荔湾1深水天然气开发项目简介

荔湾3-1深水天然气开发项目简介刘伟强南海深水天然气开发项目总工程师中国海洋石油有限公司22内容提纲荔湾3-1深水天然气项目简介深水气田开发方案选择荔湾3-1深水天然气项目进展33荔湾3-1气田地理位置番禺34-1/35-2/35-1水深200-378m荔湾3-1水深1500m番禺30-1&惠州21-1(在生产)水深200m流花34-2（后期接入）水深1146m流花29-1（后期接入）水深720mo荔湾3－1采用深水回接到浅水、周边回接到中心平台的总体开发方案；o设施建设规模超过目前生产规模，为周边的将来回接和快速滚动开发提供条件。44荔湾3-1气田地理位置o大陆架：o从路上至200米水深处约250公里，坡度平缓;o从200米水深至1500米水深小于100公里，坡度陡峭o气源：o荔湾3-1深水气田o番禺34-1/35-1/35-2浅水气田o流花29-1/34-2深水气田o周边可回接的气田55荔湾3-1项目简介荔湾3-1气田位于中国南海东部海域，是中国第一个深水气田；CNOOC和Husky于2004年签署29/26合同区块的石油合同（PSC）；该气田于2006年发现，距香港东南约310公里；1350-1500米水深处的气田水下生产系统，通过79公里海底管道回接到位于189.5米水深处的浅水中心处理平台，再经261公里海底管道回接到陆上天然气处理终端；深水生产设施由Husky担任作业者；浅水设施及陆上终端由CNOOC担任作业者；荔湾3-1气田将于2013年第四季度投产；番禺34-1/35-1/35-2气田将于2014年第三季度投产。66荔湾3-1气田周边的潜力构造7分期开发及设施处理能力7珠海高栏终端LW3-1荔湾天然气中心平台PY35-1PY35-2番禺34-1中心平台LH29-1LH34-2作业者-Husky作业者-CNOOC设施设计处理规模荔湾中心平台一期处理能力：80亿方/年增压能力：100亿方/年二期处理能力：120亿方/年海底管线浅水段输送能力：120亿方/年终端一期80亿方/年二期120亿方/年远期200亿方/年全自营88荔湾3-1水下回接开发方案10口生产井，水深约1350-1500米2个管汇和1个PLEM自深水PLEM到浅水平台：2条79公里的22”深水海底管道；1条79公里脐带缆；1条79公里乙二醇管线自浅水平台到陆上终端：1条261公里30”浅水外输海底管道1座位于189.5米水深处的中心生产平台，具有天然气分离、干燥、增压能力和乙二醇系统，200人生活模块1座临近澳门、位于珠海高栏岛的陆上天然气终端，占地145万平方米西管汇PLEM中心平台(CEP)深水段海底管道东管汇流花34-2陆上终端99番禺34-1/35-1/35-2气田开发番禺34-1中心平台位于水深190.2米处1条31.3公里14”的浅水海底管道输送从番禺34-1平台来的干气和凝析油混输液番禺35-1和番禺35-2气田共7口水下生产井，回接到番禺34-1中心平台荔湾3-1中心平台接收并将来自番禺34-1平台的干气增压输送到陆上终端10墨西哥湾典型的深水开发方案MensaField位于水深1610米处的水下设施，回接距离109公里、水深112米处的平台;RedHawkCellSpar位于水深1615米处，回接至距离96公里的Baldpate平台;CanyonExpressFields,张力腿平台Ram-Powell回接到Virgo平台,NeptuneSpar和张力腿平台Marlin回接到CanyonExpress的海底管道1111荔湾3-1深水开发概念设计方案A:Spar/张力腿平台/半潜回接到浅水平台后外输到陆上终端方案B:水下生产设施回接到浅水平台后外输到陆上终端方案C:Spar/张力腿平台/半潜直接外输到陆上终端方案D:水下生产设施直接外输到陆上终端1212方案筛选原则天然气市场销售和天然气产量浅水平台选址陆上终端选址从水下井口到生产设施的流动保障投资及开发进度周边的未来开发1313浮式生产设施(FPU)选项TLP–张力腿平台SEMI–半潜式平台Spar–SPAR平台1414荔湾3-1气田开发的主要驱动因素避免长距离回接，从水下回接到浅水平台使用成熟可靠的水下生产设施和浅水导管架平台技术约3年的较短开发周期便于未来周边气田开发的接入将陆上管道延伸到大陆架边缘支持深水区天然气的开发1515荔湾3-1水下回接项目的方案筛选结果荔湾3-1气田:10口水下生产井，1个PLEM，2个中心管汇.中心处理平台:位于水深190米处;一期处理能力:80亿方/年二期处理能力:120亿方/年深水回接:2条79公里的22”深水海底管道；79公里脐带缆；从PLEM到浅水平台的79公里乙二醇管线浅水外输海管:1条261公里30”浅水外输海底管道输送能力达120亿方/年1616建设中的高栏陆上终端机械完工:2013年9月进气调试:2013年10月商业生产:2013年第四季度1717建设中的高栏陆上终端17ISOPE-2013Anchorage天然气处理区域/球罐主要处理区域凝析油罐(30,000m3)/消防水罐(10,000m3)段塞流捕集器(175mx85m);7,000m3码头(415mLong)护岸(1km)保护+6米区域1818完成261公里30”海底管道铺设18ISOPE-2013Anchorage海油工程的浅水海管铺设船HYSY202Global新建的浅水海管铺设船G1201位于高栏终端+50米区域的海管登陆端保护措施NormandClough于2013年7月28日完成水下关断阀和膨胀弯安装1919深水海底管道铺设的海上施工船舶FDS2安装第二条22”海底管道，CRA管线.PLEM及中心管汇等HYSY201铺设6”MEG管线NormandCutter铺设脐带缆、水下管汇等NormandBaltic进行海管试压及调试FDS1安装第一条22”海底管道，CRA管线等2032,000吨荔湾3-1中心平台导管架建造及海上安装建设期：2010年12月至2012年7月HYSY229于2012年7月27日运输赴海上安装现场J2012年8月30日导管架下水安装拖拉至T型驳船HYSY229，2012年7月18日2121ISOPE-2013Anchorage26,000吨平台上部组块建设及海上浮托安装(with4,888TeDeckSupportFrame)建造期：2011年6月至2013年4月HYSY229装载上部组块于2013年5月5日赴海上现场最具挑战的海上浮托作业于2013年5月23日完成2013年4月10日拖拉至T型驳船HYSY2292222项目管理整体盘点22ISOPE-2013Anchorage每20万人工时职业伤害事故率:0.04215险肇事件6341行为安全观察5损失工时事故0死亡安全:约2800万人工时；进度:2013年底实现商业供气;费用:控制在预算内;质量:未发现严重的质量问题。23