李清平，朱海山，李新仲

（中海油研究總院，北京 100028）

深水水下生產(chǎn)技術(shù)發(fā)展現(xiàn)狀與展望

李清平，朱海山，李新仲

（中海油研究總院，北京 100028）

水下生產(chǎn)系統(tǒng)經(jīng)歷了由潛沒式水下井口、半干半濕式水下井口到濕式水下井口的發(fā)展歷程，形成水下井口、水下采油樹、水下管匯、水下遠程控制系統(tǒng)等在內(nèi)的功能配套的水下生產(chǎn)系統(tǒng)。截至2014年年底，已有約6 400口井采用水下完井、320多個水下油氣田運行在世界各大海域，水下生產(chǎn)技術(shù)已成為深水油氣田開發(fā)的核心技術(shù)。自1996年我國南海流花11–1油田國內(nèi)第一次應(yīng)用水下生產(chǎn)技術(shù)進行油氣田開發(fā)以來，相繼建成了陸豐22–1、惠州32–5/26–1N、崖城13–4、荔灣3–1等10個水下油氣田，并實現(xiàn)水下管端件等設(shè)施國產(chǎn)化。本文簡要回顧了國內(nèi)外水下生產(chǎn)技術(shù)的研究進展，提出了我國深水水下生產(chǎn)技術(shù)的發(fā)展思路。

水下井口；水下生產(chǎn)系統(tǒng)；國產(chǎn)化

DOI 10.15302/J-SSCAE-2016.02.011

一、前言

水下生產(chǎn)技術(shù)是經(jīng)濟高效開發(fā)邊際油田、深海油田的關(guān)鍵技術(shù)之一。隨著海上油氣田開發(fā)深度的不斷增加，該項技術(shù)以其顯著的技術(shù)優(yōu)勢、可觀的經(jīng)濟效益得到各石油公司的廣泛關(guān)注。自1947年美國第一次提出水下井口的概念以來，隨著各種新技術(shù)的應(yīng)用，水下生產(chǎn)系統(tǒng)經(jīng)歷了由淺海→中深水域（100～500 m）→深水（500～1 500 m）→超深水（1 500～3 000 m）、由有潛水作業(yè)→無潛水作業(yè)的不斷發(fā)展和完善的過程。20世紀50年代以“水下干式艙”技術(shù)為核心，60年代早期濕式無潛水員多井口系統(tǒng)得到發(fā)展，1975年位于英國北海、水深75 m的阿格油田采用一艘半潛式生產(chǎn)平臺（SEMI–FPS）和水下生產(chǎn)系統(tǒng)進行開發(fā)，意味著水下生產(chǎn)技術(shù)由單純的水下完井系統(tǒng)向水下油氣生產(chǎn)系統(tǒng)的轉(zhuǎn)變。

進入20世紀80年代后，水下關(guān)鍵設(shè)備如海底叢式井口，干式、濕式采油樹，多井管匯，海底計量裝置等得到開發(fā)，水下增壓、水下油氣處理等創(chuàng)新技術(shù)逐步進入現(xiàn)場試驗和工業(yè)化應(yīng)用階段，水下遙控作業(yè)機器人作業(yè)水深達4 000 m[1]，水下油氣田開發(fā)模式日益豐富，應(yīng)用水深、水下油氣田回接距離的記錄快速刷新。截至2014年年底，全世界已有500多個油氣田應(yīng)用水下技術(shù)，水下完井數(shù)達6 400多口[1]，從水深幾米到數(shù)千米、從海上大型油氣田到邊際油氣田，從北海、墨西哥灣到巴西乃至我國南海東部海域都有許多成功的案例。當前應(yīng)用水下生產(chǎn)系統(tǒng)開發(fā)的油氣田水深記錄為墨西哥灣Peidido項目，最大水深2 943 m；同時應(yīng)用全水下生產(chǎn)系統(tǒng)開發(fā)油氣田并通過143 km的海底多相輸送管道直接回接到陸上終端已在挪威斯諾黑氣田成為現(xiàn)實[1]。水下生產(chǎn)系統(tǒng)正在成為經(jīng)濟高效地開發(fā)深水油氣田和海上邊際油氣田的重要技術(shù)手段之一。

我國海洋石油總公司自成立之初，就十分重視及時掌握國外海洋石油開發(fā)的各項新技術(shù)的應(yīng)用成果。隨著海洋石油開發(fā)的目標由渤海等淺水海域轉(zhuǎn)向東海、特別是南海的中深水域，水下生產(chǎn)技術(shù)應(yīng)用的重要性日益顯現(xiàn)。1996年我國通過對外合作采用水下生產(chǎn)系統(tǒng)實現(xiàn)了我國南海第一個深水油田流花11–1油田的開發(fā)。從1997年開始，我國相繼應(yīng)用水下生產(chǎn)系統(tǒng)成功實現(xiàn)了陸豐22–1、惠州32–5、崖城13–4、番禺35–2、番禺35–3等海上油氣田的開發(fā)；2014年，我國第一個水深超過1 000 m[2]的深水氣田荔灣3–1建成投產(chǎn)。目前我國已有10個[3]水下油氣田建成投產(chǎn)，并正在開展水下井口設(shè)備、水下控制系統(tǒng)、水下管匯等關(guān)鍵設(shè)備的國產(chǎn)化，水下管端件等設(shè)備已在海上油氣田得到成功應(yīng)用。

二、水下生產(chǎn)系統(tǒng)的基本組成及發(fā)展動態(tài)

（一）水下油氣田開發(fā)工程設(shè)施的組成

水下生產(chǎn)技術(shù)是相對于水面開采技術(shù)（如井口平臺、浮式生產(chǎn)設(shè)施）的一種海上油氣田開發(fā)技術(shù)。它主要通過水下完井系統(tǒng)、部分或全部安裝在海底的水下生產(chǎn)設(shè)施、海底管道等將采出的油、氣、水多相或單相流體回接到海上、水下依托設(shè)施或陸上終端進行處理。水下井口技術(shù)及系統(tǒng)發(fā)展歷程見圖1[4]。

應(yīng)用水下生產(chǎn)技術(shù)進行開發(fā)油氣田工程系統(tǒng)包括水下生產(chǎn)設(shè)施、水面依托支持設(shè)施、海底管道和立管、安裝維護設(shè)施以及水下油氣處理系統(tǒng)等，水下生產(chǎn)系統(tǒng)開發(fā)油氣田的工程設(shè)施見圖2[5]。具體如下。

（1）水面依托支持設(shè)施主要包括水面控制單元，所依托油氣水處理設(shè)施，電力供應(yīng)單元，所需化學藥劑注入單元等。

（2）水下生產(chǎn)設(shè)施指在水下完井設(shè)備、海上控制技術(shù)基礎(chǔ)上逐步開展完善的水下生產(chǎn)系統(tǒng)的基本組成設(shè)備。包括水下井口、水下基盤，水下采油樹，水下管匯，水下控制系統(tǒng)等。

（3）海底管道和立管主要包括生產(chǎn)管道，臍帶纜，海底電纜，注水、注氣管道。

（4）安裝維護設(shè)施主要包括安裝水下井口采油樹等的鉆井平臺，遙控作業(yè)機器人，遙控作業(yè)工具（ROT），修井控制系統(tǒng)以及相應(yīng)的安裝工具、測試系統(tǒng)等。

（5）水下油氣集輸處理系統(tǒng)指在水面油氣集輸處理技術(shù)基礎(chǔ)上發(fā)展起來的水下油氣水分離技術(shù)，水下多相增壓技術(shù)和正在探索中的水下電力分配系統(tǒng)等。

（二）水下生產(chǎn)技術(shù)的應(yīng)用范圍

圖1 水下井口技術(shù)及系統(tǒng)發(fā)展歷程

圖2 水下生產(chǎn)系統(tǒng)開發(fā)油氣田的工程設(shè)施[5]

水下生產(chǎn)系統(tǒng)可用于海上油氣田生產(chǎn)，注水、

注氣系統(tǒng)，也可用于將探井轉(zhuǎn)變?yōu)樯a(chǎn)井，其主要應(yīng)用領(lǐng)域如下。

1.中深水域衛(wèi)星油氣田、邊際油氣田

隨著淺水、中深水海域油氣田的大規(guī)模開發(fā)，相應(yīng)的海上平臺、海底管道/管網(wǎng)等基礎(chǔ)設(shè)施已初具規(guī)模，依托已有設(shè)施、采用水下生產(chǎn)系統(tǒng)還是簡易井口平臺等進行這類海上油氣田的開發(fā)是工程方案比選的重點。通常在150 m水深范圍內(nèi)，采用水下生產(chǎn)系統(tǒng)還是簡易井口平臺需要綜合進行技術(shù)和經(jīng)濟比較，一般取決于油氣田類型、人工舉升模式，如油田需要采用井下電潛泵時，比較的重點是修井方式費用等，最終決定因素為在技術(shù)可靠的前提下的經(jīng)濟性。

英國石油公司（BP）等專門針對北海海上油氣田開發(fā)工程做過比較，給出當?shù)夭捎煤喴灼脚_開發(fā)海上邊際油氣田的經(jīng)濟門限如下：水深70 m處至少設(shè)8口井；水深100 m處至少設(shè)16口井；水深200 m處至少設(shè)32口井[6]。水下生產(chǎn)系統(tǒng)已經(jīng)成為邊際油氣田、衛(wèi)星油氣田高效經(jīng)濟開發(fā)的主要模式，目前在我國南海水深115 m處的惠州26–1N油田、惠州32–5油田均采用該模式進行衛(wèi)星區(qū)塊開發(fā)。

2.深水、超深水油氣田開發(fā)

走向深水是水下生產(chǎn)系統(tǒng)應(yīng)用的主要趨勢，一般固定平臺、深水浮式平臺費用隨水深呈指數(shù)增長，而水下生產(chǎn)系統(tǒng)費用隨水深呈直線增長。2000年66 %的水下井口位于200 m以內(nèi)水深，2005年 44 %的水下井口位于460 m以內(nèi)。當水深超過1 000 m后，借助遙控作業(yè)機器人技術(shù)的迅速發(fā)展，水下生產(chǎn)系統(tǒng)在深水、超深水海域的技術(shù)和經(jīng)濟優(yōu)勢將更為明顯，據(jù)有關(guān)專家保守估計，此時水下完井數(shù)將占到總的完井數(shù)的55 %～70 %[3]。

目前水下生產(chǎn)系統(tǒng)主要應(yīng)用在世界深水油氣田開發(fā)的熱點區(qū)域，墨西哥灣、巴西、西非，各個海域應(yīng)用情況見圖3。采用水下生產(chǎn)系統(tǒng)+浮式生產(chǎn)系統(tǒng)、水下生產(chǎn)系統(tǒng)回接到中深水固定平臺實現(xiàn)部分或全部深水油氣藏的開發(fā)已經(jīng)成為深水油氣田開發(fā)的主要形式之一。

圖3 世界深水鉆井記錄[3]

(三)水下生產(chǎn)技術(shù)的特點及應(yīng)用

應(yīng)用水下生產(chǎn)系統(tǒng)進行海上油氣田開發(fā)具有以下特點。

（1）采用水下生產(chǎn)技術(shù)可充分利用周邊已有或在建水面設(shè)施；

（2）深水、井數(shù)少或油藏較分散時，與深水平臺相比，采用水下生產(chǎn)系統(tǒng)具有建設(shè)周期短、初始投資低等優(yōu)勢；

（3）采用水下井口油氣井布置較靈活：如叢式井不能鉆及的邊緣地區(qū)可采用水下衛(wèi)星井完井形式；

（4）水下生產(chǎn)系統(tǒng)適用水深范圍從幾米到數(shù)千米，且可用于各種復雜海況，如海上冰區(qū)等；

（5）通過水下完井方式可將探井、評價井轉(zhuǎn)變?yōu)樯a(chǎn)井，從而不致使探井報廢；

（6）水下生產(chǎn)設(shè)備可回收利用，在降低油氣田開發(fā)成本的同時還有利于海洋環(huán)境的保護和海上交通航行的安全；

（7）水下生產(chǎn)系統(tǒng)可用于不允許建立水面設(shè)施如固定平臺、深水浮式平臺的軍事禁區(qū)和航線。

目前全世界已經(jīng)發(fā)現(xiàn)33個超過億噸級的大型油氣田，墨西哥灣、巴西、西非正在成為世界深水勘探的主要區(qū)域，與此同時深水技術(shù)研究已經(jīng)取得了顯著成果，深水平臺的設(shè)計建造技術(shù)逐步完善、水下生產(chǎn)新技術(shù)不斷涌現(xiàn)，一大批深水油氣田建成投產(chǎn)，深水開發(fā)的記錄被快速刷新，其中水深最深的是位于墨西哥灣的MC990氣田，水深為2 943 m，鉆探水深記錄為3 095 m，見圖3[3]。 世界上已投產(chǎn)的凝析氣田回接距離最長的是由挪威國家石油公司（Statoil）作業(yè)的Snohvit氣田，回接距離為143 km[1]。

（四）研究動態(tài)

水下生產(chǎn)系統(tǒng)是一個技術(shù)密集、綜合性很強的海洋工程高技術(shù)領(lǐng)域,設(shè)施從材料、加工、制造工藝、海上測試到完井、采油、生產(chǎn)設(shè)施和海底管道、遠程控制和維修作業(yè)等在內(nèi)的多個學科領(lǐng)域和專業(yè)部門。世界上已投入運行的6 400多套水下井口系統(tǒng)主要由5家公司壟斷（FMC Technologies、Aker Solutions、Cameron、Dril-Quip、GE Vetco Grey）。目前從海上油氣田開發(fā)實際需求和技術(shù)發(fā)展總結(jié)其主流發(fā)展趨勢如下。

（1）深水高溫高壓油藏水下井口設(shè)備。水下井口及管匯：水下井口和水下基盤優(yōu)化、水下通鉆采油樹、海底電潛泵、多通閥連接、水下快速連接技術(shù)；高溫高壓材料：針對深水高溫高壓氣田，開發(fā)耐腐蝕、耐磨蝕、耐高溫高壓、絕緣性好的材料，最大限度地減少水下更換作業(yè)和停產(chǎn)損失；水下作業(yè)系統(tǒng)：深水隔水管、高溫高壓防噴器、水下快速連接器以及配套安裝工具。

（2）水下控制和通信技術(shù)。全電氣控制系統(tǒng)技術(shù)： 水下高壓濕式接頭、水密接插件、水下電氣控制的閥門、執(zhí)行機構(gòu)，增加水下遠距離控制半徑、減小控制臍帶纜直徑和液壓液泄漏風險；光纖通信技術(shù)和電力載波技術(shù)互補：新型水聲通信技術(shù)、光纖通信、復合電力載波通信和數(shù)值傳輸技術(shù)。

（3）水下遠距離供電技術(shù)。水下輸配電技術(shù)：水下變壓器、水下變頻器、水下高壓濕式電接頭等；水下直流輸電技術(shù)：水下生產(chǎn)系統(tǒng)供電向水下高壓交直流供電方向發(fā)展。

（4）水下油氣集輸處理技術(shù)。水下油氣水多相混輸增壓技術(shù)：多相泵轉(zhuǎn)子優(yōu)化、水下壓縮技術(shù)、水下增壓工藝控制；水下油氣水分離技術(shù)：管道式在線分離技術(shù)、旋流分離技術(shù)以及油氣水砂分離及回注技術(shù)；水下多相計量技術(shù)：水下在線計量、數(shù)值傳輸?shù)取?/p>

經(jīng)歷了60多年的發(fā)展，水下生產(chǎn)技術(shù)和裝備逐漸成熟，同時為了適應(yīng)海洋石油向更深更遠的目標發(fā)展，水下生產(chǎn)技術(shù)正在發(fā)展與更深、更遠相適應(yīng)的技術(shù)和裝備。

三、國內(nèi)水下生產(chǎn)技術(shù)發(fā)展狀況

（一）我國水下生產(chǎn)系統(tǒng)的發(fā)展階段

從1987年開始跟蹤國外水下生產(chǎn)技術(shù)方面的應(yīng)用成果至今，我國海洋石油工業(yè)在水下生產(chǎn)技術(shù)方面已實現(xiàn)從無到有質(zhì)的飛躍（見表1），主要經(jīng)歷了以下三個階段。

第一階段（1985―2002年）：合作開發(fā)階段，這一時期最具標志性成果為1996年中國海洋石油總公司與阿莫科東方石油公司（Amoco Orient Petroleum Company）采用水下生產(chǎn)技術(shù)聯(lián)合開發(fā)流花11–1水下油田；1996年，中國海洋石油總公司聯(lián)合挪威國家石油公司聯(lián)合開發(fā)我國南海東部陸豐22–1；2000年，與阿吉普聯(lián)合作業(yè)公司聯(lián)合開發(fā)惠州32–5、惠州26–1N水下油田。

第二階段(2002―2010年):合作研究和自主設(shè)計并重，這一階段的主要成果為中國海洋石油總公司逐步具備了水下油氣田開發(fā)方案的自主研究能力、探索了海上自主搶修技術(shù)；標志性成果有：自主完成了陸豐22–1 、崖城13–4、流花4–1、 番禺35–1/35–2、流花19–5、文昌9–2/9–3等水下油氣田開發(fā)方案設(shè)計，形成自主的設(shè)計技術(shù)，制定了相應(yīng)的設(shè)計規(guī)范和標準。

第三階段:水下設(shè)備國產(chǎn)研制，這一階段的主要成果為國家科技重大專項、國家科技部“863”計劃、工業(yè)和信息化部、發(fā)展與改革委員會等在“十一五”“十二五”期間大力支持水下生產(chǎn)設(shè)備的國產(chǎn)化進程，開展水下鉆井設(shè)備、水下管匯、水下

控制系統(tǒng)、水下多相計量、水下分離器、水下閥門等裝置的國產(chǎn)化研制計劃。2012年，中國海洋石油總公司聯(lián)合上海美鉆有限公司啟動了水下采油樹維修本地化，2015年年底，已經(jīng)成功完成6棵水下采油樹的維修作業(yè)和海上安裝；同時，我國已經(jīng)在崖城13–4、流花19–5等實現(xiàn)水下管匯和連接器的國產(chǎn)化。

表1 我國水下生產(chǎn)系統(tǒng)發(fā)展狀況

表2 我國已經(jīng)開發(fā)水下油氣田的基本信息

（二）我國水下油氣田開發(fā)現(xiàn)狀

我國水下油氣田開發(fā)進程如下：1996年與阿莫科東方石油公司開發(fā)了流花11–1；1996年與挪威石油公司合作開發(fā)了陸豐22–1；1998年、2000年采用水下生產(chǎn)系統(tǒng)開發(fā)了惠州32–5、 惠州26–1N；2006―2007年自主修復310 m深水流花11–1油田被損設(shè)施； 2009年我國海外深水區(qū)塊AKOP進入生產(chǎn)階段； 2012年我國第一個采用水下設(shè)施氣田崖城13–4 將投產(chǎn)； 2012年流花4–1深水回接油田投產(chǎn)；2014年我國第一個深水氣田荔灣3–1順利投產(chǎn)。

目前采用水下生產(chǎn)系統(tǒng)開發(fā)的油氣田信息見表2。

1. 流花11–1油田水下生產(chǎn)技術(shù)

流花11–1油田是我國第一個采用水下生產(chǎn)系統(tǒng)的油田，水深310 m，整個油田共有26口生產(chǎn)井，1996年3月投產(chǎn)。流花11–1油田采用大型集中式管匯、浮式生產(chǎn)系統(tǒng)（FPS）和一艘浮式生產(chǎn)儲油裝置（FPSO）進行開發(fā)，見圖4[3]。水下26口井采出流體通過水下采油樹內(nèi)的電潛泵舉升，回接到浮式生產(chǎn)儲油裝置進行處理，水下電潛泵的電力供應(yīng)、水下生產(chǎn)系統(tǒng)的控制由浮式生產(chǎn)系統(tǒng)提供。這一油田開發(fā)實現(xiàn)了多項技術(shù)創(chuàng)新，包括國內(nèi)首次全部使用水平井、世界范圍內(nèi)首次使用水下井口電潛泵、國內(nèi)首次全部采用遙控作業(yè)機器人完成水下作業(yè)維修、將濕式電接頭技術(shù)用于水下生產(chǎn)系統(tǒng)、樹下臥式采油樹、跨接管測量制作回收技術(shù)等。

圖4 流花油田總體開發(fā)方案

2. 陸豐22–1油田——深水邊際油田成功開發(fā)的典范

陸豐22–1油田水深333 m，是當年亞洲最深的海上油田（見圖5）。陸豐22–1油田采用一艘小巧的半沉沒式浮筒與多功能旋轉(zhuǎn)接頭相結(jié)合的單點系泊系統(tǒng)的浮式生產(chǎn)儲油裝置、電液控制水下生產(chǎn)系統(tǒng)、以及當時世界石油界首次使用的海底增壓泵相結(jié)合進行開發(fā)（見圖6），僅用不到1.5億美元的前期投入、一年半時間就投產(chǎn)了，成為世界深水邊際油田開發(fā)的典范。

陸豐22–1油田水下系統(tǒng)設(shè)計能力6口井、實際投產(chǎn)5口生產(chǎn)井[4]。通過1個6井式折疊底盤、集中管匯實現(xiàn)水下油氣田的開發(fā)。陸豐22–1油田的與眾不同之處在于無生產(chǎn)平臺，浮式生產(chǎn)儲油裝置尾部具有增壓泵裝置，2012年整個油田廢棄，水下設(shè)施依然完好。

3. 荔灣3–1氣田——我國第一個深水氣田的成功開發(fā)

荔灣3–1氣田水下生產(chǎn)設(shè)施工作水深為1 350～1 500 m。設(shè)計能力為8 + 1口井、同時有預(yù)留3口井槽（控制系統(tǒng)可擴展至19口井），氣田產(chǎn)出流體通過2條22″、79 km海底管道回接到淺水增壓平臺進行處理，采用水下復合電液控制系統(tǒng)，單獨鋪設(shè)1根6″、79 km長的乙二醇管線、1根79 km的控制臍帶纜。同時在海底管道終端管匯預(yù)留壓縮機接口[5]。

深水水下生產(chǎn)系統(tǒng)及相應(yīng)的深水海底管道構(gòu)成整個水下回接系統(tǒng)，選用水下臥式采油樹，復合電液壓控制技術(shù)；來自淺水增壓平臺的臍帶纜為水下生產(chǎn)系統(tǒng)提供電力、液壓、控制；單井計量采用水下濕氣流量計。荔灣3–1氣田于2014年4月順利投產(chǎn)，是我國第一個深水氣田（見圖7）。

圖5 陸豐22-1總體開發(fā)方案

圖6 陸豐22-1系泊和水下生產(chǎn)系統(tǒng)

四、我國水下生產(chǎn)設(shè)備國產(chǎn)化進程

（一）國產(chǎn)化研制樣機

“十一五”至“十二五”期間，國家科技重大專項、國家科學技術(shù)部“863”計劃、工業(yè)和信息化部、發(fā)展與改革委員會等分別支持水下設(shè)備的國產(chǎn)和自主研制。主要包括：水下井口設(shè)備：水下井口、水下基盤、隔水管、水下防噴器、水下采油樹、水下配套安裝工具；水下管端件：水下管匯（自主研制水下管匯原理樣機見圖8）、各類水下連接器、水下終端管匯、以及配套作業(yè)工具；水下儀控系統(tǒng)：水下多相計量、水下控制系統(tǒng)（包括水下控制模塊、水下電力接

插件）、水下閥門、水下控制臍帶纜及管端件；水下流動安全設(shè)備：水下氣液分離器（自主研制水下氣液分離器見圖9）、水下增壓泵、水下油氣增壓技術(shù)等；水下檢測和安防技術(shù)：水下采油樹測試單元、水下控制系統(tǒng)測試單元、集成測試技術(shù)和海上測試技術(shù)。

圖7 荔灣3-1深水氣田的開發(fā)模式

（二）國產(chǎn)化進程

中國海洋石油總公司聯(lián)合上海美鉆開展了水下采油樹維修技術(shù)和單元測試技術(shù)研究、國產(chǎn)化連接器研制，2012年，自主研制的連接器成功應(yīng)用到崖城13–4水下氣田，2013年，自主維修后第一個采油樹完成海上安裝，2015年年底，已經(jīng)成功完成6棵水下采油樹的維修作業(yè)和海上安裝；2014年，中國海洋工程股份有限公司，自主研制了流花19–5、番禺35–1、番禺35–2水下管匯，并成功實施，2014年，荔灣3–1氣田水下管匯在國內(nèi)完成組裝，并順利投入使用。

圖8 自主研制水下管匯原理樣機

圖9 自主研制水下氣液分離器

五、發(fā)展戰(zhàn)略

水下生產(chǎn)系統(tǒng)是深海油氣田開發(fā)的核心裝備之

一，雖然我國在近5年內(nèi)開展了一系列的水下產(chǎn)品的研發(fā)和工程實踐，但與世界先進水平相比，仍有較大差距，產(chǎn)品集成度不高，產(chǎn)品的類型單一。同時就目前應(yīng)用的水下生產(chǎn)系統(tǒng)而言，存在輸送距離較短（79 km）、水深較淺（1 480 m）的特點。所以兼顧引進與創(chuàng)新，集國內(nèi)外相關(guān)技術(shù)優(yōu)勢，聯(lián)合攻關(guān)，使這項高技術(shù)盡快服務(wù)于我國海洋石油開發(fā)工程是當務(wù)之急。主要攻關(guān)方向如下。

（1）水下井口，采油樹等鉆井設(shè)備設(shè)計、制造、測試與安裝技術(shù)。水下井口，采油樹設(shè)計、制造、測試技術(shù)；水下防噴器、隔水管等鉆井設(shè)備研制；水下鉆井作業(yè)與安裝工具研制；水下鉆井裝備海上應(yīng)用認證技術(shù)。

（2）水下控制系統(tǒng)關(guān)鍵設(shè)備及臍帶纜產(chǎn)品技術(shù)。水下控制模塊（SCM）、水下分配單元（SDU）、水下路由器（SRM）研制；水下臍帶纜終端（UTH）、水下臍帶纜端件研制；遠距離全電氣控制系統(tǒng)技術(shù)；水下遠距離光纖通信技術(shù)；水下多相計量技術(shù)。

（3）水下遠距離供電技術(shù)包括遠距離交直流輸送技術(shù)，水下高壓變壓技術(shù)，水下變頻技術(shù)，水下高壓濕式電接頭技術(shù)，高壓磁飽和、諧波等技術(shù)。

（4）水下多相增壓和舉升技術(shù)包括水下多相增壓技術(shù)，水下濕氣增壓技術(shù)，水下分離技術(shù)，油氣多相密封系統(tǒng)，輔機配套技術(shù)、整裝化和橇裝化設(shè)計。

（5）深水空間站作業(yè)技術(shù)包括深海空間站水下作業(yè)技術(shù)，深?？臻g站海底設(shè)施故障診斷技術(shù)，深?？臻g站電力供應(yīng)和控制技術(shù)。

隨著我國深水油氣田的開發(fā)，水下生產(chǎn)技術(shù)的應(yīng)用前景將更加廣泛，加快國產(chǎn)化和本地化進程將助力我國深水油氣田的開發(fā)，并將成為深水技術(shù)核心競爭力的重要組成。創(chuàng)新技術(shù)的應(yīng)用給海洋石油的今天帶來了勃勃生機，深水高新技術(shù)國產(chǎn)化和自主研發(fā)將為海洋石油走向深水奠定堅實的基礎(chǔ)。

六、結(jié)語

水下生產(chǎn)技術(shù)已經(jīng)在世界各大海域和我國南海得到應(yīng)用，但目前我國已投產(chǎn)的水下油氣田均依賴國外水下生產(chǎn)廠家進口設(shè)備，如何在自主完成水下油氣田開發(fā)方案設(shè)計的同時，逐步實現(xiàn)水下設(shè)施國產(chǎn)化和自主研制，任重而道遠。

[1] 周守為, 曾恒一, 安維杰, 等.海洋石油工程設(shè)計指南: 第十二冊深水油氣田開發(fā)技術(shù)[M].北京:中國石化出版社, 2012. Zhou S W, Zeng H Y, An W J, et al. Offshore Engineering Design Guide, the Twelfth Section, Deepwater Oil Development Technology [M]. Beijing:China Petrochemical Press Coltd, 2012.

[2] 李新仲, 王建峰, 朱海山, 等. LW3–1總體開發(fā)方案[R].北京: 中海石油（中國）有限公司, 2012. Li X Z, Wang J F, Zhu H S, et al. LW3-1 field overall development plan [R]. Beijing: CNOOC (China) Co., Ltd., 2012.

[3] 李清平,秦蕊, 劉永飛, 等.水下生產(chǎn)技術(shù)調(diào)研報告[R].北京: 中海油研究總院, 2014. Li Q P, Qin R, Liu Y F, et al.Summary of the subsea production system [R]. Beijing: China National Offshore Oil Research Institute, 2014.

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[5] GB/T 21412.1—2010. 石油天然氣工業(yè)水下生產(chǎn)系統(tǒng)的設(shè)計與操作: 第1部分: 一般要求與推薦做法[S]. GB/T 21412.1—2010. Petroleum and Natural Gas industry, Design and Operation of Subsea Production System: General Requirements and Recommendations [S].

[6] 陳杰俊, 屈廣, 林遙生,等. LH11–1總體開發(fā)方案[R].北京: 中海石油（中國）有限公司, 1996. Chen J J, Qu G, Lin Y S, et al. LH11-1 field Overall Development Plan [R]. Beijing: CNOOC (China) Co., Ltd., 1996.

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The Current State and Future of Deep Water Subsea Production Technology

Li Qingping, Zhu Haishan, Li Xinzhong
(China National Offshore Oil Research Institute, Beijing 100028, China)

The subsea production system was developed from a submerged wellhead to half dry-type subsea wellhead to a whole wettype subsea wellhead. Up to now, the subsea production system has established including the subsea wellhead, subsea pipe network, subsea manifold, subsea remote control system, and others. Until 2014, there were 6,400 subsea completed wells, about 320 subsea oil and gas fields in the world's oceans. Now, the subsea production system is becoming the leading areas of the deep water. Since Liuhua 11-1 oil field was developed using the subsea production system in the South China Sea in 1996, so far, 10 units subsea production systems have been used to develop the offshore oil and gas filed. This paper reviews the application and achievement of the subsea production technology, on this base, the main research areas and strategic directions are presented.

subsea wellhead; subsea production system; localization

F426

A

2016-01-22；

2016-03-01

李清平，中海油研究總院，首席工程師，教授級高級工程師，研究方向為水下生產(chǎn)技術(shù)、流動保障、水合物；E-mail: liqp@cnooc.com.cn

中國工程院重大咨詢項目“中國海洋工程與科技發(fā)展戰(zhàn)略研究（II期）”（2014-ZD-5）；國家科技重大專項（2011ZX05026004）

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