我國水下油氣生產(chǎn)系統(tǒng)裝備工程技術(shù)進(jìn)展與展望*

（中海油研究總院有限責(zé)任公司 北京 100028）

隨著我國深海油氣資源開采的不斷深入，采用傳統(tǒng)固定平臺(tái)或浮式生產(chǎn)設(shè)施的開發(fā)方式存在平臺(tái)負(fù)荷重、建造成本高等問題，具有較高的應(yīng)用局限性[1]。相比之下，采用水下生產(chǎn)系統(tǒng)，通過水下采油樹、水下管匯、臍帶纜、海底管道等生產(chǎn)控制設(shè)備將油氣就近輸送到附近的固定式平臺(tái)或浮式設(shè)施進(jìn)行處理和外輸，可顯著降低開發(fā)成本，縮短建造周期，而且已在國內(nèi)外海洋油氣資源開采領(lǐng)域得到了廣泛應(yīng)用。

水下油氣生產(chǎn)系統(tǒng)的出現(xiàn)源自于美國1947年首次提出的“水下井口”概念[2]。經(jīng)過多年實(shí)踐探索，水下油氣生產(chǎn)系統(tǒng)經(jīng)歷了由淺水開發(fā)，向中深水、深水甚至超深水開發(fā)的發(fā)展階段；水下油氣生產(chǎn)與輸送方式也由最初采用固定平臺(tái)，向深水浮式平臺(tái)與水下生產(chǎn)系統(tǒng)相結(jié)合的方式轉(zhuǎn)變。此外，隨著技術(shù)的不斷進(jìn)步，水下生產(chǎn)系統(tǒng)裝備工程技術(shù)亦取得了長足進(jìn)展，其中比較有代表性的包括由早期單衛(wèi)星井開發(fā)向以水下管匯為核心的叢式衛(wèi)星井、集中式基盤管匯開發(fā)模式轉(zhuǎn)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(zhuǎn)變，以及由直接液壓控制模式向響應(yīng)速度更高且更適用于深水油氣田開發(fā)的復(fù)合電液控制模式轉(zhuǎn)變[3]。

我國水下油氣生產(chǎn)系統(tǒng)技術(shù)研究起步相對(duì)較晚。長期以來，國內(nèi)海上油氣田所用水下裝備多依賴進(jìn)口，采購和維護(hù)成本高，供貨周期長，極大地限制了我國海洋油氣田開發(fā)事業(yè)的進(jìn)展。為打破國外技術(shù)壁壘、保障我國海上油氣田開發(fā)信息安全，我國加大研究力度，近年來國內(nèi)水下油氣生產(chǎn)系統(tǒng)裝備研發(fā)與設(shè)計(jì)技術(shù)已取得顯著突破，包括水下多相流量計(jì)、水下臍帶纜等在內(nèi)的多類水下關(guān)鍵裝備已完成工程樣機(jī)的研制并通過第三方認(rèn)證，即將進(jìn)入示范應(yīng)用階段。本文從水下油氣生產(chǎn)系統(tǒng)方案設(shè)計(jì)、水下關(guān)鍵裝備國產(chǎn)化等角度，闡述了我國水下油氣生產(chǎn)系統(tǒng)裝備工程技術(shù)的發(fā)展現(xiàn)狀，并結(jié)合當(dāng)今國際水下生產(chǎn)技術(shù)研發(fā)熱點(diǎn)，對(duì)我國未來水下油氣生產(chǎn)系統(tǒng)裝備工程技術(shù)的發(fā)展趨勢進(jìn)行了展望。

1 我國水下油氣生產(chǎn)系統(tǒng)裝備工程技術(shù)進(jìn)展

1.1 水下油氣生產(chǎn)系統(tǒng)應(yīng)用典型設(shè)計(jì)案例

1.1.1 流花11-1油田

流花11-1是我國首個(gè)利用水下油氣生產(chǎn)系統(tǒng)開發(fā)的油田項(xiàng)目，該油田區(qū)域水深305 m，包含25個(gè)水下井口，于1996年3月正式投產(chǎn)。流花11-1油田采用“全海式”開發(fā)工程模式，由“浮式生產(chǎn)/鉆井系統(tǒng)（FPS）+浮式生產(chǎn)儲(chǔ)卸裝置（FPSO）+水下井口及生產(chǎn)系統(tǒng)”組成。水下井口采出液經(jīng)水下管匯、海底管道輸送到油輪進(jìn)行油、氣、水處理。FPS為水下井口提供液壓、化學(xué)藥劑，給井下電潛泵提供電力。整個(gè)油田開發(fā)模式如圖1所示。流花11-1油田的開發(fā)實(shí)現(xiàn)了包括國內(nèi)全部使用水下井口、采用水下遙控機(jī)器人進(jìn)行安裝及維修作業(yè)等技術(shù)突破，為我國日后實(shí)現(xiàn)深水油氣田的開采提供了寶貴的工程經(jīng)驗(yàn)。

圖1 流花11-1油田開發(fā)模式示意圖Fig.1 Schematic diagram of LH 11-1 oilfield development model

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(gè)500 m級(jí)深水復(fù)雜油田水下生產(chǎn)系統(tǒng)自主開展基本設(shè)計(jì)的油田群開發(fā)項(xiàng)目，該區(qū)域水深403.7 m，共包含26棵水下采油樹、3個(gè)水下管匯、3個(gè)水下控制分配單元、8個(gè)水下電力分配單元以及30根跨接管。該項(xiàng)目已于2017年完成設(shè)計(jì)，目前處于建設(shè)階段，預(yù)計(jì)2020年可正式投產(chǎn)。圖2給出了流花油田群整體開發(fā)方案的示意圖。

流花油田群的開發(fā)成功克服了500 m水深級(jí)水下油田生產(chǎn)系統(tǒng)總體和集成設(shè)計(jì)，水下控制系統(tǒng)液壓、電力、通信分析，中深水高凝油田輸送流動(dòng)安全保障技術(shù)，多動(dòng)態(tài)管纜與系泊系統(tǒng)耦合與干涉，電潛泵超長距離直驅(qū)變頻供電[4]等技術(shù)挑戰(zhàn)，實(shí)現(xiàn)了我國500 m級(jí)自營深水油田開發(fā)工程技術(shù)的歷史性突破。

圖2 流花油田群整體開發(fā)方案示意圖Fig.2 Schematic diagram of the overall development plan of Liuhua oilfields

1.1.3 陵水17-2氣田

陵水17-2是我國首個(gè)1 500 m級(jí)深水復(fù)雜氣田水下生產(chǎn)系統(tǒng)自主開展基本設(shè)計(jì)的開發(fā)項(xiàng)目，該區(qū)域水深范圍為1 220～1 560 m，共包含11棵水下采油樹、4個(gè)水下管匯、8個(gè)水下分配單元以及28套跨接管。該項(xiàng)目已于2017年完成設(shè)計(jì)，目前處于建設(shè)階段，預(yù)計(jì)2021年可正式投產(chǎn)。圖3給出了陵水17-2氣田整體開發(fā)方案的示意圖。

針對(duì)陵水17-2氣田跨度大、井位分散的特點(diǎn)，該項(xiàng)目突破深水氣田水下生產(chǎn)系統(tǒng)總體布局分析技術(shù)，在考慮水下井口、雙管回路、遠(yuǎn)距離單井回接[5]、臍帶纜等因素的疊加前提下，解決了復(fù)雜分散的水下生產(chǎn)系統(tǒng)總體布置及優(yōu)化技術(shù)。該項(xiàng)目實(shí)現(xiàn)了1 500 m級(jí)深水氣田水下控制系統(tǒng)設(shè)計(jì)分析技術(shù)在我國南海區(qū)域的首次應(yīng)用。

圖3 陵水17-2氣田整體開發(fā)方案示意圖Fig.3 Schematic diagram of the overall development plan of LS 17-2 gas field

1.2 關(guān)鍵設(shè)備工程化研制進(jìn)展

1.2.1 水下采油樹

自2006年起，國內(nèi)部分裝備制造廠開展了水下井口采油樹的工程樣機(jī)試制，基本解決了500 m水深級(jí)水下采油樹設(shè)計(jì)、制造、密封、防腐等關(guān)鍵技術(shù)，部分通過了權(quán)威第三方認(rèn)證，但缺乏對(duì)水下作業(yè)的足夠準(zhǔn)確認(rèn)識(shí)，核心技術(shù)的掌握程度不夠，可靠性尚未得到驗(yàn)證，距離實(shí)現(xiàn)工程應(yīng)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(shù)參數(shù)。

表1 我國自主研制的水下采油樹主要技術(shù)參數(shù)Table1 Main technical parameters of subsea Christmas independently researched by our country

1.2.2 水下控制模塊

國內(nèi)已完成1 500 m級(jí)、可回收水下復(fù)合電液式控制模塊及其水下安裝工具產(chǎn)品研制，并在國際權(quán)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(yàn)驗(yàn)證工作，后期將進(jìn)行海試試驗(yàn)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(shí)物及主要技術(shù)參數(shù)。

圖4 我國自主研制的水下控制模塊Fig.4 Subsea control module independently researched by our country

表2 我國自主研制的水下控制模塊主要技術(shù)參數(shù)Table2 Main technical parameters of subsea control module independently researched by our country

1.2.3 水下連接器

國內(nèi)自主研發(fā)設(shè)計(jì)的水下連接器及安裝工具實(shí)物圖及主要技術(shù)參數(shù)分別如圖5和表3所示。目前，國內(nèi)首套水下連接器及其水下安裝工具產(chǎn)品已在文昌9-2/9-3/10-3氣田使用，基本解決了關(guān)鍵密封技術(shù)，各項(xiàng)技術(shù)指標(biāo)達(dá)到國際同等產(chǎn)品水平；此外，國內(nèi)還建立了一套完整的水下連接器工廠驗(yàn)收測試（FAT）與集成測試系統(tǒng)。

圖5 我國自主研發(fā)的水下連接器及安裝工具Fig.5 Subsea connector and running tool independently researched by our country

表3 我國自主研發(fā)的水下連接器主要技術(shù)參數(shù)Table3 Main technical parameters of subsea connector and running tool independently researched by our country

1.2.4 水下多相流量計(jì)

國內(nèi)已完成首套深水緊湊式、高壓力等級(jí)、關(guān)鍵部件可更換式國產(chǎn)化水下多相流量計(jì)的產(chǎn)品研制，技術(shù)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(shù)參數(shù)及工程樣機(jī)實(shí)物圖分別如表4及圖6所示。目前，國產(chǎn)水下多相流量計(jì)已完成包括高壓艙測試、氦氣泄漏測試等多項(xiàng)試驗(yàn)工作，并已通過國際權(quán)威第三方DNV驗(yàn)證，各項(xiàng)技術(shù)指標(biāo)達(dá)到國際同等產(chǎn)品水平。在完成后期海上測試后，擬在流花21-2油田工程項(xiàng)目中實(shí)現(xiàn)國內(nèi)首次水下應(yīng)用。

圖6 我國自主研發(fā)的水下多相流量計(jì)工程樣機(jī)Fig.6 Engineering prototype of subsea multiphase flowmeter independently researched by our country

1.2.5 水下臍帶纜

國內(nèi)企業(yè)已初步具備淺水靜態(tài)臍帶纜生產(chǎn)、測試及淺水軟管臍帶纜應(yīng)急修復(fù)能力，完成百米級(jí)臍帶纜樣纜的認(rèn)證工作，部分臍帶纜產(chǎn)品已在文昌油田進(jìn)行了首次工程應(yīng)用。圖7及表5分別為國產(chǎn)臍帶纜的截面示意圖及主要技術(shù)參數(shù)。為滿足深水油氣田開發(fā)項(xiàng)目的通訊需求，深水纜、動(dòng)態(tài)纜的設(shè)計(jì)技術(shù)以及帶光纖臍帶纜的首臺(tái)套應(yīng)用技術(shù)，將成為后期的重點(diǎn)技術(shù)攻關(guān)方向。

圖7 我國自主研發(fā)的水下臍帶纜截面結(jié)構(gòu)示意圖Fig.7 Cross-section diagram of umbilical cable independently researched by our country

表5 我國自主研發(fā)的水下臍帶纜主要技術(shù)參數(shù)Table5 Main technical parameters of umbilical cable independently researched by our country

1.2.6 水下管匯

水下管匯作為一種典型的水下生產(chǎn)設(shè)備，是目前國產(chǎn)化水平最高的水下關(guān)鍵設(shè)備。水下管匯根據(jù)其功能不同，復(fù)雜程度也有所不同。相對(duì)簡單的管匯主要由管路、閥門及鋼結(jié)構(gòu)構(gòu)成，復(fù)雜的管匯上面帶有控制系統(tǒng)、流量計(jì)、傳感器等設(shè)施。目前國內(nèi)針對(duì)簡單管匯已經(jīng)實(shí)現(xiàn)了國產(chǎn)化的設(shè)計(jì)和制造，且實(shí)現(xiàn)了在水下油氣田的應(yīng)用。但是對(duì)于帶有控制系統(tǒng)的復(fù)雜管匯，國內(nèi)仍不具備系統(tǒng)設(shè)計(jì)和集成的能力。國產(chǎn)化管匯的主要能力和參數(shù)如表6所示。

表6 國產(chǎn)化水下管匯主要技術(shù)參數(shù)Table6 Main technical parameters of localization subsea manifold

1.3 水下生產(chǎn)系統(tǒng)測試技術(shù)

水下生產(chǎn)系統(tǒng)是深水油田最為核心的組成部分，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(dá)到預(yù)期測試目的的基本條件[6]。水下生產(chǎn)系統(tǒng)的測試技術(shù)主要包括：水下單元測試技術(shù)（SUT）、工廠測試（FAT）、系統(tǒng)集成測試（SIT）、現(xiàn)場接收測試（SRT）以及投產(chǎn)前的調(diào)試（Commissioning），相關(guān)測試技術(shù)需要有與之對(duì)應(yīng)的測試設(shè)備來實(shí)施和完成。水下生產(chǎn)系統(tǒng)的測試技術(shù)與水下裝備的設(shè)計(jì)及制造技術(shù)緊密相連，其目的是為了充分驗(yàn)證水下裝備的可靠性及功能要求。針對(duì)產(chǎn)品本身，需要對(duì)各個(gè)零部件進(jìn)行可靠性測試，可參考API6A及17D系列的相關(guān)標(biāo)準(zhǔn)，與測試相對(duì)應(yīng)的是測試設(shè)備，例如高壓艙、高低溫循環(huán)試驗(yàn)臺(tái)、疲勞測試試驗(yàn)臺(tái)等。由于水下設(shè)備及零部件種類繁多，各類設(shè)施的測試設(shè)備也有所不同，需要針對(duì)不同設(shè)備投入專門的測試工具。

國內(nèi)目前已有少部分水下裝備的試驗(yàn)驗(yàn)證設(shè)備及設(shè)施，例如高壓艙等，但測試技術(shù)體系仍不完善；此外，水下設(shè)備測試試驗(yàn)驗(yàn)證標(biāo)準(zhǔn)及驗(yàn)證工作目前多由各制造企業(yè)在多方參與下，特別是第三方船檢機(jī)構(gòu)的全程見證下取證，國產(chǎn)化研制接受標(biāo)準(zhǔn)、機(jī)構(gòu)與工程化應(yīng)用結(jié)合還需進(jìn)一步探索；對(duì)于海試技術(shù)，目前國內(nèi)一部分水下生產(chǎn)系統(tǒng)設(shè)備（水下閥門、水下連接系統(tǒng)等）已初步具備海試設(shè)施條件，但尚沒有權(quán)威的海試平臺(tái)及測試機(jī)構(gòu)。

1.4 系統(tǒng)集成技術(shù)

以水下油氣生產(chǎn)系統(tǒng)設(shè)計(jì)技術(shù)和國產(chǎn)化水下生產(chǎn)系統(tǒng)設(shè)備為基礎(chǔ)，我國擬在東方1-1氣田東南區(qū)氣田建成首個(gè)自主集成設(shè)計(jì)的水下生產(chǎn)系統(tǒng)示范項(xiàng)目。以此為牽引，我國目前正積極進(jìn)行500 m級(jí)水下生產(chǎn)系統(tǒng)的集成技術(shù)。

“十一五”“十二五”期間，我國已在一些項(xiàng)目中完成了國外水下生產(chǎn)系統(tǒng)產(chǎn)品的應(yīng)用，且部分實(shí)現(xiàn)了自主系統(tǒng)設(shè)計(jì)、制造與安裝，在運(yùn)維管理方面具備了初步經(jīng)驗(yàn)。但是目前我國水下生產(chǎn)系統(tǒng)集成技術(shù)尚不夠成熟，需要系統(tǒng)研究并梳理總結(jié)，以形成水下系統(tǒng)應(yīng)用技術(shù)體系，用技術(shù)體系和測試取證程序規(guī)避示范工程應(yīng)用風(fēng)險(xiǎn)。

為推動(dòng)我國水下油氣生產(chǎn)系統(tǒng)集成技術(shù)進(jìn)展，還需繼續(xù)深化水下采油樹、水下控制系統(tǒng)等關(guān)鍵設(shè)備的總體方案自主研發(fā)設(shè)計(jì)，實(shí)現(xiàn)關(guān)鍵設(shè)備國產(chǎn)化，提高可靠性，解決水下生產(chǎn)系統(tǒng)國產(chǎn)化的關(guān)鍵路障，達(dá)到降低深水油氣開發(fā)設(shè)計(jì)費(fèi)用、裝備費(fèi)用、人員費(fèi)用、安裝費(fèi)用和管理成本的目的。

我國水下生產(chǎn)系統(tǒng)單體設(shè)備檢測手段還較為薄弱，且尚未有水下生產(chǎn)系統(tǒng)的認(rèn)證單位，以及完整、權(quán)威的水下生產(chǎn)系統(tǒng)測試平臺(tái)。據(jù)此，應(yīng)著手建立水下生產(chǎn)系統(tǒng)單體設(shè)備測試、系統(tǒng)集成測試、取證程序及安裝技術(shù)體系，解決產(chǎn)業(yè)化應(yīng)用缺失的技術(shù)短板，構(gòu)建以“生產(chǎn)廠商FAT-第三方/油公司認(rèn)證-安裝承包商/油公司系統(tǒng)聯(lián)調(diào)測試（SIT）”為目標(biāo)的測試系統(tǒng)。

1.5 淺水水下生產(chǎn)系統(tǒng)開發(fā)技術(shù)

我國在渤海淺水受限區(qū)存在豐富的油氣資源儲(chǔ)量，近年來隨著渤海海域常規(guī)勘探目標(biāo)逐步減少，推進(jìn)淺水受限區(qū)油氣資源的開采便顯得尤為重要。與深水油氣田開發(fā)相比，淺水水域油氣田開發(fā)在降低成本、漁業(yè)及航道通行防護(hù)、防污及保證水下能見度方面均存在較大挑戰(zhàn)[7]。采用淺水水下生產(chǎn)系統(tǒng)是解決渤海受限區(qū)油氣田開發(fā)難題最直接、最有效的手段。

淺水水下采油樹（圖8）和控制系統(tǒng)與深水設(shè)備存在較大差異，需在設(shè)計(jì)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(jìn)行安裝、維修等作業(yè)[8]。在控制系統(tǒng)方面，目前國內(nèi)外的水下控制模塊（SCM）都是基于深水應(yīng)用的平衡式和分體式，淺水SCM應(yīng)考慮向承壓式和一體化的方向突破，以便適應(yīng)在泥下沉箱工況使用。此外，國際上尚未有針對(duì)通航區(qū)的水下控制系統(tǒng)研究，尤其是大規(guī)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(hào)采集傳輸模塊。圖9為渤海淺水海域擬采用的SCM結(jié)構(gòu)示意圖。

圖8 淺水水下采油樹示意圖Fig.8 Schematic diagram of shallow water subsea Christmas tree

圖9 渤海淺水海域擬采用的SCMFig.9 Proposed SCM for shallow waters of the Bohai bay

為保證淺水水下設(shè)備的運(yùn)行安全，須考慮漁業(yè)及航道通行條件下的水下生產(chǎn)系統(tǒng)安全防護(hù)技術(shù)。其中，水下管匯、水下采油樹等設(shè)施擬采用水下濕式沉箱安全防護(hù)系統(tǒng)，按照水下生產(chǎn)系統(tǒng)的規(guī)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(chǎn)系統(tǒng)中，亦可配備水下干式艙安全防護(hù)系統(tǒng)，實(shí)現(xiàn)水下干式操作環(huán)境，以達(dá)到降低水下設(shè)備費(fèi)用的目的。此外，為使水下生產(chǎn)系統(tǒng)安全防護(hù)技術(shù)切實(shí)具備保護(hù)水下設(shè)備的功能，應(yīng)開展水下防護(hù)安全預(yù)警系統(tǒng)的研究，保證該系統(tǒng)可在第一時(shí)間準(zhǔn)確檢測安全防護(hù)措施的失效行為，將水下生產(chǎn)系統(tǒng)設(shè)備所受到的影響降至最低。

2 我國水下油氣生產(chǎn)系統(tǒng)裝備工程技術(shù)發(fā)展趨勢

2.1 水下油氣生產(chǎn)系統(tǒng)集成測試裝備與技術(shù)

隨著創(chuàng)新型、綜合型海洋裝備結(jié)構(gòu)不斷得到開發(fā)和應(yīng)用，傳統(tǒng)的水池演示驗(yàn)證技術(shù)和結(jié)構(gòu)試驗(yàn)技術(shù)不能滿足新型海洋裝備的要求。完善和提升中深水系統(tǒng)和設(shè)備水池演示驗(yàn)證試驗(yàn)技術(shù)和結(jié)構(gòu)試驗(yàn)技術(shù)，開發(fā)相關(guān)試驗(yàn)裝置對(duì)未來南海海洋開發(fā)具有重要的保障作用[9]。

面向中深水開采和開發(fā)生產(chǎn)系統(tǒng)的關(guān)鍵設(shè)備所受復(fù)雜工作載荷和極端環(huán)境載荷的耦合作用，圍繞提升我國中深水開采和開發(fā)生產(chǎn)系統(tǒng)關(guān)鍵設(shè)備的建造工藝、結(jié)構(gòu)安全性和耐久性為目標(biāo)，亟需建立復(fù)雜載荷作用下中深水關(guān)鍵設(shè)備的結(jié)構(gòu)性能試驗(yàn)測試系統(tǒng)，開展其結(jié)構(gòu)性能試驗(yàn)，解決復(fù)雜載荷作用下中深水生產(chǎn)系統(tǒng)關(guān)鍵設(shè)備的建造工藝和安全評(píng)估問題，為我國中深水生產(chǎn)系統(tǒng)關(guān)鍵設(shè)備的結(jié)構(gòu)設(shè)計(jì)、計(jì)算方法驗(yàn)證和服役性能預(yù)報(bào)等提供基礎(chǔ)技術(shù)保障。

2.2 高可靠性、緊湊型、超深水水下油氣裝備工業(yè)化技術(shù)

隨著水下生產(chǎn)系統(tǒng)設(shè)備研發(fā)、制造技術(shù)的不斷進(jìn)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(yīng)用。緊湊型水下管匯由帶有整體閥腔的管匯模塊、電動(dòng)閥驅(qū)動(dòng)模塊和水平連接系統(tǒng)組成。與傳統(tǒng)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(dòng)的閥門及用于提升和跨接負(fù)載的支撐結(jié)構(gòu)。采用緊湊型水下油氣裝備在節(jié)省水下開發(fā)空間的同時(shí)，可顯著提高水下生產(chǎn)系統(tǒng)的可靠性，降低深水油氣田開發(fā)成本。

2.3 水下全電式控制系統(tǒng)

目前，水下控制系統(tǒng)大多采用復(fù)合電液控制方式，其在液壓動(dòng)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(dǎo)致壓力損失嚴(yán)重、動(dòng)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[10]。此外，深水油氣田一般呈現(xiàn)高溫高壓特點(diǎn)，需更高壓力的液壓動(dòng)力才能滿足控制系統(tǒng)要求，高壓配送方式對(duì)臍帶纜結(jié)構(gòu)強(qiáng)度提出了更高要求，增加了臍帶纜的費(fèi)用。

為規(guī)避液壓控制在深水油氣田應(yīng)用過程中的潛在風(fēng)險(xiǎn)，全電式控制系統(tǒng)以其功能靈活、響應(yīng)時(shí)間短、控制距離長等優(yōu)勢，已在深遠(yuǎn)海油氣田開發(fā)中得到應(yīng)用。由于減少了水上液壓單元，臍帶纜無液壓動(dòng)力配送管，對(duì)海水環(huán)境無污染[11]；此外，在當(dāng)前電器元件可靠性越來越高的情況下，相對(duì)于復(fù)合電液控制系統(tǒng)，采用全電式控制系統(tǒng)，可使整體開發(fā)成本降低15%～20%。目前，國際上全電控制系統(tǒng)的研發(fā)技術(shù)已相對(duì)成熟，部分廠家已歷經(jīng)十多年的研究，已有了成熟的產(chǎn)品應(yīng)用于水下油氣田的開發(fā)。

2.4 水下油氣分離與增壓技術(shù)

以降低油氣輸送成本，保障油氣流動(dòng)安全、縮短油氣田建設(shè)工期為目標(biāo)，水下油氣分離技術(shù)已在深海水下油氣生產(chǎn)系統(tǒng)中得到應(yīng)用[12]。該技術(shù)的具體優(yōu)點(diǎn)可歸結(jié)如下：

1）海底進(jìn)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(shù)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(chǎn)生立管段塞流，從而減少產(chǎn)生氣蝕等設(shè)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(tái)的負(fù)擔(dān)，不會(huì)由于平臺(tái)的狀況而影響油氣處理效果。

國際主流水下生產(chǎn)系統(tǒng)設(shè)備研發(fā)企業(yè)包括FMC、AKER SOLUTIONS、ONESUBSEA等，均已在水下分離技術(shù)中投入了大量研發(fā)力量。為方便安裝及回收作業(yè)，目前水下分離站多采用“模塊化”的設(shè)計(jì)方案。

2.5 水下油氣生產(chǎn)系統(tǒng)智能化

從國內(nèi)外海上油氣設(shè)施生產(chǎn)操作經(jīng)驗(yàn)看，水下生產(chǎn)系統(tǒng)是一個(gè)技術(shù)復(fù)雜的系統(tǒng)，因其所處環(huán)境和水面設(shè)施不同，一旦出現(xiàn)故障，其檢測、維護(hù)、維修難度和費(fèi)用比平臺(tái)上高的多，因此水下生產(chǎn)設(shè)備設(shè)施可靠性要求普遍比水面設(shè)施可靠性要求高。

國外在水下油氣設(shè)施智能化分析和可靠性基礎(chǔ)理論、可靠性設(shè)計(jì)、分析、驗(yàn)證、可靠性保障、可靠性數(shù)據(jù)積累、可靠性分析工具以及實(shí)際應(yīng)用等方面已經(jīng)相對(duì)成熟，而國內(nèi)處于剛起步階段，因此有必要開展以水下油氣生產(chǎn)系統(tǒng)智能化為主要方法的集成健康安全評(píng)估技術(shù)和可靠性可用性分析技術(shù)研究。

水下油氣生產(chǎn)系統(tǒng)智能化以水下設(shè)備監(jiān)測數(shù)據(jù)為基礎(chǔ)，以機(jī)器學(xué)習(xí)算法為手段，通過狀態(tài)顯示或可視化方法實(shí)時(shí)監(jiān)測水下生產(chǎn)系統(tǒng)設(shè)備運(yùn)行情況，實(shí)現(xiàn)對(duì)水下控制系統(tǒng)、水下管匯、水下連接器所發(fā)生的故障進(jìn)行實(shí)時(shí)診斷，能夠及時(shí)地做出故障報(bào)警，并給操作人員提示故障發(fā)生的原因；此外，水下油氣生產(chǎn)系統(tǒng)智能化還可對(duì)水下流動(dòng)安全保障進(jìn)行實(shí)時(shí)預(yù)警管理，對(duì)管線的泄漏或堵塞進(jìn)行提前預(yù)警。水下油氣生產(chǎn)系統(tǒng)智能化工作的開展對(duì)降低水下通信及控制系統(tǒng)的成本、打破國外技術(shù)封鎖具有重要意義。

3 結(jié)束語

水下油氣生產(chǎn)系統(tǒng)是深水油氣田開發(fā)的重要模式之一，開展水下生產(chǎn)系統(tǒng)總體方案設(shè)計(jì)，以及水下裝備工程技術(shù)國產(chǎn)化研究，對(duì)打破國外技術(shù)貿(mào)易壁壘，推進(jìn)我國海洋油氣田自主開發(fā)進(jìn)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(chǎn)系統(tǒng)方案設(shè)計(jì)能力，掌握了液壓、電力仿真分析，復(fù)雜結(jié)構(gòu)物與安全防護(hù)系統(tǒng)設(shè)計(jì)等關(guān)鍵技術(shù)；水下油氣生產(chǎn)系統(tǒng)部分關(guān)鍵設(shè)備已完成國產(chǎn)工程樣機(jī)研制并通過第三方權(quán)威試驗(yàn)驗(yàn)證，相關(guān)技術(shù)指標(biāo)達(dá)到國際同等產(chǎn)品水平，水下裝備系統(tǒng)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(chǎn)系統(tǒng)裝備的發(fā)展方向，對(duì)推動(dòng)我國水下裝備工程化技術(shù)良性發(fā)展、打破國外技術(shù)壟斷具有深遠(yuǎn)影響。