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4.9元/立方米，而处在线路中端的陕西仅为3～3.5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34-1/35-1/35-2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、安全性良好，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。

方案一示意图

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。

方案二示意图

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。

方案三示意图

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。

方案四示意图

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。

水下生产系统

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。

在深水低温高压状态下，为了防止水合物堵塞管道，往往需要向井口注入乙二醇，以抑制海底管道中水合物的生成（原理：乙二醇通过降低冰点来抑制水合物的生成，效果取决于注入量与天然气是否混合均匀）。但是平台组块已经太重了，额外布置大规模的乙二醇储罐显然是不明智的。那该怎么办呢？最后设计者们想出了一个办法——将乙二醇储存在导管架腿中，导管架腿“兼任”常压容器，这下就简单啦！

已经胜利在望了吗？并不，就像闯关一样，更大的困难总在后面！

挑战三：平台组块和导管架对接问题

海洋平台的安装需要安装导管架后将平台组块与其对接。导管架可以通过滑移入水的方式来定点安装。

但是平台组块和导管架的对接却是一个大难题：组块安装通常有浮吊和浮托两种方式，但到目前为止，世界上没有任何一艘起重船能吊起荔湾3-1，所以整体浮吊行不通。既然如此，那是否可以将组块拆分成若干部分再浮吊呢？

现实是海上组装不仅耗时长，对各工种的协同要求高，而且海上作业受天气和海洋环境的影响也很大，极容易造成工期延长。海上作业成本高，日费少则几十万美元，多则上百万美元。一旦工程进度不顺利，有可能带来上亿或者几十亿的损失，那就亏大了！因此，该方案风险不可控，PASS掉！

那32000吨的平台如何安装到预定位置呢？只能选择浮托法进行安装。然而现实是国内没有哪条驳船能够完全满足这个项目的要求。荔湾3-1组块重量是普通平台组块的两倍，但是导管架的间距却没有增加，满足要求的驳船太宽，根本无法进入，但稍小一些的驳船又无法承载三万多吨的重量。

大船进不去，小船HOLD不住。怎么办呢？最后决定改造世界第二大驳船“海洋石油229”（世界第一大驳船荷兰HEERE-MA公司的H-851船工期已经排满了），将船体前100米的宽度减小至42米，便于进入导管架内；为了保证浮力，把后100米的船体宽度拓宽到65米。

“海洋石油229”驳船改造方案

驳船终于改造完成，平台和导管架对接开始，上部组块、平台组块先后成功安装。大功告成了吗？NO！NO！NO！

荔湾3-1屹立在南海

挑战四：平台建好了天然气出不来

荔湾3-1平台坐落在190米水深处，但是生产井口却在海平面下1480米的海底，并且两者之间有79公里的海底陡坡。输送距离长、坡度大，好难爬！要爬三个东方明珠！

最后一道难关出现了——如何将油气输送到中心平台呢？这需要水下生产系统和双海管技术来实现，产出的油气通过两条管线输送到平台，这两条管线并行且可以任意切换。

未来油气输送并非是一帆风顺，还会有很多问题，因为采出的油气是混合物（天然气、油水、蜡、砂石等），日久天长必然会逐渐堵塞管道。有两条可以任意切换的输送管道，可以始终保持管道的畅通，从而保证油气正常生产啦！

典型双海管系统

在这里不妨传播一下双海管清洗知识。首先，推动清管球的动力主要来自上部增压装置，流量和压力可以进行现场调节。此外，当清管球发生卡堵时，可进行反向推动。

采用双海管环路清洗，当一条海管出现故障时，另一条还可以继续保持生产，灵活性较好。当后期产量降低时，可将其中一条海管停运，经济效益佳。

对于深海气田而言，双管方案单根海管直径更小，因此积液量少，流动会更加稳定，有利于延长整个油气田的生产周期。此外，当管线内出现水合物时，可以对堵塞部位两端同时降压，有利于水合物的分解。

结语

面对一个个挑战，石油工作者逐个击破。历时7年，该项目终于实现了商业供气！荔湾3-1平台在南海屹立，雄姿巍然，不仅满足了珠三角地区对清洁能源的需求，更为区域能源安全提供了有力保障。