水下安装输水管道方案优点是不需要采用水下收发球设施，收发球作业同传统的水下收发球作业类似。缺点是清管时需要高压动力设备，如果平台上生产设备满足不了要求，需新增高压动力设备。另外，采用双海管清管方案，需要铺设两条并行的海管，海管投资及管道安装费用要高于单海管方案。 采用单海管方案，优点是海管投资及管道安装费用低。但需设置价格昂贵的水下收、发球设施，水下设施安装费用也相应增加。制定方案时，需要综合分析海管及水下收发球设施投资。推动清管球的动力 采用双海管环路清管方案，推动清管球的动力 主要来自于上部增压装置，流量和压力可以根据情况进行现场调节，较为灵活。此外，当清管球发生卡堵时，可进行反向推动。 采用单海管清管方案，主要利用井口生产流体来推动清管球，动力来自于水下井口压力，这将给清管球的运动控制带来一系列困难，特别是到了生产后期，随着井口压力的降低和管道内积液量的增加，井口压力可能不足以将清管球推到上部模块，极易引起清管球的卡堵。此时，往往需要动用支持船协助进行清管作业。流动安全 采用双海管环路清管方案，当一条海管出现故障时，另一条还可以继续保持生产，灵活性较好。当后期产量降低时，可将其中一条海管停运，选择另一条海管运行。对于深海气田来说，由于双管方案单根海管直径要小于单海管方案，因此管道积液量要小于单海管方案，流动更加稳定，有利于延长整个油气田的生产期。另外，当管线出现水合物堵塞时， 双管方案可以实现堵塞部位两端同时降压，利于水合物的分解。 采用单管方案时，海管出现故障时整个油气田都将停产。特别是对于深海气田，到了生产后期，单管方案由于管道积液量较大，清管时液体体积较大，给段塞流捕集器的运动控制带来较大困难，有时甚至超过其处理能力。另外，当管道出现水合物堵塞时，单管方案只能从一侧降压，水合物分解效果不如双海管方案。收发球作业 采用双海管环路清管方案，上部模块只需配置常规的收、发球筒即可，收发球操作与常规平台上的收发球操作类似。缺点是采用这种清管方式，清管球的运行距离约是水下发球的2倍，对清管球的耐磨性和密封性提出了更高的要求。 采用单海管清管方案，必须设置水下收发球设备，水下收发球设备较为复杂，控制也较为困难。尤其是水下收球，目前应用较少，可靠性不能完全保证。而且，深水油气田水下收发球必须动用ROV进行操作，往往需要动用工作船，操作费用较高。

水下生产系统在国外已经非常成熟，在我国尚处于起步阶段，随着近年来我国深海油气田开发力度的不断加大，水下生产系统将得到越来越广泛的应用。作为水下生产系统正常运行的重要组成部分—清管方案，在水下生产系统设计初期，就应结合油气田实际情况，加以充分论证，应综合考虑水下生产系统清管方案的适用性，从而确保水下生产系统清管的可行，通过研究，得出如下建议：深水油气田水下生产系统清管，考虑到管道敷设、流动安全、日常操作等综合因素，推荐采用双海管环路清管方案，该方案在国外也应用较为广泛。对于某些产量较低的边际油气田，由于受经济评价等因素的制约，可采取单海管水下发球、水上收球方案。水下发球、水下收球清管方案，目前应用较少，尤其是水下收球技术尚不完全成熟。如确需采用水下收球方案，应对可靠性充分加以论证。