中国海油“十四五”工程技术成果专刊——孔令海等：1500米级水下生产系统总体设计与关键技术

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摘要 

引言

自1947年美国第一次提出水下井口概念以来，随着海上油气开发逐渐由浅水走向深水，伴随新技术的应用，水下生产系统经历了由浅海到中深水（200～500 m）、深水（500～1 500 m）、再到超深水（1 500～3 000 m），由有潜水作业到无潜水作业的发展历程，水下生产系统已成为深水油气田开发的首要模式^［1］。目前，水下生产系统的最大应用水深达到约3 000 m，最远回接距离达到149.7 km。中国海油通过“十一五”至“十四五”的技术攻关，相继完成了流花11-1/4-1油田^［2］、荔湾3-1气田^［3］、崖城13-4气田、文昌10-3气田^［4］、流花16-2油田群^［5］、陵水17-2气田^［6］、陵水25-1气田等多个项目的水下油气生产系统方案设计，国内相关学者也对水下生产系统关键技术开展了系列研究^［7-18］，但上述深水油气田开发项目的水下装备仍均采用进口产品。

2022年9月，中国海油首次在东方1-1气田东南区乐东块实现了500米级水下生产系统的国产化集成示范应用，目前该项目已稳定运行近4年。2022年，中国海油启动陵水17-2气田10d/11d井区开发，该项目是中国首个1 500米级国产化水下生产系统应用示范项目。项目场址位于南海北部大陆架西区的琼东南盆地北部，共设2口水下井口，其中10d井区（A12H井）水深1 587 m，11d井区（A13H井）水深1 460 m。两井口生产物流通过软管和脐带缆回接至已投产的陵水17-2气田预留水下接口，并与已投产陵水17-2气田的生产物流共同回接至“深海一号”能源站进行处理和外输，实现与已投产陵水17-2气田的高效协同开发。由于此前国内对1 500米级水下生产系统核心装备、关键分析技术和软件依然依赖进口，亟需突破1 500米级水下生产系统的集成设计和装备研发能力。基于此，本文以陵水17-2气田10d/11d井区开发项目为例，针对1 500米级国产化水下生产系统在中国南海深水气田应用所面临的技术挑战，阐述该系统总体设计方案和关键技术，以期为中国深水油气田水下生产系统的国产化设计及应用提供参考。

1　主要技术挑战

1.1　环境条件恶劣

陵水17-2气田10d/11d井区位于环境恶劣的南海，其与挪威北海、美国墨西哥湾并称全球三大海况恶劣海域。该井区复杂的海洋环境（内波和台风）、恶劣的深水作业条件（作业水深1 587 m）、严苛的海底地形和工程地质条件（与已建管缆交叉跨越、管线路由局部最大坡度超过15°、存在疑似障碍物和冲沟等）、离岸距离远（32.857 km远距离控制和供电）等因素，使得水下生产系统装备安装和应用面临深水高压、悬跨带来的一系列难点和挑战^［19］。

1.2　井流工况复杂

深水水下生产系统应用环境普遍存在高温、高压、高腐蚀性的特点，且油气藏特性复杂^［20-21］。以陵水17-2气田10d/11d井区为例，采油树设计压力需按照69 MPa压力设计，设计温度油嘴下游需满足-29～121 ℃的温度范围。超深水采油树承压结构需兼顾低温韧性与高温强度，同时硫化氢介质极易诱发管材应力腐蚀开裂，对防腐复合结构设计提出严苛要求^［22-23］。考虑5 μL/L的H₂S含量，水下生产系统主要材料等级要求为HH级，水下跨接管和管汇采用“碳钢+堆焊3 mm 625合金内衬”作为选材设计。

1.3　技术可靠性要求高

水下生产系统开发难度高，要求产品水下运行25年免维护，且长期承受约150倍大气压和海水腐蚀等应用条件，须具有极高的密封、承压性能和工艺质量。水下生产系统一旦失效，不仅可能导致深水油气泄漏，进而引发严重的生产事故及油气停产损失，同时将带来高昂的深水维修成本，因此对深水水下生产系统的可靠性、耐久性要求极高^［24-26］。国外公司在水下生产系统领域具有近80年的研发经验，形成了完善的设计、制造、测试、安装和运维技术体系。迄今，全球已投入运行的8 000多套水下生产系统，主要由国外公司供应。国内在深水水下生产系统领域尚未建成完善的技术体系。

2  1500米级水下生产系统总体设计方案

在以往水下生产系统开发项目的基础上，陵水17-2气田10d/11d井区开发方案采用1 500米级水下生产系统国产化集成设计理念。针对远距离回接进口水下生产设施需求，开展系统方案设计、界面匹配性和可靠性分析。在满足建造安装和生产运维要求的前提下，不断提高系统可靠性，保障深水油气开发的安全性。

2.1　水下生产系统总体布局方案

陵水17-2气田10d/11d开发项目新建A12H（10d区块）和A13H（11d区块）两套水下井口（图1），在水下生产系统设计方面以国产化集成现有设施为理念，通过水下回接至已投产陵水17-2气田的预留接口。

图 1 陵水17-2气田10d/11d井区开发项目示意图

该项目水下生产系统总体布局如图2所示。其中，陵水17-2气田10d井区水下井口A12H的物流通过1条内径152.4 mm、长度6.6 km的新建混输柔性管，通过管汇上的连接器基座（PORCH）对接后输送至已建东3管汇（EAST3），与东3管汇汇集的其他井口物流回接至已建“深海一号”能源站。从东区A12H新建1条长度6.6 km的分支静态脐带缆，通过脐带缆终端接头（Umbilical Termination Head， UTH）回接至东3管汇，分支脐带缆内集成乙二醇（Mono Ethylene Glycol，MEG）管线、电缆和光纤等功能单元。11d井区水下井口A13H的物流通过1条长6.7 km的新建混输柔性管，与已建水下管道终端（Pipeline End Termination，PLET）上的连接器基座（PORCH）对接，与汇集的其他井口物流回接至已建“深海一号”能源站。在西区A13H处分别新建长约6.7 km的分支静态脐带缆和长约3.5 km的分支光电缆，分别回接至既有水下脐带缆终端单元（Subsea Umbilical Termination Unit， SUTU）和水下分配单元（Subsea Distribution Unit， SDU）。两条缆线的脐带缆终端总成（Umbilical Termination Assembly， UTA）则通过飞线分别与A13H设施及水下分配单元（SDU）相连。

图 2 1 500米级国产化水下生产系统总体布局示意图

2.2  1 500米级国产化水下生产系统技术指标

本项目1 500米级国产化水下生产系统技术指标相对500米级国产化水下生产系统实现了大幅提升，设计寿命增加至25 a，工作水深从93.5 m提升至1 587 m，液压低压系统提升至34.5 MPa，采油树嘴后设计温度拓展至-29 ℃，可以适应深水储层高温高压等恶劣工作环境（表1）。

表 1 1500米级与500米级国产化水下生产系统主要技术指标对比

1 500米级国产化水下采油树（图3）采用集成化和关键部件可回收的设计理念，集成了带光电转换功能的核心装备水下控制模块（Subsea Control Module， SCM），以及水下化学药剂注入计量阀、水下温压传感器等9类国产化关键零部件，且流量控制模块、井下压力计卡外置装置、出砂冲蚀监测传感器等关键部件为可回收部件，水下采油树的安装采用无导向绳安装方式。

图 3 1 500米级国产化水下采油树集成示意图

2.3　水下控制系统回接“深海一号”能源站设计

本项目采用光纤通信方式实现上部控制系统与水下控制系统间的通信，电力载波通信作为备用通信方式。根据该项目水下控制系统框图设计（图4），10d井区（A12H）、11d井区（A13H）采用新增的SCM实现对2口井水下采油树的远程阀门控制和运行状态监测；SCM采集的水下采油树温度、压力等信号通过光纤传输至上部平台新增的主控站（Master Control Station，MCS）；新增的MCS通过对象链接与嵌入的过程控制（OLE for Process Control，OPC）与“深海一号”能源站已建MCS实现通信，将2口井的生产状态信息传输至“深海一号”能源站已建主控站，接收并执行来自“深海一号”能源站已建主控站的关断指令。

图 4 陵水17-2气田10d/11d井区开发项目水下控制系统框图

本项目新增3条水下静态脐带缆：包括6.6 km及6.7 km脐带缆各1条，以及1条3.5 km光电缆，并新增4套UTA和2套UTH。其中，6.6 km的脐带缆为A12H提供液压、化学药剂注入，以及供电和光纤通信功能，6.7 km的脐带缆为A13H提供液压及化学药剂注入功能，3.5 km的光电缆为A13H提供供电和光纤通信功能。以6.6 km的脐带缆为例，其包括14路功能管线，其中液压/化学药剂注入管线10路，最大管径25.4 mm，最大设计压力69 MPa，选用超级双相不锈钢材质。该脐带缆的横截面外径为126.5 mm，空气中质量为23.7 kg/m，在位最小弯曲半径为7.1 m。

2.4　水下带压接入液压系统响应分析

新建A12H和A13H需通过新建脐带缆回接至已建水下设施的液压系统，因此需分析新建A12H和A13H回接对已建水下设施液压系统的影响，以避免已建生产井口液压失压，进而导致突然关停。

2.4.1  低压液压系统接入分析

以新建A12H为例，分析A12H的水下分支脐带缆以静水压力接入已建液压低压系统可行性。通过“深海一号”能源站的液压动力单元（Hydraulic Power Unit， HPU）向A12H的分支脐带缆和水下控制模块低压蓄能器充压水基液压油至所需工作压力的95%（即40.72 MPa）。经过仿真分析，A12H低压系统充压至40.72 MPa的时间约为7.7 min（图5）。在A12H水下分支脐带缆接入时，离A12H最近的已投产A4H、A5H压力急剧下降（图6），由于A5H及东3管汇SCM的低压液压方向控制阀（Directional Control Valve，DCV）两端的最小压差为17.8 MPa，压差值大于低压DCV的起跳压力15.0 MPa，不会引起DCV起跳。因此，A12H和分支脐带缆能够在静水压力下接入已建液压系统。

图 5 A12H低压充压时间

图 6 A12H接入对周边井口SCM低压系统的影响

2.4.2  高压液压系统接入分析

以新建A12H为例，分析A12H的水下分支脐带缆以静水压力接入已建液压高压系统可行性。当该井新建分支脐带缆高压液压不预充压情况下，直接接入已投产陵水17-2气田东3管汇时，经仿真分析，会导致已投产陵水17-2气田周边井口的A4H及A5H水下液压高压系统压力急剧衰减并低于高压DCV的起跳压力56.9 MPa，引起上述2口井的井下安全阀关闭（图7a）。因此，需对A12H分支脐带缆高压管线压力预充至40 MPa接入。预充压接入，A4H及A5H对应SCM内高压油压随时间变化呈现先下降后上升的趋势，但整体高于高压DCV的起跳压力56.9 MPa，不会影响到已投产陵水17-2气田周边井口的关停（图7b）。

图 7 A12H高压接入对周边井口影响

2.5　水下生产系统供电分析

A12H及A13H新增水下控制系统各配置1台SCM，依托“深海一号”能源站新建电力单元（Electrical Power Unit， EPU）集中供电，利用已投产陵水17-2气田原有主脐带缆内预留的截面积为25 mm²的四芯电缆（QUAD6、QUAD7）中各1组双芯电缆（PAIR 6B&7A）构建供电回路。A12H与A13H的SCM分别通过新增UTA001接入供电链路，形成完整的水下电力分配网络。

本项目SCM的额定工作电压窗口为300～500 V AC。为验证供电系统在极端工况下的稳定性，利用自研的水下控制系统仿真分析软件SubSE，以A12H为例构建水下生产系统电力仿真模型（图8），分别对最小负荷和最大负荷2种典型工况开展仿真分析，得到水下供电系统的校核结果（表2）。可以看出，在最小负荷工况下，即EPU输出电压为511.3 V时，A12H、A13H的SCM输入电压分别为477.3、500.0 V，脐带缆电压压降占比为2.2%～6.6%，系统电压损耗可控；在最大负荷工况下，即EPU输出电压降至398.5 V时，A12H的SCM输入电压维持在300.0 V（电压下限），A13H的SCM输入电压为383.5 V，脐带缆电压最大压降占比为24.7%，均满足压降不超过EPU供电电压30%的设计限值，安全裕度充足。

图 8 水下供电系统仿真模型

表 2 水下供电系统校核结果

2.6　水下生产系统通讯分析

本项目水下生产系统采用光纤通信为主、电力载波通信作为备用的通信方式。为保障水下光纤通信的可靠性，考虑10 dB的衰减裕量，则水下生产系统的光纤信号衰减应不大于25 dB。建立本项目水下光纤通讯系统链路（图9），对光纤信号衰减情况进行分析。SCM内部光纤通信采用双芯收发模式，使用光纤内芯为SCM顶部光接头8芯/12芯中的2芯，其余芯数作为备用。光纤类型采用G652.D单模光纤，光纤通信波长选择1 550 nm，通信协议为Modbus TCP/IP。每个湿式插拔光接头的信号损耗按照0.5 dB考虑，脐带缆及光飞线中光纤的每千米信号损耗设置为0.3 dB，每个光纤熔接点的信号损耗考虑0.1 dB。“深海一号”能源站上为本项目新增的MCS的光纤调制解调器可接受的最大光纤信号衰减为35 dB。经仿真分析得出，A12H的SCM光纤信号衰减为22.058 dB，A13H的SCM光纤信号衰减为8.558 dB，均小于25 dB，可满足光纤通信要求。

图 9 水下光纤通讯系统链路图

由于SCM同时具备电力载波通信功能，为验证本项目采用载波通信方式的技术可行性，搭建了水下电力载波通信仿真模型（图10），分析A12H和A13H的通信衰减情况（图11）。本项目新增的电力载波模块可接受的最大电力载波信号衰减为50 dB。为保证通信质量，考虑10 dB的通信裕量，则水下生产系统的电力载波信号衰减应不大于40 dB。可以看出，在（10～50）kHz的频率范围内，由于A12H与“深海一号”能源站的回接距离长达32.857 km，受长距离电缆寄生电容和电感的影响，信号衰减随频率上升呈指数级增加，尤其在（34～50） kHz的频率范围内，电力载波信号的衰减值超过40 dB，不满足水下信号衰减要求。对于A13H回接“深海一号”能源站的距离相对适中约为8.5 km，（10～50） kHz率范围内的电力载波通信衰减值位于7.8～17.4 dB的衰减区间，可以满足本项目最大电力载波信号衰减要求。因此，为保证水下通信可靠性，建议A12H优先采用光纤通信方式，A13H采用光纤通讯作为主通讯方式，载波通讯作为备用通信方式。

图 10 水下电力载波通信模型

图 11 水下电力载波通信分析结果

3 1 500米级水下生产系统总体设计关键技术

3.1　集成界面设计技术

陵水17-2气田存在进口在役水下设施与新建国产化水下装备共存工况，两类系统硬件规格、通信协议、控制逻辑存在异构差异，多设备、多工况耦合界面易出现界面不匹配、液压失效、远程操控逻辑冲突等技术难题。本节从水下生产系统界面兼容性开展精细化适配设计，实现新老水下生产设施无缝衔接。

3.1.1  水下生产系统变径连接界面技术

根据新建A12H及A13H配产及防腐需求，选用2根内径152.4 mm的软管回接至已投产陵水17-2气田水下设施，而在役水下管汇、PLET预留接口公称通径203.2 mm，直接对接会产生装配尺寸不兼容、局部涡流冲蚀等问题。为此提出轮毂式变径接头界面方案，采用垂直式水下连接器对接形式，将变径结构集成于夹紧轮毂位置，同步优化变径段流道圆角过渡结构，降低介质流动压力损耗与冲蚀磨损，解决水下物流连接界面尺寸差异化技术问题（图12）。

图 12 水下连接器界面示意图

3.1.2  SCM 光电冗余通信界面优化技术

水下控制模块（SCM）作为全系统远程控制与数据采集核心^［27］，光电接口架构直接决定水下控制链路容错能力。针对长距离水下传输电磁干扰、光纤损耗、水下绝缘失效等风险，采用双通道1∶1全冗余光电界面架构。SCM顶部配置两路独立4芯电力连接器、两路8芯光纤连接器，任意一路传输链路故障时，另一路可不间断承担供电与通信任务，大幅提升深水工况下链路可靠性（图13）。

图 13 水下控制模块光电接头界面

硬件层面差异化配置不同水下通讯协议，关键物流监测设备（温压变送器、湿气流量计）采用12芯电连接器；油嘴开度监测采用4～20 mA模拟信号输出，线性表征0～100%开度区间；水下化学药剂计量阀、井下监测单元统一采用RS485 Modbus RTU数字总线，以总线式拓扑减少外接飞线数量，减小SCM整体体积，降低水下设备空间布局（表3）。

表 3 水下生产系统通讯协议

通信协议分层设计形成闭环传输体系，SCM内部光纤链路、光电模块与控制器间采用Modbus TCP/IP以太网高速通信；水下各类现场仪表依托RS485总线完成多测点数据分时采集；水下液压方向换向阀通过24 V直流数字量信号接收SEM下发开关指令；水下节流阀以及控制模块本体浸水、温度、压力状态采用4～20 mA模拟信号采集，从而实现高速远程控制与低速多参量采集分层解耦。

3.1.3  SCM 双类型液压接头压力平衡界面技术

水下控制模块SCM作为可回收关键设备，通过固定在水下采油树上的基座SCMMB液压接口进行对接。考虑到深水安装与回收安全风险，需设计自泄压、保压型两类液压接头，实现液压压力自适应控制。本项目SCM配置了多达25路液压控制功能，包括2路高压液压输入，2路低压液压输入，2路高压液压输出，16路低压液压输出（含2路备用）和3路液压回油路。当SCM与SCMMB 分离时，水下采油树主通道、环空通道液压回路采用自泄压接头，液压油将从设置自泄压型液压接头的设备中泄放，同步泄压使得相应的水下阀门自动关断，实现物流通路本质安全隔离。水下药剂类液压和节流阀液压回路采用保压型接头，可维持管线内介质密封，避免拆装后管路介质流失、外界侵入造成液压油污染。高低压输入、回油管路采用自泄压接头，随水深降低外部静水压力减小，介质通过自泄压接头持续排油，实时平衡内外压差，消除装备带压回收安全隐患。通过SCM双构型液压接头耦合设计，有效应对水下井口油气隔离安全性与回收SCM的作业安全性（图14）。

图 14 水下控制模块液接头界面

3.2  SCM供电与通信“双交叉”冗余设计

SCM长期服役于深水海底环境，如在运行过程中发生故障，需进行海上回收作业，将带来高昂的维修成本。以实现SCM在运行期间“免维护”为思路，从保障SCM的功能可靠性出发，在SCM供电和通信输入采用1∶1“冗余设计”的基础上，在SCM内部进一步考虑供电与通信“双交叉”冗余设计（图15）。通信方面，光纤信号通过光电模块转化为电力信号，假设当水下电子模块SEMA的光电模块失效时，水下电子模块SEMB可通过以太网信号线实时读取水下电子模块SEMA的中央处理单元的数据信息，并对其发布控制指令；供电方面，每台SEM的24 V DC电源模块与另1台SEM的24 V DC电源冗余模块相连，假设当SEMB的供电输入失效时，SEMA可为故障SEMB的电子元器件提供电力输入，保证其正常工作。通过SCM供电与通信“双交叉”冗余设计，显著提升了SCM的运行稳定性，为实现水下生产系统的长期稳定控制提供了支撑。

图 15 水下控制模块供电与通信“双交叉”冗余设计原理

3.3　水下控制系统可靠性分析

针对本项目水下控制系统设计，开展了可靠性优化方案研究。根据本项目水下控制系统与已投产陵水17-2气田水下控制系统之间的连接关系，选取水下仪表和水上监控系统为边界条件，采用可靠性分析框图（Reliability Block Diagrams， RBD）方法，建立了系统故障率和平均故障时间（Mean time between failure，MTBF）的计算模型（图16）。

图 16 新建水下控制系统与已投产陵水17-2气田水下控制系统之间的连接关系

从SCM内部结构可知，水下仪表有2种输出类型，分别是单路RS485和双路RS485。根据边界条件，建立了本项目水下控制系统的可靠性定量计算模型（图17），绿色和红色虚线分别表示单路RS485和双路RS485仪表的接入方式（以水下压力温度变送器为例）。

图 17 水下控制系统可靠性框图

本项目水下温压变送器（Production Pressure And Temperature Transmitter，PPTT）等采用双路RS485仪表条件下，水下控制系统的整体可靠性结果表明，由于双路RS485仪表的2路输出通过电接头及飞线直接与SEM A和SEM B连接，实现了仪表供电和通信的冗余设计，同时避免了单路RS485仪表增加切换开关带来的新故障点，仪表至SEM的通信链路故障率由采用单路RS485仪表的2.614 10×10^-6降低至采用双路RS485仪表的0.054 27×10^-6，MTBF提升至311 096 h，显著提高了水下控制系统的整体可靠性（表4）。

表 4　水下控制系统整体可靠性分析结果

3.4　水下生产系统三维干涉分析技术

本项目A13H通过已投产陵水17-2气田的水下分配单元（SDU）上的飞线，连接至本项目新建的水下光电缆终端UTA，受制于已建SDU水下飞线长度的限制，新建水下光电缆UTA基础距离已投产陵水17-2气田SDU基础的间距需要控制在1 m以内，对ROV操作空间提出了严峻挑战。通过搭建SDU、UTA以及水下作业机器人（Remotely Operated Vehicle，ROV）1∶1数字化模型，对水下生产系统的真实安装场景进行了还原。经三维仿真分析，ROV从SDU上拔取电飞线（Electrical Flying Lead， EFL）接头时，距离UTA的安全操作冗余距离为2.13 m（图18）。ROV从SDU上拔取光飞线（Optical Flying Lead，OFL）接头时，距离UTA的安全操作冗余距离为2.73 m。结合全功能作业仿真模拟和现场水下安装验证，ROV能够成功操控飞线接口并实现精准对接，不会发生水下作业干涉风险。

图 18 水下作业机器人从水下分配单元上拔取电飞线接头

3.5　水下生产系统集成测试技术

水下生产系统集成测试（Subsea Integration Test， SIT）是水下采油树、水下控制系统开展海上预调试的前置核心技术环节，旨在验证水下设备间的连接系统界面接口的匹配性，电力、液压、光纤多介质传输链路的控制兼容性，系统安全与故障处置可行性等技术难题，降低深水海上安装调试和生产期间失效风险^［28-30］。本测试平台集成主控站MCS、电力单元EPU、水下采油树水下控制模块SCM、脐带缆模拟工装、测试液压动力单元HPU及全套光电液飞线（图 19），构建完整岸基模拟传输链路。

图 19 水下生产系统集成测试平台示意图

本项目水下生产系统集成测试流程：首先，将水下控制系统各设备通过光电液飞线连接，需对各类飞线两端机械接口的匹配性、锁紧/解锁的插拔性能进行验证，同时开展各类飞线与ROV的界面测试，以模拟ROV操作各类飞线的安装和回收流程；其次，对MCS、EPU、SCM等水下控制系统核心设备上电，开展通信及信号采集测试、阀门控制功能测试、冗余测试、关断及报警测试等内容，全面检验水下控制系统的功能；最后，为验证水下控制系统在长期运行状态下的功能安全性和可靠性，开展不少于7天的系统稳定性测试，持续跟踪水下控制系统的供电和通信情况，期间有间隔性地对阀门进行开关动作，确保整个测试周期水下控制系统的功能正常（图20）。

图 20 水下生产系统集成测试流程

通过水下生产系统集成测试，验证了井下多参数变送器信号同步采集、多路液压阀门控制响应、双链路通信无缝冗余切换、多级关断故障报警测试等集成测试技术。通过采集插拔力矩、液压介质清洁度、光纤光损耗、供电压降波动的测试数据，排查系统连接密封、线缆绝缘或光损缺陷、电磁串扰风险，量化评估系统长期运行稳定性。通过水下集成测试，完成了水下装备全链路性能闭环校验，为深水水下安装调试和运维提供可靠技术支撑。

3.6　水下脐带缆海上预调试技术

水下脐带缆集成电力、液压管路与光纤传输单元，是水下生产系统核心传输载体，服役工况复杂，需建立全流程分级预调试体系保障运行可靠性^［31］。按接收、运输、铺设、下放、回接前、回接后等6个阶段划分测试时序，针对电、管、光纤3类单元设置差异化检测项目。电气单元开展导体电阻、绝缘电阻与时域反射检测，排查线缆本体损伤；液压管单元覆盖压力试验、流量校验、管路清洁度检测，管控液压介质输送稳定性；光纤单元依托光时域反射与通信测试，验证水下信号传输质量。各阶段针对性选取检测项，在施工全过程动态监控脐带缆状态，可提前识别运输、铺设引发的隐性损伤，规避水下作业故障风险，为深水脐带缆现场预调试提供标准化技术依据。本项目水下脐带缆的预调试范围及要求如表5所示。

表 5 水下脐带缆预调试测试范围及要求

注：“X”表示需要开展测试。

4　结论及建议

以陵水17-2气田10d/11d井区开发项目首次采用1 500米级国产化水下生产系统开发模式为例，结合南海深水高温高压、陡峭海底地形、远距离回接等严苛条件，系统阐述了水下生产系统的总体方案设计和关键技术，推动中国水下生产系统核心装备与关键技术实现了由百米级向1 500米级应用水深的跨越，为南海深水油气高效安全开发提供了重要理论依据与工程经验支撑，得到的主要结论及建议如下：

1） 本项目采用压力及温度提级设计、关键零部件可回收、供电与通信“双交叉”冗余配置及采用双路通信仪表等理念，有力保障了1 500米级国产化水下生产系统在深水恶劣环境条件和复杂井流工况下的可靠性，相较500米级国产化水下生产系统，实现了从设计寿命、工作水深等多个参数维度的提升。

2） 本项目作为典型的“新建水下生产系统回接已投产水下设施”的开发场景，详细分析了其接入后对整体系统液压、电力和通信功能的影响，以及新建设施与已投产设施接口的界面匹配性，验证了1 500米级水下生产系统总体设计方案的可行性。

3）通过开展水下生产系统三维干涉分析、集成测试和脐带缆海上预调试技术研究，有效指导了项目实施阶段的系统陆上测试、海上安装及调试工作，降低了深水水下生产系统的安装、调试和运行风险。

4）展望2 000～3 000米级超深水水下生产系统的发展方向，建议布局攻关超深水水下密封、水下增压与分离、水下全电控制、水下远距离输配电、水下集束缆、水下智能化运维监测及故障诊断等关键技术，为中国深水油气资源自主开发提供前瞻性和共性技术储备。

（编辑：吕欢欢）