深水水下生產技術發(fā)展現(xiàn)狀與展望

李清平，朱海山，李新仲

（中海油研究總院，北京 100028）

深水水下生產技術發(fā)展現(xiàn)狀與展望

李清平，朱海山，李新仲

（中海油研究總院，北京 100028）

水下生產系統(tǒng)經歷了由潛沒式水下井口、半干半濕式水下井口到濕式水下井口的發(fā)展歷程，形成水下井口、水下采油樹、水下管匯、水下遠程控制系統(tǒng)等在內的功能配套的水下生產系統(tǒng)。截至2014年年底，已有約6 400口井采用水下完井、320多個水下油氣田運行在世界各大海域，水下生產技術已成為深水油氣田開發(fā)的核心技術。自1996年我國南海流花11–1油田國內第一次應用水下生產技術進行油氣田開發(fā)以來，相繼建成了陸豐22–1、惠州32–5/26–1N、崖城13–4、荔灣3–1等10個水下油氣田，并實現(xiàn)水下管端件等設施國產化。本文簡要回顧了國內外水下生產技術的研究進展，提出了我國深水水下生產技術的發(fā)展思路。

水下井口；水下生產系統(tǒng)；國產化

DOI 10.15302/J-SSCAE-2016.02.011

一、前言

水下生產技術是經濟高效開發(fā)邊際油田、深海油田的關鍵技術之一。隨著海上油氣田開發(fā)深度的不斷增加，該項技術以其顯著的技術優(yōu)勢、可觀的經濟效益得到各石油公司的廣泛關注。自1947年美國第一次提出水下井口的概念以來，隨著各種新技術的應用，水下生產系統(tǒng)經歷了由淺?！猩钏颍?00～500 m）→深水（500～1 500 m）→超深水（1 500～3 000 m）、由有潛水作業(yè)→無潛水作業(yè)的不斷發(fā)展和完善的過程。20世紀50年代以“水下干式艙”技術為核心，60年代早期濕式無潛水員多井口系統(tǒng)得到發(fā)展，1975年位于英國北海、水深75 m的阿格油田采用一艘半潛式生產平臺（SEMI–FPS）和水下生產系統(tǒng)進行開發(fā)，意味著水下生產技術由單純的水下完井系統(tǒng)向水下油氣生產系統(tǒng)的轉變。

進入20世紀80年代后，水下關鍵設備如海底叢式井口，干式、濕式采油樹，多井管匯，海底計量裝置等得到開發(fā)，水下增壓、水下油氣處理等創(chuàng)新技術逐步進入現(xiàn)場試驗和工業(yè)化應用階段，水下遙控作業(yè)機器人作業(yè)水深達4 000 m[1]，水下油氣田開發(fā)模式日益豐富，應用水深、水下油氣田回接距離的記錄快速刷新。截至2014年年底，全世界已有500多個油氣田應用水下技術，水下完井數(shù)達6 400多口[1]，從水深幾米到數(shù)千米、從海上大型油氣田到邊際油氣田，從北海、墨西哥灣到巴西乃至我國南海東部海域都有許多成功的案例。當前應用水下生產系統(tǒng)開發(fā)的油氣田水深記錄為墨西哥灣Peidido項目，最大水深2 943 m；同時應用全水下生產系統(tǒng)開發(fā)油氣田并通過143 km的海底多相輸送管道直接回接到陸上終端已在挪威斯諾黑氣田成為現(xiàn)實[1]。水下生產系統(tǒng)正在成為經濟高效地開發(fā)深水油氣田和海上邊際油氣田的重要技術手段之一。

我國海洋石油總公司自成立之初，就十分重視及時掌握國外海洋石油開發(fā)的各項新技術的應用成果。隨著海洋石油開發(fā)的目標由渤海等淺水海域轉向東海、特別是南海的中深水域，水下生產技術應用的重要性日益顯現(xiàn)。1996年我國通過對外合作采用水下生產系統(tǒng)實現(xiàn)了我國南海第一個深水油田流花11–1油田的開發(fā)。從1997年開始，我國相繼應用水下生產系統(tǒng)成功實現(xiàn)了陸豐22–1、惠州32–5、崖城13–4、番禺35–2、番禺35–3等海上油氣田的開發(fā)；2014年，我國第一個水深超過1 000 m[2]的深水氣田荔灣3–1建成投產。目前我國已有10個[3]水下油氣田建成投產，并正在開展水下井口設備、水下控制系統(tǒng)、水下管匯等關鍵設備的國產化，水下管端件等設備已在海上油氣田得到成功應用。

二、水下生產系統(tǒng)的基本組成及發(fā)展動態(tài)

（一）水下油氣田開發(fā)工程設施的組成

水下生產技術是相對于水面開采技術（如井口平臺、浮式生產設施）的一種海上油氣田開發(fā)技術。它主要通過水下完井系統(tǒng)、部分或全部安裝在海底的水下生產設施、海底管道等將采出的油、氣、水多相或單相流體回接到海上、水下依托設施或陸上終端進行處理。水下井口技術及系統(tǒng)發(fā)展歷程見圖1[4]。

應用水下生產技術進行開發(fā)油氣田工程系統(tǒng)包括水下生產設施、水面依托支持設施、海底管道和立管、安裝維護設施以及水下油氣處理系統(tǒng)等，水下生產系統(tǒng)開發(fā)油氣田的工程設施見圖2[5]。具體如下。

（1）水面依托支持設施主要包括水面控制單元，所依托油氣水處理設施，電力供應單元，所需化學藥劑注入單元等。

（2）水下生產設施指在水下完井設備、海上控制技術基礎上逐步開展完善的水下生產系統(tǒng)的基本組成設備。包括水下井口、水下基盤，水下采油樹，水下管匯，水下控制系統(tǒng)等。

（3）海底管道和立管主要包括生產管道，臍帶纜，海底電纜，注水、注氣管道。

（4）安裝維護設施主要包括安裝水下井口采油樹等的鉆井平臺，遙控作業(yè)機器人，遙控作業(yè)工具（ROT），修井控制系統(tǒng)以及相應的安裝工具、測試系統(tǒng)等。

（5）水下油氣集輸處理系統(tǒng)指在水面油氣集輸處理技術基礎上發(fā)展起來的水下油氣水分離技術，水下多相增壓技術和正在探索中的水下電力分配系統(tǒng)等。

（二）水下生產技術的應用范圍

圖1 水下井口技術及系統(tǒng)發(fā)展歷程

圖2 水下生產系統(tǒng)開發(fā)油氣田的工程設施[5]

水下生產系統(tǒng)可用于海上油氣田生產，注水、

注氣系統(tǒng)，也可用于將探井轉變?yōu)樯a井，其主要應用領域如下。

1.中深水域衛(wèi)星油氣田、邊際油氣田

隨著淺水、中深水海域油氣田的大規(guī)模開發(fā)，相應的海上平臺、海底管道/管網等基礎設施已初具規(guī)模，依托已有設施、采用水下生產系統(tǒng)還是簡易井口平臺等進行這類海上油氣田的開發(fā)是工程方案比選的重點。通常在150 m水深范圍內，采用水下生產系統(tǒng)還是簡易井口平臺需要綜合進行技術和經濟比較，一般取決于油氣田類型、人工舉升模式，如油田需要采用井下電潛泵時，比較的重點是修井方式費用等，最終決定因素為在技術可靠的前提下的經濟性。

英國石油公司（BP）等專門針對北海海上油氣田開發(fā)工程做過比較，給出當?shù)夭捎煤喴灼脚_開發(fā)海上邊際油氣田的經濟門限如下：水深70 m處至少設8口井；水深100 m處至少設16口井；水深200 m處至少設32口井[6]。水下生產系統(tǒng)已經成為邊際油氣田、衛(wèi)星油氣田高效經濟開發(fā)的主要模式，目前在我國南海水深115 m處的惠州26–1N油田、惠州32–5油田均采用該模式進行衛(wèi)星區(qū)塊開發(fā)。

2.深水、超深水油氣田開發(fā)

走向深水是水下生產系統(tǒng)應用的主要趨勢，一般固定平臺、深水浮式平臺費用隨水深呈指數(shù)增長，而水下生產系統(tǒng)費用隨水深呈直線增長。2000年66 %的水下井口位于200 m以內水深，2005年 44 %的水下井口位于460 m以內。當水深超過1 000 m后，借助遙控作業(yè)機器人技術的迅速發(fā)展，水下生產系統(tǒng)在深水、超深水海域的技術和經濟優(yōu)勢將更為明顯，據(jù)有關專家保守估計，此時水下完井數(shù)將占到總的完井數(shù)的55 %～70 %[3]。

目前水下生產系統(tǒng)主要應用在世界深水油氣田開發(fā)的熱點區(qū)域，墨西哥灣、巴西、西非，各個海域應用情況見圖3。采用水下生產系統(tǒng)+浮式生產系統(tǒng)、水下生產系統(tǒng)回接到中深水固定平臺實現(xiàn)部分或全部深水油氣藏的開發(fā)已經成為深水油氣田開發(fā)的主要形式之一。

圖3 世界深水鉆井記錄[3]

(三)水下生產技術的特點及應用

應用水下生產系統(tǒng)進行海上油氣田開發(fā)具有以下特點。

（1）采用水下生產技術可充分利用周邊已有或在建水面設施；

（2）深水、井數(shù)少或油藏較分散時，與深水平臺相比，采用水下生產系統(tǒng)具有建設周期短、初始投資低等優(yōu)勢；

（3）采用水下井口油氣井布置較靈活：如叢式井不能鉆及的邊緣地區(qū)可采用水下衛(wèi)星井完井形式；

（4）水下生產系統(tǒng)適用水深范圍從幾米到數(shù)千米，且可用于各種復雜海況，如海上冰區(qū)等；

（5）通過水下完井方式可將探井、評價井轉變?yōu)樯a井，從而不致使探井報廢；

（6）水下生產設備可回收利用，在降低油氣田開發(fā)成本的同時還有利于海洋環(huán)境的保護和海上交通航行的安全；

（7）水下生產系統(tǒng)可用于不允許建立水面設施如固定平臺、深水浮式平臺的軍事禁區(qū)和航線。

目前全世界已經發(fā)現(xiàn)33個超過億噸級的大型油氣田，墨西哥灣、巴西、西非正在成為世界深水勘探的主要區(qū)域，與此同時深水技術研究已經取得了顯著成果，深水平臺的設計建造技術逐步完善、水下生產新技術不斷涌現(xiàn)，一大批深水油氣田建成投產，深水開發(fā)的記錄被快速刷新，其中水深最深的是位于墨西哥灣的MC990氣田，水深為2 943 m，鉆探水深記錄為3 095 m，見圖3[3]。 世界上已投產的凝析氣田回接距離最長的是由挪威國家石油公司（Statoil）作業(yè)的Snohvit氣田，回接距離為143 km[1]。

（四）研究動態(tài)

水下生產系統(tǒng)是一個技術密集、綜合性很強的海洋工程高技術領域,設施從材料、加工、制造工藝、海上測試到完井、采油、生產設施和海底管道、遠程控制和維修作業(yè)等在內的多個學科領域和專業(yè)部門。世界上已投入運行的6 400多套水下井口系統(tǒng)主要由5家公司壟斷（FMC Technologies、Aker Solutions、Cameron、Dril-Quip、GE Vetco Grey）。目前從海上油氣田開發(fā)實際需求和技術發(fā)展總結其主流發(fā)展趨勢如下。

（1）深水高溫高壓油藏水下井口設備。水下井口及管匯：水下井口和水下基盤優(yōu)化、水下通鉆采油樹、海底電潛泵、多通閥連接、水下快速連接技術；高溫高壓材料：針對深水高溫高壓氣田，開發(fā)耐腐蝕、耐磨蝕、耐高溫高壓、絕緣性好的材料，最大限度地減少水下更換作業(yè)和停產損失；水下作業(yè)系統(tǒng)：深水隔水管、高溫高壓防噴器、水下快速連接器以及配套安裝工具。

（2）水下控制和通信技術。全電氣控制系統(tǒng)技術： 水下高壓濕式接頭、水密接插件、水下電氣控制的閥門、執(zhí)行機構，增加水下遠距離控制半徑、減小控制臍帶纜直徑和液壓液泄漏風險；光纖通信技術和電力載波技術互補：新型水聲通信技術、光纖通信、復合電力載波通信和數(shù)值傳輸技術。

（3）水下遠距離供電技術。水下輸配電技術：水下變壓器、水下變頻器、水下高壓濕式電接頭等；水下直流輸電技術：水下生產系統(tǒng)供電向水下高壓交直流供電方向發(fā)展。

（4）水下油氣集輸處理技術。水下油氣水多相混輸增壓技術：多相泵轉子優(yōu)化、水下壓縮技術、水下增壓工藝控制；水下油氣水分離技術：管道式在線分離技術、旋流分離技術以及油氣水砂分離及回注技術；水下多相計量技術：水下在線計量、數(shù)值傳輸?shù)取?/p>

經歷了60多年的發(fā)展，水下生產技術和裝備逐漸成熟，同時為了適應海洋石油向更深更遠的目標發(fā)展，水下生產技術正在發(fā)展與更深、更遠相適應的技術和裝備。

三、國內水下生產技術發(fā)展狀況

（一）我國水下生產系統(tǒng)的發(fā)展階段

從1987年開始跟蹤國外水下生產技術方面的應用成果至今，我國海洋石油工業(yè)在水下生產技術方面已實現(xiàn)從無到有質的飛躍（見表1），主要經歷了以下三個階段。

第一階段（1985―2002年）：合作開發(fā)階段，這一時期最具標志性成果為1996年中國海洋石油總公司與阿莫科東方石油公司（Amoco Orient Petroleum Company）采用水下生產技術聯(lián)合開發(fā)流花11–1水下油田；1996年，中國海洋石油總公司聯(lián)合挪威國家石油公司聯(lián)合開發(fā)我國南海東部陸豐22–1；2000年，與阿吉普聯(lián)合作業(yè)公司聯(lián)合開發(fā)惠州32–5、惠州26–1N水下油田。

第二階段(2002―2010年):合作研究和自主設計并重，這一階段的主要成果為中國海洋石油總公司逐步具備了水下油氣田開發(fā)方案的自主研究能力、探索了海上自主搶修技術；標志性成果有：自主完成了陸豐22–1 、崖城13–4、流花4–1、 番禺35–1/35–2、流花19–5、文昌9–2/9–3等水下油氣田開發(fā)方案設計，形成自主的設計技術，制定了相應的設計規(guī)范和標準。

第三階段:水下設備國產研制，這一階段的主要成果為國家科技重大專項、國家科技部“863”計劃、工業(yè)和信息化部、發(fā)展與改革委員會等在“十一五”“十二五”期間大力支持水下生產設備的國產化進程，開展水下鉆井設備、水下管匯、水下

控制系統(tǒng)、水下多相計量、水下分離器、水下閥門等裝置的國產化研制計劃。2012年，中國海洋石油總公司聯(lián)合上海美鉆有限公司啟動了水下采油樹維修本地化，2015年年底，已經成功完成6棵水下采油樹的維修作業(yè)和海上安裝；同時，我國已經在崖城13–4、流花19–5等實現(xiàn)水下管匯和連接器的國產化。

表1 我國水下生產系統(tǒng)發(fā)展狀況

表2 我國已經開發(fā)水下油氣田的基本信息

（二）我國水下油氣田開發(fā)現(xiàn)狀

我國水下油氣田開發(fā)進程如下：1996年與阿莫科東方石油公司開發(fā)了流花11–1；1996年與挪威石油公司合作開發(fā)了陸豐22–1；1998年、2000年采用水下生產系統(tǒng)開發(fā)了惠州32–5、 惠州26–1N；2006―2007年自主修復310 m深水流花11–1油田被損設施； 2009年我國海外深水區(qū)塊AKOP進入生產階段； 2012年我國第一個采用水下設施氣田崖城13–4 將投產； 2012年流花4–1深水回接油田投產；2014年我國第一個深水氣田荔灣3–1順利投產。

目前采用水下生產系統(tǒng)開發(fā)的油氣田信息見表2。

1. 流花11–1油田水下生產技術

流花11–1油田是我國第一個采用水下生產系統(tǒng)的油田，水深310 m，整個油田共有26口生產井，1996年3月投產。流花11–1油田采用大型集中式管匯、浮式生產系統(tǒng)（FPS）和一艘浮式生產儲油裝置（FPSO）進行開發(fā)，見圖4[3]。水下26口井采出流體通過水下采油樹內的電潛泵舉升，回接到浮式生產儲油裝置進行處理，水下電潛泵的電力供應、水下生產系統(tǒng)的控制由浮式生產系統(tǒng)提供。這一油田開發(fā)實現(xiàn)了多項技術創(chuàng)新，包括國內首次全部使用水平井、世界范圍內首次使用水下井口電潛泵、國內首次全部采用遙控作業(yè)機器人完成水下作業(yè)維修、將濕式電接頭技術用于水下生產系統(tǒng)、樹下臥式采油樹、跨接管測量制作回收技術等。

圖4 流花油田總體開發(fā)方案

2. 陸豐22–1油田——深水邊際油田成功開發(fā)的典范

陸豐22–1油田水深333 m，是當年亞洲最深的海上油田（見圖5）。陸豐22–1油田采用一艘小巧的半沉沒式浮筒與多功能旋轉接頭相結合的單點系泊系統(tǒng)的浮式生產儲油裝置、電液控制水下生產系統(tǒng)、以及當時世界石油界首次使用的海底增壓泵相結合進行開發(fā)（見圖6），僅用不到1.5億美元的前期投入、一年半時間就投產了，成為世界深水邊際油田開發(fā)的典范。

陸豐22–1油田水下系統(tǒng)設計能力6口井、實際投產5口生產井[4]。通過1個6井式折疊底盤、集中管匯實現(xiàn)水下油氣田的開發(fā)。陸豐22–1油田的與眾不同之處在于無生產平臺，浮式生產儲油裝置尾部具有增壓泵裝置，2012年整個油田廢棄，水下設施依然完好。

3. 荔灣3–1氣田——我國第一個深水氣田的成功開發(fā)

荔灣3–1氣田水下生產設施工作水深為1 350～1 500 m。設計能力為8 + 1口井、同時有預留3口井槽（控制系統(tǒng)可擴展至19口井），氣田產出流體通過2條22″、79 km海底管道回接到淺水增壓平臺進行處理，采用水下復合電液控制系統(tǒng)，單獨鋪設1根6″、79 km長的乙二醇管線、1根79 km的控制臍帶纜。同時在海底管道終端管匯預留壓縮機接口[5]。

深水水下生產系統(tǒng)及相應的深水海底管道構成整個水下回接系統(tǒng)，選用水下臥式采油樹，復合電液壓控制技術；來自淺水增壓平臺的臍帶纜為水下生產系統(tǒng)提供電力、液壓、控制；單井計量采用水下濕氣流量計。荔灣3–1氣田于2014年4月順利投產，是我國第一個深水氣田（見圖7）。

圖5 陸豐22-1總體開發(fā)方案

圖6 陸豐22-1系泊和水下生產系統(tǒng)

四、我國水下生產設備國產化進程

（一）國產化研制樣機

“十一五”至“十二五”期間，國家科技重大專項、國家科學技術部“863”計劃、工業(yè)和信息化部、發(fā)展與改革委員會等分別支持水下設備的國產和自主研制。主要包括：水下井口設備：水下井口、水下基盤、隔水管、水下防噴器、水下采油樹、水下配套安裝工具；水下管端件：水下管匯（自主研制水下管匯原理樣機見圖8）、各類水下連接器、水下終端管匯、以及配套作業(yè)工具；水下儀控系統(tǒng)：水下多相計量、水下控制系統(tǒng)（包括水下控制模塊、水下電力接

插件）、水下閥門、水下控制臍帶纜及管端件；水下流動安全設備：水下氣液分離器（自主研制水下氣液分離器見圖9）、水下增壓泵、水下油氣增壓技術等；水下檢測和安防技術：水下采油樹測試單元、水下控制系統(tǒng)測試單元、集成測試技術和海上測試技術。

圖7 荔灣3-1深水氣田的開發(fā)模式

（二）國產化進程

中國海洋石油總公司聯(lián)合上海美鉆開展了水下采油樹維修技術和單元測試技術研究、國產化連接器研制，2012年，自主研制的連接器成功應用到崖城13–4水下氣田，2013年，自主維修后第一個采油樹完成海上安裝，2015年年底，已經成功完成6棵水下采油樹的維修作業(yè)和海上安裝；2014年，中國海洋工程股份有限公司，自主研制了流花19–5、番禺35–1、番禺35–2水下管匯，并成功實施，2014年，荔灣3–1氣田水下管匯在國內完成組裝，并順利投入使用。

圖8 自主研制水下管匯原理樣機

圖9 自主研制水下氣液分離器

五、發(fā)展戰(zhàn)略

水下生產系統(tǒng)是深海油氣田開發(fā)的核心裝備之

一，雖然我國在近5年內開展了一系列的水下產品的研發(fā)和工程實踐，但與世界先進水平相比，仍有較大差距，產品集成度不高，產品的類型單一。同時就目前應用的水下生產系統(tǒng)而言，存在輸送距離較短（79 km）、水深較淺（1 480 m）的特點。所以兼顧引進與創(chuàng)新，集國內外相關技術優(yōu)勢，聯(lián)合攻關，使這項高技術盡快服務于我國海洋石油開發(fā)工程是當務之急。主要攻關方向如下。

（1）水下井口，采油樹等鉆井設備設計、制造、測試與安裝技術。水下井口，采油樹設計、制造、測試技術；水下防噴器、隔水管等鉆井設備研制；水下鉆井作業(yè)與安裝工具研制；水下鉆井裝備海上應用認證技術。

（2）水下控制系統(tǒng)關鍵設備及臍帶纜產品技術。水下控制模塊（SCM）、水下分配單元（SDU）、水下路由器（SRM）研制；水下臍帶纜終端（UTH）、水下臍帶纜端件研制；遠距離全電氣控制系統(tǒng)技術；水下遠距離光纖通信技術；水下多相計量技術。

（3）水下遠距離供電技術包括遠距離交直流輸送技術，水下高壓變壓技術，水下變頻技術，水下高壓濕式電接頭技術，高壓磁飽和、諧波等技術。

（4）水下多相增壓和舉升技術包括水下多相增壓技術，水下濕氣增壓技術，水下分離技術，油氣多相密封系統(tǒng)，輔機配套技術、整裝化和橇裝化設計。

（5）深水空間站作業(yè)技術包括深?？臻g站水下作業(yè)技術，深?？臻g站海底設施故障診斷技術，深?？臻g站電力供應和控制技術。

隨著我國深水油氣田的開發(fā)，水下生產技術的應用前景將更加廣泛，加快國產化和本地化進程將助力我國深水油氣田的開發(fā)，并將成為深水技術核心競爭力的重要組成。創(chuàng)新技術的應用給海洋石油的今天帶來了勃勃生機，深水高新技術國產化和自主研發(fā)將為海洋石油走向深水奠定堅實的基礎。

六、結語

水下生產技術已經在世界各大海域和我國南海得到應用，但目前我國已投產的水下油氣田均依賴國外水下生產廠家進口設備，如何在自主完成水下油氣田開發(fā)方案設計的同時，逐步實現(xiàn)水下設施國產化和自主研制，任重而道遠。

[1] 周守為, 曾恒一, 安維杰, 等.海洋石油工程設計指南: 第十二冊深水油氣田開發(fā)技術[M].北京:中國石化出版社, 2012. Zhou S W, Zeng H Y, An W J, et al. Offshore Engineering Design Guide, the Twelfth Section, Deepwater Oil Development Technology [M]. Beijing:China Petrochemical Press Coltd, 2012.

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The Current State and Future of Deep Water Subsea Production Technology

Li Qingping, Zhu Haishan, Li Xinzhong
(China National Offshore Oil Research Institute, Beijing 100028, China)

The subsea production system was developed from a submerged wellhead to half dry-type subsea wellhead to a whole wettype subsea wellhead. Up to now, the subsea production system has established including the subsea wellhead, subsea pipe network, subsea manifold, subsea remote control system, and others. Until 2014, there were 6,400 subsea completed wells, about 320 subsea oil and gas fields in the world's oceans. Now, the subsea production system is becoming the leading areas of the deep water. Since Liuhua 11-1 oil field was developed using the subsea production system in the South China Sea in 1996, so far, 10 units subsea production systems have been used to develop the offshore oil and gas filed. This paper reviews the application and achievement of the subsea production technology, on this base, the main research areas and strategic directions are presented.

subsea wellhead; subsea production system; localization

F426

A

2016-01-22；

2016-03-01

李清平，中海油研究總院，首席工程師，教授級高級工程師，研究方向為水下生產技術、流動保障、水合物；E-mail: liqp@cnooc.com.cn

中國工程院重大咨詢項目“中國海洋工程與科技發(fā)展戰(zhàn)略研究（II期）”（2014-ZD-5）；國家科技重大專項（2011ZX05026004）

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