在深海，打通七座珠峰

“这是迄今为止我国自主建设的地层温压最高、钻井总井深最大、主要作业设施覆盖海域面积最广的深水气田。”

据中国海油“深海一号”二期天然气开发项目经理刘康介绍，作为深水边际油田，“深海一号”二期与一期相比，面临单井产量低、井流高温高压、凝析油析蜡点高于环境温度以及依托设施距离远等多方面挑战。

项目地层最高温度达到140摄氏度；地层最高压力超过69兆帕，相当于家用高压锅的1000倍；设计总井深超60000米，接近7座珠穆朗玛峰的高度；主要生产设施地理距离跨度超过170公里，超过北京到天津的直线距离……

2022年4月10日下午，在海南考察的习近平总书记连线中国海油“深海一号”作业平台，强调要“把装备制造牢牢抓在自己手里，努力用我们自己的装备开发油气资源”。“深海一号”二期天然气开发项目的正式投产，不仅为实现深水油气装备高水平自主化提供了坚实保障，更是对总书记殷殷嘱托的最好回应。

设计亚洲第一、世界第八深水单管长输方案

相比“深海一号”一期，二期项目面临的自然条件更加复杂，水下工程作业量大幅增长，整体作业难度显著增加。

“深海一号”二期采用与“深海一号”相同的水下生产系统开发方式。不同的是，二期项目的回接处理设施距离115.5千米，是一期开发回接距离的4.5倍，国际上比这个距离长的深水油气管道屈指可数。

面对极其复杂的技术挑战，为了最大限度实现深海油气资源高效经济开发，中海油研究总院研究团队将国际上的深水传统双管输送方案优化为单管输送。

这一技术创新伴随着一系列亟须突破的流动安全难题：管道内高达6000立方米积液如何在固定平台上处理？清管段塞处理过程中全生产系统的压力温度如何控制在安全范围内？怎样实现全生命周期内采收率最大化？

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对于接踵而至的单管长输技术难题，流动安全负责人李鹏程提出了建议：“能否用二期开发项目的高压特征化解单管输送模式带来的流动安全技术风险？”

随即，流动安全团队全员开始广泛调研国外大量深水油气田开发案例，充分识别分析二期开发项目中建设、调试、投产到生产过程全生命周期的各种操作工况的风险，并有针对性地开展孪生仿真分析，形成完整的深水管线单管回接方案。其中，针对清管大段塞，采用“勒一下+各自归位存储”等措施，通过构建精细的水下生产管理系统，实现了对海底管道温度、压力、流量的精准调控；通过开展“油藏-井筒-海管-平台”一体化流动安全保障分析，打破了国际上对于最小输量理念的限制，有效助力累产提升。

经过精密设计，项目研发团队拿出了一套回接距离亚洲第一、世界第八的深水管线单管回接方案：气田的水下生产系统由同样位于深水区的“深海一号”能源站进行远程操控，气田所产的深水油气则沿着超过115公里长的海底管道由深及浅“拾级而上”，进入位于浅水区的“四星连珠”海上平台进行处理加工，最终流向海南岛和粤港澳大湾区的千家万户。

这一技术方案，不仅为项目节省超11亿元投资，还突破传统深水双管输送模式，实现了技术创新与经济效益双赢。

攻克深水海管超长、超大跨度世界级技术难题

海底管道是保障海洋油气平稳输送的“生命线”。“深海一号”二期项目位处深水高压气田，并且所处区域最大水深近1000米，海管所处的海底陡坡段水深从200米急剧变化到800米，最大坡度超过25度，是国内水深跨越幅度最大的海底管道，常规材质的海管无法满足生产需要。

针对这一情况，中海油研究总院在深水环境下首次应用“114公里深水大口径无缝钢管+1.5公里深水双金属复合管”组合方案，搭建起连接“深海一号”二期工程油气输送“主动脉”。

这也是海管结构设计团队专为“高温高压强腐蚀油气流混输”量身定制的海底管道。管道设计压力可达38.8兆帕，可输送120摄氏度高温的油气流；管道最大壁厚达38毫米，创造了我国海管壁厚新纪录。

38.8兆帕极端的海管设计压力，对于海管结构设计团队来说是一项前所未有的挑战。如果通过增加壁厚来保证管道结构安全，会对本就复杂的海上焊接施工造成严重的影响。因此，找到强度安全与施工效率的平衡点，成为设计团队必须攻克的“硬骨头”。

“按照常规方法设计的壁厚设计超过35毫米，接近厂家制造极限，不利于制造和安装，能否考虑逐年参数变化进一步优化方案？”海管专家贾旭的一席话，给陷入困惑的设计团队照亮了前行的路。

“深浅结合”“新老结合”开发模式的创新，是“深海一号”二期项目实现经济高效开发的基础

在他的启发下，海管结构设计团队成功实施了“时空压分段精细化设计策略”，将长达115.5千米管道的壁厚从原本的34.9毫米“瘦身”至平均31.9毫米。仅这项定制化设计，便为项目节省了高达5000万元的管材成本，并极大地降低了制造与安装难度。

一道难题解决，但新挑战随之而来。二期项目海管路由存在近40处悬跨，最大悬跨陡坎达13米。这近4层楼的水深跨越幅度，给工程设计、船舶装备能力及海上安装技术等都带来严峻挑战。

为了更精准地规划海管路径，二期项目副经理贾鲁生带领海管结构设计团队首次利用勘探设计一体化等技术，构建起精细的三维海床模型，深入研究海底管道跨越陡坎边坡的稳定性问题。

通过大量计算分析，设计团队在部分管段设置VIV涡激振动抑制装置，延长管道的疲劳寿命，确保管道在复杂地形长期稳定运行。简而言之，就是给管道穿上了一层“防护铠甲”。

二期项目团队还自主研发了国内首套大管径大壁厚海管全自动焊接装备工艺，实现10余项技术突破；首次成功应用国内深水大口径厚壁无缝钢管，创造了单日2.65千米的20英寸深水海管铺设速度纪录；解决了超长超高悬跨等一系列世界级海底管道工程技术难题。

建成全球首套、千米级深水自动发球管汇

作为海上油气田的“主动脉”，海底管线在保障海洋油气平稳输送的过程中，有可能出现“血栓”阻塞或“斑块”腐蚀等问题。而发球管汇集海洋油气“枢纽站”和 “血管疏通器”等功能为一体，能够远程控制实施深水海管清管作业，是深水油气田开发的核心装备之一。

虽然“深海一号”二期项目的外输海管口径大到足以容纳一名成年人在其中爬行，但由于长期在低温高压环境下运行，依旧非常容易出现水合物和石蜡沉积的情况，进而影响管道输送效率和生产系统运行安全。

为保证海管的安全畅通，必须定期开展“通球”清管作业，清理海管在运行过程中产生的沉积物和积液，同时查看管线内部情况。

然而，在千米深的海底完成清管球发球作业难度大，且动用深水工程船施工作业费用极高。对此，中国海油研究总院项目团队经过无数次的模拟试验，完成了全球首个水下发球管汇总体设计方案和亚洲首套千米水深级水下自动清管装置基本设计方案。

按照设计方案，二期项目发球管汇搭载水下控制模块、液压控制阀门等关键控制和监测设备，在发球装置中预埋6枚清管球，可根据远程指令在海底“悄无声息”地完成清管球发射入管和清管的全部操作。

这项技术不仅降低了海管清管对海上作业的依赖，清理效率提升50%，还减少了巨额投入，每年可节省操作费约5000万元。

另外，二期项目高压井如果采用常规全压设计，将导致水下管汇及115.5千米长输管线的设计压力和重量提高、安装难度增大以及投资成本增加。

对此，项目水下技术团队提出利用深水高完整性压力保护系统（HIPPS）建立首个水下降压设计模式。

基于HIPPS对突发超压工况的风险识别灵敏度和水下运行安全性要求更高的特征，技术团队就深水HIPPS全生命周期工艺设计、加强段计算、总体布局设计和安全完整性等级（SIL）分析一体化设计开展攻关工作，形成了国内首套深水HIPPS设计技术体系，为高压井降压运行、降低生产管汇重量和海管壁厚提供了安全保障，有效降低了项目投资。

项目团队还自主研发了28种焊接新工艺，形成了7项世界首创技术；攻克了深水智能控制、自动发球等多项难题，系统掌握了深水发球管汇自主设计、制造、测试和工程应用成套关键技术；建成了全球首套千米级深水自动发球管汇等关键设施，填补了多项国内技术空白。

实现超深水油气田自主、高效开发新跨越

生产一线始终是科研工作的出发点和落脚点。

中海油研究总院长期致力于打造“前期研究-基本设计-产能建设技术支持-开发项目后评估”的开发生产技术闭环，从2014年开始，联合“深海一号”百余家建设单位组建了5000余人的技术攻关团队，聚焦多种技术难题，全面启动“深海一号”超深水大气田开发工程设计研究。

自2023年初二期项目开工建设以来，中国海油研究总院派遣了多位技术专家和流动安全专业技术人员深入一线，全程为现场决策及施工提供技术支持，有力保障了项目按期投产。

“从20米到千米深水，27年的攻坚实践，加上‘深海一号’项目中积累的宝贵经验，我有足够的信心为二期按期投产站好每一班岗”，“深海一号”的海上“巾帼指挥官”侯静，再次肩负起二期项目的重担，带领项目团队每天活跃在建造施工现场。

今年9月初，是“深海一号”二期项目准备投产的关键时期。然而，突如其来的第11号台风“摩羯”迫使海上施工人员紧急撤离，导致20英寸海管的排水干燥作业被迫中断，后续工期本就紧张的海管预调试工作也不得不向后推迟。

在这争分夺秒的关键时刻，海管工艺工程师朱振宇积极与现场操作人员沟通交流，迅速构思论证一系列应急措施。

“我们立即筹备平台反充天然气的应急方案，这一举措大幅缩短了现场充压时间，为气田按期投产争取到了宝贵时间”，朱振宇回忆道。

为了保障水下设备设计、建造、安装、调试总体进度按照既定时间节点推进，水下仪控资深工程师尹丰在详细设计伊始便主动请缨加入工程项目组，全程开展技术支持工作，每天都“泡”在工程现场。

台风“摩羯”肆虐过后，尹丰带领团队克服前置条件不足和工期紧张等双重挑战，连续奋战40多个小时，高质量地完成了二期项目所有通讯链路调试工作。

今年9月底，随着二期项目全面投产，“深海一号”整体的天然气年产量预计将增长到45亿立方米以上，相当于海南省2023年天然气消耗总量的1.67倍。

随着“深海一号”一期、二期等一批深水油气田建成，我国水下油气生产系统已完成了从简单到复杂、从浅水到超深水、从全部依靠进口到大范围国产化的跨越，创新的开发模式和技术成果也为未来深水油气田的高效开发奠定了更为坚实的技术基础。

编辑/车玉龙 统筹/温季煜