深海油气开发的四大挑战是什么-第4页

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。