海上油氣田水下生產(chǎn)系統(tǒng)的應(yīng)用與發(fā)展

張墨翰，鄧心茹

（中國石油大學(xué)（北京）城市油氣輸配技術(shù)北京市重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室，北京 102249）

海上油氣田水下生產(chǎn)系統(tǒng)的應(yīng)用與發(fā)展

張墨翰，鄧心茹

（中國石油大學(xué)（北京）城市油氣輸配技術(shù)北京市重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室，北京 102249）

海洋油氣開發(fā)中的水下生產(chǎn)系統(tǒng)以其適用性強(qiáng)、效率高、經(jīng)濟(jì)性能好等諸多優(yōu)勢，成為適用于深水或超深水油氣開發(fā)的關(guān)鍵技術(shù)之一。此文在闡述水下生產(chǎn)系統(tǒng)發(fā)展歷程的基礎(chǔ)上，介紹了世界范圍內(nèi)典型的水下生產(chǎn)系統(tǒng)，分析了實(shí)施水下生產(chǎn)系統(tǒng)存在的部分問題，對我國水下生產(chǎn)系統(tǒng)的發(fā)展提出建議，旨在推動我國自主研發(fā)水下生產(chǎn)系統(tǒng)的進(jìn)程。

海上油氣開發(fā)；水下生產(chǎn)系統(tǒng)；水下增壓；水下分離

隨著油氣資源需求量的不斷增長，海上油氣開發(fā)的步伐也越來越快，深海已經(jīng)成為海洋油氣開發(fā)的重點(diǎn)。水下生產(chǎn)系統(tǒng)是相對于水面開采技術(shù)如固定平臺、浮式生產(chǎn)設(shè)施等的一種海上油氣田開發(fā)技術(shù)。它通過在水下布置生產(chǎn)管匯，放置部分或全部多相泵、分離器等工藝設(shè)備和水下通信控制設(shè)施以及海底管道，將采出液回接至附近水下/水面依托設(shè)施或岸上終端進(jìn)行處理。在整個生產(chǎn)過程中，由水面設(shè)施的主控站通過水下臍帶纜及控制設(shè)備進(jìn)行監(jiān)測、控制。水下生產(chǎn)系統(tǒng)成為未來油氣開發(fā)的必然模式，因其具有顯著優(yōu)勢[1-4]：（1）適應(yīng)性強(qiáng)，可以適應(yīng)不同的水深，不受海上惡劣的自然環(huán)境的影響；（2）占地面積小，大量設(shè)備安裝在海底，大大節(jié)省了平臺的荷載和占地空間；（3）降低甚至擺脫了其對水面及陸上處理設(shè)施的依托，突破了長距離油氣輸送的限制；（4）較大程度的提高了油氣田的采收率和開發(fā)速度；（5）效率高、安全性高、經(jīng)濟(jì)性好。

目前，水下生產(chǎn)系統(tǒng)的關(guān)鍵技術(shù)被挪威、美國、巴西等國家掌握。與國外海上油氣開發(fā)相比，我國海洋油氣開發(fā)起步較晚，且主要集中在300 m以內(nèi)的淺海，深海技術(shù)遠(yuǎn)遠(yuǎn)落后于國際水平。近幾年，深海開發(fā)已成為我國發(fā)展戰(zhàn)略，深入了解、掌握水下生產(chǎn)系統(tǒng)的應(yīng)用與發(fā)展，旨在為進(jìn)一步的技術(shù)突破和研發(fā)工作奠定基礎(chǔ)。

1 傳統(tǒng)的水下生產(chǎn)系統(tǒng)

1.1 水下井口及采油樹系統(tǒng)

采油樹是水下生產(chǎn)系統(tǒng)的基本組成部分，是水下生產(chǎn)的控制通道和監(jiān)測設(shè)備。傳統(tǒng)的水下生產(chǎn)系統(tǒng)采用水下采油樹，將多口油井中的采出物通過電潛泵經(jīng)管線匯集后，不經(jīng)過任何處理直接輸送到水面。

水下井口主要包含套管、套管頭等，用于支撐采油樹及井口下部流體流通。采油樹一般包括樹體、連接器、閥件、永久導(dǎo)向基礎(chǔ)、采油樹內(nèi)外帽和控制系統(tǒng)等。水下采油樹的構(gòu)造比陸上采油樹要復(fù)雜許多，按照閥組的位置分為立式采油樹和臥式采油樹。兩種采油樹的主要區(qū)別是閥門相對于井口生產(chǎn)油管的方向不同，臥式采油樹的控制閥門和抽汲閥門與生產(chǎn)油管柱孔保持垂直，油管懸掛器的頂部和底部環(huán)繞著側(cè)向孔環(huán)向密封[5]；此外，臥式采油樹可以適應(yīng)大直徑的油管和聯(lián)合裝置，后期維護(hù)更容易，在修井方面也比立式采油樹更節(jié)約時間，因而得到廣泛使用。采用何種采油樹需要根據(jù)油氣田自身特點(diǎn)、水下環(huán)境、操作習(xí)慣等多方面因素綜合考慮。設(shè)計(jì)制造采油樹面臨的關(guān)鍵問題是承壓、密封、絕熱和保溫[6]。

目前，生產(chǎn)水下采油樹的公司主要有FMC、Vtero Gray、Cameron、Kvamer等，我國水下采油樹生產(chǎn)技術(shù)，已研制出樣機(jī)，尚處于技術(shù)研發(fā)階段，未來任重而道遠(yuǎn)。

1.2 水下管匯及連接系統(tǒng)

水下管匯及連接系統(tǒng)是將各油井生產(chǎn)的油氣匯集并外輸。管匯主要由生產(chǎn)管路、水下閥門、連接設(shè)備、支撐和保護(hù)框架等組成，有的管匯還兼有水下控制和化學(xué)藥劑分配的功能。水下管匯對水下生產(chǎn)系統(tǒng)的作用十分重要，其布置方法直接關(guān)系到水下生產(chǎn)系統(tǒng)的合理布局。在設(shè)計(jì)水下管匯布置方案時應(yīng)根據(jù)鉆井專業(yè)提交的可能的布井方式，布置管匯使其與井口保持較近的距離，進(jìn)行方案比選與優(yōu)化，選出最佳布置方案[7-8]。

1.3 水下控制系統(tǒng)及臍帶纜

水下控制系統(tǒng)和臍帶纜相互配合，對水下生產(chǎn)系統(tǒng)進(jìn)行控制。目前水下控制系統(tǒng)主要是采用電液復(fù)合控制，需由水上設(shè)施提供液壓液作為動力，通過臍帶纜傳遞控制和液壓信號至水下控制模塊，再將采集到的井口壓力、溫度等信號通過臍帶纜傳送到水上控制終端從而實(shí)現(xiàn)對水下生產(chǎn)的監(jiān)視與控制。由于水下生產(chǎn)系統(tǒng)設(shè)備較多且布置分散，一般要在水下設(shè)置分配單元或者臍帶纜終端設(shè)備，按照水下生產(chǎn)系統(tǒng)設(shè)備的布置將臍帶纜供應(yīng)的液壓、電力及化學(xué)藥劑通過水下分配單元進(jìn)行二次或者多次分配。

隨著深海油氣資源的開發(fā)和油氣資源離岸距離的越來越遠(yuǎn)，信號傳輸距離也隨之變長，對水下生產(chǎn)控制系統(tǒng)的可靠性要求也越來越高，控制方式逐漸由電液復(fù)合控制向全電控制發(fā)展。水下全電控制不需要像電液復(fù)合控制那樣由水上設(shè)施提供動力源，其傳輸?shù)氖请娦盘?，控制距離更長，而響應(yīng)時間卻更短，同時也避免了電液復(fù)合控制帶來的液壓液泄漏等對環(huán)境造成的影響，對環(huán)境更友好。由于省去了液壓組件使得臍帶纜直徑減小從而大大節(jié)省了投資，在未來的深海油氣開發(fā)中，全電控制將成為水下控制系統(tǒng)控制方式的首選[9-10]。

1.4 典型工程介紹

流花11-1油田[11]是我國第一個采用水下生產(chǎn)系統(tǒng)的油田，平均水深300 m，于1987年發(fā)現(xiàn)，1996年3月投產(chǎn)。流花11-1油田總體開發(fā)方案如圖1所示，由集中管匯、一座半潛式浮式生產(chǎn)系統(tǒng)（FPS）和一艘浮式生產(chǎn)/儲油裝置（FPSO）、單點(diǎn)系泊塔井和水下井口系統(tǒng)構(gòu)成。26口生產(chǎn)井中的產(chǎn)出物經(jīng)各自采油樹內(nèi)的電潛泵舉升進(jìn)入永久導(dǎo)向生產(chǎn)底座下部的集輸管線內(nèi)，通過鋼制跨接管將各個獨(dú)立的井口連接成封閉回路，油氣從各井口匯集到中樞管匯后，再通過鋼制長跨接管進(jìn)入海底輸油管道，進(jìn)一步輸往FPS，最后到FPSO上集中處理。流花11-1油田的開發(fā)實(shí)現(xiàn)了多項(xiàng)技術(shù)的創(chuàng)新，包括國內(nèi)首次全部使用水平井、世界范圍內(nèi)首次使用水下井口電潛泵、國內(nèi)首次全部采用遙控作業(yè)機(jī)器人完成水下作業(yè)維修等。

荔灣3-1氣田[11]是我國第一個深水氣田，水深1 350~1 500 m，于2006年發(fā)現(xiàn)，2014年4月投產(chǎn)。荔灣3-1氣田開發(fā)模式如圖2所示。氣田產(chǎn)出流體通過2條22"、79 km的海底管道回接到淺水增壓平臺進(jìn)行處理，采用水下復(fù)合電液控制系統(tǒng)，單獨(dú)鋪設(shè)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(yù)留壓縮機(jī)接口。深水水下生產(chǎn)系統(tǒng)及相應(yīng)的深水海底管道構(gòu)成整個水下回接系統(tǒng)，選用水下臥式采油樹，復(fù)合電液壓控制技術(shù)；來自淺水增壓平臺的臍帶纜為水下生產(chǎn)系統(tǒng)提供電力、液壓、控制；單井計(jì)量采用水下濕氣流量計(jì)。

圖1 流花11-1油田總體開發(fā)方案

圖2 荔灣3-1氣田開發(fā)模式

2 當(dāng)前的水下生產(chǎn)系統(tǒng)

深水油氣資源開發(fā)面臨的首要問題就是高壓低溫的惡劣環(huán)境，使得早期的、以及陸地上成熟的技術(shù)方案難以直接推廣。當(dāng)前的水下生產(chǎn)系統(tǒng)在傳統(tǒng)水下生產(chǎn)系統(tǒng)的基礎(chǔ)上增添了水下生產(chǎn)工藝處理功能，主要有水下分離、水下增壓、水下清管系統(tǒng)等。

2.1 水下分離系統(tǒng)

在海底實(shí)現(xiàn)水下分離，可以降低能耗，減少水合物抑制劑的使用，增強(qiáng)海管的輸送能力，提高輸送效率。水下分離器按分離原理可分為重力式和離心式，按功能又分為氣液分離系統(tǒng)和油水分離系統(tǒng)，分別如圖3（a）和圖3（b）所示。分離器的關(guān)鍵技術(shù)是對分離出的砂進(jìn)行處理，直接影響分離器的生產(chǎn)效率和可靠性。

圖3 水下分離系統(tǒng)

2.1.1 油水分離系統(tǒng)

水下油水分離系統(tǒng)流程如圖4所示，其主要功能是在海底對生產(chǎn)流體進(jìn)行初步處理，即進(jìn)行油水分離，分離出的水輸送至注水井回注到生產(chǎn)井儲層之中，和傳統(tǒng)的處理方式（即將產(chǎn)出液送至海上或陸上處理設(shè)備進(jìn)行處理）相比，大幅降低了將海底油氣舉升至海上終端所需的能量。

圖4 水下油水分離系統(tǒng)流程示意圖

目前正在進(jìn)行技術(shù)研發(fā)的緊湊型水下油水分離設(shè)備有：管道式分離器、水力旋流器（適用于含油量高的流體）、電脫水器等，如圖5所示。在技術(shù)研發(fā)階段完成之后就將進(jìn)入概念研究階段，這一階段的主要任務(wù)是根據(jù)上一階段的成果設(shè)計(jì)海底分離站，克服和解決其在實(shí)際應(yīng)用中產(chǎn)生的難題，為之后的技術(shù)差距確定提供依據(jù)[12]。

2.1.2 氣液分離系統(tǒng)

水下氣液分離系統(tǒng)流程如圖6所示，產(chǎn)出液經(jīng)生產(chǎn)匯管輸送到分離器進(jìn)行氣液分離，分離出的氣體和液體再分別經(jīng)管線輸送到海上生產(chǎn)單元。其主要功能是提高油的產(chǎn)量和采收率，對于一些特定的區(qū)塊，當(dāng)采用傳統(tǒng)技術(shù)已不能得到收益時，采用該系統(tǒng)則可以延長區(qū)塊的開采壽命。由于該系統(tǒng)允許使用高效設(shè)備，因此它還可以與水下增壓系統(tǒng)配合工作。

圖5 典型油水分離設(shè)備

圖6 水下氣液分離系統(tǒng)示意圖

目前已經(jīng)研發(fā)或正在進(jìn)行技術(shù)研發(fā)的設(shè)備有：內(nèi)置旋流設(shè)備、圓柱式氣液旋流分離器、立式環(huán)形分離器和立式多管氣液分離器[13]等，如圖7所示。這些設(shè)備將會替代傳統(tǒng)的大型分離器。技術(shù)研發(fā)完成后就會進(jìn)入概念研究階段，此階段主要是對兩種特定情況進(jìn)行分析，一是對于中等分離壓力，分離系統(tǒng)將與增壓泵系統(tǒng)結(jié)合以增大油的產(chǎn)量；二是對于高分離壓力，研究并提供流動安全保障的方案。

圖7 水下氣液分離設(shè)備

2.1.3 海底除砂

由于海底采出液中含砂量較高，如果不對其進(jìn)行處理會堵塞管道，腐蝕泵等設(shè)備。目前，應(yīng)用海底除砂工藝較成熟的區(qū)塊有Marlim和Tordias?，F(xiàn)以Tordis區(qū)塊為例介紹海底除砂工藝，該區(qū)塊除砂的工藝原理流程如圖8所示[14]。采出液中的砂會沉積在分離器的底部，因此每隔一定的時間，沖洗系統(tǒng)中的特制噴嘴會進(jìn)行沖砂，然后將其送往除砂器模塊，在這里砂可以再次與注入水混合并回注到下游的注水泵中，或者與油氣再次混合并用泵輸送至Gullfaks C平臺重新處理。

圖8 Tordis區(qū)塊除砂工藝原理流程示意圖

2.2 水下增壓技術(shù)

2.2.1 多相泵增壓技術(shù)

海底多相泵增壓系統(tǒng)以及多相泵內(nèi)部結(jié)構(gòu)如圖9、圖10所示。多相泵是海底工藝處理的典型設(shè)備，可以不經(jīng)分離直接為多相流提供壓能并將其輸送至海上或陸上的處理設(shè)備。對于海底多相泵，已經(jīng)做了大量研究，相關(guān)技術(shù)產(chǎn)品也已投入使用。但每一種多相泵技術(shù)都有各自的適用范圍和局限性，最好的選擇是設(shè)計(jì)出一個通用性強(qiáng)的海底多相泵，這需要考慮多種因素，如海底不同壓力的要求、流量、含氣率、泵吸入壓力、黏度等。目前投入使用的海底多相泵的壓力不超過4.5 MPa，隨著深海開發(fā)深度的不斷增加，高壓多相泵的應(yīng)用將成為發(fā)展趨勢，且研究表明，高壓多相泵（壓力可達(dá)到15 MPa）更適合高流量、深水和長距離回接的油氣田開發(fā)，這將給開發(fā)者帶來更好的經(jīng)濟(jì)效益。在開發(fā)高壓多相泵時還應(yīng)解決水下安裝過程中對上部操作平臺設(shè)備的影響、臍帶纜成本以及海底優(yōu)化安裝等問題[15-17]。

圖9 海底多相泵系統(tǒng)布置示意圖

圖10 海底多相泵結(jié)構(gòu)示意圖

2.2.2 氣體壓縮系統(tǒng)

氣體壓縮系統(tǒng)可以提高氣流壓力，從而實(shí)現(xiàn)提高采收率、維持長期高產(chǎn)、快速生產(chǎn)、通過氣體回注系統(tǒng)減少酸氣排放、降低開發(fā)成本等目的。用于深海長距離區(qū)塊和高氣油比油（氣）田。

水下氣體壓縮系統(tǒng)可以與水下分離系統(tǒng)配合工作，把分離器分離出來的氣體增壓輸送至海（陸）上處理設(shè)備，如圖11所示。增壓輸送過程可能會遇到水深深度（可達(dá)2 500 m或更深）、濕氣處理等[18]問題。

圖11 海底氣體壓縮輸送流程圖

此外，水下氣體壓縮系統(tǒng)還可以把分離器分出的酸氣增壓回注到儲層之中，如圖12所示。增壓回注過程可能遇到高壓差、水深深度（可達(dá)2 500 m或更深）、CO2含量高等[19]問題。

圖12 水下氣體壓縮回注流程示意圖

圖13 平臺清管技術(shù)

圖14 回路清管技術(shù)

圖15 水下清管發(fā)射技術(shù)

2.3 水下清管系統(tǒng)

海底管道運(yùn)行一段時間后，管內(nèi)壁會沉積蠟、砂等雜質(zhì)，堵塞管道，降低管輸效率，增大管輸阻力，嚴(yán)重時會導(dǎo)致海底管道破裂，影響正常生產(chǎn)，對海洋生態(tài)環(huán)境造成巨大破壞。因此，進(jìn)行海底管道清管是十分必要的。

海底管道清管的技術(shù)發(fā)展可分為三個階段：平臺清管技術(shù)、回路清管技術(shù)和水下清管發(fā)射技術(shù)，如圖13～圖15所示。這三種清管技術(shù)各有特點(diǎn)[20]，詳細(xì)比較見表1。目前廣泛采用的清管方案是雙回路清管。然而隨著海洋開發(fā)深度的日益增加，海底清管難度越來越大，在設(shè)計(jì)清管器時需要克服海底多個管匯和閥組、三通和柔性管對其的約束限制[21]。水下清管技術(shù)只需要一根海管，可以不影響水下生產(chǎn)系統(tǒng)的運(yùn)行，與其他兩種清管方式相比，在邊際油田和深水油田中進(jìn)行水下清管更加簡單實(shí)惠，且安裝在海底，符合未來發(fā)展趨勢，技術(shù)成熟后可以節(jié)約油氣田開發(fā)成本，隨著水下清管操作費(fèi)用變低和安裝難度下降等因素，該技術(shù)的發(fā)展會越來越成熟。

在設(shè)計(jì)水下生產(chǎn)系統(tǒng)的清管方案時，應(yīng)充分考慮所開發(fā)油氣田的實(shí)際情況以及操作費(fèi)用等多方面因素，對方案的可行性進(jìn)行充分論證，確保海底油氣安全生產(chǎn)，實(shí)現(xiàn)經(jīng)濟(jì)開發(fā)。

2.4 典型工程介紹

水下分離的成功案例是挪威石油公司Statoil的Tordis油田，其水下生產(chǎn)系統(tǒng)于2005年開始簽約動工，雖然水深僅有200 m，但該工程將商業(yè)化運(yùn)行世界上第一個海底分離、增壓和注水系統(tǒng)（簡稱SSBIS），堪稱水下生產(chǎn)系統(tǒng)發(fā)展歷史上的里程碑。Tordis油田的海底分離系統(tǒng)被安裝在Tordis油田和Gullfaks C平臺之間，對油井產(chǎn)出物流在海底實(shí)施水分離，將分離出來的水在海底注入到一個獨(dú)立的井中，從而減少Torids油田的開采背壓、將更多的油氣輸送往Gullfaks C平臺進(jìn)行后續(xù)處理。Statoil通過該項(xiàng)目的實(shí)施將油田的采收率從49%提高到55%，其中水下油水分離器如圖16所示[3]。

表1 三種清管技術(shù)比較

圖16 Torids油田水下油水分離器

我國的陸豐22-1油田，水深333 m，1997年投產(chǎn)，是當(dāng)年亞洲最深的海上油田，無生產(chǎn)平臺，是當(dāng)時世界上首次使用海底多相流增壓泵進(jìn)行油氣開發(fā)的油田。2012年，整個油田廢棄，但水下設(shè)施依然完好。

3 實(shí)施水下生產(chǎn)系統(tǒng)存在的問題

海上油氣開發(fā)正在向全球化方向發(fā)展，并邁向更深的海域，隨著技術(shù)的成熟發(fā)展，對水下生產(chǎn)系統(tǒng)提出的要求也越來越高。水下生產(chǎn)系統(tǒng)具有風(fēng)險(xiǎn)性高和投資資金大等特點(diǎn)，使得安全可靠的技術(shù)及性能優(yōu)越的裝備尤顯重要。盡管目前世界上水下生產(chǎn)系統(tǒng)的技術(shù)已經(jīng)比較成熟，但仍面臨許多挑戰(zhàn)。

（1）海底油井采出液的處理工藝

隨著水下生產(chǎn)系統(tǒng)在海上油氣田開發(fā)中的廣泛應(yīng)用，安裝在水面或陸上的常規(guī)的油氣處理設(shè)施將逐漸走入水下，真正實(shí)現(xiàn)油氣的海底處理，大大提高油氣田的采收率，延長油氣田的壽命。

（2）海底設(shè)備的選用

海上油氣田水下生產(chǎn)系統(tǒng)的油氣生產(chǎn)特點(diǎn)對水下設(shè)備的可靠性和安全性提出了更高的要求。深海中高壓低溫的惡劣環(huán)境也要求設(shè)備具有良好的抗壓性、抗腐蝕能力。隨著海上油氣開發(fā)向深水邁進(jìn)，水下控制系統(tǒng)也由最簡單的直接液壓控制發(fā)展到如今的電液復(fù)合控制。如何保證管道和設(shè)備的可靠性；如何設(shè)計(jì)安全可靠靈敏的控制監(jiān)測系統(tǒng)[22]一直是業(yè)界關(guān)注的熱點(diǎn)。

（3）海底管道的流動安全保障

海底管道的流動保障是海上油氣開發(fā)面臨的核心問題。油氣田在不同開發(fā)階段對應(yīng)的不同操作條件下多相流的輸送問題，例如：如何減少或抑制蠟沉積、積砂、水合物以及嚴(yán)重段塞流生成；如何合理制定停輸和再啟動方案并減少停輸、再啟動對生產(chǎn)系統(tǒng)完整性的影響；如何應(yīng)對海底環(huán)境的不確定性；如何減輕或避免海底管道的腐蝕等都是需要關(guān)注和研究的問題。

4 水下生產(chǎn)系統(tǒng)的發(fā)展

目前水下生產(chǎn)系統(tǒng)前沿技術(shù)包括水下長距離流動保障技術(shù)、水下電力輸送與全電控制技術(shù)、水下安裝技術(shù)、水下生產(chǎn)系統(tǒng)可靠性及完整性管理技術(shù)、極地水下生產(chǎn)技術(shù)等。水下生產(chǎn)系統(tǒng)是多學(xué)科高技術(shù)的綜合運(yùn)用，對各大院校和企業(yè)的研發(fā)能力都提出了更大的挑戰(zhàn)。

我國一直十分重視海洋油氣開發(fā)，隨著開發(fā)目標(biāo)逐漸由渤海等淺水海域轉(zhuǎn)向東海、尤其是南海的中深水域，水下生產(chǎn)系統(tǒng)應(yīng)用的重要性日益突出。在深海油氣開發(fā)的道路上，核心技術(shù)大部分掌握在國外公司手中，而我國缺乏工程實(shí)踐經(jīng)驗(yàn)，相關(guān)技術(shù)對國外的依賴性強(qiáng)。如何自主完成海上油氣田開發(fā)方案的設(shè)計(jì)，實(shí)現(xiàn)水下生產(chǎn)系統(tǒng)的國產(chǎn)化，提高技術(shù)和裝置設(shè)備水平，擺脫對國外技術(shù)的依賴，還有很長一段路要走。當(dāng)下應(yīng)做好以下幾點(diǎn)工作：

（1）對國外先進(jìn)的水下生產(chǎn)系統(tǒng)深入研究，全面掌握前沿技術(shù)，結(jié)合我國實(shí)際情況進(jìn)行油氣開發(fā)，確保系統(tǒng)的安全可靠性；

（2）提高我國科技創(chuàng)新和研發(fā)水平，盡快沖破國外技術(shù)封鎖；

（3）建立良好的試驗(yàn)平臺，為深海水下生產(chǎn)系統(tǒng)的海試奠定實(shí)驗(yàn)基礎(chǔ)。

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Application and Development of Subsea Production System in Offshore Oil and Gas Field

ZHANG Mohan, DENG Xinru
（Beijing Key Laboratory of Urban Oil and Gas Distribution Technology, China University of Petroleum, Beijing 102249, China）

In the development of the offshore oil and gas feld, the subsea production system(SPS), with the characteristics of strong feasibility, high effciency and good economical performance, has become a key technology for the development of oil and gas in deep or ultra deep water. Based on the summary of the development history of SPS, this paper introduces the typical SPS in the worldwide, analyzes some problems occurred in the application of SPS, and puts forward the suggestions for the development of SPS in China, aiming to promote China's independent research and development process of SPS.

Development of offshore oil and gas feld; subsea production system; subsea pressurization; subsea separation

TE54

A

10.3969/j.issn.1008-2336.2017.01.093

1008-2336（2017）01-0093-08

2016-07-18；改回日期：2016-09-17

張墨翰，男，1993年生，中國石油大學(xué)（北京）在讀碩士，兼中國石油規(guī)劃總院進(jìn)站實(shí)習(xí)研究生，主要從事天然氣市場、世界油氣技術(shù)發(fā)展現(xiàn)狀研究工作。E-mail：mohan_han@sina.cn。