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近年來，我國在南海的油氣勘探開發(fā)區(qū)主要集中在北部大陸架上，在這數(shù)十萬平方公里的陸架區(qū)域內(nèi)有十多億噸的石油和天然氣當(dāng)量儲量被發(fā)現(xiàn)，２０多年來貢獻了近３億多噸的石油產(chǎn)品，其中部分油田的位置已經(jīng)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(qū)發(fā)現(xiàn)的第一個具有潛在商業(yè)價值的氣田—荔灣３-１氣田就位于水深１５００ｍ的深水區(qū)。

要開發(fā)深水油氣田，須充分認(rèn)識對應(yīng)油氣田的所有特征（地下、海底、海中、海面、轉(zhuǎn)運方式等）和與之相關(guān)的整個地下資源開發(fā)的經(jīng)濟性，制訂應(yīng)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(shù)及經(jīng)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(qū)開發(fā)中的油氣集輸系統(tǒng)問題、技術(shù)挑戰(zhàn)、設(shè)計思路與解決對策等，指出深水油氣田開發(fā)集輸應(yīng)根據(jù)油氣田所處位置、海底地形地貌、油氣產(chǎn)品特點、傳輸路徑、儲存方式、外輸形式、保障供應(yīng)及市場和整個方案經(jīng)濟性等幾個關(guān)鍵點的客觀需求來統(tǒng)籌解決深水、陸坡集輸問題。

1 對南海深水陸坡區(qū)油氣集輸方案的思考與選擇

１.１　深水陸坡區(qū)油氣田開發(fā)主要集輸方式

南海特殊的地理位置和地理環(huán)境導(dǎo)致油氣集輸方式有多種選擇。目前深水和陸坡區(qū)油氣田開發(fā)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(chǎn)品堪稱為機械制造業(yè)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(yù)設(shè)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(zhuǎn)位動作，就需要領(lǐng)航員通過下放的長度為１８００～２０００ｍ臍帶纜來操控完成水深１５００ｍ的水下機器人的轉(zhuǎn)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(shè)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(lǐng)航員也是“如履薄冰”，而且所有的連接都必須承受３５～７０ＭＰａ壓力。所以，在深水區(qū)“就地集輸處理”至今仍處于探索階段，特別是水下壓縮技術(shù)領(lǐng)域。

２）就近集輸處理。從水底傳輸?shù)剿妫盟嬖O(shè)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(tǒng)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(yuǎn)位集輸處理。從水底輸送一段距離或經(jīng)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(nèi)），利用水面設(shè)施如常見的遠(yuǎn)離水下井區(qū)的固定平臺或張力腿、柱式平臺、浮式生產(chǎn)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?shù)疥懙毓S。國外深水衛(wèi)星油田較多采用這種集輸方式，國內(nèi)即將開發(fā)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(jīng)過多點從水底集輸?shù)骄嚯x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(wǎng)附近建設(shè)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(xiàn)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(chǎn)品特征、流動保障技術(shù)、加壓輸送等方式形成的集輸方案和技術(shù)路線。

１.２　南海深水陸坡區(qū)油氣田開發(fā)主要集輸方式的選擇

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

１）從氣田所處海域條件來看：所在的南海海域臺風(fēng)頻發(fā)、具有獨特的內(nèi)波流，是世界上環(huán)境條件最為惡劣的海域之一。所有露出海面的設(shè)施都須具備抵御上述惡劣環(huán)境（極限風(fēng)力和波高）的能力及保證２０年穩(wěn)定生產(chǎn)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(jīng)濟的雙重優(yōu)越性及我國近２０年的成功運營經(jīng)驗；關(guān)鍵難題在于長距離混輸流動保障技術(shù)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(shè)固定平臺的位置。該項目中的油氣輸送面臨兩大挑戰(zhàn)：一是要依靠到達井口的自然能量，將井底生產(chǎn)的油氣由海底輸送至７０ｋｍ遠(yuǎn)的處理平臺，同時須爬高１３００ｍ（圖１）；二是從處理平臺到陸地天然氣工廠的長度為２６１ｋｍ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。

２）從水深來看：按照目前全球公認(rèn)的看法，對于海洋工程和裝備的能力等級劃分，１０～１００ｍ是一個難度等級，１００～３００ｍ是另一個難度等級，３００～１５００ｍ則可稱為世界級難題，１５００～３０００ｍ則是行業(yè)的頂峰。業(yè)內(nèi)習(xí)慣以水深來衡量技術(shù)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(qū)來說，特殊的地形地貌和潛在的地質(zhì)災(zāi)害可能對輸送天然氣的海底管線和水下井口設(shè)施構(gòu)成重大威脅，但我們對深水工程的風(fēng)險認(rèn)識尚未形成基本的量級概念。因此，從經(jīng)驗和實踐的可能性來考慮，深水海底硬管線較浮式軟管優(yōu)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(fā)的周邊氣田如番禺３４／３５等（圖２），主要市場是珠三角經(jīng)濟區(qū)，天然氣上岸后進入廣東管網(wǎng)，進入管網(wǎng)的天然氣量占到整個管網(wǎng)５０％以上的供應(yīng)量；但每年可能有３～４次臺風(fēng)經(jīng)過和影響整個生產(chǎn)區(qū)域，保障天然氣穩(wěn)定供給是最大挑戰(zhàn)。因此，集輸系統(tǒng)中的關(guān)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(qū)中下緣，地處南海大陸坡上一個緩坡的區(qū)域。該氣田到大陸坡邊緣的直線距離為６９ｋｍ，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(shè)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１０ｋｍ以上，流動保障可能接近當(dāng)時的輸送極限。

此外，該氣田在深水海底區(qū)域形成２個海底井組區(qū)，分別將５口井的油氣匯合，再由２個海底井區(qū)向中心點匯集后開始爬坡。而１５００ｍ深水海底意味著１５０個大氣壓、接近０℃的低溫，并形成從水下１５００ｍ至水下２００ｍ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(fā)模式的主要依據(jù)，特別是概念設(shè)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(chǎn)初期和氣田后期的低產(chǎn)量單管運行、單管出現(xiàn)大量積液時的循環(huán)路徑攜液、應(yīng)急互備保證最低輸量的安全保障模式等創(chuàng)造了可能。

５）從建設(shè)“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(shè)施要在遠(yuǎn)離大陸超過２６０ｋｍ的海上建設(shè)，同時須提供２４ＭＰａ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７００００ｔ，且經(jīng)研究發(fā)現(xiàn)該方案的經(jīng)濟性和穩(wěn)定生產(chǎn)的優(yōu)勢均大于浮式平臺。如果在陸地建設(shè)同樣處理量的處理工廠，加上遙控整個水下生產(chǎn)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(fā)難度來看：針對荔灣３-１工程，很多專家學(xué)者都在問一個問題，即同時期中國海油正在建設(shè)的“適應(yīng)全球，針對南?！钡摹昂Ｑ笫停梗福薄钡壬钏盗醒b備，其作業(yè)水深可達３０００ｍ，那么荔灣３-１工程開發(fā)的技術(shù)難度在哪里？僅以臺風(fēng)為例，“海洋石油９８１”是可移動鉆井平臺，當(dāng)遇到最惡劣天氣（超級臺風(fēng)等）時，可在臺風(fēng)預(yù)報的有效時間內(nèi)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(fēng)來襲時，為了保障珠三角地區(qū)天然氣的正常供給，生產(chǎn)必須保持穩(wěn)定進行，因此設(shè)計壽命２０年的平臺要經(jīng)受住數(shù)十次惡劣臺風(fēng)的沖擊，保證平臺天然氣輸入、輸出系統(tǒng)安全和全集輸系統(tǒng)流動安全的挑戰(zhàn)難度非凡。

2 南海深水陸坡區(qū)油氣集輸工程主要技術(shù)創(chuàng)新

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

１）揭示了深水高壓低溫環(huán)境下天然氣凝析液混輸系統(tǒng)中水合物生成、生長、聚并的熱力學(xué)和動力學(xué)耦合機制，完善了水合物殼雙向生長預(yù)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）剖析了基于邊界摩爾質(zhì)量特征化的天然氣凝析液混輸系統(tǒng)熱力學(xué)機理，建立了涵蓋焦湯效應(yīng)、勢能影響的油、氣、水多相穩(wěn)態(tài)流動模型，提出了耦合相間傳質(zhì)的瞬態(tài)模型，發(fā)展了多層次天然氣凝析液混輸流動預(yù)測方法；構(gòu)建了基于多相流型判斷、相態(tài)與水力熱力耦合場分析的流動分析系統(tǒng)。建立了荔灣３-１氣田群井筒-水下設(shè)施-管網(wǎng)的一體化多相混輸系統(tǒng)耦合分析模型和低溫區(qū)多相冷凝水腐蝕預(yù)測方法；開發(fā)了深水回接系統(tǒng)的集輸壓力體系、清管策略和水合物動態(tài)控制工藝；研發(fā)了深水高溫區(qū)雙金屬復(fù)合管和低溫區(qū)碳鋼相結(jié)合的多相腐蝕防控技術(shù)。提出了深水長距離、雙回路油、氣、水多相集輸安全保障技術(shù)方法。

３）針對我國南海北部陸坡復(fù)雜的環(huán)境條件，創(chuàng)建了由深水水下生產(chǎn)系統(tǒng)、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(zhì)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(fā)模式創(chuàng)建了中轉(zhuǎn)基地；建成了設(shè)計規(guī)模可達２００×１０８ｍ３／ａ處理能力的亞洲最大的環(huán)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(qū)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(jīng)濟優(yōu)勢，并保障了穩(wěn)定供氣。

２.２　突破了超大型海上油氣集輸處理系統(tǒng)設(shè)計建造和安裝關(guān)鍵技術(shù)，完善了超大型海上天然氣集輸平臺安全保障技術(shù)體系

１）開發(fā)了風(fēng)、浪、流和南海特有內(nèi)波流耦合作用下的導(dǎo)管架平臺設(shè)計技術(shù)，提出了超大型導(dǎo)管架滑移下水智能分析方法，從而實現(xiàn)了導(dǎo)管架下水姿態(tài)全過程的實時跟蹤分析。研發(fā)了導(dǎo)管架樁腿存儲乙二醇技術(shù)，實現(xiàn)了４個樁腿乙二醇存儲量達２０００ｔ，大大減輕了上部組塊的重量，同時為深水集輸系統(tǒng)中水合物防控提供了有力的保障。

２）開發(fā)了復(fù)雜工程地質(zhì)條件下的超長鋼樁設(shè)計和安裝技術(shù)，單樁直徑達２７４３ｍｍ、長１５８ｍ、質(zhì)量７５０ｔ、入泥１３５ｍ，創(chuàng)造了鋼樁直徑、長度和質(zhì)量的世界記錄。攻克了海底巖土交互地層下的樁尖設(shè)計技術(shù)及２００ｍ水深水下打樁動態(tài)監(jiān)測技術(shù)。

３）開發(fā)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(zhuǎn)移就位技術(shù)、超大型導(dǎo)管架建造過程中多臺不同型號吊機聯(lián)合作業(yè)及吊裝三維仿真技術(shù)以及超大型導(dǎo)管架高效焊接技術(shù)，實現(xiàn)了大型平臺建造技術(shù)的重大突破。

４）開發(fā)了超大型結(jié)構(gòu)物設(shè)計、模型試驗、虛擬仿真、安裝實測的四位一體循環(huán)驗證技術(shù)，通過分析海上結(jié)構(gòu)物安裝全過程的實時監(jiān)測數(shù)據(jù)，驗證并提高了設(shè)計技術(shù)和試驗方法。

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

６）研發(fā)了海洋平臺多源、多因素耦合安全分析技術(shù)和火炬分區(qū)排放技術(shù)，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，完善了超大型海上天然氣集輸平臺安全保障技術(shù)體系。

２.３　突破了高分辨率深拖工程物探和深水工程地質(zhì)調(diào)查分析核心技術(shù)，自主建立了深水工程勘察裝備與技術(shù)體系以及南海北部陸坡區(qū)工程地質(zhì)災(zāi)害識別和評價方法

１）形成了以雙船定位深拖作業(yè)和崎嶇海底地層畸變校正技術(shù)為核心的高分辨率深拖調(diào)查、處理和解釋技術(shù)，達到了１５００ｍ水深多波束測深精度優(yōu)于水深的０.５％、淺地層剖面縱向分辨率優(yōu)于０.３ｍ的國際先進水平，從而形成了完善的深水工程勘察技術(shù)體系。

２）研制了國際先進的２０００ｍ水深海床原位測試及取樣綜合系統(tǒng)，靜力觸探測試深度達到海床下４０ｍ，原位十字板剪切試驗和Ｔ型觸探試驗（Ｔ-Bar-Testing）深度達到２０ｍ，恒速率固定活塞取樣長度達到１２ｍ。自主研發(fā)的基于鉆井液壓力驅(qū)動的３０００ｍ水深工程地質(zhì)鉆探取心工具可實現(xiàn)不起鉆連續(xù)取心，創(chuàng)造了１７２０ｍ水深鉆孔１００ｍ取樣收獲率達８７.３％的國內(nèi)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(zhì)分析技

術(shù)，打破了國外壟斷。

３）建立了深水地質(zhì)災(zāi)害識別、評價技術(shù)體系，開發(fā)了地質(zhì)災(zāi)害風(fēng)險輔助決策系統(tǒng)。剖析了南海北部陸坡區(qū)地質(zhì)災(zāi)害成因，形成了相應(yīng)的地質(zhì)災(zāi)害識別技術(shù)及地質(zhì)風(fēng)險評價方法；建立了南海北部陸坡滑坡失穩(wěn)預(yù)測模型，開展了基于深海峽谷區(qū)海底管道地質(zhì)災(zāi)害風(fēng)險定量評價；研發(fā)了地質(zhì)災(zāi)害風(fēng)險評價輔助決策系統(tǒng)；建成了涵蓋南海北部陸坡區(qū)１７５００ｋｍ２的深水工程地質(zhì)環(huán)境數(shù)據(jù)庫，實現(xiàn)了南海深水海底環(huán)境的多學(xué)科數(shù)據(jù)標(biāo)準(zhǔn)化管理及地質(zhì)災(zāi)害風(fēng)險的準(zhǔn)確高效評估。

２.４　研發(fā)了高壓及小徑厚比海管、雙金屬復(fù)合耐蝕海管、水下管匯及管端件等關(guān)鍵材料和設(shè)備，初步建立了水下核心設(shè)備的國產(chǎn)化體系

１）實現(xiàn)了高壓、大管徑、小徑厚比、高強度海底管道的國產(chǎn)化。荔灣３-１氣田采用了２條管長７９ｋｍ、管徑５５８.８ｍｍ的深水海管及１條管長２６１ｋｍ、管徑７６２ｍｍ的淺水海管，海管質(zhì)量共計１９×１０４ｔ，全部為國產(chǎn)海管。攻克了低溫斷裂韌性控制（鋼管壁厚３０.８ｍｍ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、徑厚比（２０.７～２３.９）、性能穩(wěn)定性要求高（屈服強度允許波動范圍１００ＭＰａ）等系列挑戰(zhàn)。研發(fā)出了高壓力、高鋼級、小徑厚比的厚壁直縫埋弧焊管，實現(xiàn)了海管的批量化生產(chǎn)，填補了國內(nèi)空白。

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

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

２.５　構(gòu)建了深水油氣田生產(chǎn)運維及基于泄漏爆炸模式的應(yīng)急體系，初步研發(fā)了１５００m深水海底管道應(yīng)急維修技術(shù)及配套機具

１）開發(fā)了深水遠(yuǎn)距離生產(chǎn)監(jiān)測、預(yù)警及管理系統(tǒng)。基于對深水濕氣回接系統(tǒng)的油、氣、水多相流動態(tài)仿真，首次實現(xiàn)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(yù)警，優(yōu)化了藥劑注入和操作流程，并實現(xiàn)了１５００ｍ水深遠(yuǎn)距離氣田臺風(fēng)模式運行，保障了荔灣３-１氣田群的安全、穩(wěn)定運行。

２）建立了深水油氣田泄漏、爆炸應(yīng)急體系。開發(fā)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(yīng)急預(yù)案及處置方案，已在南海深水多個區(qū)塊開發(fā)工程中得到了應(yīng)用。

３）研制了１５００ｍ水深水下設(shè)施應(yīng)急維修技術(shù)和配套機具。研發(fā)了集主動防控和靶向解堵于一體的應(yīng)急解堵工藝和解堵裝置；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(yīng)的應(yīng)急處置方案。

3 工程方案實施效果

通過南海深水陸坡區(qū)油氣集輸工程的主要技術(shù)集成創(chuàng)新，２０１４年荔灣３-１深水氣田建成投產(chǎn)，標(biāo)志著我國具備了自主開發(fā)深水油氣田的核心技術(shù)能力，達到了國際先進水平。荔灣３-１氣田的建成投產(chǎn)以及成功實現(xiàn)水深２８０～１２４０ｍ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(fā)，標(biāo)志著“深-淺-陸”和“先集后輸”的深水陸坡區(qū)域油氣田一體化布局和滾動開發(fā)策略的成功實施，為經(jīng)濟有效和安全地開發(fā)南海北部陸坡的深水油氣資源打下了堅實的基礎(chǔ)。

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(shù)，所創(chuàng)建的１５００ｍ水深油氣集輸工程技術(shù)體系經(jīng)過了實踐驗證，總體達到了國際先進水平，其中４項技術(shù)為國際領(lǐng)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(yuǎn)單井ＬＨ３４-２-１井多相回接距離長達１０３ｋｍ（居世界第五），該示范工程已為珠三角地區(qū)穩(wěn)定輸氣１１０.３×１０８ｍ３，項目投產(chǎn)后創(chuàng)造直接經(jīng)濟效益達１４６億元人民幣，技術(shù)創(chuàng)新成果推廣應(yīng)用創(chuàng)造產(chǎn)值約３２４億元人民幣。

4 結(jié)束語

依托國家科技重大專項“南海深水油氣開發(fā)示范工程”，南海深水陸坡區(qū)油氣集輸工程項目建立了具有自主知識產(chǎn)權(quán)的１５００ｍ水深油氣集輸工程技術(shù)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(fā)的相關(guān)技術(shù)已推廣應(yīng)用到我國南海深水油氣田開發(fā)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(qū)塊深水油氣田工程，所形成的創(chuàng)新開發(fā)模式及技術(shù)等為我國南海區(qū)域油氣田的開發(fā)提供了基礎(chǔ)，對我國能源安全戰(zhàn)略具有重要意義。

(以上文章轉(zhuǎn)載于《中國海上油氣》 作者：?海洋石油工程股份有限公司?金曉劍 陳榮旗 朱曉環(huán) ?| 海洋油氣網(wǎng)整理發(fā)布)