海洋水下生产系统应用现状及发展趋势

郝亮 孟祥丽 李秀珍

近几年，我国经济社会的蓬勃发展需要充足的能源保障，迈向深海已成为我国发展战略，而作为国家战略性新兴产业的海洋工程装备制造业是重要组成部分。为此，本文深入探讨国内外水下生产系统的应用现状及发展趋势。

1、国外水下生产系统现状

自20世纪70年代初开始出现早期水下生产系统以来，截止2019年底，世界上已有超过110个工程项目投产，最大水深已达2600m，近几年世界深海领域的投资不断增长，深水水下生产系统的工程项目数量也迅速增长上升。

在市场规模方面，全球的海洋油气工程市场从2010 年到 2016 年翻了一番，预计在2030 年海洋勘探费用将达到1000亿美金。而采用浮式设施或水下设施的解决方案占到了海洋工程开发的40%左右，并可能在2030年达到60%，水下市场在2012 年至 2030 年按照回接的数量来计算增加4倍。

从区域分布情况来看，北美墨西哥湾和挪威海域的深水开采活动较为活跃。例如，2004年近海生产平台的水深记录是：干井口，墨西哥湾Dev i1s Tower Spar平台，1 710 m;湿井口：墨西哥湾Na-Kika半潜式平台，1920m。亚洲区域目前水深超过400m的水下生产系统项目仅有2个，1个是2003年开始动工的澳大利亚Enfield油田，水深550m;另1个是美国墨菲（Murphy）石油公司于2005年开始动工的马来西亚Kikeh油田，水深1310 m，采用Spar生产平台。

2、水下生产系统在我国海洋油气田中的应用情况

中国海域内的水下生产系统主要是中海油借助外国石油公司的资金和技术来完成的，下面重点介绍3个属于常规水深范围的工程项目：① 1994年和美国阿莫科石油公司及科麦奇石油公司合作开发的流花11-1油田，水深310 m，2003年以前中海油持股75%，2003年以后持股100%;② 1996年和挪威石油公司Statoil联合开发的陆丰22-1油田，水深333 m，中海油持股15%;③ 1997年与雪佛龙德士古、埃尼公司联合开发的惠州26-11N &32-5油田，水深120m，中海油持股51%。

2.1、流花11-1油田应用情况

流花11-1油田1987年1月发现，1995年5月投产，采用全海式开发方案。整个工程设施包括5个部分：半潜式浮式生产系统、浮式生产、储油装置（FPSO）南海“胜利号”、到点系泊系统、海底输油管线和水下井口系统。

所选用的水下井口系统包括水下卧式采油树、中枢管汇、钢制跨接管、液压井控系统、电缆悬挂系统、水下控制系统、遥控作业机器人、湿式电接头。水平井中的产出物经各自采油树的出油管线进入永久导向生产底座下部的集输管线内，再通过刚性跨接管将各个独立井口连接成封闭回路，油气从各井口汇集到中枢管汇后，再通过钢制长跨接管进入海底输油管道，进一步输往半潜式生产平台，最后到浮式生产油轮上处理。

2.2、惠州26-1N及32-5油田应用情况

惠州32-5油田是中国南海第一个采用水下卫星和管线回接至现有固定平台进行开发的油田，由三个卧式水下采油树组成，每个采油树都配有完井导向基座，通过专门的生产油管线进行生产。惠州26-1N油田由一个卧式水下采油树组成，其完井导向基座上带有冲洗回路。

2.3、陆丰22-1油田应用情况

油田位于香港东南方约250km，平均水深333m，面积，1986年5月发现，1997年12月27日正式投产，高峰日产原油0.9×104陆丰22-1油田采用5口水平井，水平井段长达470～2060m，水平井井口和采油树坐落在铰链式组合底盘上，生产井的液流经采油树输送到底盘上的生产管汇，再进入2条8"柔性生产立管，柔性生产立管回接到浮式生产储油装置上。

陆丰22-1油田无生产平台，其水下井口生产系统包括双定位水下卧式采油树、中心管汇、电液控制系统、多相增压泵、电缆系统、铰接式组合底盘系统、水下机器人及其工具、湿式电接头等。两个水下电-液控制模块（SCM）被嵌入中心管汇用于控制采油树，每个SCM可以控制3个采油树。5口开发井中的原油从各自的采油树汇集到中心管汇，然后由2条Φ177.8mm的海底生产管线直接输往浮式生产输油轮上。

3、海洋水下生产系统的发展趋势

世界范围内海洋石油工程开发正在向全球化发展，并迈向更深的海域，随着技术的成熟和进步，水下生产系统面临更多的发展机遇和应用前景。目前，水下生产系统前沿技术包括以下几个方面。

3.1、水下长距离流动保障技术

水下流动保障技术一直都是水下生产系统的关键技术，而随着深水回接距离的增加，长距离流动保障技术成为亟待解决的技术问题。水下工艺设备的开发为水下长距离流动保障提供了一种解决方案，通过水下增压、分离可以将流体进行长距离输送。另外，传 统 的 流 动 保 障 技 术 是 抑 制 水 合 物 的生成，随着水深和距离的增加，水合物抑制成本将大幅度增加，而新型“冷流”或“水合流”流动保障技术允许水合物部分生成，将生成的水合物作为固体进行输送。

3.2、水下电力输送和全电控制技术

边际油气田的水下电力必须要通过高压输送实现，水下电力输送包括水下变电站和水下直流输送等方面。通过开发相关的水下电气设备，可以克服目前200km以内的电力输送瓶颈。目前，水下生产系统中广泛采用液压流体和电气控制的复合方式，即复合電液控制技术，而不依赖液压流体的全电控制的概念在水下生产控制系统中具有较大的吸引力。水下全电控制技术能够提高整个水下系统的可靠性，同时在开发成本和运行成本方面也具有一定的优势，尤其是液压控制流体的放空或者泄漏对环境保护存在风险，而全电控制技术能够从根本上解决这个问题。

3.3、水下安装技术

水深和水下生产设施质量的增加对于水下安装技术 提 出 了 更 大 的 挑 战。当 水 深 增 加 到2000～3500m范围时，如果采用传统的钢丝绳进行吊装，则吊绳的质量较大，吊装操作不可行，因此采取轻质的纤维绳成为深水水下安装的一种解决方案，而与纤维绳配套的安装船舶、下放和回收系统、运动补偿系统、浮力块、连接和配重、定位和通讯等相关技术问题则需要解决。

3.4、水下生产系统可靠性及完整性管理技术

深水油气开发属于高风险和高技术领域，水下生产系统的可靠性及技术风险管理已被国际同行高度重视，一致认为从项目可行性研究到投产实施，都要进行可靠性和技术风险分析与评估并做出积极的对策，将项目实施的风险降到最低。这一做法已经得到了国际跨国深水油气开发的业主和工程承包商的一致认可。随着越来越多的水下生产设施得到应用，对于水下生产系统进行全生命周期的完整性管理成为海洋工程行业的共识。

3.5、极地水下生产技术

极地范围内蕴藏有丰富的油气资源，俄罗斯和挪威等靠近北极圈国家的石油公司已经拉开了开发极地能源的序幕。极地的环境非常恶劣，低温和冰山对于传统的水面设施是极大的威胁。而水下生产系统由于在水面以下，对于极地环境具备一定的抵抗能力，因此水下生产系统在极地海洋工程开发中具有非常大的竞争力。极地水下生产技术需要开发满足寒冷气候的材料，同时可以通过挖沟和监控等措施避免冰山的影响。另外，低温下的流动保障也是其中较为关键的方面。由于极地的自然生态环境较为脆弱，一旦发生油气泄漏则进行处理的成本高昂，因此对于水下生产系统的可靠性要求更高。

4.结语

目前，国内相关企业和科研院所的研究重点集中在传统的水下生产系统产品和技术上，在国家相关部门的指导和统一协调下，通过差异化发展，由石油公司、海洋工程公司和设备厂商共同协作，建立起水下生产系统产品由技术研发、样机制造、海上试验到工程示范化应用的开发流程，使我国水下生产系统技术具备较好的应用性，并激发企业的创新热情。在此基础上，开展水下生产系统工艺设备的研究，同时针对国际前沿水下生产技术进行前瞻研究，缩短差距并实现跨越式发展，具有极为重要的意义。