進入21世紀，石油需求快速增加與石油資源相對匱乏的矛盾日益突出，而全球陸上的油氣可采年限約為30～80年。如何滿足全球經濟發展對能源的渴望，成為一大難題。海洋油氣的儲量占全球石油資源總量的34%，約為1,000多億噸，而目前探明儲量約380億噸，僅占30%，海洋石油大有潛力可挖。2009 年海洋油氣產量已經占世界總產量的33%左右，預計到2020年提高到35%～41%，尤其是深水和超深水的油氣資源，已經成為世界油氣開采的重點領域。過去十幾年世界上新增的石油后備儲量、新發現的大型油田，有60%多來自海上，其中大部分是深海。
與陸上和淺海勘探鉆井作業相比，深水作業具有“三高”特點：施工風險高、技術要求高、投入成本高。盡管深水油田勘探開發費用顯著高于淺水，但由于其儲量和產量高，使得單位儲量成本并不很高，因此吸引了許多大型石油公司都去深海“尋寶”。
“工欲善其事，必先利其器”，早期海上油氣開發主要以平臺為主，目前主要采用浮式生產系統(如FPSO、FPS)和水下生產系統，見圖1。生產平臺受水深限制，一般應用于2,300m以淺，而水下生產系統可用于20～3,000m水深，基本滿足大多數深水油田開發需要。近幾年水下生產系統應用增長迅速，在墨西哥灣深水開發中，水下生產系統占85%，平臺僅占15%，2010～2011年全球水下井口投產達1000口以上。
水下生產系統主要用于深水開發、邊際油氣田開發、中后期油氣田的增產開發以及稠油開發等，由于生產設施位于水下，因此可以節約寶貴的平臺空間，增加平臺的處理能力。主要組成包括采油樹、水下井口及管匯、控制系統及臍帶管、水下處理系統(包括增壓、分離等)、管匯基座、立管等，見圖2。為了提高采收率、解決部分油氣田高含水問題、保障油氣的正常輸送，需要應用水下分離、增壓等技術，在此對國外部分油田的水下處理系統以及電力系統的應用情況進行介紹。
水下多相分離系統
對于進入開發中后期的油田，由于含水量越來越高，為保證合格外輸原油產量所需的處理工作量越來越大，分離設備的容積也隨之增大，占用了寶貴的平臺空間，應用水下分離系統則可以節約大量平臺空間。另外，未來一些海域如北極油氣資源的開發也需要水下分離系統，因為水面的大塊浮冰將嚴重危害水面設施的安全生產。水下多相分離系統主要包括氣/液、液/液、氣/液/固分離，應用較多的是氣/液、液/液分離系統，見圖3。
殼牌石油位于巴西B-10區塊的Parque das Conchas項目，距離海岸75英里，水深4,920～6,520英尺，目前已有Ostra、Abalone和Argonauta B西區3個油田于2009年投產，Argonauta O北區計劃2013年投產。據殼牌介紹：三個油田的儲層流體性質不同，Abalone產出44°API的輕質油，氣油比高達3,800ft3/bbl;其它兩個油田均生產重油且氣油比遠低于Abalone，Ostra為24°API和274ft3/bbl，Argonauta B西區為16°API和194ft3/bbl。盡管Ostra與B西區的流體性質相近，但在地理位置上，Ostra與Abalone位于同一區域，而B西區距離較遠，位于另一邊。若使用常規的海上平臺分離系統，將占用大量平臺空間，而應用水下氣液分離系統不僅節約空間，而且實現了三個油田的高效共同開發。
Ostra油田有6口生產井，Abalone油田有1口生產井，井口通過管線與4個沉箱連接，沉箱高度超過300ft，外觀像插入海底的長柱子，只有小部分露出海底。沉箱內自上而下分別是氣液分離器、電潛泵、密封裝置和馬達，見圖4。馬達外部是一個導流保護罩，分離后的液體在保護罩內循環流動，起到冷卻馬達的作用。為了保證泵與保護罩之間的液體能夠保持高速流動，需要控制合適的流道寬度，若流道過窄，則循環壓耗太高，導致沉箱內壓力降低，使泵處于超負荷工作狀態;反之則氣體流速達不到要求，達不到足夠的冷卻效果。沉箱通過3個壓力控制閥控制內部的流體壓力和密度，若壓力異常，則可以通過調節泵速來調整。井內產出的氣液混合流體經管道進入沉箱后，首先在分離器的切角形入口發生初始分離，然后在沉箱內進一步分離，原油在重力和離心力作用下沿內壁向下流動到電潛泵中，氣體和原油分布沿專用管道輸送至5英里外的FPSO。
Argonauta B西區的2口生產井與2個沉箱相連，由于沒有氣體專用管線，需要氣液混輸。為了促使氣液重新混合，沉箱內的保護罩采用特殊結構設計，頂部開有若干小孔，氣體在泵的抽吸作用下，流入保護罩內，與沉箱內的原油按照一定比例重新混合，然后在泵送系統的作用下舉升輸送到FPSO。如果氣體比例過高，則會導致“氣鎖”現象，即流速降至0，因此采用控制系統自動調節泵速，保持沉箱內壓力在允許范圍內變化。整個分離系統的核心部件是電潛泵，由于BC-10區塊水深超過 5,000ft，一旦電潛泵發生故障，將耗費極大的人力、物力、財力進行維修。為了避免此類現象的發生，殼牌和貝克休斯做了大量的測試工作，并利用貝克休斯的Centrilift圖形化仿真軟件進行最終測試。另外，沉箱內設計了專用打撈籃，可以收集進入沉箱的廢屑，避免電潛泵吸入，從而延長泵的使用壽命。
2011年8月，道達爾公司位于安哥拉海上的Pazflor油田49口生產井應用最新的水下氣液分離系統，將氣液分離后通過100英里長的管道輸送到浮式采油及儲卸裝置(FPSO)，實現了油田的成功開發。
水下增壓系統
北海油田自1975年開始生產，由于開發年限較長，目前面臨儲層衰竭、含水率上升的問題，如挪威沿海的幾個油田。為了提高采收率，挪威國家石油公司自 2007年9月開始研究水下增壓技術的可行性，2011年8月與合作者制定了Asgard油田開發方案，計劃于2015年完成水下增壓設備安裝，以提高 Mikkel和Mdigard致密儲層的采收率。Asagard油田位于挪威海的Halten，距離海岸125英里。Asagrd A 采油平臺于1999年5月開始生產，2000年10月Asgard B采氣平臺投產，目前共有52口生產井。據預測，由于產層壓力降低，至2015年油田將難以維持當前產量。如果采用常規增壓技術，需要新建一個海上平臺，且增產效果難以保證;而安裝水下增壓系統有利于降低井口出流的背壓，從而降低氣田的廢棄壓力，延長開采年限，提高油田的最終采收率。
水下增壓系統由氣體冷卻器、氣液分離器和增壓機組成(見圖6)，系統工作需要的電力由Asgard A平臺提供，將氣體增壓后輸送至Asgard B平臺。挪威石油與阿克(Aker)工程公司就Asgard水下增壓項目簽訂了價值6.3億美元的合同，內容包括一個水下管匯臺、增壓機基座、三臺增壓機、電路控制系統、高壓配電箱，以及其它輔助運輸和安裝設備。為保證向水下增壓系統提供足夠電力，雙方簽訂了價值1.2億美元的附加合同，由阿克公司對 Asgard A平臺進行改造，建造并安裝一臺880t重的電力機組。水下增壓機管匯系統的安裝以及電力機組的吊運由意大利塞班(Saipem)公司負責。按照計劃，2013年二季度開始管道鋪設和水下設備安裝，三季度開始電力機組吊運工作，2014年三季度開始增壓設備安裝，2015年一季度竣工并投入使用。通過應用水下增壓技術，Asgard油氣田Midgard和Mikkel儲層產量有望提高2.78億桶當量原油，包括1.01萬億立方米天然氣和2190萬桶凝析油。除此之外，挪威石油還將采取其它增產措施，如降低處理壓力，增加開發井數量等。通過以上舉措，公司預計該氣田可開采至2050年。
與Asgard油田使用阿克公司的技術不同，挪威石油計劃在Gullfaks油田應用海底濕氣增壓技術。Gullfaks油田發現于1979年，面積為 20平方英里，主要產層是Statfjord和Brent，1986年12月投產，隨后在周邊陸續發現多個衛星油田，目前有3個生產平臺。挪威石油自 2008年開始與Framo工程公司(2011年被斯倫貝謝收購)合作研究海底濕氣增壓技術，使用兩臺WGC4000型增壓機，一條公用進/出氣管線，兩者可以實現并聯/串聯操作，且具有氣體回流保護功能。WGC4000型增壓機采用旋式設計、垂直安裝、21級軸向壓縮，分為內外兩個轉子，最高轉速 4500rpm。2010年8月至2011年5月進行了濕氣增壓機的運行測試，系統在不同工況下工作3,000h，測試結果表明系統滿足安裝標準。如果能夠成功應用，預計最終采收率可以由62%提高到74%。
水下電力系統
所有水下設備正常工作都離不開電力，但是為海上的各種設備合理分配并提供充足的電力是一件艱巨的任務，尤其是在距離較遠的深水海域，電力輸送成為制約大型深水油田開發的瓶頸。目前常用的做法是鋪設專用海底電纜供電，但費用昂貴。根據西門子水下電力系統部計算，電纜輸電的經濟距離是13英里，最大輸電距離是 30英里，可輸送6MW電力。為了解決電力輸送難題，一些公司開始發展水下發電系統。
西門子公司從2010年開始研發適用于10,000ft深水環境的長距離、高輸出功率發電系統，樣機將于2013年年中建成并進行淺水條件下的工作測試。公司預期到2020年把單臺發電機組的發電量提高到30～100MW，滿足10臺設備的用電需求;采用超高壓交流輸電，輸電距離超過200英里，使部分偏遠海域的開發成為可能。
西門的水下電力系統包括三個主要組件：水下變壓器，輸送電力到配電器，由配電器負責電力分配并輸送到不同的變速驅動器，從而驅動各個水下設備的動力系統工作;降壓變壓器，具備36kV/6.6kV變壓能力，利于長距離輸送，通過循環海水實現冷卻降溫;變速驅動器，功率5MW，重55t，占地面積 270～320ft2，多個驅動器并行安裝，以獲得最大功率。整個系統密封嚴密，內部充滿壓力補償液，用于平衡外部的海水壓力，可以避免壓差過大而導致的漏水現象，并大大減少系統的尺寸和重量。為了及時監測出系統異常，保證30年的使用年限，將控制和指令模塊整合在一起，可以最大限度的縮短停機處理時間。
盡管水下電力系統的研發取得了一定進展，中壓濕式電接頭已經成功投入使用，但72kV和145kV高壓濕式電接頭仍有待攻關研究。
據統計數據顯示，目前全球在役海上固定式平臺約6,000多座，每年新增深水平臺約10座，新增FPSO約25座;與此形成鮮明對比的是，在役水下生產系統約3,500多套，但每年增加450～600套，而且由于水下生產系統的技術和成本優勢，增速不斷加快。水下生產系統幾乎不受天氣的影響，即使颶風來襲，任海面巨浪滔天，海底依舊平靜，繼續維持安全生產。可以預見的是，只需5年左右時間，水下生產系統的數量將遠超過固定式平臺，對海洋石油工業尤其是深水油氣資源的開發起到極大的推動作用。
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