海上油氣開采工程與生產系統中海工業有限公司海上油氣開采工程概述海底油氣資源的存在是海洋石油工業得以發展的前提。海洋石油資源量約占全球石油資源總量的34%，全球海洋石油蘊藏量約1000多億噸，其中已探明的儲量約為380億噸。世界對海上石油寄予厚望，目前全球已有100多個國家在進行海上石油勘探，其中對深海進行勘探的有50多個國家。海上油氣開采歷史進程、現狀和將來一個多世紀以來，世界海洋油氣開發經歷如下幾個階段：早期階段：1887年～1947年。1887年在墨西哥灣架起了第一個木質采油井架，揭開了人類開發海洋石油的序幕。到1947年的60年間，全世界只有少數幾個灘海油田，大多是結構簡單的木質平臺，技術落后和成本高昂困擾著海洋石油的開發。起步階段：1947年～1973年。1947年是海洋石油開發的劃時代開端，美國在墨西哥灣成功地建造了世界上第一個鋼制固定平臺。此后鋼平臺很快就取代了木結構平臺，并在鉆井設備上取得突破性進展。到20世紀70年代初，海上石油開采已遍及世界各大洋。發展階段：1973年～至今。1973年全球石油價格猛漲，進一步推進了海洋石油開發的歷史進程，特別是為了應對惡劣環境的北海和深水油氣開發的需要，人們不斷采用更先進的海工技術，建造能夠抵御更大風浪并適用于深水的海洋平臺，如張力腿平臺（TLP）、浮式圓柱型平臺（SPAR）等。海洋石油開發從此進入大規模開發階段，近20年中，海洋原油產量的比重在世界總產油量中增加了１倍。進軍深海是近年來世界海洋石油開發的主要技術趨勢之一。海上油氣開采流程海上油氣田開采可劃分為勘探評價、前期研究、工程建設、油氣生產和設施棄置五個階段：勘探評價階段：在第一口探井有油氣發現后，油氣田就進入勘探評價階段，這時開發方面的人員就開始了解該油氣田情況，開展預可行性研究，將今后開發所需要的資料要求，包括銷售對油氣樣品的要求，提交勘探人員。前期研究階段：一般情況，在勘探部門提交儲量報告后，才進人前期研究階段。前期研究階段主要完成預可行性研究、可行性研究和總體開發方案(ODP)。前期研究階段也將決定油氣田開發基礎，方案的優化是最能提高油氣田經濟效益的手段。因此，在可行性研究和總體開發方案(ODP）上都要組織專家進行審查，并得到石油公司高級管理層的批準。工程建設階段：在工程建設階段，油藏、鉆完井和海洋工程方面的主要工作是成立各自的項目組，建立有效的組織結構和管理體系，組織基本設計編寫并實施，對工程質量、進度、費用、安全進行全過程的管理和控制，使之達到方案的要求。油藏項目組主要進行隨鉆分析和井位、井數等方面調整；鉆完井項目組密切與油藏項目組配合進行鉆井、完井方案的實施；海洋工程項目組負海上生產設施的建造；生產方面的人員也會提前介入，并進行投產方面的準備。生產階段：生產階段在油氣田開發過程中延續的時間最長，從油氣田投產開始，直至油氣井廢棄為止。該階段由于平臺到處有油、氣的存在，操作人員除進行正常的設施操作和維護外還需要經常配合鉆完井方面人員進行鉆井、完井、修井等方面的作業，有時還要配合地面工程設施的改造，因此，安全工作尤為重要。棄置階段：海上油氣生產設施的退役和拆除是海上油氣田開發的組成部分和最后一個工作環節。設施廢棄處置，不僅涉及拆除技術、費用，而且涉及海洋環境的保護。油氣田設施棄置不僅要遵守國內有關法律、法規，而且需要履行國際公約所承擔的義務。海上油氣開采工程系統構成海洋石油工程建設的目的是為油氣田生產提供必要的生產設施，主要有海上生產設施、油氣儲運設施及陸地終端三個部分。海上生產設施海上生產設施是指建立在海上的建筑物。由于海上設施是用于海底油氣開采工作，加上海洋水深及海況的差異、油氣藏類型和儲量的不同、開采年限不一，因此海上生產平臺類型眾多。基本上可分為海上固定式生產設施（導管架式平臺、重力式平臺和人工島以及順應塔型平臺）、浮式生產設施（潛式平臺、TLP、SPAR及FPSO等）、水下生產設施等三大類。油氣儲運設施海上油田原油的儲存和運輸，基本上有兩種：儲油設施安裝在海上，采用運輸油輪將原油直接運往用戶；或利用安裝海底輸油管道將原油從海上輸送到岸上的中轉儲油庫，然后再用其他運輸方式運往用戶。海上氣田的氣一般采用海底長輸管線進行外輸到岸上終端，然后再用其他運輸方式運往用戶。陸地終端陸上終端是建造在陸地上，通過海底管線接收和處理海上油氣田或油氣田群開采出來的油、氣、水或其混合物的油氣初加工廠，是海上終端的延伸。它一般設有原油或輕油脫水與穩定、天然氣脫水、輕烴回收和污水處理以及原油、輕油、液化石油氣儲運等生產設施，并有供熱、供排水、供變電、通訊等配套的輔助設施與生活設施。因此它具有大規模集中處理和儲存油氣，幾乎不受氣候影響的優點。第二章海上油氣生產系統海上油氣田開發具有高投入、高風險、高科技、高收益等特點，選擇合適的生產設施和生產技術是減少海上油氣生產投入的關鍵。為此，世界各大石油公司研制開發了適合不同海域、不同海況和不同產量的海上生產系統。本章主要就海上油氣生產系統的模式、平臺型式、上部組塊、水下生產系統和油氣輸送系統進行闡述，對海上油氣生產系統的總體概況進行介紹。第一節開發模式要進行海上油氣的開發，必須有井口系統、生產、輔助系統，還必須有鉆井、安全和生活方面的系統，如何合理布置這些系統就要根據油氣田的特性、規模、地理位置和海洋環境的具體情況而定，一般布置可分為全海式和半海半陸式兩大類。全海式海上油氣田開發生產模式全海式就是將開采和生產處理的全過程都在海上完成，經處理的合格原油由海上用穿梭油輪外輸或管道外輸。固定式生產設施、浮式生產設施和水下生產設施的不同組合形成了海上油氣田全海式生產模式。國內全海式油氣田的幾種組合形式：1.2.井口平臺+浮式生產儲油輪（FPSO），由海底管線和電纜相連（潿州10-3，綏中36-1，惠州油田群等油田）3.4.自升式平臺+漂浮軟管+兩點系泊的FSO半海半陸式海上油氣田的開發生產模式半海半陸模式由海上生產設施、陸上處理設施（陸上終端）和連接它們的海底管線組成。在海上平臺（井口平臺、中心處理平臺）上，將井流物在平臺上計量并作簡單處理后，用海底管線將油氣集中輸送到陸上終端做進一步的處理。陸上終端對原油進行處理、儲存和外輸。天然氣和伴生氣分離成為干氣和其他深加工原料（如液化氣和輕油），再經管線或汽、火車向外運輸（如錦州20-2油氣田）。采取此形式開采的油氣田一般距海岸較近，尤其是氣田的開發及在具有較多的伴生氣可以利用時。由于氣體的凈化、分離等設施較復雜，占地面積多，且危險性也比較大，在海上建氣體處理平臺造價遠高于海管的鋪設和在陸上建處理廠，所以從經濟和安全的考慮，半海半陸式是最合適的模式。第二節主要平臺形式海洋平臺主要是用于海洋石油勘探、開發，由于海洋水深和其他海況相差懸殊，因此海洋平臺也設計成很多種，以更好的適應具體環境。依據其結構形式的不同，將其分為：導管架平臺、重力式平臺、順應塔式平臺、自升式平臺、半潛式平臺、張力腿平臺、浮式柱狀海洋平臺（以下稱為SPAR）以及FPSO等八種，如上圖所示。導管架平臺導管架平臺是通過打樁的方法將鋼質導管架式平臺固定于海底的一種固定式平臺。導管架平臺是最早使用的，也是目前技術最成熟的一種海上平臺。迄今為止世界上建成的大、中型導管架式海洋平臺已超過2000座。導管架平臺主要由三部分組成：上部模塊、導管架和樁基礎。導管架平臺的技術特點：1）2）3）隨著工程技術水平的發展，導管架形式越來越多。4）導管架平臺的分析計算一般包括就位、裝船、運輸、吊裝、地震、疲勞等，需根據這一系列工況的分析和計算，最終確定結構形式及構件尺寸。5）導管架的形式很大程度上取決于當地的運輸及海上安裝能力及設備。如海上吊裝能力足夠大，則導管架設計成吊裝下水形式；如吊裝能力不夠，則導管架必須設計成滑移下水形式，需要專用的帶滑道的下水駁船。導管架平臺的優點：1）技術成熟、可靠；2）在淺海和中深海區使用較為經濟，尤其在淺海的邊際油田，導管架平臺有較強的成本優勢；3）海上作業平穩、安全。導管架平臺的缺點：1）隨著水深的增加，導管架平臺的造價成指數級增長，所以不能繼續向深水發展，一般適用于水深200米以內的油氣田；2）海上安裝工作量大，制造和安裝周期長；3）當油田預測產量發生變化時，對油田開發方案調整的靈活性較差。半潛式平臺半潛式生產平臺是用于深海鉆井及采油的一種平臺型式，最初由半潛式鉆井平臺改造而成，由于其非常適合深水開發，現在的半潛式生產平臺一般為新建平臺，主要集中在墨西哥灣、北海和巴西海域，最深水深將達到2414米。除常規的動力系統和公用系統外，半潛式生產平臺包括：船體和甲板系統、錨泊定位系統、生產系統和立管等，綜合生產平臺可能還有鉆完井系統。張力腿平臺張力腿平臺是一種垂直系泊的順應式平臺。1954年，美國的R.O.Marsh率先提出了采用傾斜系泊索群固定的張力腿平臺方案。1984年，Conoco公司在北海148米水深的Hutton油田安裝了世界上第一座張力腿平臺。在此后20多年中，張力腿平臺得到飛速發展，在建和在役的張力腿平臺共有23座，大部分在墨西哥灣，最深工作水深達1425米。張力腿平臺通常簡稱TLP，它由上部設施、甲板、柱型船體、浮筒、張力腿構成，船體通過由鋼管組成的張力腿與固定于海底的錨樁相連。船體的浮力使得張力腿始終處于張緊狀態，從而使平臺保持垂直方向的穩定。根據張力腿平臺結構形式進化的階段，大致可以將它們分為第一代張力腿平臺和第二代張力腿平臺。第一代張力腿平臺又稱為傳統類型的張力腿平臺，這種平臺一般由4～6根立柱和連接立柱的浮筒組成。張力腿與立柱的數量關系一般是一一對應的，每條張力腿由2至4根張力筋腱組成，上端固定在平臺本體上，下端與海底基座模板相連，或是直接接連在樁基頂端。第二代張力腿平臺出現于20世紀90年代初期，它在保持了傳統類型張力腿平臺優良的穩定性和良好的經濟效益同時，同時又降低了建造成本，使張力腿平臺更適合于深海環境。可分為三大系列：Atlantia公司的SeaStar系列單柱式張力腿平臺；MODEC公司的Moses系列張力腿平臺；ABB公司的延伸式張力腿平臺（ETLP）。雖然張力腿平臺種類、形式繁多，但總體上仍可將其按結構分成五部分：平臺上部結構、立柱（含橫撐、斜撐）、浮體（含沉箱）、張力腿、錨固基礎。平臺上部結構是指TLP底甲板以上的部分，其上設有生產、生活設備和設施。張力腿平臺的系泊方式一般采用垂直系泊的張力腿系統。張力腿系泊系統不僅控制著平臺與井口的相對位置，還對其安全性起著決定性的作用。張力腿平臺的系泊系統主要由兩部分組成：張力腿（Tendon）：張力腿一般是由空心鋼管構成，直徑從610毫米到1100毫米不等，厚度在20毫米到35毫米。錨固基礎（Anchorfoundation）：錨固基礎是張力腿平臺的另一個重要部分，起著固定平臺、精確定位的作用。其類型主要有打入樁基礎、重力式基礎、吸力錨基礎等三種形式。其中打入樁基礎是目前使用最廣泛最具可靠性的基礎形式。張力腿平臺的優點：1）可采用干式采油樹，鉆井、完井、修井等作業和井口操作簡單，且便于維修；2）就位狀態穩定，浮體幾乎沒有升沉、橫搖和縱搖運動；3）完全在水面以上作業，采油操作費用低；4）簡化了鋼制懸鏈式立管的連接，可同時采用張緊式立管和剛性懸鏈立管；5）技術成熟，可應用于大型和小型油氣田，水深從幾百米到二千米左右。張力腿平臺的缺點：1）無儲油功能，需海底管線或FPSO配套；2）對上部結構的重量非常敏感。載重的增加需要排水量增加，因此又會增加張力腿的預張力和尺寸；3）整個系統剛度較強，對高頻波動力比較敏感；4）由于張力腿長度與水深成線性關系，而張力腿費用較高，水深一般限制在2000米內。SPAR平臺1987年，EdwardEHorton首先提出一種專門用于深海鉆井和采油的浮式圓柱形R平臺（SPAR）并獲得專利。1996年，第一座SPAR深海采油平臺建成投產，工作水深588米，取得了良好的經濟效益。目前，全世界共有13座SPAR平臺，繼張力腿平臺之后，SPAR已經成為當今世界上深海油氣開采的第二大主力平臺類型。目前世界上最深的SPAR平臺是位于墨西哥灣的DevilsTrussSPAR平臺，水深1710米，它是桁架式單柱平臺。其發展的時間順序，SPAR平臺可分為四代，分別是傳統SPAR（ClassicSPAR）、桁架式SPAR（TrussSPAR）、蜂巢式SPAR（CellSPAR）以及屬于第四代的最新設計的濕式采油樹式SPAR（WettreeSPAR）。SPAR平臺主要由浮體、上部組塊和系泊系統組成，浮在水面的浮體支撐上部甲板結構，并通過具有張力的系泊系統固定在海底。這種平臺的上部甲板由一根或多根的圓筒形柱體結構支撐，柱體下方用垂直的或斜向張力索系泊定位，具有很好的穩定性。并通過底部壓載使浮心高于平臺重心，形成不倒翁的浮體性能。浮體也稱主體，是SPAR平臺的重要組成部分。傳統式SPAR（ClassicSPAR）平臺，其主體為封閉式單柱圓筒結構，主體長度一般在200米以上，直徑在20米以上。主體主要由三個艙組成，從上向下依次為：硬艙、中段、軟艙。蜂巢式SPAR平臺（又稱多柱式SPAR）：主體結構是由幾個直徑較小的筒體（約6～7米）組成，形成一個大浮筒支撐上部結構，再由很多在它們空隙間的水平的和垂直的結構單元將整個結構連接起來。濕式采油樹SPAR平臺：與桁架式SPAR平臺不同，采用濕式采油樹，可以適應更惡劣的海洋環境，目前這種SPAR仍然在研究和設計過程中。SPAR平臺的系泊系統，其作用是把平臺錨泊在海底的樁基礎上，使平臺在環境力作用下的運動控制在允許范圍內，SPAR的系泊纜是在一定的預張力作用下形成了一種半張緊半松弛的狀態，因此能夠在其自身重力作用下自然懸垂形成懸鏈線形，下樁點在水平距離上遠離平臺主體，由多條系泊索構成的纜索系統覆蓋了很寬闊的區域。平臺的定位力主要由各條系泊纜索的位能和平臺主體的慣性力來提供。SPAR平臺的優點：1）具有可遷移性；2）對上部重量不敏感；通常主體結構的增加會導致主體部分的增加。但對錨固系統的影響不敏感；3）可同時采用張緊式立管和剛性懸鏈式立管；4）升沉運動和張力腿式平臺比較要大的多，但和半潛式平臺比較仍然很小。5）與TLP平臺相比在更深水域開發投資費用低；6）由于其浮心高于重心，因此能保證無條件穩定；7）立管等鉆井設備能裝置在SPAR內部，從而得到有效的保護；8）機動性較大。通過調節系泊系統可在一定范圍內移動進行鉆井，重新定位比較容易9）可支持水上干式采油樹，直接進行井口作業，便于維修。SPAR平臺的缺點：1）頂端張緊立管（TTR）和支撐以及筒體底部的立管容易產生疲勞；2）筒體易產生渦激振動，使浮筒、立管和系泊系統產生疲勞。浮式生產儲卸油裝置（FPSO）浮式生產儲卸油裝置（FPSO），隨著水下井口的出現，上世紀70年代后期，FPSO最先由Shell和Petrobras公司用于近海油田開發。1994年起，FPSO的數量開始快速增長，目前已超過148艘，占所有浮式生產系統總和的一半以上，被廣泛應用于北海、巴西沿海、中國沿海、東南亞海域、地中海、澳大利亞沿海和非洲西海岸等世界各大海域，成為海上浮式油氣生產的主流設施。FPSO主要是由上部模塊、船體和系泊系統三部分組成。1.上部模塊：FPSO的上部模塊由生產模塊和生活模塊組成，設在主甲板之上。一般上甲板尾部布置用于穿梭油船串靠的系泊設備及卸油系統。生活模塊布置在上甲板首部或尾部。在上甲板上布置生產工藝、熱介質、計量、發電、變壓器室和控制室模塊。在上甲板或頂層甲板上設置一定高度的火炬塔。2.船體：典型的FPSO外殼是船型的，也有建成圓形浮筒式或平板駁等形式FPSO的船體很大部分艙室是用來儲存經處理合格的原油，其儲油能力一般由油田的產量和穿梭郵輪的往返周期決定。其他還有壓載水艙、燃油艙、淡水艙、機泵艙、工藝艙室等。3.系泊系統：FPSO的設計關鍵問題之一就是如何選擇經濟有效的系泊系統來滿足特定的操作要求，尤其是深水和超深水。主要考慮以下幾點因素：最大波高、風速和流速、船體尺寸、水深、立管系統對船體運動的要求。現有的FPSO系泊系統有固定系泊系統（使用錨和錨鏈）和動力定位系統（借助推進器、衛星和GPS等定位技術）兩大類。固定系泊系統可以分為可解脫系統和永久系泊系統。目前，大多數FPSO采用的是永久系泊方式，設計成可以抵御在服役期間可能出現的各種環境工況。固定系泊系統通常又被分為多點錨泊系統（SpreadMooring）和單點系泊系統（SinglePointMooring）。多點系泊系統允許FPSO系泊在固定位置，與單點系泊相比，該系統的系泊和立管系統不是一個整體，而是各自獨立的。系泊鏈直接與FPSO相連，立管則通常懸掛在船體舷側與管匯連接。該種系泊方案不具有完全風向標效應，即圍著系泊做360°旋轉，但可以通過對錨鏈的張緊和放松控制形成一定角度的風標效應。多點錨泊系統主要用于環境條件溫和、風浪方向比較固定的海域，例如西非和東南亞，而在環境條件比較惡劣的海域，如北海、西設得蘭群島、中國南海，都采用單點系泊的FPSO來減少環境因素產生的荷載。單點系泊就是允許FPSO繞著某一個基點產生風標效應而旋轉，允許旋轉360°，使船體受力達到最小。單點系泊裝置（簡稱“單點”）作為浮式儲油裝置的系泊點具有雙重作用：其一是保證浮式生產儲油裝置圍繞單點360度自由轉動；其二是作為浮式生產儲油裝置油、氣、水進出的通道。FPSO具有項目進展快、可采用舊油輪改造（初始投資低）、可儲油、可海上卸油（不需要海底管線）等優點。FPSO的缺點：1）目前只能使用于油田，用于氣田開發的LNGFPSO現在處于論證階段；2）必須是濕式采油樹，修井作業費用高；3）某些海域旋轉塔投資費用高。第三節上部組塊上部組塊概述海上油氣開發中的上部組塊是指結構支撐的上部油氣生產設施，將海底油（氣）藏中的原油或天然氣開采出來，經過采集、油氣水初步分離與加工，短期的儲存，裝船運輸或經海管外輸。海上上部組塊的特點：上部組塊的設備安全可靠性要求高，要保證操作人員的安全、保證生產設備的正常運行和維護。海上油氣生產設施應設置污水處理設備，還應備有原油泄漏的處理設施。平臺上的設備尺寸要小，效率高，布局要緊湊，自動化程度高，一般都設置中央控制系統來對海上油氣集輸和公用設施運行進行集中監控。要有可靠、完善的生產生活供應系統。一般情況下，海上生產輔助設施應有7～10天的自持能力，以保證正常的生產運行和人員生活。海上油田一般采用平臺自發電集中供電的形式。一般情況下，海上平臺利用燃氣透平驅動發電機發電，平臺間的供電是通過海底電纜實現的。海上生產和安全的保證通訊系統對于海上安全生產是必不可少的。上部組塊的模塊的系統構成生產系統海上油氣田的生產系統要根據采油方式、油品性質以及投資回收等因素來確定，下面介紹幾種主要的系統。油氣的開采和匯集油氣的開采和匯集分為自噴和人工舉升兩種。目前國內海上常用人工舉升方式為電潛泵采油。由于電潛泵井需進行檢泵作業，因此平臺上需設置修井機進行修井作業，或用自升式鉆井船進行修井。采出的井液經采油樹輸送到管匯中，管匯分為生產管匯和測試管匯。測試管匯分別將每口井的產出井液輸送到計量分離器中進行分離井計量。一般情況下，在計量分離器中進行氣液兩相分離，分出的天然氣和液體分別進行計量。液相采用油水分析儀測量含水率，從而測算出單井油氣水產量。生產管匯是將每口油井的液體匯集起來，并輸送到油氣分離系統中去，也可以通過多路閥進行。油氣處理系統處理合格的原油需要儲存。儲存的方法一般有兩種：一是在平臺設原油儲罐，另一種是在浮式儲油輪的油艙中儲存。一般情況下，海上原油的儲存周期為7天。儲存的合格原油經計量后可以用穿梭油輪輸送走，也可以建長距離海底管線直接輸送到陸上。分離器分離出的天然氣進入燃料氣系統中，燃料氣系統將天然氣脫水后分配到各個用戶。平臺上的用戶一般為：燃氣透平發電機、熱介質加熱爐、蒸氣爐等。對于某些油田來說，天然氣經壓縮可供注氣或氣舉使用。低壓天然氣可以作為密封氣使用，也可以用做儀表氣。多余的天然氣可通過火炬臂上的火炬頭燒掉。分離器分離出的含油污水進人含油污水處理系統中進行處理。生產水處理系統水處理系統包括含油污水處理系統和注水系統。含油污水處理系統海上油田污水來源于在油氣生產過程中所產出的地層伴生水；為獲得合格的油、氣產品，需將伴生水與油氣進行分離，分離后的伴生水中，含有一定量的原油及其他雜質，這些含有一定量原油和其他雜質的伴生水稱之為含油污水。含油污水一般偏堿性，硬度較低，含鐵少，礦化度高、含油污水中含有以下有害物質分散油、乳化油、溶解油、某些陰陽離子、溶解有害氣體（O2、CO2、H2S等）、細菌等雜質。含油污水經過處理后，要進行排放或者作為油田回注水、人工舉升井動力液等：處理含油污水的目的是要求排放水或回注水達到相應的排放或回注標準，同時應充分考慮防止系統內腐蝕。含油污水處理方法有物理方法和化學方法，但在生產實踐過程中兩種方法往往結合應用。注水系統注水系統從注水的來源不同而分為三類：注海水、注地層水和污水回注。海水注水系統是海洋石油生產的一大特色。海水通過海水提升泵抽到平臺甲板上，經粗、細過濾器過濾掉懸浮固體，再進入脫氧塔中脫去海水中的氧，脫氧后的海水經增壓泵，注水泵注人到地層中去。近年來由于環境保護的要求，經處理后的含油污水也回注到地層中去。水源井注水是從采水地層，利用深井泵將地層水抽出，經粗、細過濾器濾掉懸浮顆粒達要求后，經注水泵將地層水注入到油層中。海上生產輔助系統第四節水下生產系統水下生產系統是一種海洋石油天然氣資源開發的新技術。與海上油氣田開發常規使用的以海上平臺為代表的干式采油系統相比較，水下生產系統的主要生產設施布置在海底，避免了水面構造物的重復建設，如應用適當，可降低開發成本，縮短建設周期，提高開發效益；同時，布置在海底的生產設施，受臺風、浪和涌的干擾小，可靠性比水面設施要高，尤其在深海油氣開發和對周邊油氣資源滾動開發具有相當優勢。歷史與現狀從1961年Shell在墨西哥灣安裝了第一套水下采油樹，到80年代末為水下生產系統的試驗期。90年代以后，水下生產系統在世界各地得到快速發展，特別是深水油氣開發采用了浮式生產系統結合水下井口的開發方式，使水下生產系統的設計和應用逐步完成了規模化、標準化和模塊化，進入其成熟期。到2002年，第2000套采油樹投入生產。2002年后的5年時間里，有另外近2000套采油樹投入運行。據有關咨詢機構（InfieldSystemLtd）預測，到2010年，每年使用水下采油樹完井的井口數量將達到1000口，水下生產系統迎來了真正的黃金時期。目前，水下生產系統主要由歐美一些大中型石油公司應用于墨西哥灣、北海海域、巴西海域和西非等地的油氣資源開發，大多應用于深海和邊際油氣田開發。在我國，水下井口系統僅在流花11-1、陸豐22-2、惠州32-5和26-1N等少數幾個與外國石油公司合作開發的油田中，用于300米左右水深原油開發。水下生產系統結構水下生產系統主要由水下設施、管纜系統和依托設施三部分組成。水下開發的設施主要包括水下井口、采油樹和其它工藝處理設施。其中水下井口和采油樹是水下油氣開發必需的設備。基于成本和操作方面的原因，水下生產系統在井口處只保留了必要的控制和處理設施，而要完成油氣開發的全部功能，還必須有下游的依托設施（HOST）。依托設施主要完成油氣接收處理，對水下設施進行控制和供電等功能，可以是固定式平臺、浮式系統或者陸上終端。而水下設施通過海底管道和控制纜與依托設施相連，稱之為“回接”（Tieback）。控制系統是水下生產系統的另一個主要組成部分，由在平臺上的控制站、控制纜和水下控制終端組成。第五節油氣輸送系統油氣輸送系統一般包括，輸出端、輸送裝置和接收端三個部分。輸出端一般是油氣生產設施，包括井口平臺，水下生產系統或浮式生產或儲油裝置等。接收端可以是位于海上的工藝處理、儲油設施或位于岸上的碼頭等設施。不同的輸送系統，除了輸送裝置本身的差異，