摘要分析了中国海洋深水油气田开发工程技术与国外的差距，详细论述了“十一五”至“十三五”期间国家科技重大专项“海洋深水油气田开发工程技术”项目所取得的重大研究进展。具体体现在：构建了1500m深水油气田开发工程设计技术体系，基本具备了1500m深水油气田开发工程设计能力，相关研究成果已在荔湾3-1气田群、流花16-2油田群和陵水17-2深水气田等工程项目中得到成功应用;构建了4大类共16项深水工程实验系统，形成了国内深水工程实验技术及实验体系，为相关深水工程技术研究、设备研发等提供了实验手段;自主研制了一批1500m水深的水下关键设备和产品，其中深水保温输送软管、深水水下管汇、水下多相流量计等高端产品和设备已初步实现了国产化应用;自主研制的4类深水工程设施监测系统已部分应用于现场监测。相关研究成果带动了我国海洋石油设备制造能力由陆地向海洋、由浅水向深水的跨越式发展。最后结合我国南海及海外深水油气田开发的实际需求，对我国海洋深水油气田开发工程技术的未来研究及发展方向提出了具体建议。
关键词中国海洋深水油气田;开发工程设计技术体系;实验技术及实验体系;关键设备和产品;设施监测系统
我国是油气资源消耗大国，2019年石油对外依存度超过70%，天然气对外依存度超过45%。我国油气对外依存度持续攀升，而我国南海深水区油气资源丰富[1-2]，加大国内勘探开发力度[3]，加快我国南海深水油气田开发的步伐，不仅是全力保障国家能源安全的战略需求，也是我国石油工业自身发展的现实需要。中国海油经过30多年的发展，特别是近10年，已经建成了以“奋进号”“海洋石油201”为代表的五型六船深水作业船队，初步具备了深水油气勘探和开发的能力[4-6]。国内荔湾3-1深水气田群和流花16-2深水油田群的成功投产以及即将投产的陵水17-2深水气田，拉开了我国深水油气田开发的序幕[7-9]。但应该看到，我国在深水油气田开发工程技术方面的研究起步较晚，深水油气田开发处于初期阶段。国外水下采油树最大作业水深2934m[10-11]，国内最大作业水深仅1480m;国外浮式生产装置最大作业水深2895.5m[12]，国内作业最大水深仅330m;国外气田最长回接海底管道距离149.7km，国内仅80km;国外有各种类型的深水浮式生产设施300多艘，国内在役的仅有13艘浮式生产储油卸油装置和1艘半潜式平台。以上数据表明无论在深水油气田开发工程技术还是装备方面，我国均与国外领先水平存在巨大差距。此外，南海在深水油气田开发方面面临着比其他海域更大的挑战[13-14]，如恶劣的海洋环境条件(内波和台风)、复杂的海底地形和工程地质条件(大高差)、离岸距离远(远距离控制和供电)、复杂的油气藏特性(高温、高压)、高压和低温的深水环境、海上突发事故的应急救援以及南海中南部油气开发远程补给问题等，均需要通过系统而深入的技术研究逐一解决。
为了缩小与国外的技术差距，2008年，由中海油研究总院牵头，联合国内多家科研院所和高校，启动了国家科技重大专项“海洋深水油气田开发工程技术”项目。项目分为3期，共涉及7个方向：深水钻完井工程技术、深水平台工程技术、水下生产技术、深水流动安全保障技术、深水海底管道和立管技术、大型FLNG/FDPSO关键技术以及深水半潜式起重铺管船及配套工程技术。在“十一五”期间，主要开展了深水钻完井、深水浮式平台、水下生产系统、深水流动安全保障、深水海底管道和立管等深水工程核心技术的攻关，建立了深水工程相关的实验手段，并具备了深水油气田开发工程总体方案设计和概念设计的能力。在“十二五”期间，持续开展了深水工程核心技术的攻关，开展了水下阀门、水下连接器、水下管汇以及水下控制系统等关键设备和保温输送软管、湿式保温管、国产PVDF(复合聚氨酯)材料等产品的国产化研发，具备了深水油气田开发工程基本设计能力。在“十三五”期间，完成了深水油气田开发工程应用技术的攻关，深化了关键设备和产品的国产化研发，建立了深水油气田开发工程技术体系，基本实现了深水工程关键技术的体系化、设计技术的标准化、关键设备和产品的国产化、科研成果的工程化。
本文主要介绍国家科技重大专项“海洋深水油气田开发工程技术”项目历经3个“五年计划”攻关取得的研究进展，重点介绍深水油气田开发工程设计技术体系、深水工程实验系统、深水工程关键设备及产品、深水工程监测系统等4方面的研究进展，并对我国海洋深水油气田开发工程技术的未来研究方向提出了建议。
1深水油气田开发工程设计技术体系
从2008年开始，“海洋深水油气田开发工程技术”项目以突破1500m深水油气田开发工程关键技术，构建深水油气田开发工程设计技术体系为目标，形成了涵盖水面、水中和水下，包括深水钻完井工程、浮式生产装置、水下生产系统、深水流动安全、深水海管及立管等系列化和一体化的设计技术体系[15-17](图1)，形成了包括南海内波流场数学模型等10余种理论模型、柔性立管设计方法等20余种设计方法[18-21];形成了包括浮式生产系统、张力腿平台、深水立管和流动安全保障等10余套设计标准和指南;自主开发了近40套涵盖深水钻完井、深水浮式平台、水下生产系统、深水流动安全以及深水海管和立管等专业的设计软件。相关技术成果已成功应用于荔湾3-1及周边气田群、流花16-2油田群和陵水17-2深水气田的前期研究和工程设计中，有效支持了南海深水油气田的开发工程项目，使我国初步具备了1500m深水油气田开发工程技术能力，实现了我国海洋工程技术从300m到1500m的跨越式发展。项目构建的深水油气田开发工程设计技术体系已应用于我国南海20余口井、10余个油气田以及海外5个油气田方案研究及设计中。
2深水工程实验技术及实验体系
通过3个“五年计划”的攻关，突破了深水工程实验技术，构建了4大类共16项深水工程实验系统，形成了国内深水工程实验技术及实验体系(表1)，为深水工程技术研究、设计、设备及产品研发等提供了实验手段。本章对典型的实验装置和相关技术做简要介绍。
2.1浮式生产装置水动力性能实验装置及技术
开展了SPAR、TLP、SEMI、深水不倒翁平台、FLNG、FDPSO等浮式生产装置的深水水池试验(图2)，掌握了深水生产装置水动力性能实验模拟技术，建立了一套各类型浮式生产装置水动力性能试验、涡激运动试验和内波与浮式平台相互作用的实验方法，形成了各类型浮式生产装置水动力性能实验指南，验证了SPAR、SEMI、TLP、FLNG、FDPSO和深水不倒翁等新型浮式平台的设计方案。
2.2水下生产系统测试及试验系统
水下生产系统测试及试验系统主要用于测试和验证自主研制的水下关键设备过程质量检验、性能鉴定测试、工厂验收测试、集成测试，检测其功能、质量和性能指标等是否符合相关标准的要求。主要包括：水下阀门及执行机构专用试验系统、水下控制模块SCM测试平台、水下多相流量计压力测试系统、水下连接器和安装工具工程样机测试系统等。
建成了国内首套完整的水下阀门及执行机构的专用测试系统，并完成了相关产品测试。该系统主要包括ROV模拟液压马达深水测试连接工装、高低温负载循环试验装置、深海高压舱负载循环试验装置、阀门推力及扭矩测试装置等，具体技术参数指标见表2，部分试验系统见图3。
2.3FLNG液化工艺试验系统
自主研发了适用于南海目标深水气田FLNG装置的丙烷预冷双氮膨胀液化新工艺。基于该工艺建成了天然气规模为2000Nm3/d的小型FLNG液化装置和20000Nm3/d的FLNG液化中试装置(图4)[22-23]。该中试装置可实现丙烷预冷双氮膨胀液化工艺、丙烷预冷单氮膨胀液化工艺和双氮膨胀液化工艺等3套制冷循环的独立测试。通过实验验证了该液化工艺在南海深水气田FLNG装置中具有较好的适应性，液化率高于85%、能耗低于0.45(kW·h)/m3，装置自动化程度高、快速启动和停止性能强，具有海洋环境适应性好、抗晃荡性能优等优点[24-25]。
2.4深水海管和立管实验系统
突破了深水立管涡激振动试验模拟技术，成功研制出了可模拟最大相对流速为4.5m/s的均匀来流和剪切来流的深水立管涡激振动试验装置(图5)，为深水立管设计提供了实验模拟手段。
深水海底管道在一定的外部静水压力作用下，容易发生屈曲破坏，本项目突破了深水海底管道屈曲模拟关键技术，成功研制出可模拟4300m水深压力环境下的大管径、实尺度深水海底管道屈曲试验装置(图6)(最大工作压力43MPa、压力舱外径1.6m、长度11.5m)，并完成了轴向力和水压作用下的管道局部屈曲、管道屈曲传播和带有止屈器管道的屈曲穿越等3类全尺寸试验，为深水海底管道设计提供了实验模拟手段。
3深水工程关键设备及产品
3.1自主研制的水下关键设备已部分实现工程应用
自主研制的3大类共18套深水工程关键设备(表3)，打破了国外的技术封锁和垄断，部分实现了国产化应用。
3.1.1深水钻完井关键机具和设备
研制的深水钻完井关键机具和设备主要包括深水弃井切割工具和连续循环钻井系统。所研制的深水弃井切割工具主要用于实施深水水下井口系统的切割回收：即在实施永久弃井前，必须清除泥线以上的构筑物，应将水下井口系统从泥线以下4m左右进行切割，并从海底清理回收到平台上。其主要技术参数：额定工作压力：20.68MPa，伸缩节伸缩距：0.50m，切割扭矩：22500kN·m。所研制的连续循环钻井系统主要实现接立柱、起下钻、划眼等工况下的连续循环钻井，有效控制当量循环密度，减少井下复杂情况，提高钻井效率。连续循环钻大位移井实际效果：完钻井深5000～7000m，当量循环密度波动压力2.4%～4.5%(非连续循环钻井波动压力大于6.3%)，岩屑运移效率>90%，携屑效果好，无岩屑床和沉砂阻卡问题，顺利过断层，无漏、垮、卡问题发生，循环泵压和旋转扭矩均小于设计值，下尾管一趟到底，中途无任何阻卡发生。所研制的水下井口切割回收工具已在LH27-1-1和LH30-1-1井等10口井进行了海上现场试验和工程应用，购置成本较国外同类产品低50%。研制的连续循环钻井系统降低了当量循环密度波动压力，提高了井眼清洁程度，已完成海试，具备产业化条件，已在番禺10-5/8油田、EP23-7-A1井等大位移井取得了现场应用。
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3.1.2水下关键设备
1)水下阀门及配套执行机构。
国内首次完成了深水大口径、高压力等级、多种材料方案、ROV和液压双操作方式的国产化水下阀门研制(图7a)。完成了所有产品的测试，并通过了国际权威第三方DNV认证，各项技术指标达到国际同等产品水平，即将进行海试。技术指标参数：参考标准：API17D、API6A、API6DSS;设计水深：1500m;压力等级：34.47MPa;公称通径：闸阀为130.18mm，球阀为304.80mm;可液压及ROV操作的单作用形式;执行机构液压控制压力：34.47MPa;ROV操作要求符合ISO13628-84级。
2)水下控制模块。
国内首次完成了深水高压力等级、可回收式水下控制模块及其水下安装工具产品的研制(图7b)。建立了一套完整的水下控制模块专用测试系统，各项技术指标达到国际同等产品水平。SCM(水下控制模块)正在开展DNV第三方认证，即将进行海试。技术指标参数：设计标准API17F;SEM(水下电子装置模块)冗余配置;设计水深：1500m。
3)水下多相流量计。
国内首次完成了深水紧凑式、高压力等级、关键部件可更换式国产化水下多相流量计产品研制(图7c)。已通过国际权威第三方DNV认证，各项技术指标达到国际同等产品水平。技术指标如下：设计标准API17S;设计水深：1500m;设计压力：34.47MPa。水下多相流量计已在流花16-2油田和流花29-2气田项目实现了工程应用。
4)海上水合物专用取心工具。
突破了水合物保温保压取心技术，自主研制了水合物保温保压取样装置(图8)，主要包括绳索打捞回收系统、锁定释放系统、保温保压系统、压力补偿系统、阀门密封、控制及温压监测系统、取样系统。该取心工具分别在“奋斗5号”和“海洋石油708”勘察船进行了海上取样试验，在2017年5月利用该工具成功获取了海洋天然气水合物样品，并在全球范围内首次成功实施了海洋浅层非成岩水合物固态流化试采作业并点火成功。技术指标参数：单次取心长度≥1m;4小时内，岩心保持压力不低于原始压力的70%，温度不高于原始温度10℃。——论文作者：谢彬曾恒一
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