深海油气开发的四大挑战是什么
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今天，小编在此为大家介绍深海油气开发的四大挑战是什么
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
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
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！
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！
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
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
以上就是深海油气开发的四大挑战是什么的主要内容
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