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摘要：从⽔下⽣产系统⽅案设计和关键设备国产化制造、安装及集成测试等⾓度，详细阐述了我国⽔下油⽓⽣产系统设计技术和关键设备⼯程化现状。在设计技术⽅⾯，⽬前已基本具备１５００ｍ⽔深的⽔下⽣产系统独⽴设计能⼒，相关⽔下设计技术在流花１６-２油⽥和陵⽔１７-２⽓⽥等深⽔油⽓⽥得到了充分体现；在⽔下装备及设备⼯程化研制⽅⾯，以⽔下采油树、⽔下控制模块、⽔下连接器、⽔下多相流量计和⽔下脐带缆等为主的关键设备已经具备⼀定的基础，⽽且部分产品实现了国产化的⽰范应⽤，取得了重⼤进展。最后对未来我国⽔下油⽓⽣产系统关键设备技术的发展趋势进⾏了展望。 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
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给出了流花油⽥整体开发⽅案的⽰意图。
流花油⽥的开发成功克服了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
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产。图３给出了陵⽔１７-２⽓⽥整体开发⽅案的⽰意图。
超高压食品针对陵⽔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
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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。
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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。
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