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随着油田开发逐步深入，为提高油田生产效率，需要不断地调整油田开发生产方案，而这一环节要求必须准确掌握各单井的实时生产数据。然而，对于采用水下生产系统方案进行开发的油田，由于水下流量计存在易出现故障且难以修复等局限性，影响了正常生产过程中对单井产量的计量。为准确可靠获取单井产量，国内海上油田常需采用单井停产的方式进行计量，损失作业时效的同时，也不利于油田安全生产。除此之外，为及时应对油田开发生产过程中潜在的安全风险，要求能够实时监测和预测井筒、海管等关键设备的运行状态，掌握水下生产系统中各模块的工作状态。油田水下虚拟计量技术为单井产量、关键设备运行状态提供了一种全新的监测手段。

虽然国外商业公司的油田水下虚拟计量技术已较为成熟，但该技术的使用成本高昂且涉及油田信息管理等问题。为打破国际商业公司在油田水下虚拟计量技术方面的垄断，研究总院成立了“水下油田虚拟计量装置研发团队”，以流花4-1油田为试验区，秉持“产学研用、解决现场难题、推动科技成果转化”的研究思路，针对电潜泵运行模型并改进井筒内油气水多相流动模型等一系列科研难题进行攻关，解决该技术潜在的‘卡脖子’风险。“实现水下油田虚拟计量技术的国产化，有利于降低该技术的使用成本，同时可有效保护我国海上油田的油藏、生产数据等信息”研发团队负责人姚海元说。

在装置研发过程中，井筒管流模型与电潜泵模型的研究是关键技术难点。由于缺少井筒管流模型与电潜泵运行模型建立经验，研发团队查阅139篇文献，参考已在国外多个油田广泛应用的数十个理论模型，结合流花4-1油田的实际情况对模型进行调试、比选，并创新性地进行系数修正，利用目标油田历史运行数据不断地改进校验模型，最终成功利用该模型将井筒与海管沿线温度、压力预测精度以及各单井产量的计算误差控制在±10%以内，为成功研发水下油田虚拟计量装置迈出关键一步。

为保证装置的易用性和顺利实施，研发团队定期同现场技术人员进行技术数据澄清，及时根据现场建议优化装置界面，确保技术人员能在第一时间拿到准确数据。面对今年疫情防控和低油价双重挑战，项目组成员排除万难、集中力量攻关，反复与流花作业区现场作业人员开展技术需求沟通，制定详细的装置测试方案，完成FAT测试；克服疫情影响两次前往南海挑战号与现场技术人员开展技术交流，落实虚拟计量装置的安放位置，与中控系统进行通信测试，协调安排后期维护计划，最终保证了虚拟计量装置如期完成现场安装、测试与运行。

水下油田虚拟计量装置在流花4-1油田的成功应用，不仅打破该项技术长期受国外垄断的现状，而且整体价格约为国外同类商用软件系统的30%，比购置国外同类产品节约成本近500万元，实现降本增效。下一步，研发团队将以流花11-1油田为试验区，加大水下虚拟计量技术的应用推广，为水下油田流动安全提供保障，为数字化智能油田建设打下基础，为落实落细集团公司“1534”总体发展思路贡献科技力量。