秦 蕊，刘永飞，李清平，程 兵

(中海油研究总院有限责任公司，北京 100028)

0 引 言

随着深水油气田开发的不断推进，水下生产系统的应用越来越多，应用水深也在不断加深，从最初的十几米、几十米发展到现今的上千米，逐步打破深水油气田开发记录。诸如开发水深不断加深，海水温度不断降低，立管发生段塞且可能产生水合物[1]，油藏方案中含水较高等一系列问题，都会使深水油气田的开发难上加难。

深水气田高含水问题通常会有如下应对方案：注入化学药剂、采取海管保温措施或采用水下分离与增压技术。在这些方案中，对化学药剂的注入量及平台乙二醇再生及回收系统的处理能力、海管保温方式的选择、水下分离器的数量和尺寸等问题的考虑，以及采用这些方案的费用和效果等因素都会影响最终方案的选择。对上述方案进行初步比选，将水下分离技术的应用作为重点研究对象，分析采用水下分离器方案开发深水气田的可行性和优势。同时，针对南海某深水气田高含水的特点研究具体的水下分离器方案，主要研究不同水下生产流体外输方案和不同水下分离器布置方案的影响，从而确定最优化的水下分离器的方案，为解决深水气田的高含水问题提供技术支持。

1 水下分离器在海上油气田开发中的应用及优势

随着海上油气田开发数量的迅速增加，许多问题在已投产的海上油气田中显现出来，如海上油气田在生产后期会遇到储层压力降低、产出水不断增加的问题等。……