水下生产系统
第一章：水下生产系统发展概述
1、从浅水走向深水
原因
?对能源需求的增长
?陆上及浅水资源开发已经到达成熟期，并开始减少。
?高油价，降低开发成本
?深水技术的快速发展（深水钻井技术、水下增压和分离技术等）
水深、环境条件、油气田位置和油气输送成本等综合因素决定了油田的开发方案
为何采用水下生产系统？
?能将井口布置在现有平台有效钻井范围以外的地方；
?高油价，降低开发成本；
?深水技术的快速发展（深水钻井技术、水下增压和分离技术等）
2、水下生产系统组成
立管和海管、水下采油树、水下增压系统、水下分离系统、回注系统、水下管汇、跨接管、管道终端、连接器
3、我国水下生产系统发展展望
1)国外规范和成熟经验是重要参考资料
2)但由于中国南海海域的特殊条件（台风频繁、较强的内波流作用、复杂海底
地形、油田离岸距离远等），相关的技术不可能完全照搬，必须针对南海的独特海况与离岸距离，做出创新性的研究与设计。
3)采油树结构复杂，涉及机械、力学、密封、材料、控制、安全、钻井、海洋
工程等学科。一旦具备了水下采油树的设计、制造、安装和测试能力，就可以设计制造其他水下产品，突破国外技术封锁，自主开发深水油气田。
第二章：立管系统
立管主要功能
生产立管:将流体从地底油藏传输到海面浮式设施
注入立管:回注气体或液体到地底油藏
外输立管:将处理过的油气传输到陆上或穿梭油轮
钻井立管:钻井工具通道
立管类型
从本身的特点可分为钢悬链线立管（SCR）、顶部张紧立管（TTR）、柔性立管（FR）、混合立管（HR）
深水立管的主要挑战：
立管系统的费用对水深非常敏感；
立管系统的安装费用对水深也非常敏感；
安装时需要具有足够能力的特殊安装船舶；
对于焊接和检验质量的要求高；
在立管设计中的主要考虑因素为重量和疲劳寿命。
立管的组装
柔性立管和脐带缆通过陆上组装而成；
SCR通过立管安装船舶焊接作业线组装而成；
TTR通过连接法兰或连接接头组装而成。
SCR容易发生破坏的部位
顶部柔性接头和底部触地点
TTR顶部张紧系统形式
浮筒式和张紧器式
FR优点
无VIV
连接和解脱方便
疲劳寿命长
管线在海底覆盖面积小
可重复利用
抗腐蚀性能好
FR类型
UN-BONDED PIPE 和BONDED PIPE
混合立管特性
经济有效
具有独立的浮筒
对浮式平台的负载小
紧凑构型–占地面积小
在有限的空间内能容纳多根立管
消除了单独垂直立管的相互影响
无管土相互作用影响
立管设计考虑因素
1）立管功能要求
2）海洋环境条件
3）工程地质条件
4）施工场地条件
5）施工机具条件
第三章：水下采油树
采油树功能
?采油——把流体从井中输入到海底管道(生产型采油树)或者把水和气注入到海底（注入型采油树）
?安全控制——通过控制系统指挥，关闭阀门，保证流体的输送或者注入都能够安全地停止，防止水下事故发生。
?压力调节——调节环空压力，可以释放完井时的多余压力。
?连接功能——采油树和井口设备及跨接管连接器等连接。
?其他功能，例如用于酸化、裂化、生产测试、往井下注入化学试剂等。
水下采油树的基本类型
?立式采油树
?卧式采油树
立式和卧式采油树的区别
立式采油树的阀门是在竖直的生产通道上放置，油管悬挂器放置在井口头或者油管头内，因此要想进行提起油管修井需移开采油树。
卧式采油树是将控制生产的阀门水平放置，将油管悬挂器放置在树体内部，以此使竖直通道可以与井下连通，可以不用回收采油树而进行提起油管修井。
卧式采油树的类型
分体式采油树和整体式采油树
卧式采油树标准核心部件
树体
井口连接器
油管悬挂器
内部采油树帽
顶部阻塞器
采油树帽
控制模块（SCM）
穿越器
采油树选型依据
井的参数
控制系统选型
流动性
井口头型式
第四章：水下管汇
管汇主要作用：
1)减少浮式装置（平台）上立管的数量，以使平台所受载荷最小并节约平台空间，降低管线成本；
2)在浮式装置到达之前，可以提前安装，缩短油田建设工期；
3)优化水下设施布局。
管汇主要部件：
水下管汇系统主要包括管汇主体、清管回路模块、控制模块、保护结构、中间部分、防沉板、支撑结构等几大模块组成。
管汇按功能分类
集油管汇、分配管汇、混合管汇
管汇结构设计通常包括：
生产管线设计、结构框架设计、药剂注入管线设计
第五章：跨接管
跨接管类型
垂直跨接管：倒U、M肘管、M弯管、三维
水平跨接弯：无海底支撑、有海底支撑、三维
跨接管设计方法
壁厚设计、悬跨长度设计、形状确定、强度校核、吊装和下放分析
第六章：管道终端
管道终端结构组成：
管道终端（PLET）安装方法：
首端安装和末端安装
第七章：水下连接器
连接器系统组成：
连接器本体——预先连接在跨接管端部
毂座——预先安装在水下管汇或采油树上
安装工具——套在连接器本体上，用于连接器锁紧和解锁
其它辅助工具——包括ROV、密封件更换工具、毂座清洗工具等
连接器按连接原理分类型
卡箍式连接器和套筒式连接器
连接器按驱动方式分类型
液压式连接器和机械式连接器
第八章：潜水器技术
常见的潜水器系统大致可分为：
载人潜水器（HOV）
自治潜水器（AUV）
带缆无人遥控潜水器（ROV）
深海拖曳系统（DT）
水下滑翔器（Glider）
ROV的分类
观察级ROV 和工作级ROV
第九章：深水海上油气田工程开发模式
第十章：安装技术
深水设备安装工程需要考虑的主要问题分为以下几个方面：
1、提升与下放系统：该问题主要考虑下放载荷的重量，提升载荷的动态响
应，提升系统的提升能力。
2、载荷控制与定位：该问题主要包括：准确定位、放置海床时的稳定性。
3、气候窗条件
水下生产系统的三种安装方法
传统吊装法
滑轮法
下摆法
深水立管安装方法
S-LAY、J-LAY、REEL-LAY
水下生产控制系统验证测试 水下生产控制系统应进行质量鉴定试验以验证设备在特定工作条件下的性能。作为替代，制造商应提供与工业实际（设备按指定要求即将完成的）相一致的证明文件或其他客服证据。 这一条款规定了用来鉴定产品设计的质量鉴定试验。用于设计鉴定的设备或工装夹具应该是在设计，尺寸和材料方面具有代表性的生产模型。 如所设计产品的安装，形式，功能或材料上有任何变化，制造厂应文字记录这些变化对产品性能的影响。重大的设计变动就成为一个新的设计需要重新认证（重大变动是指由制造厂确定的影响产品在其作业环境中性能的变化）。如材料的适应性能通过其他方法实现，材料的变化不需要重新认证。 应对SEM进行形型式试验以鉴定温度循环和振动相关的设计。 进行所有试验时应考虑人员安全和对周围区域潜在的破坏。 宜进行综合实验程序以确保满足控制系统的性能要求。 1.质量鉴定试验 1.1净水压力试验（内部和外部） 作为质量鉴定试验的一部分，宜对所有的受压组件或装备进行静水压力试验。额定压力小于或等于103.4MPa（15000 psi）时应在1.5倍的设计压力下进行静水压力试验。额定工作压力超过103.4MPa（15000 psi）时的内部净水压力试验应在1.25倍设计压力下进行。外部静水压力试验应在1.1倍设计围压下进行。 试验压力应在任何组件，管线或节点没有外部流体泄露的情况下最少保持10min。 试验期间所有的液压蓄能器应与回路隔离。 控制设备的低压部分，如适用，包括储液罐，低压过滤器，泵吸入管线和系统返回管线，都不进行静水压力（试验压力）试验。 1.2 最小和最大温度试验 应进行质量鉴定试验以证明小于或等于最小额定工作温度，大于或等于最大额定工作温度时的设备性能。 1.3 周期试验 对具有周期操作性能的设备应进行模拟长期现场作业的质量鉴定试验。试验周期应等于或超过指定应用的周期。 2.出厂验收试验（FA T）
海上油气开采工程与生产系统 中海工业有限公司 第一章海上油气开采工程概述 海底油气资源的存在是海洋石油工业得以发展的前提。海洋石油资源量约占全球石油资源总量的34%，全球海洋石油蕴藏量约1000多亿吨，其中已探明的储量约为380亿吨。世界对海上石油寄予厚望，目前全球已有100多个国家在进行海上石油勘探，其中对深海进行勘探的有50多个国家。 一、海上油气开采历史进程、现状和将来 一个多世纪以来，世界海洋油气开发经历如下几个阶段： 早期阶段：1887年～1947年。1887年在墨西哥湾架起了第一个木质采油井架，揭开了人类开发海洋石油的序幕。到1947年的60年间，全世界只有少数几个滩海油田，大多是结构简单的木质平台，技术落后和成本高昂困扰着海洋石油的开发。 起步阶段：1947年～1973年。1947年是海洋石油开发的划时代开端，美国在墨西哥湾成功地建造了世界上第一个钢制固定平台。此后钢平台很快就取代了木结构平台，并在钻井设备上取得突破性进展。到20世纪70年代初，海上石油开采已遍及世界各大洋。 发展阶段：1973年～至今。1973年全球石油价格猛涨，进一步推进了海洋石油开发的历史进程，特别是为了应对恶劣环境的北海和深水油气开发的需要，人们不断采用更先进的海工技术，建造能够抵御更大风浪并适用于深水的海洋平台，如张力腿平台（TLP）、浮式圆柱型平台（SPAR）等。海洋石油开发从此进入大规模开发阶段，近20年中，海洋原油产量的比重在世界总产油量中增加了１倍。进军深海是近年来世界海洋石油开发的主要技术趋势之一。 二、海上油气开采流程 海上油气田开采可划分为勘探评价、前期研究、工程建设、油气生产和设施弃置五个阶段： 勘探评价阶段：在第一口探井有油气发现后，油气田就进入勘探评价阶段，这时开发方面的人员就开始了解该油气田情况，开展预可行性研究，将今后开发所需要的资料要求，包括销售对油气样品的要求，提交勘探人员。 前期研究阶段：一般情况，在勘探部门提交储量报告后，才进人前期研究阶段。前期研究阶段主要完成预可行性研究、可行性研究和总体开发方案(ODP)。前期研究阶段也将决定油气田开发基础，方案的优化是最能提高油气田经济效益的手段。因此，在可行性研究和总体开发方案( ODP ）上都要组织专家进行审查，并得到石油公司高级管理层的批准。 工程建设阶段：在工程建设阶段，油藏、钻完井和海洋工程方面的主要工作是成立各自的项目组，建立有效的组织结构和管理体系，组织基本设计编写并实施，对工程质量、进度、费用、安全进行全过程的管理和控制，使之达到方案的要求。
水下生产系统 第一章：水下生产系统发展概述 1、从浅水走向深水 原因 ?对能源需求的增长 ?陆上及浅水资源开发已经到达成熟期，并开始减少。 ?高油价，降低开发成本 ?深水技术的快速发展（深水钻井技术、水下增压和分离技术等） 水深、环境条件、油气田位置和油气输送成本等综合因素决定了油田的开发方案 为何采用水下生产系统？ ?能将井口布置在现有平台有效钻井范围以外的地方； ?高油价，降低开发成本； ?深水技术的快速发展（深水钻井技术、水下增压和分离技术等） 2、水下生产系统组成 立管和海管、水下采油树、水下增压系统、水下分离系统、回注系统、水下管汇、跨接管、管道终端、连接器 3、我国水下生产系统发展展望 1)国外规范和成熟经验是重要参考资料 2)但由于中国南海海域的特殊条件（台风频繁、较强的内波流作用、复杂海底 地形、油田离岸距离远等），相关的技术不可能完全照搬，必须针对南海的独特海况与离岸距离，做出创新性的研究与设计。 3)采油树结构复杂，涉及机械、力学、密封、材料、控制、安全、钻井、海洋 工程等学科。一旦具备了水下采油树的设计、制造、安装和测试能力，就可以设计制造其他水下产品，突破国外技术封锁，自主开发深水油气田。 第二章：立管系统 立管主要功能 ?生产立管:将流体从地底油藏传输到海面浮式设施 ?注入立管:回注气体或液体到地底油藏 ?外输立管:将处理过的油气传输到陆上或穿梭油轮 ?钻井立管:钻井工具通道
立管类型 从本身的特点可分为钢悬链线立管（SCR）、顶部张紧立管（TTR）、柔性立管（FR）、混合立管（HR） 深水立管的主要挑战： ?立管系统的费用对水深非常敏感； ?立管系统的安装费用对水深也非常敏感； ?安装时需要具有足够能力的特殊安装船舶； ?对于焊接和检验质量的要求高； ?在立管设计中的主要考虑因素为重量和疲劳寿命。 立管的组装 ?柔性立管和脐带缆通过陆上组装而成； ?SCR通过立管安装船舶焊接作业线组装而成； ?TTR通过连接法兰或连接接头组装而成。 SCR容易发生破坏的部位 顶部柔性接头和底部触地点 TTR顶部张紧系统形式 浮筒式和张紧器式 FR优点 ?无VIV ?连接和解脱方便 ?疲劳寿命长 ?管线在海底覆盖面积小 ?可重复利用 ?抗腐蚀性能好 FR类型 UN-BONDED PIPE 和BONDED PIPE 混合立管特性 ?经济有效 ?具有独立的浮筒 ?对浮式平台的负载小 ?紧凑构型–占地面积小 ?在有限的空间内能容纳多根立管 ?消除了单独垂直立管的相互影响 ?无管土相互作用影响 立管设计考虑因素
GB/T21412《石油天然气工业水下生产系统的设计与操作》分为九个部分: ---第1部分:总要求和建议; ---第2部分:水下和海上用软管系统; ---第3部分:过出油管(TFL)系统; ---第4部分:水下井口装置和采油树设备; ---第5部分:水下控制管缆; ---第6部分:水下生产控制系统; ---第7部分:修井和(或)完井立管系统; ---第8部分:水下生产系统远程作业机器人(ROV)接口; ---第9部分:远程作业工具(ROT)维修系统。 本部分为GB/T21412的第4部分,对应于ISO136284:1999《石油和天然气工业水下生产系统的设计与操作第4部分:水下井口装置和采油树设备》(英文第1版)。本部分等同翻译ISO136284:1999,为了便于使用,本部分做了下列编辑性修改: ---ISO13628的本部分改为GB/T21412的本部分或本部分; ---用小数点.代替作为小数点的逗号,; ---将ISO136284:1999中的ISO10423和ISO10423:1994统一为ISO10423:1994; ---在第2章引用文件中,用ISO13533、ISO13625、ISO13628 3 分别代替APISpec16A、APISpec16R、APIRP17C 并增加了标准中文名称; ---对表面粗糙度值进行了转换; ---表7(A)中转换了螺栓直径并增加了螺栓孔直径公制尺寸值;表9(B)和表10(B)中增加了螺栓孔直径公制尺寸值; ---表G.1中增加了螺栓直径和螺距公制尺寸值; ---删除了ISO136284:1999的前言和引言; ---增加了本部分的前言。 本部分的附录E、附录G 和附录H 为规范性附录,附录A、附录B、附录C、附录D、附录F和附录I为资料性附录。 本部分由全国石油钻采设备和工具标准化技术委员会(SAC/TC96)提出并归口。 本部分负责起草单位:宝鸡石油机械有限责任公司。 本部分参加起草单位:中国海洋石油总公司、石油工业井控装置质量监督检验中心。 本部分主要起草人:杨玉刚、范亚民、李清平、张斌。 目录 前言Ⅴ 1 范围1 2 规范性引用文件3 3 术语、定义、符号和缩略语3 3.1 术语和定义3 3.2 符号和缩略语8 4 使用条件和产品规范级别9 4.1 使用条件9 4.2 产品规范级别PSL 9 5 系统一般要求10
水下油气生产系统控制模块组成及应用 摘要本文以南海某气田工程项目为背景，介绍了水下采油树控制模块在油气田开发中的使用情况，简单分析了水下控制模块的工作原理、组成结构以及控制方式，为今后水下油气生产系统中电液复合控制系统的使用提供实践参考。 关键词复合电液控制；水下生产系统；控制系统；水下控制模块 前言 南海某气田位于中国南海东部珠江口盆地，距香港东南约250公里，水深最深约350米。该气田依靠气田自身压力，通过水下采油树利用海底管道接到PY 中心平台，然后接到LW中心平台，与气田群生产的天然气混合后，外输至陆地终端。 1 水下生产控制系统 目前海洋油气开发工程中，水下生产控制系统大致分为三类：全液压控制系统（直接液压、先导液压、顺序液压）；电液控制系统（直接电控液压系统、复合电液控制系统、光电复合液压控制系统）和全电式控制系统[1]。该气田控制系统采用了复合电液控制系统，将多个水下控制模块连接到同一根脐带缆的终端上，在平台或浮体上的控制室可以操作水下设备的阀门及获取工作状态。其特点是响应速度快、传输距离长、易实现集中控制。 2 水下控制模块系统 水下控制模块是复合电液控制方式的重要组成部分，水下控制模块（SCM）用于采集水下设施的数据、井下数据，控制水下阀门的开启、闭合。主要完成内部压力传感器、节流阀位置指示器、下游压力/温度传感器、环空压力传感器、井下压力/温度传感器、上游压力/温度传感器、多相流量计、化学药剂注入计量阀、腐蚀监测器及砂传感器等的数据采集，并将信息发送至水面主控站，典型外部连接图见图1。 2.1 水下电子模块（SEM）系统 水下电子模块（SEM）是水下采油树控制模块的核心部件，采用冗余设计。主要功能是接收水面主控站的控制信号，完成电磁阀的换向，从而引导液压液的流向来驱动阀门执行器；另外，采集水下采油设备上的传感器数据，经过处理后传送到水面主控站，实现水下油气生产的检测作用，保证水下生产的顺利进行。 水下电子模块采用模块化设计，包括阀门控制板、通信接口板（包括内部总线通讯及外部通讯卡）、电源板、I/O板（数据采集板）和主控板等。主控站可以对SEM程序进行重新配置，具备大容量的内存，可临时存储相关数据，典型水
龙源期刊网 https://www.doczj.com/doc/8a1040097.html, 水下油气生产系统控制模块组成及应用 作者：李文祥王琨郭骏 来源：《科学与信息化》2017年第05期 摘要本文以南海某气田工程项目为背景，介绍了水下采油树控制模块在油气田开发中的使用情况，简单分析了水下控制模块的工作原理、组成结构以及控制方式，为今后水下油气生产系统中电液复合控制系统的使用提供实践参考。 关键词复合电液控制；水下生产系统；控制系统；水下控制模块 前言 南海某气田位于中国南海东部珠江口盆地，距香港东南约250公里，水深最深约350米。该气田依靠气田自身压力，通过水下采油树利用海底管道接到PY中心平台，然后接到LW中心平台，与气田群生产的天然气混合后，外输至陆地终端。 1 水下生产控制系统 目前海洋油气开发工程中，水下生产控制系统大致分为三类：全液压控制系统（直接液压、先导液压、顺序液压）；电液控制系统（直接电控液压系统、复合电液控制系统、光电复合液压控制系统）和全电式控制系统[1]。该气田控制系统采用了复合电液控制系统，将多个 水下控制模块连接到同一根脐带缆的终端上，在平台或浮体上的控制室可以操作水下设备的阀门及获取工作状态。其特点是响应速度快、传输距离长、易实现集中控制。 2 水下控制模块系统 水下控制模块是复合电液控制方式的重要组成部分，水下控制模块（SCM）用于采集水下设施的数据、井下数据，控制水下阀门的开启、闭合。主要完成内部压力传感器、节流阀位置指示器、下游压力/温度传感器、环空压力传感器、井下压力/温度传感器、上游压力/温度传感器、多相流量计、化学药剂注入计量阀、腐蚀监测器及砂传感器等的数据采集，并将信息发送至水面主控站，典型外部连接图见图1。 2.1 水下电子模块（SEM）系统 水下电子模块（SEM）是水下采油树控制模块的核心部件，采用冗余设计。主要功能是接收水面主控站的控制信号，完成电磁阀的换向，从而引导液压液的流向来驱动阀门执行器；另外，采集水下采油设备上的传感器数据，经过处理后传送到水面主控站，实现水下油气生产的检测作用，保证水下生产的顺利进行。
189 目前，渤海受地面因素限制的探明储量因受军事、航道、生态红区等因素影响未得到开发。水下生产系统结合水面处理设施形成特有的油田开发方式，具有广阔的应用空间，其特有的油田开发方式可突破条件限制，使上述油田得以经济有效开发。多年来水下生产系统多用于南海深水油田，其关键设备及技术均依托国外公司，高昂的投资成本及维护费用使其无法在渤海油田推广。浅海开发以国内设备及技术为主导，吸收国外先进技术，结合渤海浅水环境条件优化水下生产系统，形成适合于渤海油田的水下开发模式，将成为解决渤海受限油田开发问题的重要手段之一。根据油气田的特点和作业者的开发策略，目前水下生产系统典型的应用形式如下：卫星井形式：单个卫星井直接回接到附近水下或水面依托设施；丛式井基盘/管汇形式：分散单个或多个卫星井分别回接到海底管汇；集中式基盘/管汇形式：多口井共用一个集中式基盘/管汇；管道串接式形式：各个井或井组管汇通过管道串联在一起；沉箱形式：将井口和井组管汇等水下设施放置在一个沉箱之中。由于目标油田有9口井集中布置，管道串接式形式不适用于目标油田的水下生产系统布置。 卫星井形式：9口水下井口分别通过9根海管直接连接至依托的采油平台的生产管汇。本方案没有水下管汇，控制系统等可直接由水上平台进行，减少了投资。但由于目标油田处于军事区内，水上设施需要根据实际情况不定期进行临时撤离，撤离时需要与水下设施进行解脱，海管有8条，电缆1根，脐带缆1根，撤离时都需要解脱，解脱的工程量很大，水下施工难度也比较大。 丛式井形式：在水下设置一个井口基盘，一个管汇基盘，井口和管汇之间通过跨接管连接，水下管汇通过海管、脐带缆和电缆与水上依托平台相连接。 集中式形式：在水下设置一个集中基盘，井口和管汇布置在基盘内，再通过海管、脐带缆和电缆与水上依托平台相连接。 沉箱形式：在水下设置一个沉箱，井口和水下管汇布置在沉箱内，再通过海管、脐带缆和电缆与水上依托平台相连接。沉箱内空间有限，无法利用ROV操作，只能依靠潜水员，水下设备的安装及后期的维护较为困难，费用较高。 利用电潜泵开采，生产期间修井频率较高，操作困难，修井操作时需要将沉箱盖吊起放置在驳船上运走，修井结束后再运回安装。 由于水上设施需要经常解脱，卫星井形式解脱工程量很大，水下施工难度比较高。综合对比，丛式井方案无论从设备费用、海底管道、立管以及海上施工 工程量来说都比较经济，同时也比较适合于井位集中的油藏的开发。 浅水水下控制系统：将水下的控制所有信号引到依托的采油平台上，水下生产系统的监控和管理由安装在依托的采油平台组块上控制系统完成。目标油田水下生产系统的监控和管理由安装在依托的采油组块上控制系统完成，控制系统主要包括水上和水下两部分，水上部分有：仪表气过滤装置、气控单元、液压单元、单井控制模块、脐带缆水上分线箱等；水下部分有：脐带缆水下分线箱、单井飞线、单井水下模块等。控制信号、控制用电、液压液采用脐带缆从依托的采油平台组块传输至水下，经脐带缆水下分线箱分配到各个井口的水下控制模块。根据水下井口的布置情况，脐带缆的容量考虑设置7口油井，1口注水井，1口预留井的规模。采油平台控制系统位于平台中控室内，通过脐带缆将控制和液压信号送至各水下控制模块，通过操纵电磁导向阀和监控水下仪表对目标油田水下井口进行监视、控制及关断。井上安全阀、井下安全阀采用液压控制，当发生故障时，能自动关断井上安全阀和井下安全阀。也可以在单井控制模块上有选择地对每口井的井上安全阀和井下安全阀进行手动操作和控制。水下控制模块有与依托的采油平台中控系统的通讯能力，能与采油平台控制系统通信传输各类控制信号和关断信号。 考虑到渤海海域海底表层土质较为松软，不适宜采用重力式基础，因此管汇基盘结构采用桩基方案。井口基盘结构，考虑采用隔水套管与基盘结构连接，将隔水套管作为基盘结构的支撑基础。 目标油田位于军事区内，水上依托的采油平台要在军事活动期间撤离，撤离时需要与水下生产系统解脱。在军事活动结束后再回来就位与水下生产系统连接。因此在设计时要考虑海管、脐带缆和海缆的解脱与回接。 本项目采用水下解脱的形式 ，在设计时将立管和采油平台的桩腿固定在一起，在立管底端膨胀弯处设置连接法兰和海缆/脐带缆接口，在水下实现解脱和连接。 解脱时海管在水下将连接法兰打开，将膨胀过渡管与海管和立管解脱，同时需防泄漏封堵。 脐带缆和电缆设置了水下连接过渡设备，在水下连接过渡设备处将电缆和脐带缆拔出，然后在水上通过绞车收回平台。 渤海浅海水下生产系统技术研究，将深水油气田开发的主要模式推广至渤海，解决渤海部分油田因位于受限区域而无法开发的问题，将为渤海油田保持长期稳产、高产做出重要贡献。 浅海水下生产系统研究 董庆国 中海石油（中国）有限公司天津分公司 天津 300459 摘要：结合渤海浅水环境条件优化水下生产系统，描述了适合于渤海油田的水下开发的方案。关键词：水下生产系统?浅海油气田开发
水下生产系统测试 水下生产系统由一个或多个生产油气的水下井口，所依托的给定的处理设施（固定平台，浮式设施，水下设施），或岸上处理设施等各个子系统，或通过注水/气开发的水下井口等部分组成。 相关测试主要是根据落物原理，保护结构设计/作业程序应保证水下设备不被落物，捕鱼工具以及其他相关偶发载荷损害。 1.1原油系统中的腐蚀性评价 1.1.1腐蚀评价至少廊包括以下内容： ——CO?：含量； ——H?S含量； ——氧气含量以及其他氧化剂的含量； ——操作压力和温度； ——酸碱度，PH值； ——卤化物浓度／水的化学特性： ——速度、流型。 1.1.2 如果系统中的某部分在水露点以下运行，可明确为湿气系统。 1.1.3 CO?腐蚀评估应以公认的腐蚀预测模型或者该油气田以前的作业经验基础。 1.1.4 进行管线防腐设计时，缓蚀剂效率应按８５％计算，并考虑乙二醇／甲醇注入对防腐效率的影响。 1.1.5除非有可用的相关的现场资料或者测试资料，否则缓蚀剂的实际效率应有缓蚀剂测试验证的记录。 缓蚀剂性能评估要完全能反应出产品组分、腐蚀性和流型相关的预期工作
环境条件。 1.1.6 在含有冷凝水的油气管路系统中，通过应用维合了ｐＨ稳定剂的缓蚀剂，而不是单独使用缓蚀剂，可以降低腐蚀性。除非有相关的文献资料，否则缓蚀剂和ｐＨ稳定剂的共同作用效果应通过腐蚀测试进行确认和记录。 1.1.7 在开采周期内要评价“含硫”带来的风险，尤其是预计进行注水作业时。 1.1.8 应用在“含硫”场合（H?S）的碳钢、低合金钢和耐腐蚀合金应满足ＧＢ／Ｔ２０９７２．１２００７[1]中的要求。 1.1.9 如果根据上述条件的规定，其应用场合确定为“含硫”场合，那么干燥法或者缓蚀剂的使用也不能降低对使用抗硫材料的要求。 1.2注水系统中的腐蚀评估 1.2.1注水系统包括脱气后的海水，未经处理的海水，产出水，地层水及相关注入系统设备。 1.2.2在常规的脱气工艺中，进行脱气后注入海水的腐蚀分析时，应以适当 : 的最大作业温度和以下氧气当量水平为基础 1.2.3低腐蚀条件下使用的碳钢作为水下注水管线，其最小腐蚀内容容许值为3mm （0.118in）。如果腐蚀裕度大于3mm-4mm，设计宜考虑固体耐腐蚀合金或包覆管