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我國水下油氣生產系統裝備工程技術進展與展望
原創 李志剛 海洋油氣網 2020-04-19

摘 要：從水下生產系統方案設計和關鍵設備國產化制造、安裝及集成測試等角度，詳細闡述了我國水下油氣生產系統設計技術和關鍵設備工程化現狀。在設計技術方面，目前已基本具備１５００ｍ水深的水下生產系統獨立設計能力，相關水下設計技術在流花１６-２油田群和陵水１７-２氣田等深水油氣田得到了充分體現；在水下裝備及設備工程化研制方面，以水下采油樹、水下控制模塊、水下連接器、水下多相流量計和水下臍帶纜等為主的關鍵設備已經具備一定的基礎，而且部分產品實現了國產化的示范應用，取得了重大進展。后對未來我國水下油氣生產系統關鍵設備技術的發展趨勢進行了展望。

隨著我國深海油氣資源開采的不斷深入，采用傳統固定平臺或浮式生產設施的開發方式存在平臺負荷重、建造成本高等問題，具有較高的應用局限性。相比之下，采用水下生產系統，通過水下采油樹、水下管匯、臍帶纜、海底管道等生產控制設備將油氣就近輸送到附近的固定式平臺或浮式設 施進行處理和外輸，可顯著降低開發成本，縮短建造周期，而且已在國內外海洋油氣資源開采領域得到了廣泛應用。

水下油氣生產系統的出現源自于美國１９４７年首次提出的“水下井口”概念。經過多年實踐探 索，水下油氣生產系統經歷了由淺水開發，向中深水、深水甚至超深水開發的發展階段；水下油氣生產與輸送方式也由初采用固定平臺，向深水浮式平臺與水下生產系統相結合的方式轉變。此外，隨著技術的不斷進步，水下生產系統裝備工程技術亦取得了長足進展，其中比較有代表性的包括由早期單衛星井開發向以水下管匯為核心的叢式衛星井、集中式基盤管匯開發模式轉變，由早期水下立式采油樹向更便于修井的水下臥式采油樹轉變，以及由直接液壓控制模式向響應速度更高且更適用于深水油氣田開發的復合電液控制模式轉變。

我國水下油氣生產系統技術研究起步相對較晚。長期以來，國內海上油氣田所用水下裝備多依 賴進口，采購和維護成本高，供貨周期長，極大地限制了我國海洋油氣田開發事業的進展。為打破國外技術壁壘、保障我國海上油氣田開發信息安全，我國加大研究力度，近年來國內水下油氣生產系統裝備研發與設計技術已取得顯著突破，包括水下多相流量計、水下臍帶纜等在內的多類水下關鍵裝備已完成工程樣機的研制并通過第三方認證，即將進入示范應用階段。本文從水下油氣生產系統方案設計、水下關鍵裝備國產化等角度，闡述了我國水下油氣生產系統裝備工程技術的發展現狀，并結合當今國際水下生產技術研發熱點，對我國未來水下油氣生產系統裝備工程技術的發展趨勢進行了展望。

1 我國水下油氣生產系統裝備工程技術進展

１.１ 水下油氣生產系統應用典型設計案例
１.１.１ 流花１１-１油田
流花１１-１是我國首個利用水下油氣生產系統發的油田項目，該油田區域水深３０５ｍ，包含２５個水下井口，于１９９６年３月正式投產。流花１１-１油田采用“全海式”開發工程模式，由“浮式生產／鉆井系 統（ＦＰＳ）＋浮式生產儲卸裝置（ＦＰＳＯ）＋水下井口 及生產系統”組成。水下井口采出液經水下管匯、海底管道輸送到油輪進行油、氣、水處理。ＦＰＳ為水下井口提供液壓、化學藥劑，給井下電潛泵提供電力。整個油田開發模式如圖１所示。流花１１-１油 田的開發實現了包括國內全部使用水下井口、采用水下遙控機器人進行安裝及維修作業等技術突破， 為我國日后實現深水油氣田的開采提供了寶貴的工程經驗。

１.１.２ 流花１６-２／２０-２／２１-２油田群
流花１６-２／２０-２／２１-２是我國首個５００ｍ級深水復雜油田水下生產系統自主開展基本設計的油田群開發項目，該區域水深４０３.７ｍ，共包含２６棵水下采油樹、３個水下管匯、３個水下控制分配單元、８個水下電力分配單元以及３０根跨接管。該項目已于 ２０１７年完成設計，目前處于建設階段，預計２０２０年可正式投產。圖２給出了流花油田群整體開發方案的示意圖。

流花油田群的開發成功克服了５００ｍ水深級水下油田生產系統總體和集成設計，水下控制系統液壓、電力、通信分析，中深水高凝油田輸送流動安全保障技術，多動態管纜與系泊系統耦合與干涉，電潛泵超長距離直驅變頻供電等技術挑戰，實現了我國５００ｍ級自營深水油田開發工程技術的歷史性突破。

１.１.３ 陵水１７-２氣田
陵水１７-２是我國首個１５００ｍ級深水復雜氣田水下生產系統自主開展基本設計的開發項目，該區域水深范圍為１２２０～１５６０ｍ，共包含１１棵水下采油樹、４個水下管匯、８個水下分配單元以及２８套跨接管。該項目已于２０１７年完成設計，目前處于建設階段，預計２０２１年可正式投產。圖３給出了陵水１７-２氣田整體開發方案的示意圖。

針對陵水１７-２氣田跨度大、井位分散的特點，該項目突破深水氣田水下生產系統總體布局分析技術，在考慮水下井口、雙管回路、遠距離單井回接、臍帶纜等因素的疊加前提下，解決了復雜分散的水下生產系統總體布置及優化技術。該項目實現了１５００ｍ級深水氣田水下控制系統設計分析技術在我國南海區域的首次應用。

１.２ 關鍵設備工程化研制進展
１.２.１ 水下采油樹
自２００６年起，國內部分裝備制造廠開展了水下井口采油樹的工程樣機試制，基本解決了５００ｍ 水深級水下采油樹設計、制造、密封、防腐等關鍵技術，部分通過了權威第三方認證，但缺乏對水下作業的足夠準確認識，核心技術的掌握程度不夠， 可靠性尚未得到驗證，距離實現工程應用仍有一定差距。表１給出了我國自主研制的水下采油樹的主要技術參數

１.２.２ 水下控制模塊
國內已完成１５００ｍ級、可回收水下復合電液式控制模塊及其水下安裝工具產品研制，并在國際權威第三方ＤＮＶ的見證下順利通過溫度、壓力與電磁兼容性測試等試驗驗證工作，后期將進行海試試驗工作。圖４及表２分別給出了我國自主研制的水下控制模塊實物及主要技術參數。

１.２.３ 水下連接器
國內自主研發設計的水下連接器及安裝工具實物圖及主要技術參數分別如圖５和表３所示。目 前，國內首套水下連接器及其水下安裝工具產品已在文昌９-２／９-３／１０-３氣田使用，基本解決了關鍵密封技術，各項技術指標達到國際同等產品水平；此外，國內還建立了一套完整的水下連接器工廠驗收測試（ＦＡＴ）與集成測試系統。

１.２.４ 水下多相流量計
國內已完成首套深水緊湊式、高壓力等級、關鍵部件可更換式國產化水下多相流量計的產品研制， 技術方案為流速選擇文丘里，相分率選擇雙能伽馬射線。其主要技術參數及工程樣機實物圖分別如表４及圖６所示。目前，國產水下多相流量計已完成包括高壓艙測試、氦氣泄漏測試等多項試驗工作，并已通過國際權威第三方ＤＮＶ驗證，各項技術指標達到國際同等產品水平。在完成后期海上測試后，擬在流花２１-２油田工程項目中實現國內首次水下應用。

１.２.５ 水下臍帶纜
國內企業已初步具備淺水靜態臍帶纜生產、測 試及淺水軟管臍帶纜應急修復能力，完成百米級臍帶纜樣纜的認證工作，部分臍帶纜產品已在文昌油田進行了首次工程應用。圖７及表５分別為國產臍帶纜的截面示意圖及主要技術參數。為滿足深水油氣田開發項目的通訊需求，深水纜、動態纜的設計技術以及帶光纖臍帶纜的首臺套應用技術，將成為后期的重點技術攻關方向。

１.２.６ 水下管匯
水下管匯作為一種典型的水下生產設備，是目前國產化水平高的水下關鍵設備。水下管匯根據其功能不同，復雜程度也有所不同。相對簡單的管匯主要由管路、閥門及鋼結構構成，復雜的管匯上面 帶有控制系統、流量計、傳感器等設施。目前國內針對簡單管匯已經實現了國產化的設計和制造，且實現了在水下油氣田的應用。但是對于帶有控制系統的復雜管匯，國內仍不具備系統設計和集成的能力。國產化管匯的主要能力和參數如表６所示。

１.３ 水下生產系統測試技術
水下生產系統是深水油田為核心的組成部分，其測試工作尤其重要，制定合理的測試要求和測試方法是確保測試工作能夠達到預期測試目的的基本條件。水下生產系統的測試技術主要包括：水 下單元測試技術（ＳＵＴ）、工廠測試（ＦＡＴ）、系統集成測試（ＳＩＴ）、現場接收測試（ＳＲＴ）以及投產前的調試（Ｃｏｍｍｉｓｓｉｏｎｉｎｇ），相關測試技術需要有與之對應的測試設備來實施和完成。水下生產系統的測試技術與水下裝備的設計及制造技術緊密相連，其目的是為了充分驗證水下裝備的可靠性及功能要求。針對產品本身，需要對各個零部件進行可靠性測試， 可參考ＡＰＩ６Ａ及１７Ｄ系列的相關標準，與測試相對應的是測試設備，例如高壓艙、高低溫循環試驗臺、疲勞測試試驗臺等。由于水下設備及零部件種類繁多，各類設施的測試設備也有所不同，需要針對不同設備投入專門的測試工具。

國內目前已有少部分水下裝備的試驗驗證設備及設施，例如高壓艙等，但測試技術體系仍不完善；此外， 水下設備測試試驗驗證標準及驗證工作目前多由各制造企業在多方參與下，特別是第三方船檢機構的全程見證下取證，國產化研制接受標準、機構與工程化應用結合還需進一步探索；對于海試技術，目前國內一部分水下生產系統設備（水下閥門、水下連接系統等）已初步具備海 試設施條件，但尚沒有權威的海試平臺及測試機構。

１.４ 系統集成技術
以水下油氣生產系統設計技術和國產化水下生 產系統設備為基礎，我國擬在東方１-１氣田東南區氣田建成首個自主集成設計的水下生產系統示范項目。以此為牽引，我國目前正積極進行５００ｍ級水下生產系統的集成技術。

“十一五”“十二五”期間，我國已在一些項目中完 成了國外水下生產系統產品的應用，且部分實現了自主 系統設計、制造與安裝，在運維管理方面具備了初步經驗。但是目前我國水下生產系統集成技術尚不夠成熟， 需要系統研究并梳理總結，以形成水下系統應用技術體系，用技術體系和測試取證程序規避示范工程應用風險。

為推動我國水下油氣生產系統集成技術進展， 還需繼續深化水下采油樹、水下控制系統等關鍵設備的總體方案自主研發設計，實現關鍵設備國產化， 提高可靠性，解決水下生產系統國產化的關鍵路障， 達到降低深水油氣開發設計費用、裝備費用、人員費 用、安裝費用和管理成本的目的。

我國水下生產系統單體設備檢測手段還較為薄弱，且尚未有水下生產系統的認證單位，以及完整、權威的水下生產系統測試平臺。據此，應著手建立水下生產系統單體設備測試、系統集成測試、取證程序及安裝技術體系，解決產業化應用缺失的技術短板，構建以“生產廠商ＦＡＴ-第三方／油公司認證-安裝承包商／油公司系統聯調測試（ＳＩＴ）”為目標的測試系統。

１.５ 淺水水下生產系統開發技術
我國在渤海淺水受限區存在豐富的油氣資源儲量，近年來隨著渤海海域常規勘探目標逐步減少，推進淺水受限區油氣資源的開采便顯得尤為重要。與深水油氣田開發相比，淺水水域油氣田開發在降低成本、漁 業及航道通行防護、防污及保證水下能見度方面均存在較大挑戰。采用淺水水下生產系統是解決渤海受 限區油氣田開發難題直接、有效的手段。

淺水水下采油樹（圖８）和控制系統與深水設備存 在較大差異，需在設計與制造過程中給予充分考慮。與深水采油樹相比，其尺寸更小、重量更輕，在潛水員和簡 單工具的輔助下即可進行安裝、維修等作業。在控制系統方面，目前國內外的水下控制模塊（ＳＣＭ）都是基于深水應用的平衡式和分體式，淺水ＳＣＭ應考慮向承壓式和一體化的方向突破，以便適應在泥下沉箱工況使用。此外，國際上尚未有針對通航區的水下控制系統研究，尤其是大規模的直接液壓控制方式，由于該液壓控制方式無通信功能，因此需研制并配備水下信號采集傳輸模塊。圖９為渤海淺水海域擬采用的ＳＣＭ結構示意圖。

為保證淺水水下設備的運行安全，須考慮漁業及航道通行條件下的水下生產系統安全防護技術。其中，水下管匯、水下采油樹等設施擬采用水下濕式 沉箱安全防護系統，按照水下生產系統的規模可考慮采用整體沉箱、分體沉箱以及鋼圓筒沉箱等。在淺水水下生產系統中，亦可配備水下干式艙安全防護系統，實現水下干式操作環境，以達到降低水下設備費用的目的。此外，為使水下生產系統安全防護 技術切實具備保護水下設備的功能，應開展水下防 護安全預警系統的研究，保證該系統可在第一時間 準確檢測安全防護措施的失效行為，將水下生產系 統設備所受到的影響降至低。

2 我國水下油氣生產系統裝備工程技術發展趨勢

２.１ 水下油氣生產系統集成測試裝備與技術
隨著創新型、綜合型海洋裝備結構不斷得到開發和應用，傳統的水池演示驗證技術和結構試驗技 術不能滿足新型海洋裝備的要求。完善和提升中深 水系統和設備水池演示驗證試驗技術和結構試驗技術，開發相關試驗裝置對未來南海海洋開發具有重要的保障作用。

面向中深水開采和開發生產系統的關鍵設備所受復雜工作載荷和極端環境載荷的耦合作用，圍繞 提升我國中深水開采和開發生產系統關鍵設備的建造工藝、結構安全性和耐久性為目標，亟需建立復雜載荷作用下中深水關鍵設備的結構性能試驗測試系統，開展其結構性能試驗，解決復雜載荷作用下中深水生產系統關鍵設備的建造工藝和安全評估問題， 為我國中深水生產系統關鍵設備的結構設計、計算方法驗證和服役性能預報等提供基礎技術保障。

２.２ 高可靠性、緊湊型、超深水水下油氣裝備工業化技術
隨著水下生產系統設備研發、制造技術的不斷進步，以緊湊型水下管匯為代表的超深水水下油氣裝備逐步得到應用。緊湊型水下管匯由帶有整體閥腔的管匯模塊、電動閥驅動模塊和水平連接系統組成。與傳統水下管匯相比，其自身重量更輕，無需任何液壓功能，無焊接管道、彎管、配件或松動的閥門及用于提升和跨接負載的支撐結構。采用緊湊型水下油氣裝備在節省水下開發空間的同時，可顯著提高水下生產系統的可靠性，降低深水油氣田開發成本。

２.３ 水下全電式控制系統
目前，水下控制系統大多采用復合電液控制方式，其在液壓動力配送過程中存在沿程溫度降低、液壓油黏度升高的問題，導致壓力損失嚴重、動力配送效率低、液壓管線易堵塞，甚至引起管線爆裂、污染海水。此外，深水油氣田一般呈現高溫高壓特點，需更高壓力的液壓動力才能滿足控制系統要求， 高壓配送方式對臍帶纜結構強度提出了更高要求， 增加了臍帶纜的費用。

為規避液壓控制在深水油氣田應用過程中的潛在風險，全電式控制系統以其功能靈活、響應時間 短、控制距離長等優勢，已在深遠海油氣田開發中得到應用。由于減少了水上液壓單元，臍帶纜無液壓動力配送管，對海水環境無污染；此外，在當前電器元件可靠性越來越高的情況下，相對于復合電液控制系統，采用全電式控制系統，可使整體開發成本降低１５％～２０％。目前，國際上全電控制系統的研 發技術已相對成熟，部分廠家已歷經十多年的研究， 已有了成熟的產品應用于水下油氣田的開發。

２.４ 水下油氣分離與增壓技術
以降低油氣輸送成本，保障油氣流動安全、縮短油氣田建設工期為目標，水下油氣分離技術已在深海水下油氣生產系統中得到應用。該技術的具體優點可歸結如下：
１）海底進行油氣水分離，只需舉升有用的油氣，可減少管線的流量和數量；
２）在海底分離油氣水砂，可使用離心泵來舉升油氣，加快了油氣輸送速度，提高效率；
３）海底分離可以減小井口背壓，提高油氣采收 率；避免產生立管段塞流，從而減少產生氣蝕等設備破壞問題；
４）裝置置于海底，可以不受天氣或氣候影響；減輕平臺的負擔，不會由于平臺的狀況而影響油氣處理效果。

國際主流水下生產系統設備研發企業包括ＦＭＣ、 ＡＫＥＲＳＯＬＵＴＩＯＮＳ、ＯＮＥＳＵＢＳＥＡ等，均已在水下分離技術中投入了大量研發力量。為方便安裝及回收作 業，目前水下分離站多采用“模塊化”的設計方案。

２.５ 水下油氣生產系統智能化
從國內外海上油氣設施生產操作經驗看，水下生產系統是一個技術復雜的系統，因其所處環境和水面設施不同，一旦出現故障，其檢測、維護、維修難度和費用比平臺上高的多，因此水下生產設備設施可靠性要求普遍比水面設施可靠性要求高。

國外在水下油氣設施智能化分析和可靠性基礎理論、可靠性設計、分析、驗證、可靠性保障、可靠性數據積累、可靠性分析工具以及實際應用等方面已經相對成熟，而國內處于剛起步階段，因此有必要開展以水下油氣生產系統智能化為主要方法的集成健康安全評估技術和可靠性可用性分析技術研究。

水下油氣生產系統智能化以水下設備監測數據為基礎，以機器學習算法為手段，通過狀態顯示或可視化方法實時監測水下生產系統設備運行情況，實現對水下控制系統、水下管匯、水下連接器所發生的 故障進行實時診斷，能夠及時地做出故障報警，并給操作人員提示故障發生的原因；此外，水下油氣生產系統智能化還可對水下流動安全保障進行實時預警 管理，對管線的泄漏或堵塞進行提前預警。水下油 氣生產系統智能化工作的開展對降低水下通信及控 制系統的成本、打破國外技術封鎖具有重要意義。

3 結束語

水下油氣生產系統是深水油氣田開發的重要模式之一，開展水下生產系統總體方案設計，以及水下裝備工程技術國產化研究，對打破國外技術貿易壁壘，推進我國海洋油氣田自主開發進程具有重要意義。目前我國已基本具備深水及淺水油氣田條件下的水下生產系統方案設計能力，掌握了液壓、電力仿真分析，復雜結構物與安全防護系統設計等關鍵技術；水下油氣生產系統部分關鍵設備已完成國產工程樣機研制并通過第三方權威試驗驗證，相關技術指標達到國際同等產品水平，水下裝備系統集成測 試能力仍有待提高；高可靠性、緊湊型、模塊化及智 能化是我國未來水下油氣生產系統裝備的發展方向，對推動我國水下裝備工程化技術良性發展、打破國外技術壟斷具有深遠影響。（來源：《中國海上油氣》 作者：中海油研究總院李志剛 安維崢 海洋油氣網整理發布）

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