南海深水陸坡區油氣集輸的重大挑戰與技術創新*
——荔灣3-1深水氣田及周邊氣田水下及水上集輸工程關鍵技術

金曉劍 陳榮旗 朱曉環

(1.海洋石油工程股份有限公司 天津 300461; 2.北京郵電大學 北京 100876)

近年來，我國在南海的油氣勘探開發區主要集中在北部大陸架上，在這數十萬平方公里的陸架區域內有十多億噸的石油和天然氣當量儲量被發現，20多年來貢獻了近3億多噸的石油產品，其中部分油田的位置已經到了大陸架的邊緣，如番禺30-1、流花11-1等大型油氣田就處于大陸坡邊緣或大陸坡的上緣；而我國于2006年在南海陸坡區發現的第一個具有潛在商業價值的氣田——荔灣3-1氣田就位于水深1 500 m的深水區。

要開發深水油氣田，須充分認識對應油氣田的所有特征(地下、海底、海中、海面、轉運方式等)和與之相關的整個地下資源開發的經濟性，制訂應對策略和方案，全面解決深水淺埋的油藏工程、深水鉆井工程、深水油氣集輸工程等涉及的一系列技術及經濟問題(特別是天然氣銷售市場問題)。本文主要從深水海洋工程和大陸坡地形地貌等角度入手，論述了在大陸坡深水區開發中的油氣集輸系統問題、技術挑戰、設計思路與解決對策等，指出深水油氣田開發集輸應根據油氣田所處位置、海底地形地貌、油氣產品特點、傳輸路徑、儲存方式、外輸形式、保障供應及市場和整個方案經濟性等幾個關鍵點的客觀需求來統籌解決深水、陸坡集輸問題。

1 對南海深水陸坡區油氣集輸方案的思考與選擇

1.1深水陸坡區油氣田開發主要集輸方式

南海特殊的地理位置和地理環境導致油氣集輸方式有多種選擇[1]。目前深水和陸坡區油氣田開發主要集輸方案有5種。

1) 就地集輸處理。在海底井口附近進行集輸處理，如常見的原油在水下進行脫水、脫砂及油匯集，水、砂再注入專門注入井等。在陸上，這是最簡單的井場模式；而在淺水，用俗稱的井口處理平臺也可完成；但是到了深水，水下井口、水下分離、水下加壓和注入，其所需產品堪稱為機械制造業的高精尖——“皇冠上的明珠”，要將這些“明珠”由水下機器人精確地鑲嵌在海底預設的“皇冠”上，難度極大。例如，僅水上工作船和水下機器人相互配合完成基本轉位動作，就需要領航員通過下放的長度為1 800～2 000 m臍帶纜來操控完成水深1 500 m的水下機器人的轉位動作，稍有差池，不但動作無法完成，機器人還可能被纏繞在下放的設備或基座上。因此，對于深水安裝動作，就是全球最頂級的公司和最熟練的領航員也是“如履薄冰”,而且所有的連接都必須承受35～70 MPa壓力。所以，在深水區“就地集輸處理”至今仍處于探索階段，特別是水下壓縮技術領域。

2) 就近集輸處理。從水底傳輸到水面，利用水面設施如常見的TLP、Spar、FPSO和半潛式浮式裝置進行集輸處理。由干式井口(類似淺水井口平臺模式+平臺井口的升沉補償)和濕式井口(類似就地集輸中的水下井口，如流花11-1油田和陸豐22-1油田)通過立管系統進入浮式裝置，再由浮式裝置進行處理和外輸；如果是天然氣，則通過海底管線將干氣或濕氣外輸至陸地工廠。

3) 遠位集輸處理。從水底輸送一段距離或經過多點從水底集輸至水面(在自然能量能夠保證流動安全的范圍內)，利用水面設施如常見的遠離水下井區的固定平臺或張力腿、柱式平臺、浮式生產儲油輪(如TLP、Spar、FPSO)和半潛式浮式裝置等進行處理和外輸；如果是天然氣，則通過海底管線將干氣或濕氣外輸到陸地工廠。國外深水衛星油田較多采用這種集輸方式，國內即將開發的流花16-2油田也將采用該方式。

4) 終端集輸處理。從水底輸送一段距離或經過多點從水底集輸到距離消費市場最近的地點進行處理，如國外一些海上氣田在消費市場附近或干線管網附近建設氣體廠處理深海來氣。

5) 混合集輸處理。采用以上4種集輸處理方式組合進行集輸處理，由此也就出現了常見的“干式井口與濕式井口”“海底硬管線與浮式軟管線、軟立管及硬立管”“浮式加壓處理+儲存或固定式加壓處理+儲存”等以油氣產品特征、流動保障技術、加壓輸送等方式形成的集輸方案和技術路線。

1.2南海深水陸坡區油氣田開發主要集輸方式的選擇

針對南海北部陸坡區荔灣3-1深水氣田工程，首次提出了“深-淺-陸”的開發模式，即以“水下井口+水下東、西兩匯集區并最后匯集+雙管爬坡至陸坡邊緣中心處理平臺+長距離預埋混輸管線+陸地天然氣處理工廠再進入廣東管網”的集輸開發模式。采取該模式的主要依據如下：

1) 從氣田所處海域條件來看：所在的南海海域臺風頻發、具有獨特的內波流，是世界上環境條件最為惡劣的海域之一。所有露出海面的設施都須具備抵御上述惡劣環境(極限風力和波高)的能力及保證20年穩定生產的能力。該項目平臺選擇最有保障的固定式平臺，具有安全和經濟的雙重優越性及我國近20年的成功運營經驗；關鍵難題在于長距離混輸流動保障技術能否保證井下油氣從大陸坡的油氣田位置到達大陸坡邊適合建設固定平臺的位置。該項目中的油氣輸送面臨兩大挑戰：一是要依靠到達井口的自然能量，將井底生產的油氣由海底輸送至70 km遠的處理平臺，同時須爬高1 300 m(圖1)；二是從處理平臺到陸地天然氣工廠的長度為261 km的混輸流動保障及輸送至陸地天然氣工廠入口端所需的能力。

圖1 南海荔灣 3-1深水氣田“深-淺-陸”開發模式Fig.1 “Deep water-shallow water-land terminal” development model of LW 3-1 gas field in deep water area of the South China Sea

2) 從水深來看：按照目前全球公認的看法，對于海洋工程和裝備的能力等級劃分，10～100 m是一個難度等級，100～300 m是另一個難度等級，300～1 500 m則可稱為世界級難題，1 500～3 000 m則是行業的頂峰。業內習慣以水深來衡量技術水平的高低和難度，因為水深決定了采用何種裝備進行鉆探。而對南海陸坡區來說，特殊的地形地貌和潛在的地質災害可能對輸送天然氣的海底管線和水下井口設施構成重大威脅，但我們對深水工程的風險認識尚未形成基本的量級概念。因此，從經驗和實踐的可能性來考慮，深水海底硬管線較浮式軟管優勢更為明顯。

3) 從保障供給來看：荔灣3-1是以天然氣為主的凝析氣田，加上一起開發的周邊氣田如番禺34/35等(圖2)，主要市場是珠三角經濟區，天然氣上岸后進入廣東管網，進入管網的天然氣量占到整個管網50%以上的供應量；但每年可能有3～4次臺風經過和影響整個生產區域，保障天然氣穩定供給是最大挑戰。因此，集輸系統中的關鍵中心處理平臺的選擇(浮式平臺或固定平臺)以及評估所選擇平臺的安全可靠性成為保障供給的核心議題。

4) 從海洋工程油氣集輸來看：荔灣3-1氣田位于南海北部深水陸坡區中下緣，地處南海大陸坡上一個緩坡的區域。該氣田到大陸坡邊緣的直線距離為69 km，在這樣一段坡上分布著10多條深淺不一的溝壑，在混輸流動性保障前提下采用硬管順著溝壑鋪設是最佳選擇，但管線連接將由原計劃的直線連接變成3段折線連接，混輸距離將增加10 km以上,流動保障可能接近當時的輸送極限。

此外，該氣田在深水海底區域形成2個海底井組區，分別將5口井的油氣匯合，再由2個海底井區向中心點匯集后開始爬坡。而1 500 m深水海底意味著150個大氣壓、接近0 ℃的低溫，并形成從水下1 500 m至水下200 m處的陸坡邊緣的大高差油、氣、水多相混輸。這是本文所提的“深-淺-陸”開發模式的主要依據，特別是概念設計中提出的雙管回路即海底至陸坡邊固定處理平臺的雙管輸送模式為生產初期和氣田后期的低產量單管運行、單管出現大量積液時的循環路徑攜液、應急互備保證最低輸量的安全保障模式等創造了可能。

圖2 荔灣3-1氣田群油氣集輸工程示意圖Fig.2 Schematic of oil & gas gathering and transferring project of LW 3-1 gas field & its surroundings

5) 從建設“中心集輸處理工廠”工程角度來看:年天然氣處理能力120×108m3的超大型海上油氣集輸處理設施要在遠離大陸超過260 km的海上建設，同時須提供24 MPa的出口端管線壓力，成為海洋工程史上劃時代的巨型工程，初步估算平臺總重約70 000 t，且經研究發現該方案的經濟性和穩定生產的優勢均大于浮式平臺。如果在陸地建設同樣處理量的處理工廠，加上遙控整個水下生產部分和進行脫水、水處理、乙二醇再生、乙二醇儲存部分，即使不考慮儲油和輕烴分離部分也至少須占地15×104m2以上。

6) 從工程開發難度來看：針對荔灣3-1工程，很多專家學者都在問一個問題，即同時期中國海油正在建設的“適應全球，針對南海”的“海洋石油981”等深水系列裝備，其作業水深可達3 000 m，那么荔灣3-1工程開發的技術難度在哪里?僅以臺風為例，“海洋石油981”是可移動鉆井平臺，當遇到最惡劣天氣(超級臺風等)時，可在臺風預報的有效時間內處理好井下安全，進行有計劃的平臺整體撤離，無需抵抗過于惡劣的天氣。但荔灣3-1集輸平臺在超級臺風來襲時，為了保障珠三角地區天然氣的正常供給，生產必須保持穩定進行，因此設計壽命20年的平臺要經受住數十次惡劣臺風的沖擊，保證平臺天然氣輸入、輸出系統安全和全集輸系統流動安全的挑戰難度非凡。

2 南海深水陸坡區油氣集輸工程主要技術創新

2.1揭示了深水油氣田多相混輸系統中水合物生成熱動力學耦合機制，提出了1500m深水大高差雙回路多相集輸安全保障技術，創建了南海深水陸坡區油氣田“深-淺-陸”集輸工程模式

1) 揭示了深水高壓低溫環境下天然氣凝析液混輸系統中水合物生成、生長、聚并的熱力學和動力學耦合機制，完善了水合物殼雙向生長預測模型，確定了深水天然氣凝析液混輸體系中水合物形成的條件[2]。

2) 剖析了基于邊界摩爾質量特征化的天然氣凝析液混輸系統熱力學機理，建立了涵蓋焦湯效應、勢能影響的油、氣、水多相穩態流動模型，提出了耦合相間傳質的瞬態模型，發展了多層次天然氣凝析液混輸流動預測方法；構建了基于多相流型判斷、相態與水力熱力耦合場分析的流動分析系統。建立了荔灣3-1氣田群井筒-水下設施-管網的一體化多相混輸系統耦合分析模型和低溫區多相冷凝水腐蝕預測方法；開發了深水回接系統的集輸壓力體系、清管策略和水合物動態控制工藝；研發了深水高溫區雙金屬復合管和低溫區碳鋼相結合的多相腐蝕防控技術。提出了深水長距離、雙回路油、氣、水多相集輸安全保障技術方法[3]。

3) 針對我國南海北部陸坡復雜的環境條件，創建了由深水水下生產系統、長距離大高差多相混輸管道、超大型平臺及陸地終端組成的“深-淺-陸”油氣集輸模式；建成了質量超7萬噸級的天然氣集輸和處理中心平臺，為“深-淺-陸”開發模式創建了中轉基地；建成了設計規模可達200×108m3/a處理能力的亞洲最大的環保型終端，為深水油氣提供了陸上接收處理基地。依托荔灣3-1深水氣田工程踐行了深水陸坡區油氣田“深-淺-陸”集輸工程模式(圖1)，與采用深水浮式工程模式相比具有顯著的安全和經濟優勢，并保障了穩定供氣。

2.2突破了超大型海上油氣集輸處理系統設計建造和安裝關鍵技術，完善了超大型海上天然氣集輸平臺安全保障技術體系

1) 開發了風、浪、流和南海特有內波流耦合作用下的導管架平臺設計技術，提出了超大型導管架滑移下水智能分析方法，從而實現了導管架下水姿態全過程的實時跟蹤分析[4-5]。研發了導管架樁腿存儲乙二醇技術，實現了4個樁腿乙二醇存儲量達2 000 t，大大減輕了上部組塊的重量，同時為深水集輸系統中水合物防控提供了有力的保障[6]。

2) 開發了復雜工程地質條件下的超長鋼樁設計和安裝技術，單樁直徑達2 743 mm、長158 m、質量750 t、入泥135 m，創造了鋼樁直徑、長度和質量的世界記錄[7]。攻克了海底巖土交互地層下的樁尖設計技術及200 m水深水下打樁動態監測技術[8]。

3) 開發了超大型深水天然氣集輸平臺高精度多點同步控制載荷轉移就位技術、超大型導管架建造過程中多臺不同型號吊機聯合作業及吊裝三維仿真技術以及超大型導管架高效焊接技術，實現了大型平臺建造技術的重大突破[10]。

4) 開發了超大型結構物設計、模型試驗、虛擬仿真、安裝實測的四位一體循環驗證技術[11]，通過分析海上結構物安裝全過程的實時監測數據，驗證并提高了設計技術和試驗方法[12]。

5) 開發了基于三維模擬海床的路由評估方法，研發了高壓、大口徑(762 mm)、小徑厚比(20.7～23.9)、長距離(261 km)海底油氣混輸管道穩定性分析及保護技術[13]。

6) 研發了海洋平臺多源、多因素耦合安全分析技術和火炬分區排放技術，解決了平臺排煙對直升機起降影響的定量評價問題和大型天然氣平臺火炬排放對平臺安全影響的問題[9]，完善了超大型海上天然氣集輸平臺安全保障技術體系。

2.3突破了高分辨率深拖工程物探和深水工程地質調查分析核心技術，自主建立了深水工程勘察裝備與技術體系以及南海北部陸坡區工程地質災害識別和評價方法

1) 形成了以雙船定位深拖作業和崎嶇海底地層畸變校正技術為核心的高分辨率深拖調查、處理和解釋技術，達到了1 500 m水深多波束測深精度優于水深的0.5%、淺地層剖面縱向分辨率優于0.3 m的國際先進水平，從而形成了完善的深水工程勘察技術體系[14]。

2) 研制了國際先進的2 000 m水深海床原位測試及取樣綜合系統，靜力觸探測試深度達到海床下40 m，原位十字板剪切試驗和T型觸探試驗(T-Bar Testing)深度達到20 m，恒速率固定活塞取樣長度達到12 m。自主研發的基于鉆井液壓力驅動的3 000 m水深工程地質鉆探取心工具可實現不起鉆連續取心，創造了1 720 m水深鉆孔100 m取樣收獲率達87.3%的國內記錄。建立了基于原位測試、鉆孔取樣和巖土分析相配套的深水工程地質分析技術，打破了國外壟斷。

3) 建立了深水地質災害識別、評價技術體系，開發了地質災害風險輔助決策系統。剖析了南海北部陸坡區地質災害成因，形成了相應的地質災害識別技術及地質風險評價方法；建立了南海北部陸坡滑坡失穩預測模型，開展了基于深海峽谷區海底管道地質災害風險定量評價；研發了地質災害風險評價輔助決策系統；建成了涵蓋南海北部陸坡區17 500 km2的深水工程地質環境數據庫，實現了南海深水海底環境的多學科數據標準化管理及地質災害風險的準確高效評估[15]。

2.4研發了高壓及小徑厚比海管、雙金屬復合耐蝕海管、水下管匯及管端件等關鍵材料和設備，初步建立了水下核心設備的國產化體系

1) 實現了高壓、大管徑、小徑厚比、高強度海底管道的國產化。荔灣3-1氣田采用了2條管長79 km、管徑558.8 mm的深水海管及1條管長261 km、管徑762 mm 的淺水海管，海管質量共計19×104t,全部為國產海管。攻克了低溫斷裂韌性控制(鋼管壁厚30.8 mm以上，要求耐低溫-10 ℃，落錘撕裂試驗沖擊斷口剪切面積≥85%)和強-塑-韌性匹配控制難度大、小徑厚比(20.7～23.9)、性能穩定性要求高(屈服強度允許波動范圍100 MPa)等系列挑戰。研發出了高壓力、高鋼級、小徑厚比的厚壁直縫埋弧焊管，實現了海管的批量化生產，填補了國內空白[16]。

2) 實現了深水海底雙金屬復合管的國產化。研發了復合管橢圓度誤差控制技術、管端自動堆焊技術、管端精車和整圓新工藝，提高了管端堆焊層質量、尺寸精度、海上鋪管對中效率和焊接效率；研發了復合管焊接接頭機械性能與抗腐蝕性能測試技術，并實現了高品質復合管大批量生產。

3) 實現了水下管道終端、在線水下管匯和水下泵橇塊國產化。開發了海底管線終端、在線水下管匯和水下泵橇塊的設計、制造和安裝技術[17]。攻克了水下裝備制造、焊接與表面鹽分控制、安裝適應性分析、水下精確定位控制和吊裝等技術難題，形成了相應的設計、建造和安裝技術體系，并建成了國內首個水下產品制造與測試基地，成功實施了26 臺水下產品的國產化，打破了國外壟斷。

2.5構建了深水油氣田生產運維及基于泄漏爆炸模式的應急體系，初步研發了1500m深水海底管道應急維修技術及配套機具

1) 開發了深水遠距離生產監測、預警及管理系統。基于對深水濕氣回接系統的油、氣、水多相流動態仿真[18]，首次實現了油、氣、水多相流型實時識別，水合物堵塞、腐蝕和出砂等危險工況預警，優化了藥劑注入和操作流程，并實現了1 500 m水深遠距離氣田臺風模式運行，保障了荔灣3-1氣田群的安全、穩定運行。

2) 建立了深水油氣田泄漏、爆炸應急體系。開發了中心集輸處理平臺立管和海底管道三維泄漏模擬分析方法，提出了泄漏和爆炸的應急預案及處置方案，已在南海深水多個區塊開發工程中得到了應用。

3) 研制了1 500 m水深水下設施應急維修技術和配套機具。研發了集主動防控和靶向解堵于一體的應急解堵工藝和解堵裝置[19]；針對深水海底管道的不同損壞形式，研制了深水海底管道封堵裝置和水下機器人(ROV)介入維修機具，形成了相應的應急處置方案。

3 工程方案實施效果

通過南海深水陸坡區油氣集輸工程的主要技術集成創新，2014 年荔灣3-1深水氣田建成投產，標志著我國具備了自主開發深水油氣田的核心技術能力，達到了國際先進水平。荔灣 3-1氣田的建成投產以及成功實現水深280～1 240 m的流花19-5、番禺34-1/35-2/35-1和流花34-2 等周邊氣田的滾動開發，標志著“深-淺-陸”和“先集后輸”的深水陸坡區域油氣田一體化布局和滾動開發策略的成功實施，為經濟有效和安全地開發南海北部陸坡的深水油氣資源打下了堅實的基礎。

荔灣3-1深水氣田及周邊氣田油氣集輸工程項目突破了5大方向、20項核心技術，所創建的1 500 m水深油氣集輸工程技術體系經過了實踐驗證，總體達到了國際先進水平，其中4項技術為國際領先。2014年，荔灣3-1氣田工程被《Offshore》評為世界五大深水海洋工程項目。截至2017年底，最遠單井LH34-2-1井多相回接距離長達103 km(居世界第五)，該示范工程已為珠三角地區穩定輸氣110.3×108m3，項目投產后創造直接經濟效益達146 億元人民幣，技術創新成果推廣應用創造產值約324億元人民幣。

4 結束語

依托國家科技重大專項“南海深水油氣開發示范工程”，南海深水陸坡區油氣集輸工程項目建立了具有自主知識產權的1 500 m水深油氣集輸工程技術體系，建成了我國第一個深水油氣田——荔灣3-1示范工程。該工程項目所開發的相關技術已推廣應用到我國南海深水油氣田開發工程如陵水17-2、流花16-2以及西非、巴西、墨西哥灣等合作區塊深水油氣田工程，所形成的創新開發模式及技術等為我國南海區域油氣田的開發提供了基礎，對我國能源安全戰略具有重要意義。

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