Y型接入海底管道管段對中裝置設計

1. 　海底管道維修技術

目前，國際常用的海底管道維修技術，主要有水下乾式維修法和水下濕式維修法。該項目重點研製適合渤海大油田海底管道維修作業的水下乾式管道維修系統：其最大作業水深為60m；乾式艙內可容納3～5人作業；能夠在水質混濁的海區對6″～24″的海底管道進行乾式高壓焊接維修或其他機構連接器維修。

整個水下乾式管道維修系統主要包括：水下乾式壓力維修作業艙、甲板吊放回收系統、潛水作業支持系統和艙內管道維修設備及工具。圖15-28為系統作業示意圖。

一、水下乾式維修艙

（一）總體設計

按照課題任務要求，參考國外相應系統結構型，水下乾式艙系統總體結構參照SPAR/UWH架艙一體形式，基架和艙體為一體結構，乾式艙安裝於基架內，位置可在基架內進行調節，實現艙管微調對中。基架二端裝有機械手，用於管提升、對中和固定。系統配置先進的水下監視、檢測、定位、控制和顯示等技術。整個系統包括如下子系統：①水下乾式艙架結構系統；②艙體調位液壓系統；③水下乾式艙供電系統；④水下乾式艙供配氣系統；⑤水下乾式艙綜合監控系統；⑥水下乾式艙內生命支持系統。

（二）高壓乾式工作艙

水下乾式壓力維修作業艙由以下系統組成：乾式艙基架就位及管子提升系統、乾式艙對中移動系統、管子提升系統、艙內生命支持系統、人員運送艙及對口系統、維修艙的吊放及水下就位系統、供氣系統、維修監視系統、通訊及信息傳輸系統等。

圖15-31深潛系統主要配置

二、密封技術

單層管結構的海底管道採用國外管道封堵技術（集成），同時，研究雙氣囊內漲式管道封堵技術。

雙層管結構的海底管道將借鑒國外單層管開口封堵技術，研發雙層管環行空間開孔封堵技術，實現在乾式艙內的實際應用。

三、水下高壓乾式焊接技術

目前在國外海底管道維修實際作業中，主要採用高壓軌道TIG焊接系統進行水下乾式焊接，如Aberdeen Subsea Offshore Ltd的OOTO系統、Comex公司的THOR-1系統、STATOIL的IMT系統。

本課題將借鑒國外成熟的水下乾式焊接技術，研發高壓TIG和高壓MMA焊接的焊接工藝和專用焊接設備及消耗材料等等。

2. 高三化學 利用Y型管與其它儀器組合可以進行許多實驗(固定裝置略)。分析並回答下，謝謝

(1)黃色沉澱 稀釋H2SO4
(2)BaSO3 NH4Cl+Ca(OH)2 這題應該還有其他答案
（3）CaC2+2H2O=Ca(OH)2+C2H2 吸收H2S MnO4-/H+(溴水應該也可以吧）
（4）把水準管往上拉（可能還要打開塞子，平衡下壓強） 61.54%
水平有限，僅供參考！

3. 　海洋石油環境條件觀測技術

海洋石油環境條件就是海洋石油生存發展的自然環境條件，按需要可分為工作環境條件、工程設計環境條件及災害環境條件。工作環境條件，指海洋石油勘探開發生產作業所需要的環境條件。工程設計環境條件，是海上平台、鑽井船、輸油管道、系泊裝置及油氣處理終端等各項工程設計環境參數（包括極端環境條件和作業環境條件）；災害環境條件，是海洋石油生產作業區所能遭遇的嚴重海冰、熱帶氣旋（台風）、風暴潮、災害地質、地震海嘯等自然災害。這些環境條件，是一項扎實的基礎工作，是工程設計的科學依據和海上安全生產的重要保障，更與海洋石油的生存、發展緊密相關。海洋石油環境條件，是應運而生的一門新的學科，隨著海洋石油生產的發展，科學技術的不斷進步，其實用性和社會效益尤為顯著。

一、海上固定平台水文氣象自動調查系統

在我國南海西部海域，由於特殊的地理條件，強熱帶風暴、強冷空氣大風、強對流災害性天氣和土台風（即「三強一土」）一直影響著海上油氣田的勘探開發正常運行。近年統計，受其影響潿洲油田每年要停產25天左右，鑽井作業要停止約550h。為了保證海上油氣田建築設施和工作人員安全，保證在惡劣天氣下油氣田正常生產，以及檢驗、修訂外載荷的計算公式，提高結構物設計水平，必須掌握海上氣象水文要素的時空變化規律，這就需要進行長期、連續的氣象水文觀測。

要獲得海上惡劣天氣下的氣象水文實測資料，是一項艱巨的任務。過去曾以投放浮標的手段獲取氣象水文觀測；而在平台進行人工操作的觀測方法，一但碰到惡劣天氣（台風等），操作人員必須撤離平台，難以捕捉到台風完整資料。為了解決以上問題，從20世紀90年代中期開始，中國海油在具有代表性的海區平台上，研究建立了一套自動化程度高的氣象水文綜合觀測系統，使用國外先進的氣象水文感測器，研製數據自動採集及通過衛星進行發射、接受系統，配備應急電源設備，使之在惡劣天氣下觀測到的氣象水文資料，能通過衛星及時傳遞到岸站。岸站具有自動化程度較高的接收功能，經計算機處理，隨時能提供給工程設計和生產作業部門。

（一）測量項目與技術指標

主要測量項目有13項，其中氣象有風速、風向、氣壓、氣溫、濕度；水文測量項目有波高、波周期、波向、（多層）流速、（多層）流向、水位、水溫、鹽度。另外還設有非工程所需的輔助測量項目，如平台經緯度、系統工作電壓、故障報警等，待增測量項目有多層風、腐蝕、環保、濁度等。

1．感測器選擇

根據需要確定各種感測器的測量范圍及測量精度：①氣象感測器引進自動氣象站，包括風速、風向、氣壓、氣溫、濕度等感測器；②水文感測器引進浪流潮溫鹽測量儀，包括波高、波周期、波向、流速、流向、水位、水溫、鹽度等感測器；③多層海浪流測量儀引進可測量流速剖面的聲學多普勒剖面海流儀。

2、感測器在生產平台上的安裝

感測器在生產平台上的安裝方案，是為了保證系統在無人值守情況下長期安全地工作，因此應遵守以下原則：①不影響生產平台作業；②所測到資料的質量能得到保障；③在氣象水溫要素達到極限時能得到完整資料；④保證儀器不丟失等。

（二）資料採集與設定

1．氣象資料

氣象資料每整點觀測一次，每1´記錄一組數據，如風速等，同時記錄年、月、日、時、分、1＂最大風速、3＂最大風速、1´最大風速、2´最大風速、10´最大風速、30´最大風速和60´平均風速、整點前2´最大風速、整點前2´平均風速、整點前2´最大風向、整點前2´內3´最大風速、整點前2´內1´最大風速、整點前10´最大風速、整點前10´平均風速、整點前10´內3´最大風速、整點前10´內1´最大風速、整點前10´內2´最大風速、整點前10´平均風向、整點前10´平均氣溫、整點前10´平均相對濕度、整點前10´平均氣壓。以上共16項，利用風速記錄的多餘通道比原定方案增加u項，更便於計算陣風因子。所謂3＂最大風速是指1小時內每3秒取為一組數，求其平均值，共1200個，取其最大者；所謂整點前2´內3´最大風速是指整點前2´內共120個數，每三個一組，取平均值，共40個，挑其最大者，其餘類推。

2．浪流潮溫鹽資料

浪流潮溫鹽資料一般在平均海平面下8m處左右觀測，實際深度需在有觀測資料後依資料計算而得，海浪資料為每3h觀測一次，每0.2s取一個離散值，每次記錄2048個波浪離散值。當2´最大風速大於10.8m/s或有效波高Hs≥4.0m時，改為每小時觀測一次；每10min記錄一次表層流速、流向、水位、水溫和鹽度值。

3．多層流觀測

多層流觀測時儀器探頭置於平均海平面下10m左右直到海底，每隔2m觀測一層流速、流向。整點後每隔10min記錄一次。

（三）微機數據採集與控制

採集好的數據處理後，每天02、05、08、11、14、17、20、23時共8次通過衛星通信發送到岸站。同時，採集原始數據存入固態存儲器，容量為存儲半年以上的數據。

當2´最大風速大於10.8m/s或有效波高Hs>4.0m時，系統超限自動加密，將數據衛星傳輸改為每小時一次，超限值也可自動或人工設置。

1．衛星數據傳輸

海上石油平台與岸站之間採用INMARSAT-C衛星通信，傳輸平台測量到的各種要素，通信距離可以滿足我國任意海域的海洋石油平台與我國任意地點岸站間的數據傳輸。平台測量數據平均有效接收率不小於90%。INMARSAT-C衛星收發信系統選用美國進口設備。

2．數據接收岸站

①石油平台數據衛星接收岸站設在南海西部石油公司總部；②岸站具有自動接收海上平台發射來的信號並處理列印各種數據的功能；③岸站接收到的數據除列印外還存入硬碟中，以利定期拷貝、存檔；④一套岸站設施能夠完成多個石油平台發送來的數據接收處理。

3．交直流電源及應急供電系統

配備一套由交流轉換成直流供電系統工作的電源以及在台風時平台無人值守情況下，也能使系統正常工作的自動切換控制系統。

4．岸站資料處理軟體系統

岸站資料處理軟體系統可將岸站接收到的信息列印成報表並繪成時間過程線。

現場試驗表明：

a．氣象資料由於感測器安裝較高，很安全，極少外界干擾，只發生一次受漁網纏斷S4電纜影響造成串口被燒，使氣象資料記錄中斷的事故。但這不是氣象感測器本身原因所致。

b.S4資料的中斷，兩次受魚鉤影響，一次受漁網影響，也不是S4儀器本身問題所致。但資料中鹽度數據不穩定，資料不好，可能是感測器有故障，已整機送回廠家檢修，後重上平台安裝使用。

c.ADCP資料，開始受安裝條件限制，有資料，但有5層左右受樁腿影響，流的資料不好。後將ADCP外移解決了上述問題，但發生丟失事故。後經改裝儀器支架，使儀器外伸約70cm，資料大為好轉，現基本不受樁腿影響。

d．岸站工作比較正常，只有受太陽活動等因素影響，氣象資料誤碼2次，共7.9天，誤碼率為2%～3%，完好率為97.7%，遠遠超過合同書90%以上的要求。

（四）儀器

主要有：①YOUNG-4X自動氣象站一套（包括主機及顯示器1件，風速、風向感測器1件，氣溫、濕度感測器1件，百葉箱1件）；②S4ADW浪潮儀1件；③300kHz多普勒剖面海流儀1件；④數據採集儀1件；⑤應急電源1件；⑥衛星發射天線1件；⑦錨碇系統1套；⑧電纜及附件1套。

本項目經3年半的調研、選擇感測器、研製數據採集處理系統、研究安裝、錨碇方案以及室內試驗、近岸試驗等各種科研工作，自1999年3月將全套儀器安裝到W11-4採油平台上進行現場試驗，至2000年11月7日止，共測氣象資料18個月；S4資料9.2個月；ADCP資料6.7個月，岸站接收氣象資料11.3個月。

二、海底泥溫調查

海底泥溫調查是一項開創性的工作。穿過幾十米乃至幾百米的海水探測海床的溫度，這在中國海洋調查史上從來沒有先例，渤海「JZ20-2海底管線和SZ36-1油田的海底泥溫、水溫、氣溫的調查」是第一次嘗試。它是為了提供真實的海底泥溫設計參數（以往工程設計都將冰底水溫假定為海底泥溫）。調查結果發現真實的最低海底泥溫比冰底水溫要低4～6℃，大大地降低工程成本，其經濟效益和社會效益十分顯著。

（一）秦皇島（QHD)32-6油田平台場址和海底管道路由海域海底泥溫、水溫觀測

1．調查概況

觀測時間為1998年11月10～22日，在QHD32-6油田平台場址和海底管道路由海域共設置海底泥溫水溫觀測點17個。

水溫設表、中、底三層觀測（表層：0～1m；中層：0.6H；底層：距海底0～1m），泥溫觀測分為表層0.5、1.O、2.O、3.Om共五層。

2．結果分析

通過對現場實測資料及歷史資料進行統計、計算，報告中給出了泥溫、水溫的統計參數，同時還推算出多年一遇的泥溫極值（表17-1）。

表17-1多年一遇的泥溫極值（℃）

表17-4不同重現期的最低泥溫（℃）

4. 我國海洋石油儲運技術是什麼

一、海底管道

在我國近40年海上油氣田開發中，從最初的油氣田內部短距離海底管道發展到各類長距離平台至陸地海底管道，海底管道設計、施工技術都有了長足發展。目前，我國海上油氣田的開發工程模式也本上是全海式與半海半陸式。

我國海洋石油工業起步於20世紀60年代，在改革開放前的20多年中，海洋石油人自力更生；改革開放後的30多年中，通過對外合作，引進、吸收國外先進技術與管理經驗，中國海洋石油工業實現了跨越式發展，先後在渤海、東海、南海發現並開發了30多個油氣田，年產油氣當量已超過5000萬噸。伴隨著海洋石油工業的發展，海洋油氣儲運事業也得到了長足發展。20多年來，中國海洋石油總公司在我國渤海、東海以及南海先後建設了各類平台60餘座，浮式生產儲油裝置11艘，海底管道2000多千米，陸上油氣處理終端6座。可以說，經過20多年來的引進、學習與實踐，目前，我國工程技術人員已基本掌握了百米水深以內的海洋油氣儲運工程技術，並且形成了一些有中國近海特色的專有技術與能力。但是，盡管我國海上已鋪設了兩千餘千米海底管道，但國內設計、施工能力及水平與國際先進水平相比還有很大差距。工程設計方面，國外公司已形成水深近3000米，惡劣海況與復雜海底地貌及地質情況下的設計技術；而國內設計單位僅能涉足百米水深、常規環境下的海管設計；工程施工方面，國內只有兩條鋪管船，鋪設水深百米以內，工程檢測與維修方面更是相形見絀。

我國第一條海底輸油管道是中日合作開發的埕北油田內部海管。該海管為保溫雙重管，內管直徑6分米，外管直徑12分米，長1.6千米。該管道由新日鐵公司設計，採用漂浮法施工，1985年建成投產，至今仍在生產。我國第一條長距離油氣混輸海底管道是1992年建成投產的錦州20-2天然氣凝析油混輸管道；該管道直徑12分米，長48.6千米。這是國內第一條由國內鋪管船鋪設的海底管道。我國迄今為止最長的海底管道是1995年底建成投產的由南海崖13-1氣田至香港的海底輸氣管道，管道直徑28分米，長度787千米，年輸氣量29億立方米。由美國JPKenny公司設計，義大利Seipem公司鋪設。我國第一條長距離稠油輸送海底管道是2001年建成投產的綏中36-1油田中心平台至綏中陸上終端海底管道，該管道長70千米，為雙重保溫管，內管直徑20英寸，外管直徑26英寸，年輸油量500萬噸；所輸原油密度0.96克/立方厘米。該管道完全由海總工程公司設計並鋪設。它是在總結綏中36-1試驗區海管輸送的經驗基礎上建設的。在1987年發現該油田後，在進行油田工程方案可行性研究中曾探討鋪設50千米海底管道將海上原油輸送上岸。最後經過國內權威專家及國外公司研究評估認為，該油田所產原油密度高、黏度高，且當時國內外尚無長距離海底管道輸送稠油的先例，技術風險大。特別是油田處在遼東灣，冬季氣溫低，停輸再啟動風險更大。隨即啟動了試驗區方案，通過1993—1998近5年的生產試驗，認為採用雙層保溫管長距離輸送高黏原油是可行的。該長輸管道自2001年油田投產以來系統運轉正常。可以說，綏中長距離海底輸油管道填補了國內外海底長距離輸送高黏原油的空白。目前我國海上開發的天然氣田，均採用了半海半陸式模式。東海的平湖氣田以及南海的崖13-1氣田、東方1-1氣田等氣田生產的天然氣在海上平台完成氣液分離及天然氣脫水後，均通過長輸海底管道輸送到陸上油氣終端進行處理後銷給陸上用戶（或工業用或民用）。渤海以及南海開發的大部分油田基本上用了全海式工程模式，如渤海的秦皇島32-6油田、南海的惠州油氣田等。在平台生產的油氣通過海底管道混輸到海式生產儲油裝置上進行處理、儲存、外銷。近年來渤海及北部灣油田群的開發也開始採用半海半陸式形式，如渤海的綏中36-1油田、南海的潿洲油田。這些油田生產的油氣在平台上進行油氣分離及脫水後，通過長距離海管將原油輸送到陸上終端處理、儲存，並通過碼頭或單點外銷。

此外，中國近海鋪設了多條長距離海底管道，如表37-1所示。

表37-2主要長距離管道

此外，我國海底管道技術也取得了長足的進步，其中許多都達到了國際領先水平。這方面尤以海底管道多相混輸等新技術的研究特別突出，相信在未來的世界海洋石油儲運中，我國將會有更大的發展。多相混輸技術在我國具有廣闊的市場應用前景，制約多相混輸技術應用的主要因素體現在技術本身的不完善和適用程度。我國石油工業迫切需要一整套完善的、適用性強的長距離多相混輸技術，以提高海洋油田、灘海油田、沙漠油田和邊遠外圍油田開發的經濟效益，從而為石油工業實施低成本戰略提供技術支持。

二、浮式生產儲油裝置

自1986年第一艘海上浮式生產儲油裝置希望號在南海潿10-3投入使用至今，在海上油氣田開發中，先後有11條各類浮式生產儲油裝置投入使用；1989年在渤海BZ28-1由田投入使用的友誼號浮式生產儲油裝置是國內設計、建造的第一條海上儲油裝置。浮式生產儲油裝置由單點系統系泊在海上，它是在油輪基礎上演變過來的。井口平台生產的油氣由海底管道輸送到單點裝置後進入浮式生產儲油裝置上處理並定期外銷。渤海使用的四條浮式生產儲油裝置，均為國內設計、建造；1989—1992年投產的3條裝置儲油量在5萬～7萬噸，2002年秦皇島油田投產的世紀號儲油量達到15萬噸。渤海地區應用的浮式生產儲油裝置的系泊裝置均為軟剛臂系泊系統，這種設計主要是針對渤海海域水淺，冬季海面有流冰的特殊情況。而南海使用的六條浮式生產儲油裝置中有五條是由外國公司由舊油輪改造而成的；2002年南海文昌油田投入使用的南海奮進號是由國內設計、建造的15萬噸浮式生產儲油裝置，該裝置系泊採用了內轉塔式系統，南海使用的浮式生產儲油裝置基本上採用了類似的系泊裝置：浮式生產儲油裝置是一種簡便可靠的海上裝置，它集油氣處理、成品油儲存外輸、人員生活居住為一體；1997年投產的陸豐油田採用水下井口系統與浮式生產儲油裝置組合，實現了一條船開發油田的設想。

2009年6月，我國最大的海上浮式生產儲油裝置「海洋石油117號」在蓬萊19-3油田投產。該裝置又名「渤海蓬勃號」，船體尺寸為323米×63米×32.5米，是全球最大的浮式生產儲油裝置之一。

三、油輪

在國家能源運輸安全戰略導向之下，到2010年實現中國油輪船隊承運中國年進口原油量50％的目標，中國油輪船隊運力需從目前的約900萬載重噸迅速擴充到1600萬載重噸，因此建造中國自己的遠洋運油船隊乃至「超級船隊」勢在必行。

分析師認為，一個國家打造一支自己的超級油輪船隊是一項十分龐大、復雜的工程，須由政府主管部門進行政策引導，同時需要航運、石化、造船、金融等相關行業的協作配合。目前，國內幾大航運巨頭基本都與中國石化集團、中化集團等中國最大的原油進口商之間建立了戰略合作關系，簽訂了長期運輸合同。

中國共有七家油運企業，中遠集團、中海集團、招商局集團、中國對外貿易運輸集團、長江航運集團是「國家五巨頭」，民營企業有兩家，河北遠洋和大連海昌集團。還有一個比較特別的是泰山石化，該公司屬於內地起家、境外注冊的民營企業。

油輪的建設更涉及我國深水油氣田的開發。

深水油氣田的開發正在成為世界石油工業的主要增長點和世界科技創新的熱點，是世界海洋石油的發展趨勢，世界上鑽井水深已達2967米，海管鋪設水深已達2150米，油田作業水深已達1853米；據有關資料介紹，2000—2004年，世界上新建114座深水設施，深水鑽完井1400口；安裝水下採油裝置1000多套，鋪設深水海底管道與立管12000千米；世界各大石油公司對深水油田勘探開發的投入達566億美元，深水產能提高1倍。嚴格說，我國尚不具備獨立自主開發深水油田的能力。20多年來，我國通過對外合作已基本掌握了開發200米水深以內各類油氣田的工程技術。我國最深的海上油田流花油田水深為330米，是1996年由美國阿莫科石油公司開發的。該生產系統由一艘半潛式生產平台與一艘浮式生產儲油裝置組成，採用了許多當時世界上最先進的技術組合。世界目光已轉向深海，西非、巴西外海及墨西哥灣已開始採油，中國油氣前景亦寄希望於深水。我國南海有著豐富的油氣資源，預計的南海大氣田區水深范圍在200～300米，海洋石油對外招標區塊水深均在300～3000米，因此，走向深水既是世界海洋石油發展趨勢，也是中國海洋石油戰略目標所在。深水開發不同於淺海，需要更多先進的技術與技術組合；常規的平台及浮式裝置深水海管鋪設無論技術上還是經濟上均已不再適應新的環境，過去的海上作業裝置與技術需要更先進的動力定位、ROV等先進裝備配合才能完成。

我國大型油輪船隊經營正處於起步階段，絕大部分船公司目前主要致力於加快船隊規模的發展，而在安全管理方面，與國際知名公司相比，則處於相對滯後的狀態。

對單殼油輪航行，我國海域未做出明確的限制性規定，而我國目前還沒有限制單殼船進港，這無疑增加了我國海上溢油事故的隱患，使我國沿海海域面臨更大的油污風險。

對於管道和管線系統，水越深，水壓越大，立管系統響應越大；而水壓越大，海底管道屈曲傳播加劇。更嚴重的是，深水的海管和立管比淺水的重得多，其連接、牽引和安裝比淺水域困難得多。

深水溫度比較低（3～4℃），油氣管道容易形成鈉化物結晶和水合物，給管道流動保障帶來嚴重挑戰；而高溫輸送帶來的熱應力是管道整體屈曲（主要是側向的蛇形屈曲）的主要原因。

四、發展趨勢

國內海上油田的發展有兩個趨勢，一是向偏遠邊際小油田發展，二是向更深的水域發展。一些新技術的開發和推廣應用將在開發偏遠邊際油田上起著十分關鍵的作用，這些新技術代表了海上油田技術發展的趨勢。

（1）研究和推廣多相流技術。利用多相泵和多相混輸，可以擴大集輸半徑，使邊際油田納入已建的集輸系統，充分利用現有已建設施來減少投資和操作費用，使邊際小油田開發變得經濟有效。目前多相泵在陸地應用已逐步推廣，但還未應用於灘海油田建設中。隨著計量技術的不斷發展，傳統的分離計量裝置將會逐漸被不分離計量裝置所替代。目前，國外已有幾十套商業性產品應用於海上油田，而我國在此方面目前正處於研製和試驗階段。

（2）研製輕小高效型設備。由於受海上平檯面積和質量的限制，一些輕小高效型設備將會越來越多地應用於海上油田。雖然我國在液液旋流設備研製上取得了一定進展，但與國外水平相比仍有較大差距，因此，輕小高效型設備的研製仍是海上油田技術發展的一個趨勢。

（3）平台結構多樣化和輕小型化。平台建造在海上油田開發中佔有相當大的投資比重，國內外都在致力於開發輕型平台技術以降低投資費用，這是平台建造技術的發展趨勢。

（4）海底管道技術及其他配套技術。海底管道敷設技術和單壁管輸送技術的推廣應用，以及立管技術、水下回接技術、安全與環保等配套技術等是未來降低海上油田開發成本的技術發展趨勢。

（5）海洋平台振動及安全分析研究。這也是輕型平台發展需要完善的基礎理論研究。

（6）深海油田開發工程配套技術研究。水下連接技術、多相流技術等是深海油田開發技術的發展趨勢。

（7）深海油田越來越多地採用FPSO進行海上油田開發。在海上油田偏遠的較深水域內採用FPSO進行油田開發，可能是將來開發邊際油田的一種選項和趨勢。

我國與國外合作開發的油田技術起點高，處於同期國外先進水平。但從整體上來講，由於我國海洋石油工業起步較晚，與國外先進水平相比，仍有相當大的差距。如深海油田的水下處理技術及設備（如立管技術、水下生產設施）主要依賴進口，設備的高效化、小型化、橇裝化與國外相比仍需做進一步的改進，在平台結構形式多樣化、簡易平台技術發展上還不成熟等，這些都是今後科研工作需要努力的方向。在我國科研經費投入相對不足的情況下，新技術開發應樹立有所為、有所不為的思想，積極穩妥地採用新技術、新設備。有所為就是開發一些投入小、效益高、現場較為急需的項目，如輕型平台技術，小型化、高效化和撬裝化設備的研製，多相流技術等：有所不為並不是指無所作為，一些投入高、風險大，且國外發展較成熟，技術水平領先的技術，如水下回接技術、水下生產設施、多管徑智能清管器技術、腐蝕監控技術、井下分離回注技術等，可以走通過項目引進與合作開發的路子，縮短研製周期，盡快縮小與國外先進水平的差距。如我國的FPSO製造技術，就是通過引進國外先進技術，加以消化吸收，為己所用，迅速達到世界先進水平的典型例子。

從技術發展與生產實際相結合的要求出發，現階段的技術發展應著重解決以下幾個技術問題：

（1）在海上邊際油田和已建油田的集輸流程改造中，積極推廣應用混輸泵技術，提高海上油田的集輸半徑，將一些邊際油田納入已建的集輸系統，使邊際油田得以經濟有效地開發。

（2）加速多相流混相輸送和不分離計量技術的研究和應用試驗，盡早在海上油田建設中得到應用。

（3）開發和推廣應用具有儲油能力的小型鋼筋混凝土平台和可重復利用桶形基礎平台。

（4）參考國外在輕小型平台開發邊際油田方面的經驗，結合我國情況開發研究適合我國海上油田建設條件的輕小型平台，包括：開展輕型平台風險評估的研究，編制與輕型平台設計相適合的設計規范，提高設計人員素質。

（5）借鑒國外工藝設備輕小型化、一體化特點，進一步開發研製更適合我國海上油田建設特點的輕小型化、一體化高效設備。

5. 高中防倒吸裝置圖及原理

1. 上小下大,氣體能充分吸收,但下面大,液體吸不上。

2. 有缺陷,離水面一段距離液內體吸不上,但氣體會污染空氣。

3. 下面小管容會吸液體,但吸到燒瓶後由於進氣管在上方,不會影響進。

4. 原理類似C,液體之多吸到燒瓶鍾。

5. 進氣後會被吸收,右邊保持內外壓強相等,能進氣,如果左邊進氣快後,內部壓強增大,液體會被壓入右邊

6. 原理與類似。

7. 剩下沒標字母的原理都類似,但最後個注意下,氣體通入後,開始不會吸收也不倒吸,但氣體出了CCL4，到水中被吸收,但由於與導管不接觸。

6. 　總體開發方案（ODP）

一、及時開展現場工程項目調查與評價，為鑽完井和海上工程設計提供設計依據

在可行性研究階段提出了通過優化的油氣田開發可行性方案，這個方案構成了ODP的基本框架，在總體開發方案研究階段一般不會變，實際上也不允許有大變化。比如生產平台數量和位置、油氣集輸方式、建成的生產規模等。因為有些與此有關的工程項目需要在ODP立項後及時開展，而這些項目將要發生相當的費用。

（一）環境影響評價報告

環評報告是海洋油氣田總體開發方案向國家申報時的必備文件。報告由經國家環保局認證的具有環境影響評價證書的部門撰寫，其目的旨在查明油田海區的環境質量現狀；預測油田開發各階段所產生的廢棄物對海洋環境的影響；分析發生事故性溢油的可能性及對海洋環境的可能影響；分析減緩不利影響措施的有效性和可行性，以便從環境保護角度論證開發項目的可行性，為油氣田各開發階段的環境保護和管理提供依據。這是一項專業性甚強而且工程量很大的工作，需要委託海洋系統知名單位承擔。

通常評價范圍限於海上結構物周圍和海管周圍幾公里，需要發生近百萬元的費用，周期要幾個月。為了不影響ODP進度，有時這項工作在可行性研究階段就已經開始，因此方案的框架是不容改變的。

（二）平台場址及海底管道路由的工程地質勘察

海上油氣田ODP立項後，必須對平台場址、海底管道進行工程地質和工程物探調查。其目的是查明作業海區內海底地形、地貌形態，探明中淺地層結構、構造及潛在的各種災難性地質現象，為樁基平台和海底管道路由提供工程設計、海管鋪設、平台安裝所需要的土質參數和設計資料。對於平台需要提供以平台為中心500～800m半徑范圍內與海上工程施工與平台安裝有關的地質條件；對於路由區主要對海管中心線300～500m的條帶狀范圍的水深、地貌及0～25m深度內的地層特徵加以解釋和分析。另外還要對作業海區內的環境參數進行調查。這項工作由於工程量大、周期長，因此費用較高。根據調查後得到的信息，除非萬不得已不會對方案進行改變。

（三）海管登陸點與油氣集輸終端場址的工程地質勘察

半海半陸式的集輸方式選擇的登陸點和陸上終端，一般是在港口或有利於建設碼頭的區域，通過登陸點和終端場地的地形地貌、構造、場地地層、水文地質狀況勘查，對工程地質做出評價，為陸上終端提供必要的設計參數。因為這項工作也要有一定的野外作業量，因此在立項後應立即進行。

二、專業緊密銜接與配合，提高總體開發方案的質量

油氣田總體開發方案描述了油氣資源從地下到地面直到形成商品的完整過程，各個專業之間的關系是很緊密的，在項目運行中不僅要考慮本專業的技術和經濟問題，也要全面考慮與其他專業相互溝通，及時調整思路和方案，只有這樣才能全面提高ODP質量。

a．選定的油氣藏方案向鑽完井和海上工程提供有關的設計參數，如井數、井位、層位、開采方式、建設規模、預測的生產指標、投產程序、開采過程中的調整等，給出開發方案的風險分析，提出實施要求。

b．鑽完井及採油工藝以油藏方案為基礎，充分考慮油藏對鑽完井的實施要求，以採用先進技術和節省為准則優化鑽井設計、選擇完井方式、確定生產方式、計算生產井井口參數以及採用機械採油和人工注水的用電量、選擇修井機類型等。向海上工程提供設計參數，並作出鑽完井費用估算，提供給經濟專業。

c．海上工程的概念設計主要是確認設計依據和基礎資料，工藝系統（中心平台和井口平台）流程設計及物熱平衡計算，公用系統（海水系統、淡水系統、發電機電力系統、消防救生系統、燃料系統、排放系統、通信系統、儀表控制及火災探測系統等）流程設計及設施選型計算，海管工藝計算及結構設計，導管架、組塊、生活模塊、單點等海上工程結構設計，浮式生產儲油裝置主要尺度性能論證，單點形式論證及選擇，陸地終端的初步設計並作出投資估算，提供給經濟專業。

d．生產作業安排確定海上平台及陸上終端生產組織機構和人數，提供給工程設計，確定住房規模，描述各崗位工作職責，提出操作要點和安全管理要點等。

e．安全分析的主要內容是審查項目使用的各種規范是否具有權威性，對生產設施可能造成危害的因素、後果及對策進行研究，對生產設施生存條件及作業條件進行分析，提出安全保護系統、消防救生系統和救護醫療設施設置並予以說明（提供給工程設計人員進行平檯布置），安全設施對人員的技術要求，最終要提出存在的問題和建議等。

f．項目設計必須遵循國家對海洋石油勘探開發的海洋環境保護法規、標准。ODP中的海洋環境保護主要描述污染源和主要污染物（鑽井階段、海底管線鋪設階段、平台就位/安裝/調試階段、生產階段），對環境污染進行風險分析（溢油或溢氣），並提出防範措施，提出控制與治理污染的初步方案，作出環境保護的投資估算，提供給經濟評價。

g．經濟評價主要審查和匯總各個專業提供的投資估算，清查有無漏項、重復或預算過高；確定開發期間的年度操作費；對於可形成商品部分的油氣預測價格變化；研究貨幣比價和利率；研究勘探費用的分配和開發費用的回收方式等與經濟評價有關的內容。根據逐年開發指標和操作費找出盈虧平衡點，確定經濟開采年限和油氣田的經濟採收率，計算投資回收期和投資回報率，通過各種重要參數的敏感性分析研究方案的抗風險能力。

h．最後要編制出開發工程進度計劃表。包括從基本設計開始直到平台投產各個實施階段銜接的時間安排，包括海上設施（平台、管線、平台上部設施）的采辦、建造、安裝、調試及鑽井、完井、平台投產等。定出關鍵的時間點，以保證油氣田的准時投產。

三、進行方案全方位優化，降低開發投資

相對於項目實施階段的投資預算和決算而言，ODP編制階段對投資的預測稱為估算。由於在總公司內部方案一旦經審查通過並決定實施，此ODP就有「法律」效應，在實施過程中方案不容隨意修改，投資不容突破，所以技術上要考慮全面，投資估算要有相當的准確度，既不要由於投資估計過高而減低了項目的經濟性，甚至使本來有效益的項目無法啟動，也不能由於投資估計太低而使項目啟動後無法操作。想方設法降低投資估算是油氣田開發取得較高回報率的基礎，因此每一個專業在自己的研究領域內不僅要考慮技術先進性、可行性和實用性，更重要的要考慮經濟性。經驗告訴我們，只有在每一環節都注意到節省投資，才能使整個項目獲得最好的經濟效益，因此在研究ODP時各個專業都必須不斷進行技術和經濟之間的平衡，反復優化方案。

（一）油藏方案

油藏方案是油氣田開發的基礎，在海上一個好的油藏方案，首先應當是地下資源盡量多采出，其次就是要為節省投資創造條件。海上油藏方案歷來著重研究如何在較少井數情況下獲得高產。井數少可使鑽井投資少、平台結構規模小、採油設施裝備少，使工程建設投資減少；油氣田投產後操作費少；追求初期產量高可以提高投資回收率，縮短投資回收期，有效縮短開發年限。因此海上油氣田開發的油藏方案應突破一些傳統的觀念。

1．立足於少井高產

海上已投產的油氣田生產井井網密度都很小，單井控制儲量都很大，已投產和正在建設的5個重質油油田平均每平方公里只有3.46口生產井（包括注水井），單井控制儲量平均127.5×10⁴t;23個輕質油油田統計井網密度只有1.35口/km²，單井控制儲量平均146×10⁴t;5個氣田統計井網密度0.122口/km²、單井控制儲量平均為43.8×10⁸m³。

在如此的井網密度下設計的採油速度和實際的油田高峰年產量都遠遠大於陸上同類油氣田。統計已投產和待投產的重質油油田平均採油速度2.09%，輕質油田採油速度平均6.12%，最高的達到13%以上。大氣田的采氣速度也很高，南海西部崖城13-1氣田采氣速度高達6%以上。少井高產的實現，除了得天獨厚的地質條件外，重要的是對油氣田開發某些問題觀念的轉變。

少井高速度是海上油氣田的開發原則。對於採油速度與穩產期關系的理解也是在開發實踐中不斷改變著人們的認識的。南海東部20世紀90年代初期投產的幾個高速開採油田，實際的採油速度都比方案設計的高。實踐證明，高速開采並沒有降低原油採收率，而使開發年限縮短、投資盡早回收，從而獲得非常好的經濟效益。到90年代中期，投產的油氣田從編制開發方案開始，就將少井高產作為海上油氣田的開發原則，基本改變了過去油氣田開發始終追求「長期穩產高產」的開發方針。

2．一套井網開采多套油層，減少生產井數

多油層油田開發歷來的做法是，針對儲層的非均質性，採用多套井網細分開發層系。這當然是解決層間矛盾最好和最有效的辦法，但另一方面勢必要增加很多井數。海上油田基本上是採用一套井網開采多套油層，在開發程序和採油工藝上，想辦法減緩由於一套井網帶來的採收率損失。位於南海東部的惠州26-1油田用一套井網、20口開發井，分3個階段（單層開采、分層系開采和跨層系混采階段），利用補孔技術實現了含油井段長635m、9套儲層的分采。經9年開采，采出程度為35.2%，其中主力層高達40%以上。位於渤海的綏中36-1重質油油田，也是用一套350m井距的反九點井網，合採了含油井段長達400m包括14油層組的兩大套儲層物性和流體特性均有較大差別的油藏。由於儲層岩性疏鬆無法分階段補孔，採用分3段防砂、每段之間用滑套控制，實現分3段開采，生產試驗區7年采出程度達到102%。

油氣田開發過程中的調整是改善開發效果不可缺少的重要手段。海上油氣田在開發過程中由於條件所限不允許大批量補充鑽井，原因之一是平台不能為調整井的鑽井、投產預留出足夠的空間，包括足夠的井槽和擴容設備的安裝場地，平台結構不能承受由於井數的增加帶來的載荷太大增加；其二是鑽井困難，因為調整井井位位於初期井網的生產井之間，而海上油氣田鑽井軌跡設計必須與初期井網同時進行，盡管如此，在實施調整井鑽井作業時鑽頭在叢式井中間安全穿行也是相當困難的，鑽井費用也會大大增加。因此，海上油氣田要做到經濟有效地開發，必須立足於一次井網。立足於一次井網不等於開發過程中不做任何調整。隨著鑽井和採油技術的不斷發展，海上油氣田的開發調整措施以在原井眼進行為主，主要是利用無價值生產井側鑽或平台上的預留井槽鑽個別補充井。海上油氣田非常重視一次井網的部署，基本思路是，在保證主力油層儲量得到充分動用的前提下，盡量照顧非主力油層的開發，對於一次井網不好控制的地區和儲層，要考慮為將來使用的措施創造條件。對於產量低的低效井，在井網優化過程中堅決去掉。厚度薄、儲量豐度小的地區，一次井網不布井。

例如，渤海的重質油油田綏中36-1、錦州9-3、秦皇島32-6等儲量比較大的油田，在油田邊部油層厚度小於15m的地區都沒有布井，准備後期利用邊部井向外側鑽水平井或大角度斜井增加動用儲量。南海東部的惠州26-1油田共有獨立的9套儲層，開發方案設計15口採油井和5口注水井，初期動用5套主力儲層，儲量佔74%。1991～1992年陸續投產，通過生產認識到油藏水驅能量充足，不需要注水，20口井全部為生產井。油田最高採油速度6%,5%以上的採油速度維持了將近4年。1996年油田含水上升到大約60%，利用高含水的老井眼側鑽了5口水平井，配合補孔進行開發層系的調整，在沒有增加井口的情況下，使動用儲量達到了100%，有效地改善了開發效果，採油速度始終穩定在4%左右。截止到2000年底，全油田采出程度達到39.48%、綜合含水74.2%。

3．人工舉升增大生產壓差，提高採油速度

對於有自噴能力的井，過去的做法是盡量保持自噴。而海上油田開發採用機械採油，不僅僅是因為油井停噴，一個非常重要的原因是為了增大生產壓差達到提高單井產量的目的。南海惠州油田群產能高、邊水和底水的能量充足，但在制定開發方案時，為了達到單井高產，還是設計了氣舉採油（實施時為自噴、氣舉、泵抽並舉），開發初期平均單井產油量達到300～400t/d。渤海的綏中36-1、錦州9-3、歧口18-1等油田，油井都具有一定的自噴能力，為了達到較高的採油速度，開發方案都設計為機械採油。

4．充分合理利用天然能量，節省投資

海上油田開發考慮盡量不使天然能量浪費掉。例如惠州油田群除利用邊水、底水能量驅油外，還利用位於油藏上部的氣藏作為氣源進行氣舉採油；綏中36-1油田、秦皇島32-6油田，利用位於東營組油藏上部的館陶組水藏作為注水水源進行人工注水；平台產出的溶解氣用於發電和其他平台自用；多餘的產出氣通過經濟評價，有條件的可以作為商品銷售（渤海歧口18-1油田群產出溶解氣向天津市供應）。

5．油田的聯合群體開發

油田聯合群體開發使不能單獨啟動的小型油田創造了非常好的經濟效益。在評價階段，特別注意被評價油氣田周圍的小構造，可以建議優先勘探，或在開發過程中兼探，一旦有所發現，它們可以作為群體共用一套生產設施，將大大改善這些油氣田的經濟效益。比如惠州21-1油田，編制開發方案時按可采儲量所做的經濟評價結果屬於邊際油田，當時為了使其經濟可行，除採用了高速開采、生產井合採的措施外，還將生產設施放置於油輪上以減少平台的體積與重量，就是這一點為聯合開發創造了條件。在惠州21-1油田投入開發之後，在其周邊又發現了惠州26-1、惠州32-2、惠州32-3、惠州32-5、惠州26-1北油田，其中除惠州26-1外均無單獨開采價值，但由於有惠州21-1現存的生產油輪、公用系統生產裝置和管線等，使這些油田在投入非常少的情況下很快投入開發並很快收回投資。

（二）鑽井、完井、採油工藝

鑽完井和採油工藝設計是總體開發方案的第二項重要內容，也是估算投資的開始。海上油氣田一般鑽完井及採油工藝費用要佔總投資的1/3～1/2，因此要在盡量滿足油藏要求的前提下，千方百計地降低鑽完井成本，促進設備器材國產化。降低成本有兩個含義：一是降低初期的一次投資；另外還要考慮投產後的二次或多次投資，即考慮工程質量和設備壽命，因為海上油氣田修井的費用要比陸地高得多。

鑽井方面由於全部為定向井或水平井，因此設計上要優化鑽井軌跡、優化井身結構，以節省管材和減少鑽井難度，為優質快速創造條件。

完井方面主要是對需要特殊完井工藝的油氣井進行專項研究，特殊完井工藝比正常的套管射孔完井技術上要復雜、費用上要增加，專項研究的目的是確定特殊完井工藝的必要性。由於海上油氣井完井的任何措施必須在投產前全部完成，沒有辦法投產後補救，所以這種專項研究尤為重要。比如東方1-1氣田，氣體組分中含有CO₂，編制ODP時對生產氣井的防腐問題進行了專門研究，通過多種井下防腐方法對比研究，認為採用防腐管材及井下工具是惟一的方法。根據NACE（美國全國防腐工程師協會）制定的標准和日本 NKK公司的研究結果，確定6口井井下裝置和流道部分採用Cr13合金鋼，其餘井採用1Y80材質，這樣不同井不同對待比全部採用Cr13要節省很多費用。該氣田氣井測試時沒有明顯的出砂現象，但從岩石結構上看，在高速開采條件下可能出砂，為此進行了出砂預測研究，並請美國 AR-CO公司和英國EPS公司做了氣井的出砂預測。結果表明，水平井下割縫管完井出砂的臨界生產壓差大約是常規井套管射孔的2倍，生產過程中生產井設計的生產壓差遠遠小於臨界壓差，因此水平井產層部分採用裸眼加割縫管及盲管完井，有一定的防砂功能，這樣使完井費節省了幾百萬美元。

採油工藝設計方面，既要考慮設備長期的實用性，也要考慮設備的壽命，因為採油是一個漫長的過程，即便在海上也要15～20年，所以要選擇性能好、已經成熟的工藝技術，雖然一次投資較大，但後期投資小且能降低操作費，費用多些也不為過。

（三）海上工程概念設計

海上工程概念設計是開發項目中主要的投資對象，一個大項目的工程投資要佔總投資的1/2～2/3，由於內容多、涉及的專業多，所以必須本著少花錢多辦事和辦好事的原則來優化每一項設計。要點是定準設計基礎，選好設計參數，正確理解和使用規范，優化設計、減少設施，簡化流程、優化布置，推進設備國產化。平台、FPSO和海管是海上油氣田開發的3大主體工程，影響它們結構設計基礎的首先是所處海域的環境條件，而環境條件是會隨時間變化的，有一定的規律性也有一定的偶然性。如海況中的海流、波浪，氣象中的風速等，都有不同年份（5年、10年，直到100年）的重現期，我們要從這些大量統計數據分析中，選好合適的設計參數，這對結構設計是很重要的。海上油氣田通過多年開發實踐認識到，像平台、海管這樣的永久性裝置，只要在生產期限內滿足生產要求並保證安全就可以了，因此根據所處海域實際情況合理慎重選用設計參數，可以大量節省投資。當外界自然條件對這些永久性裝置的定量影響確定之後，餘下的就是根據油氣田開發本身的參數來進一步優化結構設計了。概念設計要執行國家和中國海油企業有關的法律、法規，以及結構、機械設施、電氣、儀表、消防、通訊等的國際標准、國家標准和企業標准。特別是環保和安全要嚴格按照國家的法律與法規執行，因為概念設計是基本設計的基礎，項目的基本設計要通過國際或國內知名船級社的審核，油氣田投產前要通過國家環保局和國家安全辦公室審查，如果沒有達到標准將需要進行整改，以致油氣田無法按時投產，這將會在經濟上造成不必要的損失。

在概念設計階段除永久性結構物設計外，降低投資的途徑主要是優化平台設施，包括集輸方式的優化、總系統工程優化、公用系統優化、平台設施平面布置優化、工藝流程優化等。比如綏中36-1油田二期工程，在概念設計時對集輸方式是採用全海式還是半海半陸式進行了反復優化。全海式對於綏中36-1油田，我們有試驗區近5年開發的成功經驗，半海半陸式對於離岸不算太遠、儲量規模幾億噸的大型重質油油田來說是有許多好處，但要涉及許多過去沒有碰到的問題，像登陸點問題、終端問題、征地問題、碼頭改造問題、重質油的長輸管線問題、近海岸線的排污問題以及與地方行政的關系等都必須重新研究。為此組織力量對多個問題同時開展研究，在確認了技術上可行之後，硬是在總體投資上做到與全海式大致相當，但從長遠利益考慮節省了海上部分的操作費，總體經濟效益要好於全海式。目前該油田已按半海半陸的集輸方式於2000年底順利投產。

海上油氣田總體開發方案研究是一項系統工程，涉及多個專業、多個工種、多項高新技術，過程中需要多次平衡優化，目的是達到油氣田的高效和高速開發。

7. 海底管道如何設計

在海底鋪設輸送石油和天然氣管道的工程。海洋管道包括海底油、氣集輸管道，干線管道和附屬的增壓平台，以及管道與平台連接的主管等部分。其作用是將海上油、氣田所開采出來的石油或天然氣匯集起來，輸往系泊油船的單點系泊或輸往陸上油、氣庫站。海洋油、氣管道的輸送工藝與陸上管道相同。海洋管道工程在海域中進行，工程施工的方法則與陸上管道線路工程不同。

沿革 20世紀50年代初期，人們開始在淺海水域中尋找石油和天然氣。隨著海洋油氣田的開發，首先出現了海洋輸氣管道。天然氣必須依靠海洋管道外輸，淺海中采出來的原油則可由生產平台直接裝入油船。在深海中采出來的原油，大型油船停靠生產平台會威脅到平台安全，因此出現了海中專用於停靠大型油船的單點系泊。這樣，就要有連接各生產平台與單點系泊之間的輸油管道。70年代，在海域中開發了大型油氣田以後，開始建設了大型海洋油氣管道，把開採的油氣直接輸往陸上油氣庫站。

特點 主要特點是：①施工投資大。在一般海域中鋪設一條中等口徑的海洋管道需要一支由鋪管船、開溝船和10餘只輔助作業的拖船組成龐大的專業船隊。此外，還需要供應材料、設備和燃料的船隻等。租用專業船隊的費用是海洋管道施工中的主要費用，由於這一費用較高，致使海洋管道施工費用比陸上同類管道要高1～2倍。②施工質量要求高。不論是在施工期間或投產以後，海洋管道若發生事故,其維修比陸上管道維修困難得多,因此，海洋管道施工要確保質量。③施工環境多變。海況變化劇烈而迅速，如風浪過大，施工船隊難以保持穩定。在這種情況下，往往須將施工的管道下放到海底，待風浪過後再恢復施工。④施工組織復雜。海洋管道施工中，管道的預制，船隊的配件、燃料和淡水的供應等，都需要依靠岸上的基地；船隊位置和移動方向的確定，也是依靠岸上基地的電台給予緊密配合。因此海洋管道施工具有海陸聯合組織施工的特點。

勘察 包括路由選擇和勘測、海浪和水流調查。

路由選擇和勘測 尋找一條較平坦、地質條件又穩定的海下走廊是保證管道長期穩定的基礎。首先是在詳細的海圖上選出幾條走向。其次沿著各條走向用聲納測深儀實測海底地形；用覆蓋層探測儀和側向聲納掃描儀，描繪出幾十米深的縱斷面工程地質圖，探明海底泥層的構成、岩性、斷層位置以及有無埋設其他管道等。然後將所取得的幾條走向資料進行對比，以確定最優的路由。路由確定後，沿著確定的路由從海底中取出土樣，測定土壤的抗剪切力、緻密度和比重等，以便用這些數據來確定管道施工方案。

海浪和水流調查 海洋管道施工受到海浪的直接干擾，因此，必須詳細勘察施工海域內不同季節海浪的發生周期、持續時間、方向、浪高、波長以及頻率等；並須取得多年的資料作為選擇施工用的船型、安排施工季節和進度的依據。海浪勘測可採用海浪記錄儀。

水流會影響管道施工時的安全和管道投產後的穩定性。施工前應沿著路由實測海水流速的垂直分布和流向等，並收集多年各季度的實測資料，從而對管道的穩定性、振動進行核算。管道在水下承受多種作用力，尤其是水流的作用力，其中包括水平推力和上舉力。在垂直方向上,只有管道的重量大於上舉力和浮力時,管道才能穩定。當管道裸露鋪設在起伏不平的海床上，水流流過管道的懸空段時,管道容易產生振動,甚至導致斷裂。測出海底處海水流速，就可以計算出最大允許懸空段的長度。增加管道重量仍難克服水流對管道的作用力時，應採取開溝埋設或其他穩管措施。

施工作業 海洋管道施工包括海上定位、鋪設管道和開溝等項作業。

海上定位 指導鋪管船沿著路由方向移動和確定在海域中施工船隊位置的作業。海上定位的方法是在岸上設置兩座以上已知其經緯度的定向電台，定向電台發射微波定向信號。作業船上安裝有無線電定向儀，可以精確地測定船與岸上各電台間的夾角，從而准確地測出船所在的位置。在近海作業時可以用微波發射信號；在遠海作業時一般用 200米的無線電長波發射信號。這兩種方法均能達到鋪管作業定位所需要的精度。

鋪管作業 海洋管道鋪設作業是由陸上管道穿越河流、湖泊水域的施工方法發展起來的。鋪管作業主要有三種方法：鋪管船鋪設、牽引法鋪設和用捲筒船鋪設。作業過程中選擇何種方法是根據管徑大小、海水深淺、海況和距岸遠近等條件確定的。近年來海洋油氣田探勘接近千米深的海域，海洋管道施工技術正向這一深度發展。70年代末期已能在600米深的海域中鋪設管道。

①鋪管船鋪設。這種方法最為常用。50年代在開發淺海區油氣田時，多採用人工開出一條能通行淺水船的河道，並在一種用浮箱拼裝而成的鋪管駁船上，把管子組裝起來，當駁船向後移動時，焊接好的管段即滑入水中。這種鋪管駁船逐步發展成為大型鋪管船。1956年第一艘較大型的鋪管船投入使用。船上可以堆放管材，設有吊運管子的起重設備和管段的組裝線，還有託管架作為管段下海的滑道。這種鋪管船錨定技術較完善，可在30米深的海域作業。此後，鋪管船不斷地發展，出現了具有自航能力，可鋪設更大口徑的管道，能在較深的海域作業的自航式鋪管船。1965年在開發大西洋的北海油氣田時，這種類型的鋪管船因抗風浪能力差，不能適應北海區的海況，作業經常被中斷,經過改革船體結構,製成半潛式鋪管船，加強了抗風浪能力。70年代初期「喬克陶Ⅰ」號半潛式鋪管船在澳大利亞的巴斯海峽投入使用，證明半潛式鋪管船穩定性好，並能在120～180米深海中進行鋪管作業。1979年半潛式「卡斯特羅」號鋪管船，在建設由非洲阿爾及利亞經突尼西亞穿過突尼西亞海峽通向歐洲義大利的輸氣管道時,成功地在608米深的海域中鋪設了500毫米管徑的管道。

鋪管作業過程是將管子經陸上預制廠加上水泥加重層後，用船運到鋪管船上，將管子逐段組裝焊接，焊好的管段在鋪管船向前移動時，從船尾部的託管架上滑入海中。整個鋪管作業的過程中，管段下滑的長度必須與船的位移量同步，同時，鋪管船必須處於較穩定的狀態。為此,在鋪管船的前後左右布置有4～6個船錨,調節錨纜的松緊可穩定船隻；調節錨纜的長短可移動船位。管段自託管架的尾部滑向海底時，懸吊在海水中形成一個由上拱彎轉為下彎曲的S形,使管段受到復雜的彎曲應力的作用,此外,還受到浪涌和水流的沖擊力的作用。為了使管段不產生永久變形，須用託管架保持上拱彎盡可能大的彎曲半徑，並使下彎曲處處於容許彎曲應力的范圍以內。因此船上有能力足夠的張力機夾住管段，使之不能自由滑動，並且使管段下滑同船的位移距離一致。