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　　从2014年下半年开始，国际油价的持续断崖式下跌给全球石油工业带来了沉重的打击，除了出售油气资产、削减投资、裁员降薪等措施外，各大石油公司也不约而同地采取了以科技创新推进公司降本增效的相关举措。就开发成本较高的深海油气资源而言，追求更经济高效的新技术成为跨越开发屏障的必由之路，“海底工厂”这一新生事物也在此时应运而生。初识“海底工厂”

　　挪威国家石油公司是“海底工厂”这一新概念的提出者，也是海洋油气开发海底化的先驱，其进行的项目涵盖了海底开发的所有主要类型。“海底工厂”是利用水下设备对从地层产出的流体在海底进行分离处理，以提高油气最终采收率，减少海面生产处理设施的投入，减少对环境产生的影响，从而实现海洋油气经济高效开发。它是一个集油气水三相分离技术、水下增压技术、处理后的原油存储海底以及产出处理后进行回注于一体的“水下油气处理厂”。从某种意义上讲，“海底工厂”可以看做是传统的水下生产系统的技术升级版。

　　相较于传统的水下生产系统，“海底工厂”有4项关键技术的突破，分别是海底增压系统、海底气体压缩系统、海底分离与产出水回注系统、海底输配电系统。海底增压系统是海底工厂的核心，可将海底采出来的油气举升至海上平台；海底气体压缩系统是实现挖潜剩余油气资源、提高气藏最终采收率的关键；海底分离系统可在海底实现油、气、水的分离；海底输配电系统的高可靠性对于未来海底工厂的成功应用具有非常关键的作用。

　　“海底工厂”的分类

　　“海底工厂”将成为深水、北极和离海岸线更远的油气田开发的有效手段。为了能够适用于多种类型的海上油气田，挪威国家石油公司2013年将海底工厂分为3类：褐色油田海底工厂，绿色油田海底工厂和面向市场的海底工厂。褐色油田海底工厂旨在提高老油田的采收率、维持或提高产量，海底增压与压缩是最为关键的技术。绿色油田海底工厂旨在实现海洋油气开发向更远、更深和更冷领域拓展。要做到这一点，需消除油气从海底到处理工厂的瓶颈，通过流动保障技术实现油气长距离输送。此外，绿色油田工厂中的新技术还包含海底分离、天然气处理与增压、高黏度泵送及冷油传输等处理技术。面向市场的以需求为导向的油气处理和输送海底工厂，在符合市场规范的情况下，根据不同开发对象对模块进行灵活组合，以满足不同类型油气田开发需求。面向市场的海底工厂可以应用于北极油气开发和利用现有气体输送系统的油田开发，2020年之后将可能成为现实。

　　“海底工厂”的应用前景

　　我国南海油气资源极其丰富，石油地质储量约在230~300亿吨之间，70%蕴藏于深海，但深水区域特殊的自然环境和复杂的油气储藏条件决定了深水油气勘探开发具有高投入、高回报、高技术、高风险的特点。“海底工厂”可节约更多的能源，从而提高能源效率。由于它对于水深的要求不敏感，且不受海面恶劣风浪环境的影响，其安全性高，适用范围广，是深水和恶劣环境下油气田开发技术的一个重大突破，在未来极地冰区的海洋油气开发中也有广阔的应用前景，将成为北极等恶劣环境、深水卫星油田开发的有效手段。

　　“海底工厂”或将为我国深水油气田经济高效开发提供一个不错的选择，但它的成功应用需要石油公司与设备制造厂商的共同合作。目前，国外在这方面已经取得了一些阶段性成果，而我国在这方面才刚刚起步，石油企业应通过加强国际交流与合作，学习借鉴国外的成熟经验，加快该领域的研究步伐。

　　绕不开的四大关键

　　“海底工厂”涉及4项关键技术，分别是海底增压系统、海底气体压缩系统、海底分离与产出水回注系统、海底输配电系统。目前，这4项技术已有不同程度的发展。

　　海底增压系统。按照流体特性，海底增压系统可分为增压泵和压缩机。水下增压泵是较为成熟的水下生产工艺设备。目前，水下增压泵最深的安装纪录是英国石油公司在墨西哥湾的king油田，水深约1670米。通过应用水下增压泵，预计该油田产量可提高20%，采收率可提高7%，油田的经济寿命可延长5年。世界上第一台水下湿气压缩机用于挪威的Ormenlange气田，将井口产出气体直接输送至120公里以外的陆上终端。

　　海底气体压缩系统。挪威国家石油公司联合众多供应商共同研发，历时10年，花费了大约1100万个工时，采用了超过40项新技术，终于在2015年建成了全球首个海底天然气压缩系统。该技术应用于挪威海的一座气田(水深约300米)，打开了石油公司在远离海岸更深水域进行油气开发的新机会。与传统平台压缩相比，该技术除了能提升回收能源的效率外，还能显著降低能源消耗和二氧化碳的排放。

　　海底分离与产出水回注系统。多家石油公司已成功应用该技术，使一些采用常规生产系统无法开采的油藏变得经济可采。巴西国家石油公司在坎坡斯盆地Marlim油田900米水深部署了用于分离深水海底重质油和水的分离系统，首先进行气液分离，再进行油水分离，打破了浮式生产装置处理能力有限的瓶颈。该系统采用水力旋流技术进行油水分离，并将产出水回注油藏，保持油藏压力。同时，在管状分离器的出口端安装砂液喷射系统，除去水中的砂粒，防止损坏注水系统，伤害储层，产出砂与原油一起输送至地面进行处理。

　　海底输配电系统。安装水下生产工艺设备需要较多的电力支持，因此必须采用高压输配电的方式，有水下电力分配设备的支持，包括水下的电力降压变压器、中压开关柜以及变频器。与水面上的同类设备不同，这些设备均要考虑水下的特殊环境，并满足在水下进行快速连接操作和无需维护的要求。

　　挪威国家石油公司与瑞士ABB公司合作，开发适应3000米水深、距离超过600公里的输电、配电和电力转换系统，为大型海底泵和气体压缩机提供高达100兆瓦的电力供应。海底输配电系统采用单一的电源电缆供电，承受多种电力负载，相比现有的每个负载采用一根电缆，可大幅降低成本。该技术处于研发阶段，尚未应用。

　　海油水下技术发展现状

　　传统的水下生产系统是二十世纪六十年代发展起来的，它利用水下完井技术结合固定式平台、浮式生产平台等设施组成不同的海上油田开发形式，可避免建造昂贵的海上采油平台，节省大量建设投资，受灾害影响较小，可靠性强。

　　近年来，中国海油在水下生产系统研究方面，依托国家科技重大专项课题、国家863课题以及总公司综合科研课题等形式，突破了多项水下生产系统设计关键技术，具备了水下生产系统总体方案及概念设计能力，基本具备水下生产系统基本设计能力，开展了水下生产系统的设计和样机研制，初步完成了水下生产系统通用设计体系文件编制，相关设计成果已经在荔湾3-1气田、流花4-1油田、文昌10-3气田等多个油气田开发中得到了应用。

　　虽然中国海油已拥有50多套水下生产系统，但深水及超深水相关设计经验还相对缺乏，电力系统设计、控制系统设计等关键技术仍需进一步攻克，水下生产系统设计技术体系尚不完备，还需进一步健全。