進入21世紀，石油需求快速增加與石油資源相對匱乏的矛盾日益突出，而全球陸上的油氣可采年限約為30～80年。如何滿足全球經(jīng)濟發(fā)展對能源的渴望，成為一大難題。海洋油氣的儲量占全球石油資源總量的34%，約為1,000多億噸，而目前探明儲量約380億噸，僅占30%，海洋石油大有潛力可挖。2009 年海洋油氣產(chǎn)量已經(jīng)占世界總產(chǎn)量的33%左右，預計到2020年提高到35%～41%，尤其是深水和超深水的油氣資源，已經(jīng)成為世界油氣開采的重點領(lǐng)域。過去十幾年世界上新增的石油后備儲量、新發(fā)現(xiàn)的大型油田，有60%多來自海上，其中大部分是深海。

　　與陸上和淺�？碧姐@井作業(yè)相比，深水作業(yè)具有“三高”特點：施工風險高、技術(shù)要求高、投入成本高。盡管深水油田勘探開發(fā)費用顯著高于淺水，但由于其儲量和產(chǎn)量高，使得單位儲量成本并不很高，因此吸引了許多大型石油公司都去深海“尋寶”。

　　“工欲善其事，必先利其器”，早期海上油氣開發(fā)主要以平臺為主，目前主要采用浮式生產(chǎn)系統(tǒng)(如FPSO、FPS)和水下生產(chǎn)系統(tǒng)，見圖1。生產(chǎn)平臺受水深限制，一般應用于2,300m以淺，而水下生產(chǎn)系統(tǒng)可用于20～3,000m水深，基本滿足大多數(shù)深水油田開發(fā)需要。近幾年水下生產(chǎn)系統(tǒng)應用增長迅速，在墨西哥灣深水開發(fā)中，水下生產(chǎn)系統(tǒng)占85%，平臺僅占15%，2010～2011年全球水下井口投產(chǎn)達1000口以上。

　　水下生產(chǎn)系統(tǒng)主要用于深水開發(fā)、邊際油氣田開發(fā)、中后期油氣田的增產(chǎn)開發(fā)以及稠油開發(fā)等，由于生產(chǎn)設(shè)施位于水下，因此可以節(jié)約寶貴的平臺空間，增加平臺的處理能力。主要組成包括采油樹、水下井口及管匯、控制系統(tǒng)及臍帶管、水下處理系統(tǒng)(包括增壓、分離等)、管匯基座、立管等，見圖2。為了提高采收率、解決部分油氣田高含水問題、保障油氣的正常輸送，需要應用水下分離、增壓等技術(shù)，在此對國外部分油田的水下處理系統(tǒng)以及電力系統(tǒng)的應用情況進行介紹。

　　水下多相分離系統(tǒng)

　　對于進入開發(fā)中后期的油田，由于含水量越來越高，為保證合格外輸原油產(chǎn)量所需的處理工作量越來越大，分離設(shè)備的容積也隨之增大，占用了寶貴的平臺空間，應用水下分離系統(tǒng)則可以節(jié)約大量平臺空間。另外，未來一些海域如北極油氣資源的開發(fā)也需要水下分離系統(tǒng)，因為水面的大塊浮冰將嚴重危害水面設(shè)施的安全生產(chǎn)。水下多相分離系統(tǒng)主要包括氣/液、液/液、氣/液/固分離，應用較多的是氣/液、液/液分離系統(tǒng)，見圖3。

　　殼牌石油位于巴西B-10區(qū)塊的Parque das Conchas項目，距離海岸75英里，水深4,920～6,520英尺，目前已有Ostra、Abalone和Argonauta B西區(qū)3個油田于2009年投產(chǎn)，Argonauta O北區(qū)計劃2013年投產(chǎn)。據(jù)殼牌介紹：三個油田的儲層流體性質(zhì)不同，Abalone產(chǎn)出44°API的輕質(zhì)油，氣油比高達3,800ft3/bbl;其它兩個油田均生產(chǎn)重油且氣油比遠低于Abalone，Ostra為24°API和274ft3/bbl，Argonauta B西區(qū)為16°API和194ft3/bbl。盡管Ostra與B西區(qū)的流體性質(zhì)相近，但在地理位置上，Ostra與Abalone位于同一區(qū)域，而B西區(qū)距離較遠，位于另一邊。若使用常規(guī)的海上平臺分離系統(tǒng)，將占用大量平臺空間，而應用水下氣液分離系統(tǒng)不僅節(jié)約空間，而且實現(xiàn)了三個油田的高效共同開發(fā)。

　　Ostra油田有6口生產(chǎn)井，Abalone油田有1口生產(chǎn)井，井口通過管線與4個沉箱連接，沉箱高度超過300ft，外觀像插入海底的長柱子，只有小部分露出海底。沉箱內(nèi)自上而下分別是氣液分離器、電潛泵、密封裝置和馬達，見圖4。馬達外部是一個導流保護罩，分離后的液體在保護罩內(nèi)循環(huán)流動，起到冷卻馬達的作用。為了保證泵與保護罩之間的液體能夠保持高速流動，需要控制合適的流道寬度，若流道過窄，則循環(huán)壓耗太高，導致沉箱內(nèi)壓力降低，使泵處于超負荷工作狀態(tài);反之則氣體流速達不到要求，達不到足夠的冷卻效果。沉箱通過3個壓力控制閥控制內(nèi)部的流體壓力和密度，若壓力異常，則可以通過調(diào)節(jié)泵速來調(diào)整。井內(nèi)產(chǎn)出的氣液混合流體經(jīng)管道進入沉箱后，首先在分離器的切角形入口發(fā)生初始分離，然后在沉箱內(nèi)進一步分離，原油在重力和離心力作用下沿內(nèi)壁向下流動到電潛泵中，氣體和原油分布沿專用管道輸送至5英里外的FPSO。

　　Argonauta B西區(qū)的2口生產(chǎn)井與2個沉箱相連，由于沒有氣體專用管線，需要氣液混輸。為了促使氣液重新混合，沉箱內(nèi)的保護罩采用特殊結(jié)構(gòu)設(shè)計，頂部開有若干小孔，氣體在泵的抽吸作用下，流入保護罩內(nèi)，與沉箱內(nèi)的原油按照一定比例重新混合，然后在泵送系統(tǒng)的作用下舉升輸送到FPSO。如果氣體比例過高，則會導致“氣鎖”現(xiàn)象，即流速降至0，因此采用控制系統(tǒng)自動調(diào)節(jié)泵速，保持沉箱內(nèi)壓力在允許范圍內(nèi)變化。整個分離系統(tǒng)的核心部件是電潛泵，由于BC-10區(qū)塊水深超過 5,000ft，一旦電潛泵發(fā)生故障，將耗費極大的人力、物力、財力進行維修。為了避免此類現(xiàn)象的發(fā)生，殼牌和貝克休斯做了大量的測試工作，并利用貝克休斯的Centrilift圖形化仿真軟件進行最終測試。另外，沉箱內(nèi)設(shè)計了專用打撈籃，可以收集進入沉箱的廢屑，避免電潛泵吸入，從而延長泵的使用壽命。

　　2011年8月，道達爾公司位于安哥拉海上的Pazflor油田49口生產(chǎn)井應用最新的水下氣液分離系統(tǒng)，將氣液分離后通過100英里長的管道輸送到浮式采油及儲卸裝置(FPSO)，實現(xiàn)了油田的成功開發(fā)。

　　水下增壓系統(tǒng)

　　北海油田自1975年開始生產(chǎn)，由于開發(fā)年限較長，目前面臨儲層衰竭、含水率上升的問題，如挪威沿海的幾個油田。為了提高采收率，挪威國家石油公司自 2007年9月開始研究水下增壓技術(shù)的可行性，2011年8月與合作者制定了Asgard油田開發(fā)方案，計劃于2015年完成水下增壓設(shè)備安裝，以提高 Mikkel和Mdigard致密儲層的采收率。Asagard油田位于挪威海的Halten，距離海岸125英里。Asagrd A 采油平臺于1999年5月開始生產(chǎn)，2000年10月Asgard B采氣平臺投產(chǎn)，目前共有52口生產(chǎn)井。據(jù)預測，由于產(chǎn)層壓力降低，至2015年油田將難以維持當前產(chǎn)量。如果采用常規(guī)增壓技術(shù)，需要新建一個海上平臺，且增產(chǎn)效果難以保證;而安裝水下增壓系統(tǒng)有利于降低井口出流的背壓，從而降低氣田的廢棄壓力，延長開采年限，提高油田的最終采收率。

　　水下增壓系統(tǒng)由氣體冷卻器、氣液分離器和增壓機組成(見圖6)，系統(tǒng)工作需要的電力由Asgard A平臺提供，將氣體增壓后輸送至Asgard B平臺。挪威石油與阿克(Aker)工程公司就Asgard水下增壓項目簽訂了價值6.3億美元的合同，內(nèi)容包括一個水下管匯臺、增壓機基座、三臺增壓機、電路控制系統(tǒng)、高壓配電箱，以及其它輔助運輸和安裝設(shè)備。為保證向水下增壓系統(tǒng)提供足夠電力，雙方簽訂了價值1.2億美元的附加合同，由阿克公司對 Asgard A平臺進行改造，建造并安裝一臺880t重的電力機組。水下增壓機管匯系統(tǒng)的安裝以及電力機組的吊運由意大利塞班(Saipem)公司負責。按照計劃，2013年二季度開始管道鋪設(shè)和水下設(shè)備安裝，三季度開始電力機組吊運工作，2014年三季度開始增壓設(shè)備安裝，2015年一季度竣工并投入使用。通過應用水下增壓技術(shù)，Asgard油氣田Midgard和Mikkel儲層產(chǎn)量有望提高2.78億桶當量原油，包括1.01萬億立方米天然氣和2190萬桶凝析油。除此之外，挪威石油還將采取其它增產(chǎn)措施，如降低處理壓力，增加開發(fā)井數(shù)量等。通過以上舉措，公司預計該氣田可開采至2050年。

　　與Asgard油田使用阿克公司的技術(shù)不同，挪威石油計劃在Gullfaks油田應用海底濕氣增壓技術(shù)。Gullfaks油田發(fā)現(xiàn)于1979年，面積為 20平方英里，主要產(chǎn)層是Statfjord和Brent，1986年12月投產(chǎn)，隨后在周邊陸續(xù)發(fā)現(xiàn)多個衛(wèi)星油田，目前有3個生產(chǎn)平臺。挪威石油自 2008年開始與Framo工程公司(2011年被斯倫貝謝收購)合作研究海底濕氣增壓技術(shù)，使用兩臺WGC4000型增壓機，一條公用進/出氣管線，兩者可以實現(xiàn)并聯(lián)/串聯(lián)操作，且具有氣體回流保護功能。WGC4000型增壓機采用旋式設(shè)計、垂直安裝、21級軸向壓縮，分為內(nèi)外兩個轉(zhuǎn)子，最高轉(zhuǎn)速 4500rpm。2010年8月至2011年5月進行了濕氣增壓機的運行測試，系統(tǒng)在不同工況下工作3,000h，測試結(jié)果表明系統(tǒng)滿足安裝標準。如果能夠成功應用，預計最終采收率可以由62%提高到74%。

　　水下電力系統(tǒng)

　　所有水下設(shè)備正常工作都離不開電力，但是為海上的各種設(shè)備合理分配并提供充足的電力是一件艱巨的任務，尤其是在距離較遠的深水海域，電力輸送成為制約大型深水油田開發(fā)的瓶頸。目前常用的做法是鋪設(shè)專用海底電纜供電，但費用昂貴。根據(jù)西門子水下電力系統(tǒng)部計算，電纜輸電的經(jīng)濟距離是13英里，最大輸電距離是 30英里，可輸送6MW電力。為了解決電力輸送難題，一些公司開始發(fā)展水下發(fā)電系統(tǒng)。

　　西門子公司從2010年開始研發(fā)適用于10,000ft深水環(huán)境的長距離、高輸出功率發(fā)電系統(tǒng)，樣機將于2013年年中建成并進行淺水條件下的工作測試。公司預期到2020年把單臺發(fā)電機組的發(fā)電量提高到30～100MW，滿足10臺設(shè)備的用電需求;采用超高壓交流輸電，輸電距離超過200英里，使部分偏遠海域的開發(fā)成為可能。

　　西門的水下電力系統(tǒng)包括三個主要組件：水下變壓器，輸送電力到配電器，由配電器負責電力分配并輸送到不同的變速驅(qū)動器，從而驅(qū)動各個水下設(shè)備的動力系統(tǒng)工作;降壓變壓器，具備36kV/6.6kV變壓能力，利于長距離輸送，通過循環(huán)海水實現(xiàn)冷卻降溫;變速驅(qū)動器，功率5MW，重55t，占地面積 270～320ft2，多個驅(qū)動器并行安裝，以獲得最大功率。整個系統(tǒng)密封嚴密，內(nèi)部充滿壓力補償液，用于平衡外部的海水壓力，可以避免壓差過大而導致的漏水現(xiàn)象，并大大減少系統(tǒng)的尺寸和重量。為了及時監(jiān)測出系統(tǒng)異常，保證30年的使用年限，將控制和指令模塊整合在一起，可以最大限度的縮短停機處理時間。

　　盡管水下電力系統(tǒng)的研發(fā)取得了一定進展，中壓濕式電接頭已經(jīng)成功投入使用，但72kV和145kV高壓濕式電接頭仍有待攻關(guān)研究。

　　據(jù)統(tǒng)計數(shù)據(jù)顯示，目前全球在役海上固定式平臺約6,000多座，每年新增深水平臺約10座，新增FPSO約25座;與此形成鮮明對比的是，在役水下生產(chǎn)系統(tǒng)約3,500多套，但每年增加450～600套，而且由于水下生產(chǎn)系統(tǒng)的技術(shù)和成本優(yōu)勢，增速不斷加快。水下生產(chǎn)系統(tǒng)幾乎不受天氣的影響，即使颶風來襲，任海面巨浪滔天，海底依舊平靜，繼續(xù)維持安全生產(chǎn)�？梢灶A見的是，只需5年左右時間，水下生產(chǎn)系統(tǒng)的數(shù)量將遠超過固定式平臺，對海洋石油工業(yè)尤其是深水油氣資源的開發(fā)起到極大的推動作用。