参照图10，模块化平台上层单元182包括中心基部184，该中心基部184提供强度并且提供如下支架，该支架支撑所述基部的每一侧上的开式结构的棚架186，以支撑模块188。模块188可以配置为如下数个种类中的一种，包括：生活区模块、工具(utility)模块、开采模块、化学注入模块、油井控制模块以及外输模块。为了将合适的设备装配到规定位置，给定的应用可以在每个种类中具有多个模块。每个模块都组织成自支持系统，该自支持系统能够分别建立和升起，然后结合成用于所有工具的中心环总成。
现在参照图11，示出了平台上层单元190的一个实施例的平面图。平台上层单元190包括钻井模块192、发电机模块194、工具模块196、生活区模块198以及开采模块200。事先设计普通的结构以确保系统的合理分离以及可能的最简单接口。在设计中预先考虑了各种不同的操作，包括单个模块内设备的替换、整个模块的替换，以及整个平台上层单元的替换。
通过将最可能需要替换或改动的设备定位在设施外面或者定位在起重机最容易到达的区域并通过用开放式空间框架布置结构建立各个模块组件使得能容易接近设备来提供单个设备的替换。在海上或者在造船厂，模块和基部机构之间的结构性连接优选配置成允许单个模块被整体替换。各个模块可以使用安装在基部结构上的井架驳船或起重机升起，并转移到驳船或其他地方。在某些情况下，想要的改动可能非常大，以至于在将其重新安装到浮动系统上之前将整个单元拆卸并将其转移到岸上可能更方便。这可以通过使浮船压载下沉并使平台上层浮离到模块化安装浮船上来完成。
海上油气田开发的另一重要组成部分是用于将从海上油气田开采的碳氢化合物外输到陆上精炼厂或其它生产设施的系统。现在参照图12、13，模块化外输设施210包括大直径的立管212，该立管212经由水下接头213和水下跨接线215从水面生产设施214连接到水下外输总成216，所述水下接头213和水下跨接线215提供从水面生产设施的流体流通和控制。水下外输总成216在油气田整个开采期都将停留在位置上，并且能够根据在开发的每个阶段发现的需求连接到各种不同的外输设施。
在某些情况下，例如开采的早期阶段，提供水下油气储存罐218以储存所开采的油气。提供水面浮筒220以将所储存的油气外输到用于装运的卸货油轮。水下储存罐218为模块化单元，其连接到具有阀支路224的主外输管线222。因而，如果在需要的情况下能够增加更多储存罐，则提供完全可扩展的系统。
现在参照图13，管线系统226能够用作图12中的罐系统的替换或替代物。管线系统226可包括初始气管线228和初始油管线230，所述管线可以是小直径管线以支持少量油井的开采。当油气田扩大并且开采更多的油井时，则能够增加额外的、大直径管线232、234来提高外输能力。
现在参照图14，用于平台238的弹性锚泊系统236包括导缆器240、顶部锚链242、顶部锚链连接器244、聚酯索246、底部锚链连接器248、底部锚链250以及锚252。将锚泊系统236配置为易于通过利用底部锚链连接器248重新部署，该底部锚链连接器248允许几乎全部锚泊缆线断开。由于缆线挂载在平台238上，所以优选使用聚酯索246或其它轻质材料，并且，系统236的容量并不随着水深而明显变化，从而增强了系统的灵活性。
上述各种大小的浮船和平台被设计成使用相同的缆线尺寸和锚泊系统，虽然较大的浮船可能比较小的浮船需要更多锚泊缆线。使用这个系统，如果较大浮船被较小浮船替换时，锚泊系统的大部分都能够停留在位置上。由于预期的锚泊载荷取决于地点，所以特定的浮船可能在一个地点比另一地点需要更多的锚泊缆线。为此，可将浮船设计成能够容纳在最坏的预期设计条件下所需数量的缆线，虽然在给定的应用中可能部署较少的缆线。
之前描述的系统以及本领域已知的其它系统可以用于油气田的开发中，如参照图3所描述的。现在参照图15-21，其中示出了示例性油气田的开发。在任何钻井或油气田开发行动之前，诸如参照图4-7描述的浮船的安装浮船能够安装很多海底设备，以使钻井和开采浮船能够专注于钻井以及其它关键路径行动。安装浮船可以事先安装锚302以及锚泊系统的其它部件。在钻井和开采浮船到达之前，安装浮船也可以将水下油井320、322设定在适当位置，为竖直立管307设定锚固位置，并将跨接线306靠近最终位置布置。水下控制系统的部件也可以安装在适当位置上，所述水下控制系统的部件包括(水下控制管缆接点组件)SUTA 308、第一分配箱310和控制管缆326。
一旦先导钻井和开采浮船到位，钻井隔水立管就开始运行并且先导钻井和开采浮船使用该钻井隔水立管钻出第一油井320。当油井320已钻出但没有完成时，第二油井322的上部井眼被钻到能够设置井口的程度，然后钻井隔水立管被置于第二油井的井口上。然后，完井立管开始运转并连接到第一油井320上使得第一井能够完成。钻井隔水立管和完井立管能够独立运行，或者完井立管可以在钻井隔水立管内运行。一旦完成第一油井，它就通过运行从浮船连接到第一油井320的竖直开采管柱进入开采模式。在水面上，开采管道终止于水面采油树，其允许初步关断。此时，可以从第一油井320开始开采。一旦第一油井320投入开采，先导钻井和开采浮船就开始对第二油井322进行钻井、完井并使其投入开采。图16示出了头两口油井在钻井操作期间的油气田布局图。
如图17所示，安装浮船也能够安装模块化外输系统的部件，这些部件可包括外输系统滑架312、跨接线314、储存浮船316以及卸油立管和浮筒318。基于在初始钻井过程中获得的各种岩心信息和井下信息以及在开采期间收集的实时历史数据，能够大大加强对油气藏的了解。在得到数月到一年的开采数据后，能够充分地定义模型，以为将在此处使用的水面设施提供适当的设计信息。有可能在第二口油井的钻井操作期间可以接收到足够清晰的信息，使得能够立即设计出良好的计划，并且钻井操作能够不中断地继续进行。然而，如果需要，先导钻井和开采浮船能够回到井网的中心位置一段时间，在此段时间内，在钻更多的油井或决定替换初始的浮船之前，能够对开采液流进行连续评估。
此时，更新的油井和油气田开发计划能够基于实地测量的油气藏状况来展开，而不是基于不足且有问题的数据。该更新的油气藏信息然后能够用作油井规划和随后的设施设计数据的输入，该设计数据能够用于设计最终实地替换钻井和开采单元的设施。一旦更好地了解了油气藏状况，油气田开发计划者就可能希望使用多种方法中的一种来继续油气田的开发。
在一种场景中，油气田很小并且进行干预似乎并不合理，但是开采属性允许长距离回接。在这种情况下，该油气田将转变为两个油井的回接，如图18所示。为了这么做，所述油井直接联接到模块化外输系统滑架312。储存设施316被去除并且重新安置到另一地点。长距离出油管324和控制管缆326分别连接到模块化外输系统滑架312和SUTA 308。所有的锚泊缆线都能够去除，并与先导钻井和开采单元一起重新安置到另一油气田。
在另一种场景中，如图19所示，油气田为小型的，并且希望进行干预或者开采属性表明可以预先考虑流动保障问题。在这种情况下，将使用小型开采单元328作为水面开采设施，该水面开采设施停留在位置上以提供通向油井的入口。储存设施316被重新安置，并且小直径的管线330连接到模块化外输系统滑架312。小型开采单元328将放置在油井320、322上方，并且将使用先导钻井和开采浮船所使用的同一立管系统307。小型开采单元328可优选具有为钢丝绳和/或连续油管单元分配的空间，以在需要的时候进行干预。取决于油气田的需要，如果希望，则此浮船可以出售给公司，或者租赁一段有限的时间。
如果证明油气田有点大，则可能希望钻出有限数量的补充井332，如图20所示。在这种场景中，先导钻井和开采浮船可以用中等大小的开采单元330替换，以完全采尽油气田。该开采单元也可以携载有完井和修井机，虽然用于高压应用，但对于船体容量来说，所需的钻重可能太大，这就需要使用较轻形式的干预装置，例如连续油管或钢丝绳单元。为了实现从先导钻井和开采浮船到中等大小的开采单元的转换，可以进行若干准备步骤以在钻井动作继续进行的同时按比例增加海底结构。
储存设施被去除并且小到中等直径的管线334连接到模块化外输系统。在钻井动作开始之前，额外的分配箱336和额外的跨接线被安装到海底。钻井和开采浮船用于钻补充井。这些额外部件的安装可以使用浮船的表面降低设备完成，或者替代地，可以使安装浮船回到位置来执行这些操作。对于此应用，可能需要较少的锚泊缆线，因为开采浮船与先导钻井和开采浮船相比尺寸较小，因此，能够由安装浮船去除任何不必要的缆线。
在另一种场景中，如图21所示，油气田为大型的并且需要大型开采单元。在这种情况下，可能希望进行修井和完井动作。因此，平台上层将被设计成用于更有限的一组优选仅具有修井和完井能力的钻井设备以及大型开采设施。在这种场景中，在大型开采单元到达之前，能够通过先导钻井和开采浮船来钻出补充井。当油井被钻出并完成时，它们可以开始开采直到先导钻井和开采浮船的极限。一旦大型开采单元到位，它就能连接到现有的锚泊系统和正开采的井上。可以安装额外的外输管线以提供额外的外输能力。优选地，第二浮船能够租赁或出售给客户。
在可使用大型开采单元的油气田中，可能希望在钻井完成之前开始升级的开采。在这种情况下，开采单元能够在完全没有任何钻机的情况下建立并且能够定位在先导钻井和开采单元附近，该先导钻井和开采单元将保持在位置上。先导钻井和开采浮船将只负责钻井过程，而大型开采单元将负责所有其它动作。在这种情况下，控制系统分配箱将停留在海底，但是SUTA和控制管缆将从开采单元而非钻井单元开始运行。MES将停留在其原始位置上，并且能够增加额外的大直径外输管线并使其输入跨接线从先导钻井和开采浮船重新定位到开采单元。另外，现有的井也能够连接到该大型开采单元上。将必须为该大型开采浮船安装新的锚泊系统。
结合上面所列出的任一种场景，可以在开采过程中确认额外的油气藏需求，例如对额外的水、气或者化学注入、或者任意种类的设备。在这种情况下，额外的设备可以增加到现有的设施上，或者它可以部署在大小与上述小型开采浮船相似的新的小型单元上。由于此设备能够在以后添加，所以它不需要设计在初始开发计划中，因此将资金需求延迟到获得信息之后。
有经验的从业者将注意到，此系统中相互作用的弹性部件和技术可以以各种各样的方式使用以适应逐步形成的对油气藏的了解，并且它们能够相对容易地处理在深水油气田开发中发现的几乎所有实际应用。因此，所介绍的系统是用于油气田开发的弹性可扩展结构，其允许对现有决策模式进行改动。此处描述的方法提供了海底设备和水面设备的分离设计。因此，对设施进行重新部署以及用更合适的单元替换初始设施更简单。
本发明的优选实施例涉及用于开发海上油气田的装置。本发明可以有不同形式的实施例。在附图中示出并且将在此详细描述本发明的特定实施例，应理解，本公开内容应当认为是本发明原理的示例，并非意图将本发明限制为此处示出和描述的实施例。应当充分意识到，下面讨论的实施例的不同教导可以单独采用或以任何适当的方式结合来产生想要的结果。
此处阐明的实施例只是说明性的，并不限制本发明的范围或其中的细节。可以理解，在不脱离此处公开的本发明的范围或者发明构思的情况下，可以对此处的公开内容进行许多其它修改和改进。由于可以在此处教导的发明构思的范围内作出许多改变的、不同实施例，包括之后想到的等同结构或材料，并且由于可以根据法律的描述性要求对此处详述的实施例进行很多改动，所以，可以理解，此处的细节应被解释为说明性而非限制性的。