摘要：分析了我国海上深水油气田开发工程技术与国外的差距，详细论述了国家科技重大专项“海洋深水油气田开发工程技术”的主要研究进展。 “十一五”至“十三五”期间。 . 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1500m深水油气田开发工程设计能力，相关研究成果已应用于荔湾3-1气田群、流花16-2油田群、陵水17-2等深水气田工程项目成功应用； 构建了4大类16个深水工程实验体系，形成了国内深水工程实验技术和实验体系，为相关深水工程技术研究和装备研发提供了实验手段。 自主研制了一批水深1500米水下关键装备和产品。 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装备初步实现国产化应用； 自主研发的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装备制造能力从陆地到海洋、从浅水到深水的跨越式发展。 最后，结合我国南海及海外深水油气田开发的实际需求，对我国海上深水油气田开发工程技术的未来研究与发展方向提出了具体建议。

我国是油气资源消费大国。 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上升，我国南海深水区油气资源丰富。 加大国内勘探开发力度，加快南海深水油气田开发步伐，既是全面保障国家能源安全的战略需要，也是我国石油工业自身发展的需要。 实际需要。 经过30多年的发展，特别是近10年来油气智能开采技术，中国海油建成了以“奋进号”、“海洋石油201”为代表的五型六船深水作业船队，初步拥有了深水油田和天然气勘探开发能力。 . 国内荔湾3-1深水气田群、流花16-2深水油田群顺利投产，即将投产的陵水17-2深水气田已拉开了我国深水油气田开发的序幕。 但应该看到，我国深水油气田开发工程技术研究起步较晚，深水油气田开发处于起步阶段。 国外海底油树最大作业水深为2934米，而国内最大作业水深仅为1480米； 国外浮式生产设备最大作业水深为2895.5m，国内最大作业水深仅为330m； 国外气田与海底管道的最长连接距离为149.7公里，而国内仅为80公里； 国外拥有各类深水浮式生产设施300多座，而我国在役的浮式生产储卸装置13座，半潜式平台1座。 以上数据表明，我国在深水油气田开发工程技术装备方面与国外存在巨大差距。 此外，南海深水油气田开发面临着比其他海域更大的挑战，如海洋环境条件恶劣（内浪、台风）、海底地形复杂、工程地质条件（高差大）等。 、离岸距离远（遥控供电）、复杂油气藏特性（高温、高压）、高压低温深水环境、海上事故应急救援、油气开发远程补给问题南海中南部等，都需要系统深入的技术研究一一解决。

为缩小与国外的技术差距，2008年，由中海油研究院牵头，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、深水海底管线及立管技术、大型FLNG/FDPSO关键技术和深水半潜式起重铺管船及配套工程技术。 “十一五”期间，深水钻完井、深水浮动平台、水下生产系统、深水流动安全保障、深水海底管线与立管等深水工程核心技术实验手段、具有深水油气田开发工程总体方案设计和概念设计能力。 “十二五”期间，我们继续开展深水工程核心技术研究，开展了水下阀门、水下接头、水下管汇、水下控制系统等关键装备，以及绝缘输送软管和湿绝缘管。 、国产PVDF（复合聚氨酯）材料等国内研发的产品，具备深水油气田开发项目的基础设计能力。 “十三五”期间，完成深水油气田开发工程应用技术研究，深化关键装备和产品国产化研发，深水油气田开发技术体系油气田开发工程专业成立，深水工程关键技术基本实现系统化。 设计技术标准化、关键装备和产品国产化、科研成果工程化。

本文主要介绍三个“五”后国家重大科技专项“海洋深水油气田开发工程技术”的研究进展，重点介绍深水油气田开发工程设计与技术体系、深水工程实验系统、深水工程关键设备和设备。 产品、深水工程监测系统等四个方面的研究进展，并对我国海上深水油气田开发工程技术的未来研究方向提出建议。

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”项目旨在突破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。 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、集成化设计技术体系（图 各种理论模型、柔性立管设计方法等20多种设计方法；形成了浮式生产系统、张力腿平台、深水立管、流动安全保障等10余套设计标准和导则；自主研发了近40套设计标准，涵盖深水钻完井、深水浮动平台、海底生产系统、深水流动安全、深水海洋管线与立管等技术成果，成功应用于荔湾3-1及周边气田、流花16-2油田、陵水17-2深水气田，有力支撑开发项目南海深水油气田研究. 我国初步具备了开发1500米深水油气田的工程技术能力，实现了我国海洋工程技术从300米到1500米的跨越式发展。 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多口井、10多个油气田、5个海外油气田的研究设计。气田。

2 深水工程实验技术与实验系统

通过三个“五”，深水工程实验技术取得突破，建成四大类16个深水工程实验体系，形成了国内深水工程实验技术和实验体系（表1）。 研究、设计、设备和产品开发提供实验手段。 本章简要介绍了典型的实验装置和相关技术。

2.1 浮式生产装置水动力性能试验装置与技术

开展了SPAR、TLP、SEMI、深水转筒平台、FLNG、FDPSO等浮式生产装置的深水舱试验（图2），掌握了深水生产装置水动力性能实验模拟技术，建立了一套各类浮式生产装置。 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，形成了对各类浮式生产装置水动力性能的指导，验证了SPAR、SEMI 、TLP、FLNG、FDPSO及深水转鼓等新型浮式平台设计方案。

2.2 水下生产系统测试及测试系统

水下生产系统试验测试系统主要用于对自主研发的关键水下装备过程质量检验、性能鉴定试验、出厂验收试验、集成试验等进行试验验证，检查其功能、质量和性能指标是否满足相关要求。标准。 要求。 主要包括：水下阀门及执行器专项测试系统、水下控制模块单片机测试平台、水下多相流量计压力测试系统、水下连接器及安装工具工程样机测试系统等。

建成了国内首个完整的水下阀门和执行机构专项试验系统，并完成了相关产品试验。 该系统主要包括ROV模拟液压马达深水试验连接工装、高低温载荷循环试验装置、深海高压舱载荷循环试验装置、阀门推力和扭矩试验装置等，具体技术参数见表2 ，部分测试系统如图3所示。

2.3 FLNG液化过程试验系统

自主研发了适用于南海目标深水气田FLNG装置的新型丙烷预冷氮气膨胀液化工艺。 基于该工艺，建成了天然气规模为/d的小型FLNG液化装置和规模为/d的中试FLNG液化装置（图4）。 中试装置可实现丙烷预冷氮气膨胀液化工艺、丙烷预冷单氮气膨胀液化工艺、氮气膨胀液化工艺三套制冷循环的独立试验。 实验证明，该液化工艺对南海深水气田FLNG装置具有良好的适应性。 液化率高于85%，能耗低于0.45（kW·h）/m3，装置自动化程度高，启停迅速。 性能强，对海洋环境适应性好，抗晃荡性能好等。

2.4 深水海底管道及立管实验系统

突破深水立管涡激振动试验模拟技术，成功研制出可模拟最大相对速度4.5m/s的均匀剪切流的深水立管涡激振动试验装置（图1）。深水立管设计提供了一种实验模拟的手段。

在一定的外部静水压力下，深水海底管道容易发生屈曲破坏。 该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4300米水深压力环境屈曲的大口径实尺深水海底管道。 试验装置（图6）（最大工作压力43MPa，压力室外径1.6m，长度11.5m）。 包括屈曲穿越在内的三种全尺寸试验为深水海底管道设计提供了实验模拟手段。

3 深水工程关键装备及产品

3.1 自主研发的关键水下装备部分实现工程应用

自主研制3大类18套深水工程关键装备（表3），打破国外技术封锁和垄断，部分实现国产化应用。

3.1.1 深水钻完井关键工具装备

开发的深水钻完井关键工具装备主要包括深水废弃井切削工具和连续循环钻井系统。 研制的深水废弃井切割工具主要用于深水海底井口系统的切割与回收：即在实施永久性废弃井之前，必须清除泥线以上的构筑物，海底井口系统应从泥线以下约 4m 处清除。 从海底切割并回收到平台上。 其主要技术参数：额定工作压力：20.68MPa，膨胀节伸缩距离：0.50m，切断力矩：·m。 研制的连续循环钻井系统主要实现接柱、起下钻、扩孔等工况下的连续循环钻井，有效控制等效循环密度，减少井下复杂情况，提高钻井效率。 连续循环钻井大位移井实际效果：钻井深度5000-7000m，等效循环密度波动压力2.4%-4.5%（间断循环钻井波动压力大于6.3%），岩屑运移效率>90% 、岩屑携带效果好，无岩屑床和沉砂堵塞问题，故障顺利通过，无渗漏、塌陷、卡滞现象，循环泵压力和旋转扭矩均低于设计值，较低排气管走到尽头，中间没有任何堵塞。 研制的水下井口切割回收工具已在LH27-1-1、LH30-1-1等10口井进行了试验应用。 采购成本比国外同类产品低50%。 研制的连续循环钻井系统降低了当量循环密度脉动压力，提高了井筒清洁度。 目前已完成海试，具备产业化条件。 制作精良的现场应用。

3.1.2 关键水下设备

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、多材料方案、ROV和水力双工作方式的国产化水下阀门研制（图7a）。 所有产品测试均已完成，并通过了国际权威第三方DNV认证。 各项技术指标均达到国际等效产品水平，即将开始海试。 技术指标参数：参考标准：API 17D、API 6A、API 6DSS； 设计水深：1500m； 压力等级：34.47MPa； 公称通径：闸阀130.18mm，球阀304.80mm； 可通过液压和ROV操作的单作用形式； 执行器液压控制压力：34.47MPa； ROV操作要求符合-8 4级。

2）水下控制模块

国内首次完成深水高压级、可回收水下控制模块和水下安装工具研制（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等效产品水平。 SCM（ ）正在进行DNV第三方认证，即将进行海试。 技术指标参数：设计标准API 17F； SEM（海底电子设备模块）冗余配置； 设计水深：1500m。

3）水下多相流量计

国内首次完成关键部件深水紧凑型、高压、可换式国产水下多相流量计产品研制（图7c）。 通过国际权威第三方DNV认证，技术指标达到国际等效产品水平。 技术指标如下：设计标准API 17S； 设计水深：1500m； 设计压力：34.47MPa。 该水下多相流量计已在流花16-2油田和流花29-2气田项目中得到应用。

4）海上水合物专用取心工具

水合物保温保压取心技术取得突破，自主研发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、解锁系统、保温保压系统、压力补偿系统、阀门密封、控制和温度压力监测系统、取样系统。 该取心工具在“奋斗5”号和“海洋石油708”调查船上进行了海上试验。 2017年5月，利用该工具成功获取海洋天然气水合物，在国际上首次成功实施。 浅海非成岩水合物固体流化试采作业成功启动。 技术指标及参数：单根取芯长度≥1m； 4小时内，堆芯压力不得低于原压力的70%，温度不得高于原温度10℃。

3.2 自主研发的重点水下产品已部分实现工程应用

自主研发的深水工程产品分3大类17种（表4），打破了国外的技术封锁和垄断，部分实现了工程化应用。

下面简要介绍自主研发的三款典型深水工程重点产品。

1) 绝缘油管

绝缘油胶管是深水油气田开发的重要胶管结构，目前被欧美少数公司垄断。 该项目突破了保温油管国产化关键技术，建立了保温油管设计、制造、性能检测和出厂验收的完整技术体系，建成了国内第一条动态保温油管生产线，成功研制出适用于500m水深的动态保温软管（图9）。 其技术参数如下：适用水深500m，国产聚偏氟乙烯（PVDF）及保温材料，长度30m，内径304.8mm，设计压力≥25MPa，设计温度120℃，总传热系数2℃）。 软管研究成果已成功应用于南海文昌13-6/10-3/9-2/9-3气田群、东方1-1等油气田，产品已成功出口海外，全长100公里。

2）深水湿式保温管

深水湿式保温管是深水油气田开发中海底管道的重要结构形式。 可实现单壁钢质海底管道保温，满足深水油气输送保温要求，降低管道投资成本。 我国海上深水湿式保温管主要依赖欧美国家。 该项目突破了深水湿式保温管国产化关键技术，研制出适用于500m水深的PVDF湿式保温材料，建成国内首条复合聚氨酯湿式保温管生产线在中国。 研制出深水湿式保温管道（图10），实现保温材料国产化。 相关研究成果已应用于蓬莱19-3油田项目，填补了国内空白。 其技术参数如下：适用水深500m，基于玻璃微珠研发的复合聚氨酯保温材料，长度24m，直径203.2mm，保温层厚度75mm，总传热系数（m2·℃），设计温度110℃。

3）水下虚拟计量系统

自主研发的水下虚拟计量系统已在南海文昌10-3、陵水17-2、流花19-5等海上气田成功应用。 %的数据误差在5%以内，初步达到国际同行水平，保证了油田生产信息的安全，节省了水下多相流量计的投资。

4 自主研发的四类深水工程设施监测系统已部分实施现场监测

研制的4大类11个深水工程监测系统（表5）成功实施了现场监测油气智能开采技术，为保障海上深水工程设施安全运行和优化工程设计提供了技术支持和保障，填补了多项国内空白。

下面简要介绍三款自主研发的典型深水工程监测系统。

1）深水钻井立管监测系统

自主研发了国内首套设计水深3000m、监测误差小于6%的深水钻井隔水管在线监测系统（图11）。 监测系统主要包括：水下监测装置、近水面声纳信号接收装置和地面数据显示器，主要用于获取立管在测点的振动、位移和应力等参数数据。 依托“奋进号”完成LH36-1-1井海试，成功实现水面水下双向信号传输和控制，成功获取相关监测数据，实现实时监控深水钻井平台立管运行状态监测。 关键参数预警功能。

2）深水工程现场监控网络化远程实时监控系统

自主研发了水下自容式测斜加速度传感器、水下自容式水深测斜传感器，建立了流花11-1油田FPS（半潜式浮式生产系统）远程控制实时监控系统，获得两年的实时监测数据为流花11-1油田的安全生产提供了保障。 利用我国北斗卫星导航系统，研制了远程独立传输的海陆空监测系统，建立了一套深水工程监测系统网络化信息管理平台系统（图12），为风险评估服务海上设施安全生产运行预警研究和生产设施完整性管理及本质安全研究。 目前，管理平台系统软件开发、硬件配置和系统集成已经完成，将接入“南海挑战FPS”、“海洋石油111”FPSO（浮式生产储油轮）、“海洋石油118” ” FPSO番禺30-1平台，实现了海陆监测系统的一体化集成和海上设施监测数据的标准化集中管理和应用。

3）深水油气田流动安全监测管理系统

建立了深水气田流动安全监测管理系统，实现对井筒危险工况、水下生产系统、海底管道流动状态的实时监测和预警，达到国外同类产品先进水平。 该成果已在流花19-5、文昌9-2/9-3气田得到应用。 完成海上油气田流量管理系统开发，首次实现海上管道流量状态在线监测和水合物生产风险监控。

5 结论与建议

由于我国深水油气田开发工程技术研发起步较晚，深水油气田开发产业才刚刚起步。 无论是深水油气田开发工程技术，还是深水工程装备，我国与国外还有较大差距。 同时，南海也面临着与国外其他海域不同的环境条件和技术挑战。 因此，我国深水油气田开发工程装备与技术的研发任重道远。 要继续加大科技投入，充分发挥国内外科技资源作用，通过产、学、研、用协同研究模式，大力提升原始创新能力。 进一步突破尚未攻克的深水工程关键技术和产品。

因此，本文对深水油气田开发工程未来的研究与发展方向提出以下五点建议： 1）加强深水工程装备与技术基础研究。 我国在深水油气田开发工程技术装备领域落后国外10至15年。

2）大力提升深水工程装备与技术自主创新能力。 重点研发：深水钻完井装备（采油树、防喷器、水下井口、隔水管等）、深水水下生产系统（水下控制系统、深水动力脐带缆、全电动水下装备、高效水下油气, wet gas , etc.), in ( point , gas , new , etc.).

3) the and of core and high-end . Focus on the and of key and core such as high- / and data , high- , large-scale and slip ring , / for deep-water , and carry out low-, anti- and of high-end such as , high and high .

4) Focus on the and of and . Focus on on-site , third-party and of core , key , and key of to the and of and .

5) the and of deep-sea , and oil and gas . Key : , rigs, rig-less , and , , long- all- , and and oil and gas , on of , etc. (: "China Oil and Gas" : Xie Bin, CNOOC Co., Ltd., and by Zeng Oil and Gas ) - END -