深海油气开发的四大挑战

深海油气开发的四大挑战

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深海油气开发的四大挑战-工程论文

深海油气开发的四大挑战

王伟马士萍

荔湾3-1天然气综合处理平台

当你搭乘液化天然气出租车在城市中穿梭时，你可曾想到，有一座巨大的海上油气加工厂伫立在波涛汹涌的南海，以重达32000吨的坚实身躯，抵御着南海的狂风巨浪——这就是荔湾3-1天然气综合处理平台。

荔湾3-1是我国自主研发的、亚洲最大天然气综合处理平台。该平台由海洋石油工程(青岛）有限公司历时21个月建造，完成，浮托重量达到3.2万吨，上有三层主甲板，全部为钢结构建筑。最上层平台主甲板长107米、宽77米，比一个标准足球场的面积还要大一些；主甲板距离地面有41米，相当于18层楼的高度。该平台价值50多亿人民币，相当于建造一个小型炼油厂。

荔湾3-1气田是我国在南海投入开发建设的第一个深水项目。从海底抽上来的油气将通过导管架外设置的管道输送到天然气平台，然后进行油、气分离，去除杂质、水分，产出的天然气供应市场，整个控制系统全部自动化，相当于把一座工厂搬到了海上。

目前，深海已成为全球油气开采的重要区域。我国南海地区的油气资源占到了我国油气总资源量的三分之一，但其中有70%蕴藏在深海区域。荔湾3-1油气平台的建成，刷新了中国海洋石油工程建设的新纪录，大大加强了我国深海油气开采的能力，预计年天然气处理规模将达120亿立方米。

天然气作为比煤炭和石油更为清洁的能源，集中分布在我国的西北部，但经济发达的东南沿海地区天然气储量很少。为解决沿海地区天然气供应不足的问

题，我国开工建设了著名的“西气东输”工程，在一定程度上缓解了沿海地区天然气供应不足的局面。但考虑到运输和储存成本，越在线路的末端，气源成本就越高。以广东珠海为例，目前珠海地区天然气价格为49元／立方米，而处在线路中端的陕西仅为3—35元／立方米，两者价格相差接近50%。因此，就近寻找油气资源成为当务之急。

好消息接踵而至，2009和2010年，在荔湾3-1气田东北方向，相继钻获流花34-2、29-1气田，测试获得日产天然气分别为150万立方米和160万立方米。

荔湾3-1区域有望成为中国最大的深海气田，开发后可以极大地缓解珠江三角洲地区能源紧缺的局面。然而，在这个区域进行开发，难度远超常人想象！

挑战一：

开发方案难以确定

难题1：开发荔湾3-1气田需要跨越巨大的陡坡！

荔湾3-1气田处于深海和浅海的交替区域。水深从200米的浅海突然跨入海平面以下1500米的深海（陡坡对应的落差是1300米）。油气输送距离超过79公里，同时跨越这么陡的坡，非常困难。

难题2：如何兼顾经济效益——要照顾周边气田开发

荔湾3-1气田周围有番禺34-1/351/35-2浅水气田、流花29-1/34-2深水气田，还有已经在生产的番禺30-1和惠州21-1气田。因为深海油气开发投资极大，动辄几百亿的人民币，所以荔湾3-1的开发方案要兼顾以上所有气田，使经济效益达到最大化。

深海油气开发，根据气田所处水深不同，开发方案也大有不同。一是建造

海上油气平台；二是建造水下生产系统。

海上油气平台主要有深水半潜式平台、张力腿平台(TLP)、柱筒式平台(Spar)等。

深水半潜式平台可以兼做钻井及采油平台。底部浮箱实现沉浮，因浮箱沉于较深海水中，再加上锚泊系统，故稳定性好。

张力腿平台(TLP)的重力小于浮力，所相差的力可依靠锚索向下的拉力来补偿，且此拉力应大于波浪产生的力，使锚索上经常有向下的拉力，起着绷紧平台的作用。简单说，张力腿平台就像一个气球，把绳子拴在海底，它就不随便跑了。

柱筒式平台(Spar)的理念源自于浮标，结构的大部分都是浮筒。由于主体吃水很深，在深水环境中运动稳定、安全良好，特别适宜于深水作业。

水下生产系统包括油井、井口头、采油树、接入出油管系统和控制油井的操纵设备。井口头和采油树都在海底。对比海上平台，水下生产系统不会受到海况和水深的影响。

综合考虑各种因素，开发团队提出了四种方案：

方案1：水下生产系统直接外输到陆上终端。经过深入分析：南海海底地形复杂，气田处于陡坡下方，有巨大的深度差，自然压力不足以驱动油气越过陡坡到达陆地终端。此方案最终被排除。

方案2：Spar/张力腿平台／半潜式直接外输到陆上终端。深水浮式油气处理平台从设计到建成至少需要3年以上时间，满足不了气田尽快投产的需要，并且成本较高，是固定式平台的2—3倍，技术相对也并不成熟。此方案被排除。

方案3：Spar/张力腿平台／半潜式回接到浅水平台后外输到陆上终端，

需要建设两座油气处理平台及全部的生产管线，投资太大，经济效益低。此方案被排除。

方案4：水下生产设施回接到浅水平台后外输到陆上终端。因为南海海况恶劣，台风频发，采用更稳定的固定式浅水平台是一个理想的选择。因此开发团队决定采用将深水回接到浅水、周边回接到中心平台的总体开发方案。

荔湾3-1气田开发分为深海、浅海和陆地三部分，也就是在1500米的深海建水下生产系统，在200米的浅海建油气中心平台，在陆地建终端处理厂。

荔湾3-1采用合作开发的模式。深水生产设施由赫斯基(Husky)担任作业者；浅水设施及陆上终端由CNOOC担任作业者。

挑战二：

平台设计和建造难度大

荔湾3-1平台不仅要处理深海10个生产井输送的天然气，同时还要兼顾已发现的番禺、流花气田以及该区域潜在的油气资源。因此，荔湾3-1中心平台的设计年处理量达到80亿方／年。我国陆地最大的天然气处理厂——苏里格气田第二处理厂，年处理量为50亿方／年，可以想象荔湾3-1平台的体量需要多么巨大。

该平台在设计制造时，虽然想尽办法控制面积，但单层甲板依然比足球场还要大；想方设法“瘦身”，但还是要比5个埃菲尔铁塔重。为了支撑如此庞大的身躯，导管架注定庞大无比。导管架高度达到190米，有60多层楼的高度。一般来说，导管架是由中空的腿柱和连接腿柱的纵横杆组成，其上面搭接固定式平台，用于海洋油气开采。高度超常，就不能采用常规的立式建造法，只能采用卧式建造法。