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近年來(lái)，我國(guó)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(wàn)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?jī)?chǔ)量被發(fā)現(xiàn)，２０多年來(lái)貢獻(xiàn)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(guó)于２００６年在南海陸坡區(qū)發(fā)現(xiàn)的第一個(gè)具有潛在商業(yè)價(jià)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(shí)對(duì)應(yīng)油氣田的所有特征（地下、海底、海中、海面、轉(zhuǎn)運(yùn)方式等）和與之相關(guān)的整個(gè)地下資源開發(fā)的經(jīng)濟(jì)性，制訂應(yīng)對(duì)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(jì)問題（特別是天然氣銷售市場(chǎng)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(jì)思路與解決對(duì)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(diǎn)、傳輸路徑、儲(chǔ)存方式、外輸形式、保障供應(yīng)及市場(chǎng)和整個(gè)方案經(jīng)濟(jì)性等幾個(gè)關(guān)鍵點(diǎn)的客觀需求來(lái)統(tǒng)籌解決深水、陸坡集輸問題。

1 對(duì)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(jìn)行集輸處理，如常見的原油在水下進(jìn)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(jiǎn)單的井場(chǎng)模式；而在淺水，用俗稱的井口處理平臺(tái)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(jī)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(jī)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(jī)器人相互配合完成基本轉(zhuǎn)位動(dòng)作，就需要領(lǐng)航員通過下放的長(zhǎng)度為１８００～２０００ｍ臍帶纜來(lái)操控完成水深１５００ｍ的水下機(jī)器人的轉(zhuǎn)位動(dòng)作，稍有差池，不但動(dòng)作無(wú)法完成，機(jī)器人還可能被纏繞在下放的設(shè)備或基座上。因此，對(duì)于深水安裝動(dòng)作，就是全球最頂級(jí)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(jìn)行集輸處理。由干式井口（類似淺水井口平臺(tái)模式＋平臺(tái)井口的升沉補(bǔ)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(jìn)入浮式裝置，再由浮式裝置進(jìn)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(diǎn)從水底集輸至水面（在自然能量能夠保證流動(dòng)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(tái)或張力腿、柱式平臺(tái)、浮式生產(chǎn)儲(chǔ)油輪（如ＴＬＰ、Ｓｐａｒ、ＦＰＳＯ）和半潛式浮式裝置等進(jìn)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(guó)外深水衛(wèi)星油田較多采用這種集輸方式，國(guó)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(diǎn)從水底集輸?shù)骄嚯x消費(fèi)市場(chǎng)最近的地點(diǎn)進(jìn)行處理，如國(guó)外一些海上氣田在消費(fèi)市場(chǎng)附近或干線管網(wǎng)附近建設(shè)氣體廠處理深海來(lái)氣。

５）混合集輸處理。采用以上４種集輸處理方式組合進(jìn)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(chǔ)存或固定式加壓處理＋儲(chǔ)存”等以油氣產(chǎn)品特征、流動(dòng)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(duì)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(tái)＋長(zhǎng)距離預(yù)埋混輸管線＋陸地天然氣處理工廠再進(jìn)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(lái)看：所在的南海海域臺(tái)風(fēng)頻發(fā)、具有獨(dú)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(xiàng)目平臺(tái)選擇最有保障的固定式平臺(tái)，具有安全和經(jīng)濟(jì)的雙重優(yōu)越性及我國(guó)近２０年的成功運(yùn)營(yíng)經(jīng)驗(yàn)；關(guān)鍵難題在于長(zhǎng)距離混輸流動(dòng)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(dá)大陸坡邊適合建設(shè)固定平臺(tái)的位置。該項(xiàng)目中的油氣輸送面臨兩大挑戰(zhàn)：一是要依靠到達(dá)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(tái)，同時(shí)須爬高１３００ｍ（圖１）；二是從處理平臺(tái)到陸地天然氣工廠的長(zhǎng)度為２６１ｋｍ的混輸流動(dòng)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(lái)看：按照目前全球公認(rèn)的看法，對(duì)于海洋工程和裝備的能力等級(jí)劃分，１０～１００ｍ是一個(gè)難度等級(jí)，１００～３００ｍ是另一個(gè)難度等級(jí)，３００～１５００ｍ則可稱為世界級(jí)難題，１５００～３０００ｍ則是行業(yè)的頂峰。業(yè)內(nèi)習(xí)慣以水深來(lái)衡量技術(shù)水平的高低和難度，因?yàn)樗顩Q定了采用何種裝備進(jìn)行鉆探。而對(duì)南海陸坡區(qū)來(lái)說，特殊的地形地貌和潛在的地質(zhì)災(zāi)害可能對(duì)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(duì)深水工程的風(fēng)險(xiǎn)認(rèn)識(shí)尚未形成基本的量級(jí)概念。因此，從經(jīng)驗(yàn)和實(shí)踐的可能性來(lái)考慮，深水海底硬管線較浮式軟管優(yōu)勢(shì)更為明顯。

３）從保障供給來(lái)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(chǎng)是珠三角經(jīng)濟(jì)區(qū)，天然氣上岸后進(jìn)入廣東管網(wǎng)，進(jìn)入管網(wǎng)的天然氣量占到整個(gè)管網(wǎng)５０％以上的供應(yīng)量；但每年可能有３～４次臺(tái)風(fēng)經(jīng)過和影響整個(gè)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(tái)的選擇（浮式平臺(tái)或固定平臺(tái)）以及評(píng)估所選擇平臺(tái)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(lái)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(gè)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(dòng)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(jì)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(dòng)保障可能接近當(dāng)時(shí)的輸送極限。

此外，該氣田在深水海底區(qū)域形成２個(gè)海底井組區(qū)，分別將５口井的油氣匯合，再由２個(gè)海底井區(qū)向中心點(diǎn)匯集后開始爬坡。而１５００ｍ深水海底意味著１５０個(gè)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(jì)中提出的雙管回路即海底至陸坡邊固定處理平臺(tái)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(yùn)行、單管出現(xiàn)大量積液時(shí)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(lái)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(shí)須提供２４ＭＰａ的出口端管線壓力，成為海洋工程史上劃時(shí)代的巨型工程，初步估算平臺(tái)總重約７００００ｔ，且經(jīng)研究發(fā)現(xiàn)該方案的經(jīng)濟(jì)性和穩(wěn)定生產(chǎn)的優(yōu)勢(shì)均大于浮式平臺(tái)。如果在陸地建設(shè)同樣處理量的處理工廠，加上遙控整個(gè)水下生產(chǎn)部分和進(jìn)行脫水、水處理、乙二醇再生、乙二醇儲(chǔ)存部分，即使不考慮儲(chǔ)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(lái)看：針對(duì)荔灣３-１工程，很多專家學(xué)者都在問一個(gè)問題，即同時(shí)期中國(guó)海油正在建設(shè)的“適應(yīng)全球，針對(duì)南海”的“海洋石油９８１”等深水系列裝備，其作業(yè)水深可達(dá)３０００ｍ，那么荔灣３-１工程開發(fā)的技術(shù)難度在哪里？?jī)H以臺(tái)風(fēng)為例，“海洋石油９８１”是可移動(dòng)鉆井平臺(tái)，當(dāng)遇到最惡劣天氣（超級(jí)臺(tái)風(fēng)等）時(shí)，可在臺(tái)風(fēng)預(yù)報(bào)的有效時(shí)間內(nèi)處理好井下安全，進(jìn)行有計(jì)劃的平臺(tái)整體撤離，無(wú)需抵抗過于惡劣的天氣。但荔灣３-１集輸平臺(tái)在超級(jí)臺(tái)風(fēng)來(lái)襲時(shí)，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(jìn)行，因此設(shè)計(jì)壽命２０年的平臺(tái)要經(jīng)受住數(shù)十次惡劣臺(tái)風(fēng)的沖擊，保證平臺(tái)天然氣輸入、輸出系統(tǒng)安全和全集輸系統(tǒng)流動(dòng)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(dòng)力學(xué)耦合機(jī)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(zhǎng)、聚并的熱力學(xué)和動(dòng)力學(xué)耦合機(jī)制，完善了水合物殼雙向生長(zhǎng)預(yù)測(cè)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(jī)理，建立了涵蓋焦湯效應(yīng)、勢(shì)能影響的油、氣、水多相穩(wěn)態(tài)流動(dòng)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(dòng)預(yù)測(cè)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(chǎng)分析的流動(dòng)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(cè)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(dòng)態(tài)控制工藝；研發(fā)了深水高溫區(qū)雙金屬?gòu)?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(zhǎng)距離、雙回路油、氣、水多相集輸安全保障技術(shù)方法。

３）針對(duì)我國(guó)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(zhǎng)距離大高差多相混輸管道、超大型平臺(tái)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(wàn)噸級(jí)的天然氣集輸和處理中心平臺(tái)，為“深-淺-陸”開發(fā)模式創(chuàng)建了中轉(zhuǎn)基地；建成了設(shè)計(jì)規(guī)模可達(dá)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(jì)優(yōu)勢(shì)，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(jì)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(tái)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(tái)設(shè)計(jì)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(shí)現(xiàn)了導(dǎo)管架下水姿態(tài)全過程的實(shí)時(shí)跟蹤分析。研發(fā)了導(dǎo)管架樁腿存儲(chǔ)乙二醇技術(shù)，實(shí)現(xiàn)了４個(gè)樁腿乙二醇存儲(chǔ)量達(dá)２０００ｔ，大大減輕了上部組塊的重量，同時(shí)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(zhǎng)鋼樁設(shè)計(jì)和安裝技術(shù)，單樁直徑達(dá)２７４３ｍｍ、長(zhǎng)１５８ｍ、質(zhì)量７５０ｔ、入泥１３５ｍ，創(chuàng)造了鋼樁直徑、長(zhǎng)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(jì)技術(shù)及２００ｍ水深水下打樁動(dòng)態(tài)監(jiān)測(cè)技術(shù)。

３）開發(fā)了超大型深水天然氣集輸平臺(tái)高精度多點(diǎn)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(tái)不同型號(hào)吊機(jī)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(shí)現(xiàn)了大型平臺(tái)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(jì)、模型試驗(yàn)、虛擬仿真、安裝實(shí)測(cè)的四位一體循環(huán)驗(yàn)證技術(shù)，通過分析海上結(jié)構(gòu)物安裝全過程的實(shí)時(shí)監(jiān)測(cè)數(shù)據(jù)，驗(yàn)證并提高了設(shè)計(jì)技術(shù)和試驗(yàn)方法。

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

６）研發(fā)了海洋平臺(tái)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(tái)排煙對(duì)直升機(jī)起降影響的定量評(píng)價(jià)問題和大型天然氣平臺(tái)火炬排放對(duì)平臺(tái)安全影響的問題，完善了超大型海上天然氣集輸平臺(tái)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(shí)別和評(píng)價(jià)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(dá)到了１５００ｍ水深多波束測(cè)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(guó)際先進(jìn)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(guó)際先進(jìn)的２０００ｍ水深海床原位測(cè)試及取樣綜合系統(tǒng)，靜力觸探測(cè)試深度達(dá)到海床下４０ｍ，原位十字板剪切試驗(yàn)和Ｔ型觸探試驗(yàn)（Ｔ-Bar-Testing）深度達(dá)到２０ｍ，恒速率固定活塞取樣長(zhǎng)度達(dá)到１２ｍ。自主研發(fā)的基于鉆井液壓力驅(qū)動(dòng)的３０００ｍ水深工程地質(zhì)鉆探取心工具可實(shí)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(dá)８７.３％的國(guó)內(nèi)記錄。建立了基于原位測(cè)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(guó)外壟斷。

３）建立了深水地質(zhì)災(zāi)害識(shí)別、評(píng)價(jià)技術(shù)體系，開發(fā)了地質(zhì)災(zāi)害風(fēng)險(xiǎn)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(shí)別技術(shù)及地質(zhì)風(fēng)險(xiǎn)評(píng)價(jià)方法；建立了南海北部陸坡滑坡失穩(wěn)預(yù)測(cè)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(xiǎn)定量評(píng)價(jià)；研發(fā)了地質(zhì)災(zāi)害風(fēng)險(xiǎn)評(píng)價(jià)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(kù)，實(shí)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(xiǎn)的準(zhǔn)確高效評(píng)估。

２.４　研發(fā)了高壓及小徑厚比海管、雙金屬?gòu)?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(guó)產(chǎn)化體系

１）實(shí)現(xiàn)了高壓、大管徑、小徑厚比、高強(qiáng)度海底管道的國(guó)產(chǎn)化。荔灣３-１氣田采用了２條管長(zhǎng)７９ｋｍ、管徑５５８.８ｍｍ的深水海管及１條管長(zhǎng)２６１ｋｍ、管徑７６２ｍｍ的淺水海管，海管質(zhì)量共計(jì)１９×１０４ｔ，全部為國(guó)產(chǎn)海管。攻克了低溫?cái)嗔秧g性控制（鋼管壁厚３０.８ｍｍ以上，要求耐低溫－１０℃，落錘撕裂試驗(yàn)沖擊斷口剪切面積≥８５％）和強(qiáng)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(qiáng)度允許波動(dòng)范圍１００ＭＰａ）等系列挑戰(zhàn)。研發(fā)出了高壓力、高鋼級(jí)、小徑厚比的厚壁直縫埋弧焊管，實(shí)現(xiàn)了海管的批量化生產(chǎn)，填補(bǔ)了國(guó)內(nèi)空白。

２）實(shí)現(xiàn)了深水海底雙金屬?gòu)?fù)合管的國(guó)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(dòng)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(duì)中效率和焊接效率；研發(fā)了復(fù)合管焊接接頭機(jī)械性能與抗腐蝕性能測(cè)試技術(shù)，并實(shí)現(xiàn)了高品質(zhì)復(fù)合管大批量生產(chǎn)。

３）實(shí)現(xiàn)了水下管道終端、在線水下管匯和水下泵橇塊國(guó)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(jì)、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(jì)、建造和安裝技術(shù)體系，并建成了國(guó)內(nèi)首個(gè)水下產(chǎn)品制造與測(cè)試基地，成功實(shí)施了２６臺(tái)水下產(chǎn)品的國(guó)產(chǎn)化，打破了國(guó)外壟斷。

２.５　構(gòu)建了深水油氣田生產(chǎn)運(yùn)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(jī)具

１）開發(fā)了深水遠(yuǎn)距離生產(chǎn)監(jiān)測(cè)、預(yù)警及管理系統(tǒng)。基于對(duì)深水濕氣回接系統(tǒng)的油、氣、水多相流動(dòng)態(tài)仿真，首次實(shí)現(xiàn)了油、氣、水多相流型實(shí)時(shí)識(shí)別，水合物堵塞、腐蝕和出砂等危險(xiǎn)工況預(yù)警，優(yōu)化了藥劑注入和操作流程，并實(shí)現(xiàn)了１５００ｍ水深遠(yuǎn)距離氣田臺(tái)風(fēng)模式運(yùn)行，保障了荔灣３-１氣田群的安全、穩(wěn)定運(yùn)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(tái)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(gè)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(jī)具。研發(fā)了集主動(dòng)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(duì)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(jī)器人（ＲＯＶ）介入維修機(jī)具，形成了相應(yīng)的應(yīng)急處置方案。

3 工程方案實(shí)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(guó)具備了自主開發(fā)深水油氣田的核心技術(shù)能力，達(dá)到了國(guó)際先進(jìn)水平。荔灣３-１氣田的建成投產(chǎn)以及成功實(shí)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(dòng)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(dòng)開發(fā)策略的成功實(shí)施，為經(jīng)濟(jì)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(jiān)實(shí)的基礎(chǔ)。

荔灣３-１深水氣田及周邊氣田油氣集輸工程項(xiàng)目突破了５大方向、２０項(xiàng)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(shí)踐驗(yàn)證，總體達(dá)到了國(guó)際先進(jìn)水平，其中４項(xiàng)技術(shù)為國(guó)際領(lǐng)先。２０１４年，荔灣３-１氣田工程被《Ｏｆｆｓｈｏｒｅ》評(píng)為世界五大深水海洋工程項(xiàng)目。截至２０１７年底，最遠(yuǎn)單井ＬＨ３４-２-１井多相回接距離長(zhǎng)達(dá)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(xiàng)目投產(chǎn)后創(chuàng)造直接經(jīng)濟(jì)效益達(dá)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(yǔ)

依托國(guó)家科技重大專項(xiàng)“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(xiàng)目建立了具有自主知識(shí)產(chǎn)權(quán)的１５００ｍ水深油氣集輸工程技術(shù)體系，建成了我國(guó)第一個(gè)深水油氣田—荔灣３-１示范工程。該工程項(xiàng)目所開發(fā)的相關(guān)技術(shù)已推廣應(yīng)用到我國(guó)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(guó)南海區(qū)域油氣田的開發(fā)提供了基礎(chǔ)，對(duì)我國(guó)能源安全戰(zhàn)略具有重要意義。

(以上文章轉(zhuǎn)載于《中國(guó)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)