浮式設施是海洋資源開發的核心裝備，具有高技術、高投入、高風險、高附加值的“四高”特點，其精細設計和安全運維尤為重要。近年來我國規劃實施了多項海洋浮式設施現場監測與智能化研究任務，形成了堅實的監測技術儲備。但在設計反饋、運維控制方面，距離通過智能化技術指導設計生產仍有較大差距，目前仍面臨環境機理不明確、預警評估機理不完善、決策支持能力不足、智能化與設計難以有效協同等理論和技術挑戰。

近年來，中海油研究總院面向海洋油氣開發全產業鏈，逐步完成海洋資源開發“數據端”建設。隨著數字化智能化轉型不斷邁入深水區，正全力構建以“數據端”和“業務端”為閉環的智能油田技術框架。

2020年開始，中海油研究總院針對浮式設施在役安全保障和設計反饋的核心機理開展攻關，歷經3年時間，依托全球首座10萬噸級深水半潛式生產儲油平臺“深海一號”能源站完成首個基于機理模型的浮式設施實時動態孿生系統開發。系統涵蓋了監測數據可視化再現及預警、實時動態機理模型孿生、作業決策智能輔助、在役設施全狀態評估等系列化智能技術。各項智能化技術于2023年7月19日完成技術鑒定，達到世界先進水平。

“與現階段大量以單一數據為驅動的數字孿生系統開發相比，‘深海一號’能源站浮式設施實時動態孿生系統以具備完整自主知識產權的分析軟件作為核心求解器，結合現場監測技術對在役浮式設施進行實時動力學求解。”研究總院項目負責人李達介紹道。自主求解器的開發避免了國外工業軟件技術壟斷，解決了在役浮式設施分析軟件“卡脖子”問題。系統考慮了浮式設施多源異構監測數據特征，開發了多閾值評估技術完成環境設施在役狀態預警模塊，能夠有效降低突發事件導致的經濟損失。同時結合高精度海-氣預報數據，評估未來72小時的設施服役狀態，為外輸、撤/返臺等作業提供科學決策輔助。進一步基于實測信息環境和設施響應信息，實現了對水下系泊系統的實時狀態評估和剩余疲勞壽命評估，降低了結構失效引起的突發事故出現概率，完成浮式設施設計后評估，為未來浮式設施設計優化提供科學支撐。

“未來中海油研究總院將在‘深海一號’能源站浮式設施實時動態孿生系統開發的基礎上，進一步夯實智能化技術現場指導能力，同時吸納各類新興智能化技術，將實時動態孿生系統推廣應用到各類海洋開發設施的在役安全保障和設計優化過程中，逐步建立海洋工程智能化技術閉環，扎實推進海洋工程數字化智能化轉型”中海油研究總院負責人米立軍說。

國之重器“海基一號”實現深水超大型導管架設計技術新突破：“海基一號”實現我國300米級深水導管架設計、建造、安裝技術質的飛躍，有效解決南海陸坡區域油氣資源開發成本高、擴展性差、采收率低、國產率低等難題，將帶動我國南海陸坡中深水區一大批油氣田經濟高效開發。

“海上明珠”實現南海惡劣海況FPSO設計技術跨越：適應南海惡劣海況10萬噸級海洋石油123、15萬噸級FPSO海洋石油118/119，實現FPSO從淺水向深水進軍、從船舶設計理念向海洋工程設計理念、從單體獨立設計到一體化設計理念技術突破，具備系泊系統設計自主化、噸位利用最大化和臺風作業模式化能力。

淺水油氣田水下生產系統開發模式實現首創：適應南海惡劣海況10萬噸級海洋石油123、15萬噸級FPSO海洋石油118/119，實現FPSO從淺水向深水進軍、從船舶設計理念向海洋工程設計理念、從單體獨立設計到一體化設計理念技術突破，具備系泊系統設計自主化、噸位利用最大化和臺風作業模式化能力。

無人化、智能化源頭設計實現海上油氣田快速經濟開發：東方1-1氣田建成中國海油首個氣田遠程操控平臺，遠程復產一次性成功。國內首個海上油田臺風生產模式項目恩平油田群自控系統建設，實現1搜FPSO+3座DPP臺風來襲不停產，實現海上油氣田現場作業提效和本質安全提升。

油氣管道流動保障技術助力“低邊稠”及深水油氣田高效開發：具備流動保障自主設計能力，解決低溫、長距離、大高差等復雜條件下海底混輸管道流動安全保障難題。首次研發遠程置換、區域置換技術，解決多個“低邊稠”油田依托及區域滾動開發技術難題，保證油氣田安全生產。

定量風險分析技術體系提升設計本質安全：形成海洋石油設施火災熱輻射分析技術、爆炸超壓分析技術、有毒氣體擴散分析技術、非工藝風險定量分析技術、高溫蒸汽鍋爐危險性分析技術等海洋石油定量風險分析技術體系，為海洋石油設施安全分析及本質化安全設計提供關鍵技術支撐。

PART TWO 基本建成1500米深水油氣開發工程設計及裝備研發技術體系

一.裝備研發技術體系

研發世界首個帶儲油功能的十萬噸級半潛式儲卸油生產平臺—“深海一號”：在“深海一號”能源站設計研發中貢獻2項世界首創和7項國內首創技術，助力“深海一號”能源站成功建成，推動我國海洋石油勘探開發能力實現從300米深水向1500米超深水的歷史性跨越。

研發世界首個抗臺風圓筒型FPSO：攻克中深水邊際油田工程應用難題，自主開發形成世界上首個抗臺風圓筒型FPSO新船型，應用于流花11-1油田二次開發，一定程度緩解單點系泊系統“卡脖子”現象，建立中深水系泊系統設計能力，為南海中深水邊際油田提供新的開發模式。

二.工程設計技術體系

動態管纜技術體系：創建深水撓性立管、鋼質立管設計體系，解決南海惡劣海域動態管纜干涉碰撞、疲勞損傷系列技術難題，實現深水動態管纜自主設計“零”的突破，促進中國深海油氣田開發。

1500米深水水下生產系統總體設計技術體系：掌握水下總體方案、液壓電力和通訊分析、水下設備、水下控制系統、流動安全保障、水下結構和基礎、水下管纜連接、水下安裝等水下生產系統關鍵分析和設計技術，建立中國海油深水水下生產系統設計通用規格書，形成深水水下生產系統設計文件體系。

南海深水海洋環境關鍵參數分析技術體系：研發深水風浪流設計參數精細化分析和內波工程應用技術，形成深水長重現期水文氣象設計標準和極端動力環境監測等技術體系，掌握深水勘察總體發方案研究和深水地質災害識別技術，走在國內深水水文氣象研究和工程勘察最前沿。

PART THREE 形成海油特色海洋工程技術

稠油熱采綜合工藝技術有力推動海上稠油開發：依托旅大5-2北油田I期開發項目，開創性形成一套整合靜電聚結分離技術、超稠油動力液除砂新工藝、翻斗稱重計量技術、蒸汽鍋爐給水處理工藝等4項技術的海上稠油熱采綜合工藝技術，成為海上稠油開發范本，有力推動稠油油田規模開發。

行走的生產平臺助力邊際油田開發:研發適合不同需求的自安裝平臺船型，實現不同油田間的重復利用，建立樁腿結構與巖土耦合分析方法、一體化結構設計及安裝方法，創新以租代建開發模式助力邊際油田、稠油熱采開發。

導管架陰極保護環保新技術應用激活油氣田滾動開發:首創導管架“外加電流陰極保護+監測”一體化技術，經中國腐蝕與防護學會鑒定達到了國際領先水平。新技術用于在役老平臺低成本延壽，單平臺節約延壽費用約2000萬元。用于新建平臺可減少傳統犧牲陽極用量及重金屬鋅排放80%以上。

決策支持平臺輔助海洋油氣開發工程選址:建立海洋油氣開發工程選址輔助決策支持平臺，組建海洋油氣設施基礎數據庫和海洋生態環境敏感目標基礎數據庫，有效規避環境周邊的敏感目標、快速判斷區域海洋環境達標情況，在前期研究設計階段發揮快速選址作用。

建立海上油氣田陸地終端設計體系：形成海上油氣田陸地終端上下游一體化設計思路，初步形成中海油特色的陸上終端油氣段塞處理、輕烴回收、LNG液化及液態二氧化碳提純等系列特色油氣及副產品深加工核心技術，完成多個油氣處理終端規劃設計，系統布局陸上處理銷售樞紐。設計建成亞洲最大深水油氣田陸地處理終端-珠海高欄終端，伴隨“深海一號”接入，首次實現南海東西部氣田的互聯互通，有力保障大灣區能源安全。

PART FOUR 構建綠色低碳轉型工程技術體系

CCS示范工程引領海上油氣田開發綠色低碳轉型：在恩平15-1油田首次攻關完成海上CO2脫水、超臨界CO2壓縮機選型及國產化、超臨界CO2碳鋼腐蝕控制和海上CO2環境監測等關鍵技術，形成海上二氧化碳捕集、回注、封存工程技術體系、成套裝備及管理經驗，填補國內海上CCS工程技術空白，建成海上首個超百萬噸級CO2回注封存示范工程，年最大封存CO2約30萬噸，累計將超過146萬噸，相當于植樹近1400萬棵或停開近100萬輛汽車。

渤海岸電工程規劃設計助力綠色高質量發展：攻克高壓長距離輸電、高壓無人化/智能化變電站、海上電力動力平臺標準化等關鍵技術，逐步構建具有海油特色的岸電工程標準體系。渤海區域河北、山東、遼寧三期岸電投產后年高峰用電年減少直接碳排放約 175 萬噸，減少天然氣消耗約 23.8 億立方米、原油消耗約 17.5 萬立方米，高峰用電年節能約 100 萬噸標煤。

深遠海漂浮式風電支撐綠色能源轉型：自主研發深遠海大兆瓦漂浮式風機基礎船型，獲得美國船級社AIP證書，中國船級社型式認可證書，建立深遠海漂浮式風機設計技術體系，搶占國內海上風機技術高地，推動海上風電商業化開發。

海洋工程基礎設計優勢助力海油大規模風場建設：研究掌握大規模風場建設勘察設計流程、提出適用不同風電基礎結構設計的巖土解釋方法，打通不同風電基礎結構設計流程，為中國海油大規模風場開發建設提供技術支持。

本工藝包明確了海洋溫差發電的工藝流程，確定了系統與設備的關鍵參數，可為工程化提供設計基礎。中國船級社依照《安監總局浮式生產儲油裝置（FPSO）安全規則（2010）》《CCS海上浮式裝置入級規范（2020）及變更通告》《GB50160-2008石油化工企業設計防火標準（2018）》等有關法規和規范，對提交的《50kW海洋溫差發電系統工藝包》進行了獨立公正的審查，認為送審文件能夠符合規范的適用要求，概念合理且設計原則可行，決定授予原則性批準證書。

非粘結撓性管系統標準共包括非粘結撓性管設計、材料、制造、測試、文檔、標識和包裝的七個方面的最低技術要求。

適用情形  

帶端部配件的非粘結撓性管；

甜性和酸性介質，包括油、氣、水和各類化學藥劑；

靜態和動態的海底管道、立管和跨接管。

不適用情形

粘結撓性管和含非金屬抗拉、抗壓鎧裝絲的撓性管、阻流和壓井管線跨接管、撓性管的附屬部件。

標準制定實施后，將為我國油氣開發中非粘結撓性管的工程技術提供指南，對保證海底管道及整個油氣田開發系統的安全、確保相關產品的質量、完善我國油氣田開發標準體系具有重要意義。

近年來，海洋勘探開發逐步邁進深海，重點井、難點井的施工對安全作業提出了更嚴峻的要求。如何“端好能源碗、繃緊安全弦”成為中國海油亟待解決的問題之一。2022年，有限公司成立“天眼工程”工作專班，多部門多專業協同推進項目建設。鑒于在現場部署信息化系統面臨的諸多海上特色問題，專班選定試點平臺進行集成示范，以實測效果論證研究成果、以實戰經驗助力后續推廣。研究總院專班接到任務后，多次派人出海調研調試，整改技術問題13項，有效避免系統“水土不服”；開發了測試版系統，完成了五個機器視覺視頻識別場景建設；打通了海陸通訊鏈路，并創新實現了遠程運維功能。

自2021年初，勘探開發研究院聯合勘探開發數據資源中心，組建了近20人的攻關團隊，歷時24個月，通過對接勘探開發數據湖，系統整合研究總院前期研究方案成果數據、類比流程及方法，建成了一個數字化、標準化、智能化的類比研究平臺。通過數據、流程、方法等多方面設計和實踐，海上油氣田地質油藏類比研究平臺大幅提升了地質油藏類比研究效率和質量，有利支撐了開發方案高效設計。2021年6月，類比研究平臺通過前期研究項目開展測試，先后完善、修正了近500項功能點。截止2022年8月底，平臺已在蓬萊19-3、綏中36-2、巴西TOR等研究總院和國際公司多個項目中成功應用，效果顯著，成為地質油藏研究人員提升工作效率的利器。

水下生產系統主要包括水下采油樹、水下井口、水下控制系統、水下管匯、水下臍帶纜等。目前，國際上已經應用8000多套水下生產系統，均被5家外國公司所掌握。因此，水下生產系統也被譽為國際水下高端技術的“桂冠”。水下生產系統是深水油氣實現高效開發的首要模式。

01我國南海自然環境惡劣。

我國南海氣候條件惡劣，水深浪急，海底存在沙坡沙脊，海床凹凸不平。且隨著水深增加環境溫度常年處于“冷藏”溫度，對于高壓井流存在“水合物生成”風險，猶如心血管疾病中的突發“腦梗”。本次示范的國產化水下生產系統設計壓力需要滿足相當于680倍的大氣壓力，材質需要承受-18℃到121℃的“冰火兩重天”的溫度范圍。

02可靠性要求極高。

水下生產系統輸送油氣介質大都是高壓、高溫、高腐蝕性、高危險性的未經處理的油氣介質，設備的密封強度、材料的承壓能力、輸送性能、工藝質量等面臨嚴峻的技術挑戰。深海油氣開采過程中，若發生事故對于海洋生態系統會產生的巨大危害，所以深海水下生產系統的全部設備與施工工藝，都是經過設計人員“精雕細刻”，“千錘百煉”，凝聚著各種“頂尖”技術與工藝。

03經濟性要求嚴苛。

通常海洋油田勘探開發成本是陸地常規油田的6–10倍。為避免回收和安裝作業產生更多的經濟費用，水下生產系統要求嚴苛，需要做到至少20年免維護。

04專業集成度高。

水下生產系統是涉及材料、船舶、通信、海洋工程、機電設備、交通運輸等多個行業，是一項高集成、跨學科、多領域的系統工程。歷經四年多的努力，中海油研究總院技術團隊牽頭完成了我國首個500米國產化水下集成設計方案，首次獨立完成了基于國產化水下產品的水下液壓分析、水下電力分析和水下通信分析，具備基于國產化水下生產系統自主設計和分析能力；國內首次實現水下“一控多”，突破水下控制兼容性技術難題；國內首個“水下光纖大數據+水下CCTV+水聽器”的水下智能化監測系統；國內首次突破基于國產化的水下雙網通訊技術，實現同纜雙路電力載波通信“抗串擾”設計技術；水下生產系統國產化集成布置技術……為海洋油氣關鍵核心技術攻關交上一份令人滿意的答卷。

截至目前，中海油研究總院已經完成3項水下生產系統設計標準，35份技術體系文件，初步形成一套基于國產化的500米水深級水下生產系統設計技術體系，通過基于國產化水下生產系統的設計標準、設計指南、推薦做法，有效地保障了科研示范工程項目落地應用。