马小飞

深圳市惠尔凯博海洋工程有限公司

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2017年5月18日，我国宣布在南海北部神狐海域进行的天然气水合物试采获得成功。同年，天然气水合物成为中国第173个矿种。广东省计划2030年后在此海域建成年产10×108m3天然气的水合物开发先导试验区，针对这一开发计划，研究其开发工程模式十分必要，为天然气水合物开发顺利转入商业化生产作好必要准备。

天然气水合物采出气主要成分为甲烷，与海洋天然气田采出气的主要成分大体相同，只是基本不含有高分子量的烃及其他无机气体。广州海洋地质调查局在2017年和2020年进行了两次天然气水合物试采并取得了圆满成功，采用的试采装备为国内建造的半潜式钻井平台——蓝鲸一号和蓝鲸二号。从开发装备角度看，深水天然气水合物的开发与深水油气资源的开发紧密相关，深水油气田开发工程模式可以应用于未来南海天然气水合物的商业化开发。

深水油气田一般离岸较远，在海底输送管网不发达的情况下，采用近岸油气田常用开发工程模式“水下生产系统＋浮式生产装置（FPU）+海底管道＋陆地终端”在经济性上有所欠缺[1]。天然气水合物开发先导试验区距岸直线距离超过300 km，基于国际深水油气田开发数据，一般离岸距离超过200 km的深水油气田就需要考虑采用全海式开发工程模式进行开发[2]。

国际上，全海式开发工程模式在巴西、非洲和北海海域的油气田开发中得到广泛应用。巴西石油公司针对其海域大陆架的特点，通过技术研究和生产实践，形成了“半潜式平台+水下井口／水下生产系统+浮式生产储油卸油装置／浮式储油卸油船（FPSO/FSO）”的油气田开发工程模式，简称“巴西模式”。……