进入21世纪，石油需求快速增加与石油资源相对匮乏的矛盾日益突出，而全球陆上的油气可采年限约为30～80年。如何满足全球经济发展对能源的渴望，成为一大难题。海洋油气的储量占全球石油资源总量的34%，约为1,000多亿吨，而目前探明储量约380亿吨，仅占30%，海洋石油大有潜力可挖。2009 年海洋油气产量已经占世界总产量的33%左右，预计到2020年提高到35%～41%，尤其是深水和超深水的油气资源，已经成为世界油气开采的重点领域。过去十几年世界上新增的石油后备储量、新发现的大型油田，有60%多来自海上，其中大部分是深海。

　　与陆上和浅海勘探钻井作业相比，深水作业具有“三高”特点：施工风险高、技术要求高、投入成本高。尽管深水油田勘探开发费用显著高于浅水，但由于其储量和产量高，使得单位储量成本并不很高，因此吸引了许多大型石油公司都去深海“寻宝”。

　　“工欲善其事，必先利其器”，早期海上油气开发主要以平台为主，目前主要采用浮式生产系统(如FPSO、FPS)和水下生产系统，见图1。生产平台受水深限制，一般应用于2,300m以浅，而水下生产系统可用于20～3,000m水深，基本满足大多数深水油田开发需要。近几年水下生产系统应用增长迅速，在墨西哥湾深水开发中，水下生产系统占85%，平台仅占15%，2010～2011年全球水下井口投产达1000口以上。

　　水下生产系统主要用于深水开发、边际油气田开发、中后期油气田的增产开发以及稠油开发等，由于生产设施位于水下，因此可以节约宝贵的平台空间，增加平台的处理能力。主要组成包括采油树、水下井口及管汇、控制系统及脐带管、水下处理系统(包括增压、分离等)、管汇基座、立管等，见图2。为了提高采收率、解决部分油气田高含水问题、保障油气的正常输送，需要应用水下分离、增压等技术，在此对国外部分油田的水下处理系统以及电力系统的应用情况进行介绍。

　　水下多相分离系统

　　对于进入开发中后期的油田，由于含水量越来越高，为保证合格外输原油产量所需的处理工作量越来越大，分离设备的容积也随之增大，占用了宝贵的平台空间，应用水下分离系统则可以节约大量平台空间。另外，未来一些海域如北极油气资源的开发也需要水下分离系统，因为水面的大块浮冰将严重危害水面设施的安全生产。水下多相分离系统主要包括气/液、液/液、气/液/固分离，应用较多的是气/液、液/液分离系统，见图3。

　　壳牌石油位于巴西B-10区块的Parque das Conchas项目，距离海岸75英里，水深4,920～6,520英尺，目前已有Ostra、Abalone和Argonauta B西区3个油田于2009年投产，Argonauta O北区计划2013年投产。据壳牌介绍：三个油田的储层流体性质不同，Abalone产出44°API的轻质油，气油比高达3,800ft3/bbl;其它两个油田均生产重油且气油比远低于Abalone，Ostra为24°API和274ft3/bbl，Argonauta B西区为16°API和194ft3/bbl。尽管Ostra与B西区的流体性质相近，但在地理位置上，Ostra与Abalone位于同一区域，而B西区距离较远，位于另一边。若使用常规的海上平台分离系统，将占用大量平台空间，而应用水下气液分离系统不仅节约空间，而且实现了三个油田的高效共同开发。

　　Ostra油田有6口生产井，Abalone油田有1口生产井，井口通过管线与4个沉箱连接，沉箱高度超过300ft，外观像插入海底的长柱子，只有小部分露出海底。沉箱内自上而下分别是气液分离器、电潜泵、密封装置和马达，见图4。马达外部是一个导流保护罩，分离后的液体在保护罩内循环流动，起到冷却马达的作用。为了保证泵与保护罩之间的液体能够保持高速流动，需要控制合适的流道宽度，若流道过窄，则循环压耗太高，导致沉箱内压力降低，使泵处于超负荷工作状态;反之则气体流速达不到要求，达不到足够的冷却效果。沉箱通过3个压力控制阀控制内部的流体压力和密度，若压力异常，则可以通过调节泵速来调整。井内产出的气液混合流体经管道进入沉箱后，首先在分离器的切角形入口发生初始分离，然后在沉箱内进一步分离，原油在重力和离心力作用下沿内壁向下流动到电潜泵中，气体和原油分布沿专用管道输送至5英里外的FPSO。

　　Argonauta B西区的2口生产井与2个沉箱相连，由于没有气体专用管线，需要气液混输。为了促使气液重新混合，沉箱内的保护罩采用特殊结构设计，顶部开有若干小孔，气体在泵的抽吸作用下，流入保护罩内，与沉箱内的原油按照一定比例重新混合，然后在泵送系统的作用下举升输送到FPSO。如果气体比例过高，则会导致“气锁”现象，即流速降至0，因此采用控制系统自动调节泵速，保持沉箱内压力在允许范围内变化。整个分离系统的核心部件是电潜泵，由于BC-10区块水深超过 5,000ft，一旦电潜泵发生故障，将耗费极大的人力、物力、财力进行维修。为了避免此类现象的发生，壳牌和贝克休斯做了大量的测试工作，并利用贝克休斯的Centrilift图形化仿真软件进行最终测试。另外，沉箱内设计了专用打捞篮，可以收集进入沉箱的废屑，避免电潜泵吸入，从而延长泵的使用寿命。

　　2011年8月，道达尔公司位于安哥拉海上的Pazflor油田49口生产井应用最新的水下气液分离系统，将气液分离后通过100英里长的管道输送到浮式采油及储卸装置(FPSO)，实现了油田的成功开发。

　　水下增压系统

　　北海油田自1975年开始生产，由于开发年限较长，目前面临储层衰竭、含水率上升的问题，如挪威沿海的几个油田。为了提高采收率，挪威国家石油公司自 2007年9月开始研究水下增压技术的可行性，2011年8月与合作者制定了Asgard油田开发方案，计划于2015年完成水下增压设备安装，以提高 Mikkel和Mdigard致密储层的采收率。Asagard油田位于挪威海的Halten，距离海岸125英里。Asagrd A 采油平台于1999年5月开始生产，2000年10月Asgard B采气平台投产，目前共有52口生产井。据预测，由于产层压力降低，至2015年油田将难以维持当前产量。如果采用常规增压技术，需要新建一个海上平台，且增产效果难以保证;而安装水下增压系统有利于降低井口出流的背压，从而降低气田的废弃压力，延长开采年限，提高油田的最终采收率。

　　水下增压系统由气体冷却器、气液分离器和增压机组成(见图6)，系统工作需要的电力由Asgard A平台提供，将气体增压后输送至Asgard B平台。挪威石油与阿克(Aker)工程公司就Asgard水下增压项目签订了价值6.3亿美元的合同，内容包括一个水下管汇台、增压机基座、三台增压机、电路控制系统、高压配电箱，以及其它辅助运输和安装设备。为保证向水下增压系统提供足够电力，双方签订了价值1.2亿美元的附加合同，由阿克公司对 Asgard A平台进行改造，建造并安装一台880t重的电力机组。水下增压机管汇系统的安装以及电力机组的吊运由意大利塞班(Saipem)公司负责。按照计划，2013年二季度开始管道铺设和水下设备安装，三季度开始电力机组吊运工作，2014年三季度开始增压设备安装，2015年一季度竣工并投入使用。通过应用水下增压技术，Asgard油气田Midgard和Mikkel储层产量有望提高2.78亿桶当量原油，包括1.01万亿立方米天然气和2190万桶凝析油。除此之外，挪威石油还将采取其它增产措施，如降低处理压力，增加开发井数量等。通过以上举措，公司预计该气田可开采至2050年。

　　与Asgard油田使用阿克公司的技术不同，挪威石油计划在Gullfaks油田应用海底湿气增压技术。Gullfaks油田发现于1979年，面积为 20平方英里，主要产层是Statfjord和Brent，1986年12月投产，随后在周边陆续发现多个卫星油田，目前有3个生产平台。挪威石油自 2008年开始与Framo工程公司(2011年被斯伦贝谢收购)合作研究海底湿气增压技术，使用两台WGC4000型增压机，一条公用进/出气管线，两者可以实现并联/串联操作，且具有气体回流保护功能。WGC4000型增压机采用旋式设计、垂直安装、21级轴向压缩，分为内外两个转子，最高转速 4500rpm。2010年8月至2011年5月进行了湿气增压机的运行测试，系统在不同工况下工作3,000h，测试结果表明系统满足安装标准。如果能够成功应用，预计最终采收率可以由62%提高到74%。

　　水下电力系统

　　所有水下设备正常工作都离不开电力，但是为海上的各种设备合理分配并提供充足的电力是一件艰巨的任务，尤其是在距离较远的深水海域，电力输送成为制约大型深水油田开发的瓶颈。目前常用的做法是铺设专用海底电缆供电，但费用昂贵。根据西门子水下电力系统部计算，电缆输电的经济距离是13英里，最大输电距离是 30英里，可输送6MW电力。为了解决电力输送难题，一些公司开始发展水下发电系统。

　　西门子公司从2010年开始研发适用于10,000ft深水环境的长距离、高输出功率发电系统，样机将于2013年年中建成并进行浅水条件下的工作测试。公司预期到2020年把单台发电机组的发电量提高到30～100MW，满足10台设备的用电需求;采用超高压交流输电，输电距离超过200英里，使部分偏远海域的开发成为可能。

　　西门的水下电力系统包括三个主要组件：水下变压器，输送电力到配电器，由配电器负责电力分配并输送到不同的变速驱动器，从而驱动各个水下设备的动力系统工作;降压变压器，具备36kV/6.6kV变压能力，利于长距离输送，通过循环海水实现冷却降温;变速驱动器，功率5MW，重55t，占地面积 270～320ft2，多个驱动器并行安装，以获得最大功率。整个系统密封严密，内部充满压力补偿液，用于平衡外部的海水压力，可以避免压差过大而导致的漏水现象，并大大减少系统的尺寸和重量。为了及时监测出系统异常，保证30年的使用年限，将控制和指令模块整合在一起，可以最大限度的缩短停机处理时间。

　　尽管水下电力系统的研发取得了一定进展，中压湿式电接头已经成功投入使用，但72kV和145kV高压湿式电接头仍有待攻关研究。

　　据统计数据显示，目前全球在役海上固定式平台约6,000多座，每年新增深水平台约10座，新增FPSO约25座;与此形成鲜明对比的是，在役水下生产系统约3,500多套，但每年增加450～600套，而且由于水下生产系统的技术和成本优势，增速不断加快。水下生产系统几乎不受天气的影响，即使飓风来袭，任海面巨浪滔天，海底依旧平静，继续维持安全生产。可以预见的是，只需5年左右时间，水下生产系统的数量将远超过固定式平台，对海洋石油工业尤其是深水油气资源的开发起到极大的推动作用。