随着我国深海油气资源开采的不断深入，采用传统固定平台或浮式生产设施的开发方式存在平台负荷重、建造成本高等问题，具有较高的应用局限性。相比之下，采用水下生产系统，通过水下采油树、水下管汇、脐带缆、海底管道等生产控制设备将油气就近输送到附近的固定式平台或浮式设 施进行处理和外输，可显著降低开发成本，缩短建造周期，而且已在国内外海洋油气资源开采领域得到了广泛应用。
水下油气生产系统的出现源自于美国１９４７年首次提出的“水下井口”概念。经过多年实践探 索，水下油气生产系统经历了由浅水开发，向中深水、深水甚至超深水开发的发展阶段；水下油气生产与输送方式也由最初采用固定平台，向深水浮式平台与水下生产系统相结合的方式转变。此外，随着技术的不断进步，水下生产系统装备工程技术亦取得了长足进展，其中比较有代表性的包括由早期单卫星井开发向以水下管汇为核心的丛式卫星井、集中式基盘管汇开发模式转变，由早期水下立式采油树向更便于修井的水下卧式采油树转变，以及由直接液压控制模式向响应速度更高且更适用于深水油气田开发的复合电液控制模式转变。
我国水下油气生产系统技术研究起步相对较晚。长期以来，国内海上油气田所用水下装备多依 赖进口，采购和维护成本高，供货周期长，极大地限制了我国海洋油气田开发事业的进展。为打破国外技术壁垒、保障我国海上油气田开发信息安全，我国加大研究力度，近年来国内水下油气生产系统装备研发与设计技术已取得显著突破，包括水下多相流量计、水下脐带缆等在内的多类水下关键装备已完成工程样机的研制并通过第三方认证，即将进入示范应用阶段。本文从水下油气生产系统方案设计、水下关键装备国产化等角度，阐述了我国水下油气生产系统装备工程技术的发展现状，并结合当今国际水下生产技术研发热点，对我国未来水下油气生产系统装备工程技术的发展趋势进行了展望。
1 我国水下油气生产系统装备工程技术进展
１.１ 水下油气生产系统应用典型设计案例
１.１.１ 流花１１-１油田
流花１１-１是我国首个利用水下油气生产系统发的油田项目，该油田区域水深３０５ｍ，包含２５个水下井口，于１９９６年３月正式投产。流花１１-１油田采用“全海式”开发工程模式，由“浮式生产／钻井系 统（ＦＰＳ）＋浮式生产储卸装置（ＦＰＳＯ）＋水下井口 及生产系统”组成。水下井口采出液经水下管汇、海底管道输送到油轮进行油、气、水处理。ＦＰＳ为水下井口提供液压、化学药剂，给井下电潜泵提供电力。整个油田开发模式如图１所示。流花１１-１油 田的开发实现了包括国内全部使用水下井口、采用水下遥控机器人进行安装及维修作业等技术突破， 为我国日后实现深水油气田的开采提供了宝贵的工程经验。
１.１.２ 流花１６-２／２０-２／２１-２油田群
流花１６-２／２０-２／２１-２是我国首个５００ｍ级深水复杂油田水下生产系统自主开展基本设计的油田群开发项目，该区域水深４０３.７ｍ，共包含２６棵水下采油树、３个水下管汇、３个水下控制分配单元、８个水下电力分配单元以及３０根跨接管。该项目已于 ２０１７年完成设计，目前处于建设阶段，预计２０２０年可正式投产。图２给出了流花油田群整体开发方案的示意图。
流花油田群的开发成功克服了５００ｍ水深级水下油田生产系统总体和集成设计，水下控制系统液压、电力、通信分析，中深水高凝油田输送流动安全保障技术，多动态管缆与系泊系统耦合与干涉，电潜泵超长距离直驱变频供电等技术挑战，实现了我国５００ｍ级自营深水油田开发工程技术的历史性突破。
１.１.３ 陵水１７-２气田
陵水１７-２是我国首个１５００ｍ级深水复杂气田水下生产系统自主开展基本设计的开发项目，该区域水深范围为１２２０～１５６０ｍ，共包含１１棵水下采油树、４个水下管汇、８个水下分配单元以及２８套跨接管。该项目已于２０１７年完成设计，目前处于建设阶段，预计２０２１年可正式投产。图３给出了陵水１７-２气田整体开发方案的示意图。
针对陵水１７-２气田跨度大、井位分散的特点，该项目突破深水气田水下生产系统总体布局分析技术，在考虑水下井口、双管回路、远距离单井回接、脐带缆等因素的叠加前提下，解决了复杂分散的水下生产系统总体布置及优化技术。该项目实现了１５００ｍ级深水气田水下控制系统设计分析技术在我国南海区域的首次应用。
１.２ 关键设备工程化研制进展
１.２.１ 水下采油树
自２００６年起，国内部分装备制造厂开展了水下井口采油树的工程样机试制，基本解决了５００ｍ 水深级水下采油树设计、制造、密封、防腐等关键技术，部分通过了权威第三方认证，但缺乏对水下作业的足够准确认识，核心技术的掌握程度不够， 可靠性尚未得到验证，距离实现工程应用仍有一定差距。表１给出了我国自主研制的水下采油树的主要技术参数
１.２.２ 水下控制模块
国内已完成１５００ｍ级、可回收水下复合电液式控制模块及其水下安装工具产品研制，并在国际权威第三方ＤＮＶ的见证下顺利通过温度、压力与电磁兼容性测试等试验验证工作，后期将进行海试试验工作。图４及表２分别给出了我国自主研制的水下控制模块实物及主要技术参数。
１.２.３ 水下连接器
国内自主研发设计的水下连接器及安装工具实物图及主要技术参数分别如图５和表３所示。目 前，国内首套水下连接器及其水下安装工具产品已在文昌９-２／９-３／１０-３气田使用，基本解决了关键密封技术，各项技术指标达到国际同等产品水平；此外，国内还建立了一套完整的水下连接器工厂验收测试（ＦＡＴ）与集成测试系统。
１.２.４ 水下多相流量计
国内已完成首套深水紧凑式、高压力等级、关键部件可更换式国产化水下多相流量计的产品研制， 技术方案为流速选择文丘里，相分率选择双能伽马射线。其主要技术参数及工程样机实物图分别如表４及图６所示。目前，国产水下多相流量计已完成包括高压舱测试、氦气泄漏测试等多项试验工作，并已通过国际权威第三方ＤＮＶ验证，各项技术指标达到国际同等产品水平。在完成后期海上测试后，拟在流花２１-２油田工程项目中实现国内首次水下应用。
１.２.５ 水下脐带缆
国内企业已初步具备浅水静态脐带缆生产、测 试及浅水软管脐带缆应急修复能力，完成百米级脐带缆样缆的认证工作，部分脐带缆产品已在文昌油田进行了首次工程应用。图７及表５分别为国产脐带缆的截面示意图及主要技术参数。为满足深水油气田开发项目的通讯需求，深水缆、动态缆的设计技术以及带光纤脐带缆的首台套应用技术，将成为后期的重点技术攻关方向。
１.２.６ 水下管汇
水下管汇作为一种典型的水下生产设备，是目前国产化水平最高的水下关键设备。水下管汇根据其功能不同，复杂程度也有所不同。相对简单的管汇主要由管路、阀门及钢结构构成，复杂的管汇上面 带有控制系统、流量计、传感器等设施。目前国内针对简单管汇已经实现了国产化的设计和制造，且实现了在水下油气田的应用。但是对于带有控制系统的复杂管汇，国内仍不具备系统设计和集成的能力。国产化管汇的主要能力和参数如表６所示。
１.３ 水下生产系统测试技术
水下生产系统是深水油田最为核心的组成部分，其测试工作尤其重要，制定合理的测试要求和测试方法是确保测试工作能够达到预期测试目的的基本条件。水下生产系统的测试技术主要包括：水 下单元测试技术（ＳＵＴ）、工厂测试（ＦＡＴ）、系统集成测试（ＳＩＴ）、现场接收测试（ＳＲＴ）以及投产前的调试（Ｃｏｍｍｉｓｓｉｏｎｉｎｇ），相关测试技术需要有与之对应的测试设备来实施和完成。水下生产系统的测试技术与水下装备的设计及制造技术紧密相连，其目的是为了充分验证水下装备的可靠性及功能要求。针对产品本身，需要对各个零部件进行可靠性测试， 可参考ＡＰＩ６Ａ及１７Ｄ系列的相关标准，与测试相对应的是测试设备，例如高压舱、高低温循环试验台、疲劳测试试验台等。由于水下设备及零部件种类繁多，各类设施的测试设备也有所不同，需要针对不同设备投入专门的测试工具。
国内目前已有少部分水下装备的试验验证设备及设施，例如高压舱等，但测试技术体系仍不完善；此外， 水下设备测试试验验证标准及验证工作目前多由各制造企业在多方参与下，特别是第三方船检机构的全程见证下取证，国产化研制接受标准、机构与工程化应用结合还需进一步探索；对于海试技术，目前国内一部分水下生产系统设备（水下阀门、水下连接系统等）已初步具备海 试设施条件，但尚没有权威的海试平台及测试机构。
１.４ 系统集成技术
以水下油气生产系统设计技术和国产化水下生 产系统设备为基础，我国拟在东方１-１气田东南区气田建成首个自主集成设计的水下生产系统示范项目。以此为牵引，我国目前正积极进行５００ｍ级水下生产系统的集成技术。
“十一五”“十二五”期间，我国已在一些项目中完 成了国外水下生产系统产品的应用，且部分实现了自主 系统设计、制造与安装，在运维管理方面具备了初步经验。但是目前我国水下生产系统集成技术尚不够成熟， 需要系统研究并梳理总结，以形成水下系统应用技术体系，用技术体系和测试取证程序规避示范工程应用风险。
为推动我国水下油气生产系统集成技术进展， 还需继续深化水下采油树、水下控制系统等关键设备的总体方案自主研发设计，实现关键设备国产化， 提高可靠性，解决水下生产系统国产化的关键路障， 达到降低深水油气开发设计费用、装备费用、人员费 用、安装费用和管理成本的目的。
我国水下生产系统单体设备检测手段还较为薄弱，且尚未有水下生产系统的认证单位，以及完整、权威的水下生产系统测试平台。据此，应着手建立水下生产系统单体设备测试、系统集成测试、取证程序及安装技术体系，解决产业化应用缺失的技术短板，构建以“生产厂商ＦＡＴ-第三方／油公司认证-安装承包商／油公司系统联调测试（ＳＩＴ）”为目标的测试系统。
１.５ 浅水水下生产系统开发技术
我国在渤海浅水受限区存在丰富的油气资源储量，近年来随着渤海海域常规勘探目标逐步减少，推进浅水受限区油气资源的开采便显得尤为重要。与深水油气田开发相比，浅水水域油气田开发在降低成本、渔 业及航道通行防护、防污及保证水下能见度方面均存在较大挑战。采用浅水水下生产系统是解决渤海受 限区油气田开发难题最直接、最有效的手段。
浅水水下采油树（图８）和控制系统与深水设备存 在较大差异，需在设计与制造过程中给予充分考虑。与深水采油树相比，其尺寸更小、重量更轻，在潜水员和简 单工具的辅助下即可进行安装、维修等作业。在控制系统方面，目前国内外的水下控制模块（ＳＣＭ）都是基于深水应用的平衡式和分体式，浅水ＳＣＭ应考虑向承压式和一体化的方向突破，以便适应在泥下沉箱工况使用。此外，国际上尚未有针对通航区的水下控制系统研究，尤其是大规模的直接液压控制方式，由于该液压控制方式无通信功能，因此需研制并配备水下信号采集传输模块。图９为渤海浅水海域拟采用的ＳＣＭ结构示意图。
为保证浅水水下设备的运行安全，须考虑渔业及航道通行条件下的水下生产系统安全防护技术。其中，水下管汇、水下采油树等设施拟采用水下湿式 沉箱安全防护系统，按照水下生产系统的规模可考虑采用整体沉箱、分体沉箱以及钢圆筒沉箱等。在浅水水下生产系统中，亦可配备水下干式舱安全防护系统，实现水下干式操作环境，以达到降低水下设备费用的目的。此外，为使水下生产系统安全防护 技术切实具备保护水下设备的功能，应开展水下防 护安全预警系统的研究，保证该系统可在第一时间 准确检测安全防护措施的失效行为，将水下生产系 统设备所受到的影响降至最低。
2 我国水下油气生产系统装备工程技术发展趋势
２.１ 水下油气生产系统集成测试装备与技术
随着创新型、综合型海洋装备结构不断得到开发和应用，传统的水池演示验证技术和结构试验技 术不能满足新型海洋装备的要求。完善和提升中深 水系统和设备水池演示验证试验技术和结构试验技术，开发相关试验装置对未来南海海洋开发具有重要的保障作用。
面向中深水开采和开发生产系统的关键设备所受复杂工作载荷和极端环境载荷的耦合作用，围绕 提升我国中深水开采和开发生产系统关键设备的建造工艺、结构安全性和耐久性为目标，亟需建立复杂载荷作用下中深水关键设备的结构性能试验测试系统，开展其结构性能试验，解决复杂载荷作用下中深水生产系统关键设备的建造工艺和安全评估问题， 为我国中深水生产系统关键设备的结构设计、计算方法验证和服役性能预报等提供基础技术保障。
２.２ 高可靠性、紧凑型、超深水水下油气装备工业化技术
随着水下生产系统设备研发、制造技术的不断进步，以紧凑型水下管汇为代表的超深水水下油气装备逐步得到应用。紧凑型水下管汇由带有整体阀腔的管汇模块、电动阀驱动模块和水平连接系统组成。与传统水下管汇相比，其自身重量更轻，无需任何液压功能，无焊接管道、弯管、配件或松动的阀门及用于提升和跨接负载的支撑结构。采用紧凑型水下油气装备在节省水下开发空间的同时，可显著提高水下生产系统的可靠性，降低深水油气田开发成本。
２.３ 水下全电式控制系统
目前，水下控制系统大多采用复合电液控制方式，其在液压动力配送过程中存在沿程温度降低、液压油黏度升高的问题，导致压力损失严重、动力配送效率低、液压管线易堵塞，甚至引起管线爆裂、污染海水。此外，深水油气田一般呈现高温高压特点，需更高压力的液压动力才能满足控制系统要求， 高压配送方式对脐带缆结构强度提出了更高要求， 增加了脐带缆的费用。
为规避液压控制在深水油气田应用过程中的潜在风险，全电式控制系统以其功能灵活、响应时间 短、控制距离长等优势，已在深远海油气田开发中得到应用。由于减少了水上液压单元，脐带缆无液压动力配送管，对海水环境无污染；此外，在当前电器元件可靠性越来越高的情况下，相对于复合电液控制系统，采用全电式控制系统，可使整体开发成本降低１５％～２０％。目前，国际上全电控制系统的研 发技术已相对成熟，部分厂家已历经十多年的研究， 已有了成熟的产品应用于水下油气田的开发。
２.４ 水下油气分离与增压技术
以降低油气输送成本，保障油气流动安全、缩短油气田建设工期为目标，水下油气分离技术已在深海水下油气生产系统中得到应用。该技术的具体优点可归结如下：
１）海底进行油气水分离，只需举升有用的油气，可减少管线的流量和数量；
２）在海底分离油气水砂，可使用离心泵来举升油气，加快了油气输送速度，提高效率；
３）海底分离可以减小井口背压，提高油气采收 率；避免产生立管段塞流，从而减少产生气蚀等设备破坏问题；
４）装置置于海底，可以不受天气或气候影响；减轻平台的负担，不会由于平台的状况而影响油气处理效果。
国际主流水下生产系统设备研发企业包括ＦＭＣ、 ＡＫＥＲＳＯＬＵＴＩＯＮＳ、ＯＮＥＳＵＢＳＥＡ等，均已在水下分离技术中投入了大量研发力量。为方便安装及回收作 业，目前水下分离站多采用“模块化”的设计方案。
２.５ 水下油气生产系统智能化
从国内外海上油气设施生产操作经验看，水下生产系统是一个技术复杂的系统，因其所处环境和水面设施不同，一旦出现故障，其检测、维护、维修难度和费用比平台上高的多，因此水下生产设备设施可靠性要求普遍比水面设施可靠性要求高。
国外在水下油气设施智能化分析和可靠性基础理论、可靠性设计、分析、验证、可靠性保障、可靠性数据积累、可靠性分析工具以及实际应用等方面已经相对成熟，而国内处于刚起步阶段，因此有必要开展以水下油气生产系统智能化为主要方法的集成健康安全评估技术和可靠性可用性分析技术研究。
水下油气生产系统智能化以水下设备监测数据为基础，以机器学习算法为手段，通过状态显示或可视化方法实时监测水下生产系统设备运行情况，实现对水下控制系统、水下管汇、水下连接器所发生的 故障进行实时诊断，能够及时地做出故障报警，并给操作人员提示故障发生的原因；此外，水下油气生产系统智能化还可对水下流动安全保障进行实时预警 管理，对管线的泄漏或堵塞进行提前预警。水下油 气生产系统智能化工作的开展对降低水下通信及控 制系统的成本、打破国外技术封锁具有重要意义。
3 结束语
水下油气生产系统是深水油气田开发的重要模式之一，开展水下生产系统总体方案设计，以及水下装备工程技术国产化研究，对打破国外技术贸易壁垒，推进我国海洋油气田自主开发进程具有重要意义。目前我国已基本具备深水及浅水油气田条件下的水下生产系统方案设计能力，掌握了液压、电力仿真分析，复杂结构物与安全防护系统设计等关键技术；水下油气生产系统部分关键设备已完成国产工程样机研制并通过第三方权威试验验证，相关技术指标达到国际同等产品水平，水下装备系统集成测 试能力仍有待提高；高可靠性、紧凑型、模块化及智 能化是我国未来水下油气生产系统装备的发展方向，对推动我国水下装备工程化技术良性发展、打破国外技术垄断具有深远影响。（来源：《中国海上油气》 作者：中海油研究总院李志刚 安维峥 海洋油气网整理发布）
