一、 导言
干采油树及其有关的地面加工设备在监控、维护、容易接近、产量的调整和最佳化方面的优点都大大地超过水下采油系统。这些优点连同把油运送到地面的压力问题一起都被广泛地认为是水下采油在油层最终采收率方面未能达到目标的最主要原因。在非常浅的水域中和陆地上存在的全范围选择方案仍然不能适应于深水采油，但是水下采油的采收率高，无需对地面不动产设备进行投资，费用低，这些正在使作业者对以前的看法产生改变。
水下采油的常规解决办法是把井内无活性的液流运送到像海洋平台顶部或岸边基础设施那样的干环境中。但为什么不把这种的设备大部分移运到海底呢？这个问题正在由几家公司及其伙伴进行解决。本文讨论的是有关水下井口、多相液流泵送/增压/计量、液流流动安全控制系统、以及分离、压缩和组装式系统技术的进展。
二、 多相液流的泵送
即使是在地面，多相液流的泵送也是一种比较新的技术。1993年安装了第一台水下多相泵之后，2000年安装了一台电潜泵。那时，这是一种已经证明是正确的技术，并正在成为提高水下油井采收率的常规方法。目前，已有几种泵有能力输送含气量高达95%的油井液流，有时输送的油井液流含气量高于95%。在某种情况下，多相泵需要处理含气量接近100%的油井液流，这是一个具有挑战性的问题。此外，当多相泵离动力源很远时，电力的损失产生昂贵的费用，而且其需求的电力不能满足，需要用燃料电池或水动涡轮提供部分电力。
采用这种技术，可使边远油田获得经济的开发，延长油田的开采期限。关于是否采用多相泵的决策是复杂的，产油量的预期增长必须考虑到泵、泵的维护和操作泵动力的费用。当从远离油田的基础上开发油田时，长的出油管线产生的回压高，能够降低油层的最终采收率。采用地面系统，油井液流能在5.52—6.89兆帕的压力下流入系统，在压缩和增压下，油井液流在弃井前能以不超过0.69兆帕的压力下流动。但是，非常长的出油管线可能会使弃井的临界压力增加到6.89—13.79兆帕。此外，采用长的出油管线，液流流动安全问题将会变得更为严重。
曾经在岸边、平台顶部和水下采用了螺旋－轴向和双螺杆结构的活塞泵和渐进式空腔泵来泵送多相液流，效果良好。在某些情况下，水下多相液流泵送技术将会简单地填补目前水下处理中存在的技术空白。采用这种技术，能够将末加工的井内液流运送到地面设施中进行更容易和更廉价地加工。除了把压力提高到某种范围之外，这些泵还能对井内液流进行混合、推挤和调节来保证液流流动的安全。但是，井液的混合也需要有对液流流动安全混合的解决办法，特别是在水突入之后。根据液体的类型、化学性质和液流的流动状态，他们能够导致污垢的形成、腐蚀的产生、以及石蜡和水合物的沉积。这些问题中的每一个问题都有一种处理规范，最好的作法是在海底或甚至井底就把水分离出来并重新注入，然后把油、凝析油和气加以处理并用船运送到输油和输气管道。
电潜泵能够并正在与多相泵连用，有些公司正在研究多相电潜泵，因为在井底气体能更多地存在液相中，较易于泵送，但还没有投入使用。
目前，多相液流泵送这种比较新的技术已经获得快速发展，世界上已经有许多多相液流泵送装置。阿梅拉达希斯公司在非洲赤道几内亚海上的Ceiba油田就已安装了多相液流泵送装置(图1)。最新的泵送装置是去年安装的，目前已有6台泵送装置正在作业。这些泵送装置安装在水下762米深处，能够把液流泵送到远离油田6436米处的一艘浮式采油、储油和卸油轮中。
已经按照包括BP、雪佛龙得士古在内库蒂斯莱特矿业化学公司和佩特罗布拉斯的联合工业项目的要求研制出一种名叫Well Amps的新型系统，并已成为佩特罗布拉斯的AROCAP 2000目标的一部分，打算于2005年安装在佩特罗布拉斯公司的水深为914米的马里姆油田上。
此外，还有一种由阿柯克维纳公司正在研制的叫做多相增压器的新型系统，计划于2004年年底安装在水深为137米的英国大陆架的巴尔莫拉尔油田上。这是一种由博纳曼公司设制的双螺杆泵，构成挪威的DEMO 2000的一部分。
三、 水下分离
只要油井的液体能够在海底可靠地和以可接受的成本完成分离，则就会有某些直接的优点。通常，分离器需要维护(清洗)，溢流堰需要调节。但根据水下设备的非常特性，它们必须能够使用几年而无需维护，远距离监控和调节系统必须能够解决其自身存在的问题，这也许就是这种技术发展缓慢的原因。如果能够在水下井口处就把水分离出来并重新注入，那就无需将其泵送到地面或用其它办法进行处理。因为在水下井口附近处将水清除是最为有利的，这样做既可增加运送采出液的数量，又可降低液体在主要设备上的载荷，并降低任何起垢的可能性。如果气体能够在水下井口附近处分离并重新注入，或者气体是足够干的并可用船运送到来自海底的管道，则剩下的油就变得易于处理了。
目前已有一个与实际尺寸相同的Troll C 水下分离站正在工作，这是一个水下重力基油水分离器，分离出来的水可以重新注入。业已证明，重力基分离器是一种简单可靠的分离器，它适应于在水深深于335.28米的水域中应用。但是在深水中，由于环境压力高，需要有较大壁厚的分离器，这将会产生制造、处理和安装问题。人们可以通过采用大型浮吊简单地选择处理增加壁厚和重量的分离器。此外，直径较小的分离器，壁厚通常较薄，人们可以通过提高分离器的效率(即缩短液流在分离器内的停留时间)来加以补偿。最后，可以采用静电聚结和双电泳效应把一个静电场施加到油水混合物上，用于加速液滴的增长和分离。因此，尽管分离器可以制作的更长、更细和有较厚的壁厚，重力基分离器仍然是深水域中选用的分离器。
垂直环形分离和泵送系统是现有的另外一种正在巴西海上马里姆油田中使用的水下装置，这是一种气液两相分离器，已于2001年投入使用，它安装在一根埋进海底与隔水管基础邻接的30—36英寸的导管内。这种装置还有一个配备6个长为11.89米的26英寸接头的压力外套和6个12 1/2英寸的螺旋形接头。其底部是一台带有护罩的电潜泵，顶部是常规水下采油树、套管和井口。末经加工的液体从水下管汇输送到垂直环形分离和泵送系统中，经过分离后，气体在其自身的动力的作用下流向地面，而电潜泵则把液体泵向地面。采用垂直环形分离和泵送系统，使作业者能够选择有经济效益的解决办法，因为多相油井液流在其还没有接近海面平台之前是不会分离，只需要一根管线，避免长管线的动力损失。最后，垂直环形分离和泵送系统能够容易地从导管中起出进行修理和维护。
此外，还有一种叫做露点器的结构独特的新型水下分离装置。这种水下分离装置是一种采用压力降以产生超音速的液流流速，并随后产生超低温，从而引起水的分离来清除水的绞扭器。由于产生压力降，这将会加快油田的废弃，很像长出油管线出现的情况。采用这种绞扭器，能稳定清除的液体数量，但如果液气比值过高，则需要把某种类型的退化液体分离出来。
这种绞扭器需要有一种使其能够应用的恰当特性的气体储层，当有恰当特性的气体储层出现时，采用一个简单、耐用和没有运动部件的露点器可以节省金钱。这种绞扭器在不到一年之前曾在马来西亚沙拉越海上壳牌公司的BLLPA 开发项目上首次使用，每天能为16993米3非伴生气脱水。法国船级社和美国联邦海事委员会完成了有关绞扭器在水下应用可行性的研究，虽然有几个元件在海床上安装和操作之前还需要更进一步的研究和鉴定，但没有出现过什么基本问题。这些公司及其伙伴已经获得了一个为期4年发展计划的美国津贴，将于2007年完成第一个小规模水下天然气加工装置的设计、制造、安装和测试。
在经过15年的努力之后，壳牌和阿尔华泰晤士国际财团目前已研制出一种能够形成一体的最完整的水下采油系统，这是一种容纳所有海底装置工作部件的名叫Alpha PRIME 的组装式系统。虽然这种系统几乎是由完全合格的元件所组成，但仍有必要对两个新型阀门启动器和一个可湿配合的连接器进行测试验证。测试的第一阶段工作已经完成，追加的元件测试计划正在制定，某些现有的壳牌专用元件正在进一步加强。新型阀门启动器已经通过测试计划，证明是合格的，整个系统已经过DNV 检验达到商定标准。
采用这种系统的油田将使用一个叫做阿尔华中心处理装置的全电系统--组装式装置，其位置接近于海底油井，每一个装置至少都有两个尺寸与整个油田产能要求相称的工作系统—模件，它们安装在一个没有有源元件或控制机构的Key MAN 管汇上。每一个结构紧凑的系统—模件都容纳有为油田有效作业所需要的全部泵送和增压、加工、动力和控制设备。目前，壳牌技术公司正在努力缩短元件进一步开发的路径，并要求阿尔华泰晤士国际财团对这些产品的下一代进行研究，包括高电压的可湿配合连接器、阿尔华中心处理装置控制系统和中心处理装置动力分配设备进行进一步的测试。这些设备正在很好地工作，但公司要求在这些设备之中，有的要在3000米水深下进行测试，有的则应进行破坏测试。壳牌和马可菲布里公司的第一流专家正在与其伙伴一起工作，期望在近期内于生产油田的短期开发中制定Alpha PRIME 技术。因为这些设备是组装式自动装置，不管是增加适应油田条件变化的设备、引进新技术或检修现有设备，必要时油田作业者都能回收一个完整的系统—模件，留在海底的其它装置保持继续生产。
KeyMAN 管汇上的每一条槽都采用相同的界面，因此，不管其功能如何，不同或相同的系统模件都能按任何次序彼此相随配合。因为许多油田作业者在油田开采的后期还没有看到气浸和水浸，所以采用系统—模件，使油田作业者能够控制初始资本的开支，最后在需要时建立增压、分离或注入的能力。壳牌公司的专家认为，目前正在采收的烃的水深较深，对于这种技术的需求正在增多。通过使油和任何采出气或水在海底分离和/或增压，可以大大地提高某种油层的生产率。此外，壳牌公司还有能够在水下井口附近分离水相的技术，特别是有能够把来自油层的水重新注入到油层之下的技术，因而能够保证隔水管和出油管线全力工作，只输出油、气或凝析油。可以用多相泵或联合分离和单相液体泵系统—模件给返回到主设备的液体增压，并在任何时候按照油田衰竭期间要求的条件重新组合。目前，Alpha PRIME 组装式系统的额定工作水深已达到3048米，系统=模件和其它元件的重量已经使其能够直接采用由一个或多个水下遥控器支持的工作船进行安装。
四、 压缩模件
GE动力系统石油与天然气公司和克瓦纳厄雷卡公司正在研制一种水下压缩模件。水下压缩方法能够使以前不能获得经济采收的能源得到经济采收，几个油田的联合开发无需采用新的平台。这种压缩模件是一种叫做BLVE-CTM 的水下装置，可以通过水下出油管线与岸边或远处平台连接，通过在水下井口管汇附近处安装水下气体增压器，开采时间可以延长几年。
压缩模件包括一台用充满气体电马达和齿轮箱驱动的离心压缩机，它在垂直方向上叠起并装在密封的壳套里。壳套里灌满气体密封剂，用于把压缩机润滑油与加工气体隔开，防止油的迁移和消耗。气体密封剂中的气体可以是平台通过管缆供应的惰性气体，或者是从压缩机排出物中提取的经过调节(分离和冷却)的加工气体。压缩模件配备有冷却器和洗涤器，用于控制密封气体的露点，清除马达、齿轮箱和润滑系统中的水和凝析物。采用这种方法，可以完全避免腐蚀、硫化氢脆裂和润滑油稀释,使其可靠性达到最大。
配备有洗涤器的气—液分离器能够保护压缩机不被液体阻塞，把液滴的大小和浓度保持在可接受的范围内。除了加大液流有效流动面积以延长停留时间，从而把分离效率提高到最大之外，洗涤器的设计和结构都是规范的。此外，还可通过使用充满气体马达而不是使用干气体密封的有创造性工程解决办法，解决与自动化模件的操作高可靠性有关的技术问题。
制造的压缩模件,其动力范围从1兆瓦到12.5兆瓦不等，压力和流量范围与采气时相同。发展计划正在进入最后的检验阶段，将以模件在水下油田测试中的检验为终结。这个项目由DEMO2000、卡维纳和努奥沃皮格农提供资金，至今的花费已超过2000万美元。
这个发展计划已经实现了两个基本目标：动力为850千瓦的压缩机模件，其可靠的水下压缩可行性已经过2000小时的广泛测试，并在ONS 2000上展出一个动力为2.5兆瓦的压缩模件。目前已建造出一种动力为12.5兆瓦的模件，随后将安装在一个水下油田进行测试 。与第一代的BLUE-C采油压缩模件的检验对比，正在采用磁方向角以进一步简化模件的操作，以及对一个无油装置的应用进行提前的研究和发展。
五、 结论
水下油田，特别是深水油田需要提高采收率。随着水下油田的继续老化和技术的继续进步，在把加工平台放在海床上的水下采油技术方面将会持续成为投资的热点。在不久的将来，多相泵的应用将会增加，包括井底和水下分离以及水下压缩。