能源網，當你搭乘液化天然氣出租車在城市中穿梭時，你可曾想到，有一座巨大的海上油氣加工廠佇立在波濤洶涌的南海，以重達32000噸的堅實身軀，抵御著南海的狂風巨浪——這就是荔灣3-1天然氣綜合處理平臺。今天，能源網小編在此為大家介紹深海油氣開發的四大挑戰是什么。

荔灣3-1是我國自主研發的、亞洲最大天然氣綜合處理平臺。該平臺由海洋石油工程(青島)有限公司歷時21個月建造，完成，浮托重量達到3.2萬噸，上有三層主甲板，全部為鋼結構建筑。最上層平臺主甲板長107米、寬77米，比一個標準足球場的面積還要大一些；主甲板距離地面有41米，相當于18層樓的高度。該平臺價值50多億人民幣，相當于建造一個小型煉油廠。

荔灣3-1氣田是我國在南海投入開發建設的第一個深水項目。從海底抽上來的油氣將通過導管架外設置的管道輸送到天然氣平臺，然后進行油、氣分離，去除雜質、水分，產出的天然氣供應市場，整個控制系統全部自動化，相當于把一座工廠搬到了海上。

目前，深海已成為全球油氣開采的重要區域。我國南海地區的油氣資源占到了我國油氣總資源量的三分之一，但其中有70%蘊藏在深海區域。荔灣3-1油氣平臺的建成，刷新了中國海洋石油工程建設的新紀錄，大大加強了我國深海油氣開采的能力，預計年天然氣處理規模將達120億立方米。

天然氣作為比煤炭和石油更為清潔的能源，集中分布在我國的西北部，但經濟發達的東南沿海地區天然氣儲量很少。為解決沿海地區天然氣供應不足的問題，我國開工建設了著名的“西氣東輸”工程，在一定程度上緩解了沿海地區天然氣供應不足的局面。但考慮到運輸和儲存成本，越在線路的末端，氣源成本就越高。以廣東珠海為例，目前珠海地區天然氣價格為4.9元/立方米，而處在線路中端的陜西僅為3～3.5元/立方米，兩者價格相差接近50%。因此，就近尋找油氣資源成為當務之急。

好消息接踵而至，2009和2010年，在荔灣3-1氣田東北方向，相繼鉆獲流花34-2、29-1氣田，測試獲得日產天然氣分別為150萬立方米和160萬立方米。

荔灣3-1區域有望成為中國最大的深海氣田，開發后可以極大地緩解珠江三角洲地區能源緊缺的局面。然而，在這個區域進行開發，難度遠超常人想象！

挑戰一：開發方案難以確定

難題1：開發荔灣3-1氣田需要跨越巨大的陡坡！

荔灣3-1氣田處于深海和淺海的交替區域。水深從200米的淺海突然跨入海平面以下1500米的深海(陡坡對應的落差是1300米)。油氣輸送距離超過79公里，同時跨越這么陡的坡，非常困難。

難題2：如何兼顧經濟效益——要照顧周邊氣田開發

荔灣3-1氣田周圍有番禺34-1/35-1/35-2淺水氣田、流花29-1/34-2深水氣田，還有已經在生產的番禺30-1和惠州21-1氣田。因為深海油氣開發投資極大，動輒幾百億的人民幣，所以荔灣3-1的開發方案要兼顧以上所有氣田，使經濟效益達到最大化。

深海油氣開發，根據氣田所處水深不同，開發方案也大有不同。一是建造海上油氣平臺；二是建造水下生產系統。

海上油氣平臺主要有深水半潛式平臺、張力腿平臺(TLP)、柱筒式平臺(Spar)等。

深水半潛式平臺可以兼做鉆井及采油平臺。底部浮箱實現沉浮，因浮箱沉于較深海水中，再加上錨泊系統，故穩定性好。

張力腿平臺(TLP)的重力小于浮力，所相差的力可依靠錨索向下的拉力來補償，且此拉力應大于波浪產生的力，使錨索上經常有向下的拉力，起著繃緊平臺的作用。簡單說，張力腿平臺就像一個氣球，把繩子拴在海底，它就不隨便跑了。

柱筒式平臺(Spar)的理念源自于浮標，結構的大部分都是浮筒。由于主體吃水很深，在深水環境中運動穩定、安全性良好，特別適宜于深水作業。

水下生產系統包括油井、井口頭、采油樹、接入出油管系統和控制油井的操縱設備。井口頭和采油樹都在海底。對比海上平臺，水下生產系統不會受到海況和水深的影響。

綜合考慮各種因素，開發團隊提出了四種方案：

方案1：水下生產系統直接外輸到陸上終端。經過深入分析：南海海底地形復雜，氣田處于陡坡下方，有巨大的深度差，自然壓力不足以驅動油氣越過陡坡到達陸地終端。此方案最終被排除。

方案2：Spar/張力腿平臺/半潛式直接外輸到陸上終端。深水浮式油氣處理平臺從設計到建成至少需要3年以上時間，滿足不了氣田盡快投產的需要，并且成本較高，是固定式平臺的2～3倍，技術相對也并不成熟。此方案被排除。

方案3：Spar/張力腿平臺/半潛式回接到淺水平臺后外輸到陸上終端，需要建設兩座油氣處理平臺及全部的生產管線，投資太大，經濟效益低。此方案被排除。

方案4：水下生產設施回接到淺水平臺后外輸到陸上終端。因為南海海況惡劣，臺風頻發，采用更穩定的固定式淺水平臺是一個理想的選擇。因此開發團隊決定采用將深水回接到淺水、周邊回接到中心平臺的總體開發方案。

荔灣3-1氣田開發分為深海、淺海和陸地三部分，也就是在1500米的深海建水下生產系統，在200米的淺海建油氣中心平臺，在陸地建終端處理廠。

荔灣3-1采用合作開發的模式。深水生產設施由赫斯基(Husky)擔任作業者；淺水設施及陸上終端由CNOOC擔任作業者。

挑戰二：平臺設計和建造難度大

荔灣3-1平臺不僅要處理深海10個生產井輸送的天然氣，同時還要兼顧已發現的番禺、流花氣田以及該區域潛在的油氣資源。因此，荔灣3-1中心平臺的設計年處理量達到80億方/年。我國陸地最大的天然氣處理廠——蘇里格氣田第二處理廠，年處理量為50億方/年，可以想象荔灣3-1平臺的體量需要多么巨大。

該平臺在設計制造時，雖然想盡辦法控制面積，但單層甲板依然比足球場還要大；想方設法“瘦身”，但還是要比5個埃菲爾鐵塔重。為了支撐如此龐大的身軀，導管架注定龐大無比。導管架高度達到190米，有60多層樓的高度。一般來說，導管架是由中空的腿柱和連接腿柱的縱橫桿組成，其上面搭接固定式平臺，用于海洋油氣開采。高度超常，就不能采用常規的立式建造法，只能采用臥式建造法。

在深水低溫高壓狀態下，為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：乙二醇通過降低冰點來抑制水合物的生成，效果取決于注入量與天然氣是否混合均勻)。但是平臺組塊已經太重了，額外布置大規模的乙二醇儲罐顯然是不明智的。那該怎么辦呢？最后設計者們想出了一個辦法——將乙二醇儲存在導管架腿中，導管架腿“兼任”常壓容器，這下就簡單啦！

采用雙海管環路清洗，當一條海管出現故障時，另一條還可以繼續保持生產，靈活性較好。當后期產量降低時，可將其中一條海管停運，經濟效益佳。

對于深海氣田而言，雙管方案單根海管直徑更小，因此積液量少，流動會更加穩定，有利于延長整個油氣田的生產周期。此外，當管線內出現水合物時，可以對堵塞部位兩端同時降壓，有利于水合物的分解。

面對一個個挑戰，石油工作者逐個擊破。歷時7年，該項目終于實現了商業供氣！荔灣3-1平臺在南海屹立，雄姿巍然，不僅滿足了珠三角地區對清潔能源的需求，更為區域能源安全提供了有力保障。

以上就是深海油氣開發的四大挑戰是什么的主要內容。

已經勝利在望了嗎？并不，就像闖關一樣，更大的困難總在后面！

挑戰三：平臺組塊和導管架對接問題

海洋平臺的安裝需要安裝導管架后將平臺組塊與其對接。導管架可以通過滑移入水的方式來定點安裝。

但是平臺組塊和導管架的對接卻是一個大難題：組塊安裝通常有浮吊和浮托兩種方式，但到目前為止，世界上沒有任何一艘起重船能吊起荔灣3-1，所以整體浮吊行不通。既然如此，那是否可以將組塊拆分成若干部分再浮吊呢？

現實是海上組裝不僅耗時長，對各工種的協同要求高，而且海上作業受天氣和海洋環境的影響也很大，極容易造成工期延長。海上作業成本高，日費少則幾十萬美元，多則上百萬美元。一旦工程進度不順利，有可能帶來上億或者幾十億的損失，那就虧大了！因此，該方案風險不可控，PASS掉！

那32000噸的平臺如何安裝到預定位置呢？只能選擇浮托法進行安裝。然而現實是國內沒有哪條駁船能夠完全滿足這個項目的要求。荔灣3-1組塊重量是普通平臺組塊的兩倍，但是導管架的間距卻沒有增加，滿足要求的駁船太寬，根本無法進入，但稍小一些的駁船又無法承載三萬多噸的重量。

大船進不去，小船HOLD不住。怎么辦呢？最后決定改造世界第二大駁船“海洋石油229”(世界第一大駁船荷蘭HEERE-MA公司的H-851船工期已經排滿了)，將船體前100米的寬度減小至42米，便于進入導管架內；為了保證浮力，把后100米的船體寬度拓寬到65米。

駁船終于改造完成，平臺和導管架對接開始，上部組塊、平臺組塊先后成功安裝。大功告成了嗎？NO！NO！NO！

挑戰四：平臺建好了天然氣出不來

荔灣3-1平臺坐落在190米水深處，但是生產井口卻在海平面下1480米的海底，并且兩者之間有79公里的海底陡坡。輸送距離長、坡度大，好難爬！要爬三個東方明珠！

最后一道難關出現了——如何將油氣輸送到中心平臺呢？這需要水下生產系統和雙海管技術來實現，產出的油氣通過兩條管線輸送到平臺，這兩條管線并行且可以任意切換。

未來油氣輸送并非是一帆風順，還會有很多問題，因為采出的油氣是混合物(天然氣、油水、蠟、砂石等)，日久天長必然會逐漸堵塞管道。有兩條可以任意切換的輸送管道，可以始終保持管道的暢通，從而保證油氣正常生產啦！

在這里不妨傳播一下雙海管清洗知識。首先，推動清管球的動力主要來自上部增壓裝置，流量和壓力可以進行現場調節。此外，當清管球發生卡堵時，可進行反向推動。