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中国海油崖城13-1气田总监 安海重：这种“新老结合”“深浅结合”的开发模式，让已经投产多年的崖城13-1气田海陆设施重焕新生，也为进一步开发深海油气资源提供了一种可靠的新思路。

海洋油气勘探开发，尤其是深海油气资源的开发，具有高风险、高投入、高技术的“三高”特征。近年来，我国海上石油企业根据油气勘探进展，科学规划海上油气生产设施的建设工作，逐步建成规模与油气开采处理需求相匹配的海上油气生产集群。

中国海油崖城13-1气田总监 安海重：为了确保经济效益，我们通常采用“滚动开发”方式，对具有较大资源潜力的区域进行开发。现有这种老平台带新平台的建设模式，能够以较低的建设成本，开发和利用更多油气资源。

海油工程特种设备分公司副总经理 李华山：面对全球最高级别验收要求、世界级难度的小管径焊接等重重挑战，我们自主开发28种焊接新工艺，成功实现超级双相不锈钢管件、水平连接器、阀门等关键材料和核心零部件的国产化，系统掌握了深水中心管汇自主制造、测试和工程应用成套关键技术。

随着“深海一号”一期和二期中心管汇的相继完工，我国在深海“油气枢纽站”的自主制造能力上取得了重大突破。同时，国内首套浅水中心管汇和首套500米深水中心管汇的自主研发和工程化应用也已成功实现，这为我国深水油气装备的自主研发和制造提供了坚实的技术保障。

问鼎pg深藏于海床地层中的海洋油气资源，需通过中心管汇这一海底“油气枢纽站”进行集中输送至海上油气处理平台。其生产制造技术既复杂又精密，如今，我国已全面实现这一关键设备的自主化制造。

“深海一号”二期中心管汇，设计应用于近千米的深海环境。设备集成了水下变压、控制、通信等核心模块，相较于“深海一号”一期，其在保持功能不变的同时，实现了尺寸和重量的大幅缩减，减少了约40%。设计更为紧凑，管线布局更为密集，且在高压、低温和腐蚀性海水环境下，实现20年的免维护运行。对设备的密封性、材料强度以及工艺质量均提出了严苛要求。

“深海一号”二期项目充分利用原有的海上天然气处理设施，通过增设海底管线、水下管汇、水下采油树等生产装置，实现水下生产系统由浅海向深海的延伸。同时，将深海开采的油气资源引入已经稳定运行多年的浅水平台天然气处理系统，从而推动了区域天然气产量的规模性增长。

近年来，我国深水油气装备研发不断取得新突破，自主建造的深水水下管汇、深水水下采油树等装备相继下水投用，让深海油气资源开发方案设计有了更多技术选择。“深海一号”二期项目凭借现有海洋油气技术的积累和深水装备的进步，实现了开发模式的创新性突破。

随着深水装备可靠性和技术水平的不断提升，更多以前难以动用的深海油气资源被纳入开发计划。未来，能源企业将依托已经建成的海上能源枢纽和更加完善的海底天然气管网，基于更加先进的深水装备，持续加大深海油气资源的开发力度。