井口安全截斷裝置的主要作用

『壹』 天然氣無人值守管理辦法

井站無人值守」是至關重要的條件。

運作——

中心站三大類
從西南油氣田公司實施中心站管理模式的井站看，實現無人值守的辦法主要有3個：通過優化簡化工藝流程，為老氣田的老井站無人值守創造條件；合理應用成熟技術，把新氣田的井站設計成無人值守的井站；通過「就近組合」，采氣站員工融入脫水站（增壓站、集輸氣站），通過遠距離實時監控，實現井站無人值守。
卧88中心站：它是卧龍河采輸氣生產的一部分，包括卧88、卧28等10口氣井和7座單井場站，管道約56千米。目前採用輪班作業制，每輪班由原來的16人降到11人，吃、住在卧88井，每天巡查氣井和管道。對於異常氣井，及時派員工常住，保障正常生產。
廣安氣田A區塊：以須家河組為主力產層，單井產量低。在設計開發方案時，通過採用井下節流、單井采氣、集中脫水等成熟的新技術和新工藝，優化簡化了地面工藝流程，實現了數字管理，使中心站管理模式成為降低開發成本的重要措施。目前，廣安氣田A區塊有10個中心站，管理50多口氣井，操作員工100多人。如果按傳統的井站管理模式，操作員工要在200人以上。七橋中心站：由七橋脫水站、七橋集輸氣站和附近的9個采氣站組成。日脫水處理天然氣250萬立方米，日輸氣能力為630萬立方米，氣井都是高壓、高產井，日產量約200萬立方米，並向重慶梁平縣供應民用天然氣。現在有員工15人，相當於沒實行中心站管理模式前的1/3。
安全——五大保障措施先行
采輸氣生產，安全是天字型大小工程。西南油氣田公司實施中心站管理模式，提高無人值守井站本質安全環保能力的措施主要有以下幾種。
改進老氣田工藝流程。針對開采後期的井口壓力遠遠低於設備安全壓力的實際，拆除不必要的設備，降低流體阻力，提高自產能力。同時，按照「經濟適用，便於維護」的原則，應用疏水閥自動排液系統、加註泡排劑自動啟停等裝置，提高生產自控程度，既滿足安全環保要求，又降低生產成本。
重點井站實施重點監控。天東19井中心站等建有完善的SCADA系統，通過數據採集、視頻等措施監控12口單井、脫水裝置的生產運行。卧88井中心站則與作業區建立內網連接，實現生產數據網路採集和傳輸。
完善井口安全截斷系統。龍門氣田12口井大部分安裝有井口安全截斷系統，能實現遠程關井和一級節流前壓力超高、輸壓超低、井場火災自動截斷功能。
加強場站設備防盜保障。對部分周邊社會環境復雜的井口，加裝井口安全防護罩，減少人為破壞的風險。
配置必要交通工具，改造生活設施。派駐站值班車到中心站，用於巡井和生產應急處理，值班車輛定期輪換一次，車輛的管理納入中心站統一管理。
配套——
管理制度應運而生
全新的管理模式，呼喚與之配套的制度。西南油氣田公司各單位根據實際，完善並執行了中心站模式的管理制度
在「井站生產管理辦法」、「井站優化簡化指導意見（試行）」基礎上，各單位制定了「井站生產管理實施細則」，明確了巡檢、匯報等制度。重慶氣礦中心站較多，氣井產量區別很大，資料錄取制度和巡檢制度十分細致：由中心站負責管理的井口壓力高於1.6兆帕且產地層水的采氣井站每天巡檢一次，井口壓力高於1.6兆帕且不產地層水的采氣井站每兩天巡檢一次，開采末期且井口壓力低於1.6兆帕的采氣井站每3天巡檢一次。
井站無人值守，盡管有監控設備，也通過「外委管理」看護。基本原則是：與當地保安企業簽訂資產看護合同，細化安全教育，強化准入管理。每天巡查一次，用電話向中心站報告看護物的狀態。
各中心站的直接上級組織也執行了新的巡查制度：生產辦、專職巡查人員、中心站人員組成巡查管理小組，承擔相應職責，對巡查不到位、走過場的嚴格按相關規定進行處理，以提高巡查質量。
在中心站員工配置和培訓方面，各單位精心安排：開展新工藝、新設備推廣應用的技術培訓，組織采氣、輸氣、脫水、增壓等工種的操作培訓，擴展采氣工的內涵，並熟練掌握和使用各類應急設施和器材，熟知崗位事故處置措施和預案，100%持證上崗。搭配合理，各班組綜合實力均衡。
效益——
節省人力物力財力
目前，西南油氣田公司的重慶氣礦、川中油氣礦、蜀南氣礦、川西北氣礦、川東北氣礦都建有中心站，總量已超過50座，緩解了新氣井、增壓站大量增多引起的人力資源緊缺的矛盾。雖然員工差旅費、車輛使用費增加了，但井站能耗、材料、維修等方面的費用下降得更多，總體上節約了成本。新氣田實行中心站管理模式，一口井的生活輔助設施公用，可大量節省產能建設投資，並縮短建井周期。據川中油氣礦測算，無人值守井站的地面配套投資約相當於有人值守井站的50%，產能建設時間約30天，新氣井最快7天就可投產。
管理川東地區各氣田的重慶氣礦是西南油氣田公司的產氣主力。去年，這個礦分析了旗下19個中心站的管理運行成本，綜合能耗、材料消耗、維修費等人工成本大幅降低，相當於包括員工差旅費、車輛使用費、無人值守站安全監控費等在內的生產成本增加的3倍。
尤其值得一提的是，老氣田經過優化、簡化采輸氣工藝流程後，拆除了供用電設施、通信設施，降低了用電、通信成本費用，也減少了維護工作量，節能降耗效果十分明顯。據統計，拆除的變壓器9台和停用的3台變壓器，每月可減少用電約1.3萬千瓦小時。
雖然中心站管理模式可提高效益，但對高風險井、高含硫氣井、人口密集區的井站、周邊治安條件較差的井站，西南油氣田公司沒有實施中心站管理模式。

『貳』 礦井通風的主要內容是什麼

礦井通風是指將新鮮空氣輸入礦井下，增加氧氣濃度，以稀釋並排除礦井中有毒、有害氣體和粉塵。

井下必須進行通風，不通風就不能保證安全和維持生產。故礦井通風是礦井生產環節中最基本的一環，它在礦井建設和生產期間始終佔有非常重要的地位。

礦井通風的基本任務是：

1、供給井下足夠的新鮮空氣，滿足人員對氧氣的需要；

2、稀釋並排除井下有毒有害氣體和粉塵，保證安全生產；

3、調節井下氣候，創造良好的工作環境；

4、提高礦井的抗災能力。

(2)井口安全截斷裝置的主要作用擴展閱讀：

礦井通風的方式：

1、中央式通風

中央式通風方式又可分為中央並列式和中央分列式(又稱中央邊界式)兩種。

（1）、中央並列式通風方式是進風井和回風井都布置在礦區井田的中央，兩風井相隔很近（一般相距30～50米）。

（2）、中央分列式通風方式是進風井布置在礦區井田中央，而回風井則布置在礦區井田上部邊界沿走向的中央，回風井相隔一定距離。

2、對角式通風

對角式通風方式又可分為兩翼對角式和分區對角式兩種。兩翼對角式是進風井布置在礦區井田的中央，兩個風井分別布置在礦區井田兩翼上部.分區對角式是各個采區的上部都開回風井，不開主要回風巷，這種方式叫分區對角式

3、區域式

在井田的每個生產區域各布置進、回風井，分別構成獨立的通風系統。

4、混合式通風

混合式通風方式是中央式和對角式組合成的一種混合式通風方式，例如中央並列式與兩翼對角式組合；中央分列式與兩翼對角式組合等。

『叄』 非煤礦礦山企業安全生產許可證實施辦法

第一章 總則第一條 為了嚴格規范非煤礦礦山企業安全生產條件，做好非煤礦礦山企業安全生產許可證的頒發管理工作，根據《安全生產許可證條例》和有關法律、行政法規，制定本實施辦法。第二條 非煤礦礦山企業必須依照本實施辦法的規定取得安全生產許可證。
未取得安全生產許可證的，不得從事生產活動。第三條 非煤礦礦山企業安全生產許可證的頒發管理工作實行企業申請、兩級發證、屬地監管的原則。第四條 國務院安全生產監督管理部門指導、監督全國非煤礦礦山企業安全生產許可證的頒發管理工作，負責中央管理的非煤礦礦山企業（集團公司、總公司、上市公司）和海洋石油天然氣企業安全生產許可證的頒發和管理。
省、自治區、直轄市人民政府安全生產監督管理部門（以下稱省級安全生產許可證頒發管理機關）負責前款規定以外的非煤礦礦山企業以及含有非煤礦山或者設有尾礦庫的其他非礦山企業安全生產許可證的頒發和管理。第二章 安全生產條件第五條 非煤礦礦山企業取得安全生產許可證，應當具備下列安全生產條件：
（一）建立、健全主要負責人、分管負責人、安全生產管理人員、職能部門、崗位安全生產責任制；制定安全檢查制度、職業危害預防制度、安全教育培訓制度、生產安全事故管理制度、重大危險源監控和重大隱患整改制度、設備安全管理制度、安全生產檔案管理制度、安全生產獎懲制度等規章制度；制定作業安全規程和各工種操作規程；
（二）安全投入符合安全生產要求，按照有關規定提取安全技術措施專項經費；
（三）設置安全生產管理機構，配備專職安全生產管理人員；
（四）主要負責人和安全生產管理人員的安全生產知識和管理能力經考核合格；
（五）特種作業人員經有關業務主管部門考核合格，取得特種作業操作資格證書；
（六）其他從業人員按照規定接受安全生產教育和培訓，並經考試合格；
（七）依法參加工傷保險，為從業人員繳納工傷保險費；
（八）對有職業危害的場所進行定期檢測，有防治職業危害的具體措施，並按規定為從業人員配備符合國家標准或行業標準的勞動防護用品；
（九）依法進行安全評價；
（十）對作業環境安全條件和危險性較大的設備進行定期檢測檢驗，有預防事故的安全技術保障措施；
（十一）石油天然氣儲運設施、露天邊坡、人員提升設備、尾礦庫、排土場、爆破器材庫等易發生事故的場所、設施、設備，有登記檔案和檢測、評估報告及監控措施；
（十二）制訂井噴失控、中毒窒息、邊坡坍塌、冒頂片幫、透水及墜井等各種事故以及采礦誘發地質災害等事故的應急救援預案；
（十三）建立事故應急救援組織，配備必要的應急救援器材、設備；生產規模較小可以不建立事故應急救援組織的，應當指定兼職的應急救援人員，並與鄰近的事故應急救援組織簽訂救護協議。第六條 中央管理的非煤礦礦山企業（集團公司、總公司、上市公司）取得安全生產許可證，應當具備本實施辦法第五條第（一）、（二）、（三）、（四）項的規定，制定本實施辦法第五條第（八）、（十）、（十一）、（十三）項的具體辦法，掌握本實施辦法第五條第（五）、（六）、（七）、（九）項的情況。第七條 陸上石油天然氣開采企業的生產系統除符合本實施辦法第五條的規定外，其廠房、作業場所和安全設施、設備、工藝還應當具備下列條件：
（一）油氣井、站、罐、庫、管道等油氣場所應當設立明顯的嚴禁煙火安全標志，使用防爆電氣設備，安裝防雷防靜電裝置，以及可燃氣體濃度檢測報警裝置；
（二）油氣井、站、罐、庫、管道等油氣場所擴建、改建及檢修、維修需要動火作業的，必須達到動火條件、辦理動火手續、落實安全措施，方可動火；
（三）油氣廠、站、庫內應當裝設安全排泄放空裝置，放空火炬和點火裝置安全可靠，油氣進出的總管匯應當裝設緊急切斷閥；
（四）油氣儲罐應當裝設阻火器、機械呼吸閥和液壓安全閥，四周應當設防火堤，進出口管道處應當設金屬軟連接；
（五）石油專用容器、專用濕蒸汽發生器、加熱爐、鍋爐上的安全閥、壓力表等應當安裝齊全，性能良好，並定期檢驗；
（六）油氣廠、站、庫的消防道路、消防水源、消防設施和消防器材應當按《原油和天然氣工程設計防火規范》（GB50183）、《低倍數泡沫滅火系統設計規范》（GB50151）規定執行；
（七）輸油氣管道與重要設施之間應當按照有關規定保持安全距離，並在適當位置安裝截斷閥；
（八）石油物探作業中爆炸物品的儲存、運輸、使用符合《民用爆炸物品管理條例》規定；
（九）石油天然氣鑽井作業，應當進行井控設計，安裝井控裝置，制定並落實井控措施；
（十）具有自噴能力的油氣井進行測井、射孔、試油氣、壓裂、酸化和修井作業時，應當嚴格按照設計要求壓井和安裝地面流程，換裝好與施工要求相適應的井口裝置，並經試壓合格；
（十一）含硫化氫的天然氣田開發前應當進行評估、勘測。含硫化氫的油氣井進行鑽井、試油氣和採油氣作業必須使用防硫工具、井下工具、井口裝置和地面流程，並採取其他防止硫化氫危害的技術措施和保護措施。

『肆』 　中國南海流花深水油田開發新技術

流花11-1油田位於中國南海珠江口盆地29/04合同區塊，在香港東南方220km，海域平均水深305m。

流花11-1油田是中國海油和阿莫科東方石油公司（Amoco Orient Petroleum Company）聯合開發的油田。流花11-1油田1987年1月發現，1993年3月在發現該油田6年後，政府主管部門正式批准了該油田總體開發方案，隨即啟動油田開發工程建設，於1995年5月投產，作業者是阿莫科公司。

流花11-1油田包括3個含油圈閉，即流花11-1、4-1和11-1東3個區塊。流花11-1區塊基本探明含油麵積36.3km²，地質儲量15378×10⁴t，控制含油麵積53.6km²，地質儲量6426× 10⁴t。流花4-1區塊控制含油麵積18.2km²，地質儲量1753×10⁴t。流花11-1東區塊控制含油麵積11.3km²，地質儲量458×10⁴t。全油田探明加控制含油麵積為83.1km²，地質儲量共計24015×10⁴t，是迄今為止在中國南海發現的最大的油田。目前先投入開發的流花11-1區塊，只是流花11-1油田的一部分。

要經濟有效地開發這樣一個大油田，面臨著諸多技術上的難題：水深大、環境條件惡劣、原油比重大、黏度高、油藏的底水充足且埋深淺。針對這些特點，經過中外雙方技術人員共同努力，開拓創新，用全新的思維觀念，採用了當今世界頂尖的高新技術，在工程開發過程中創造了「3個首次、7項一流」。

流花11-1油田設計開采年限12年，工程設施設計壽命為20年，批准投資預算65300萬美元，實際投資決算62200萬美元，比預算節約了3100萬美元。

一、工程開發方案

流花11-1油田採用深水全海式開發方案。整個工程設施包括5部分：半潛式浮式生產系統（FPS）南海「挑戰號」、浮式生產、儲卸油裝置（FPSO）南海「勝利號」、單點系泊系統、海底輸油管線和水下井口系統（圖12-1）。

圖12-1流花11-1油田工程設施圖

二、設計條件

（一）環境條件

a．流花11-1油田作業海區除了冬季風、夏季強熱帶風暴（台風）的影響外，還有一種特殊的海況——內波流，它也是影響作業和系統選擇的主要因素。1990年單井測試期間，曾發生過由內波流引起的幾次拉斷纜繩、船體碰撞，甚至拉斷浮標或擠破漂浮軟管的事故。

b．流花11-1油田環境參數見表12-1。

c．流花11-1油田「挑戰號」FPS柔性立管設計參數見表12-2。

d．流花11-1油田「挑戰號」浮式生產系統FPS設計環境參數見表12-3。

e．流花11-1油田「勝利號」FPSO方向性海況設計參數見表12-4。

表12-1流花11-1油田環境參數

表12-2「挑戰號」FPS柔性立管設計參數（百年一遇）

表12-3「挑戰號」FPS浮式生產系統環境設計參數

表12-4「勝利號」FPSO方向性海況設計參數

（三）其他設計參數

水下井口配套設備，包括壓力儀表，其管路最大工作壓力為15.5MPa(22401b/in²）；

單井高峰日產量：2384m³/d，含水范圍0%～93%;

FPSO日處理能力：47670m³/d；

大氣溫度：16.4～33.7℃；

水下作業溫度：11～31℃；

井液溫度：11～52℃。

所有的管路材料及計量和壓力儀表應適於輸送帶硫化氫和二氧化碳的液體，內表層應進行化學防腐處理，外表層以油漆和犧牲陽極進行保護。

（四）延長測試

為了解決油田強大底水快速錐進，減緩水錐速度，更大程度地挖掘油田潛能，對油田長期產能作進一步分析，有效地提高採收率，在正式開發之前用了半年時間對3口井進行了延長測試。

a．流花11-1-3井為一口穿透油藏的直井，初始日產量363m³，綜合含水20%,42d後日產量350m³，綜合含水升至70%。

b．流花11-1-5井，為一口大斜度延伸井，落入油藏段的井斜段達78%，初始日產量為1271m³，綜合含水0%;51d後日產量降為874m³，綜合含水升至51%，水錐上升速度較直井有明顯改善。

c．流花11-1-6井為一口水平井，水平井段全部落入油層頂部滲透率最好的層段，初始日產量1907m³，綜合含水為0%;120d後日產量為1017m³，綜合含水為26%。與前2口井相比，採用水平井開采不但可以提高單井產量，還可以減緩底水水錐速度，是該油田最佳的開發方案。

三、南海「挑戰號」浮式生產平台（FPS）

流花11-1油田海域水深將近310m，使用常規的導管架固定平台結構形式，僅導管架本身費用就高達10億美元，而新造一座張力腿平台的費用估計要12億美元。經過技術和經濟上的論證和比較，最終採用了改造半潛式鑽井平台方案，全部改造費用也不超過2億美元。根據使用要求，改造後的浮式生產系統不但能抵禦海區百年一遇的惡劣海況，還能滿足鑽井、完井、修井作業要求，並且能夠安裝、回收和維修水下井口設備，監視控制水下井口，為井底電潛泵提供懸掛月池和供給電力。根據台風極值具有方向性，東北方向的風、浪、流極值明顯比西北方向大的特點，改變常規的8根或12根錨鏈對稱系泊方式為非對稱的11根錨鏈，還根據實際受力情況，使大部分錨鏈長度有所縮短。錨鏈直徑φ127mm，單錨重量40t，是目前使用於海上商業性用途最大的船錨。錨泊力可以承受百年一遇強台風的襲擊，將南海「挑戰號」永久性地系泊在海底。

「挑戰號」的設計使用壽命是20年。

1993年7月購進改造用的半潛式鑽井平台，經過22個月改造設計和船廠施工，於1995年4月系泊到油田預定位置。

「挑戰號」還配有2台ROV遙控機器人支持作業，通過25根水下電纜向井口供電。生活模塊可容納130人居住。

四、浮式生產儲卸油輪（FPSO）和單點系泊系統

（一）南海「勝利號」浮式生產儲卸油輪（FPSO）

南海「勝利號」是由一艘14萬噸級的舊油輪改裝的，該油輪型長280m，型寬44m，型深23m，吃水17m。改裝後的油輪具有發電、原油凈化處理、原油儲存和卸油功能。高峰日處理液量為4.77×10⁴m³，日產油量1.03×10⁴m³，可儲存原油72萬桶。針對流花11-1油田原油黏稠特點，原油處理流程採用了世界先進的電脫鹽/脫水二合一新技術，即在一個設備內，分步完成原油脫鹽和脫水。海上油田使用這項新技術在世界上也屬首次，不但節省了大量的空間，還節約了上百萬美元的工程費用。

「勝利號」生活樓模塊可容納85人居住。儲存的合格原油經串靠的穿梭油輪外運銷售。

（二）「勝利號」單點系泊系統

「勝利號」浮式生產儲卸油系統（FPSO）採用永久式內轉塔單點系泊系統。單點用錨鏈固定於海底，通過油輪船體前部空洞內的轉塔機構與船體相連，油輪可繞單點作360°的旋轉。這種結構形式在國內是首次採用，在深水情況下比固定塔架式系泊結構要經濟得多。設計環境條件採用百年一遇極端海況，用10條Φ114.3mm錨鏈系泊。根據環境條件各個方向極值的差別，適當調整錨鏈長度。該單點系泊系統為永久不可解脫式，最大系泊力為600t。

五、水下生產系統

（一）水下井口系統的選型

a．分散水下井口生產系統，適用於作業海區海流流向沿深度分布基本一致並相對穩定的情況。水下井口之間可通過柔性管線相連或與總管匯相連，也可直接與油輪相連，這種水下井口系統的優點是已有一定經驗，井口和表層套管的定位精度要求低。其缺點是，水下井口之間的軟管與特種液壓接頭的成本及安裝費用高，海流方向不穩定時易引起軟管的纏繞，造成軟管和接頭部位損壞，單井修井會影響其他井生產，且施工安裝海況要求高、時間長。

b．集中水下井口生產系統，適用於各種海流條件，井口導向底座之間用鋼質跨接管相連成一整體。這種結構形式以前還從未採用過，缺乏經驗和現成的配套技術及設備，井口和表層套管的定位精度要求高。另一方面，這種結構形式的優點是鋼性跨接管接頭成本遠低於柔性軟管和液壓接頭，只相當於後者約1/3。單井修井作業不影響其他井正常生產，相對獨立的軟管可以單獨安裝和回收，且運動范圍小，不會發生軟管的摩擦和纏繞，鋼性跨接管的測量、安裝和回收作業可與其他作業同時進行，且不需動用其他船隻，在較惡劣海況下照常作業，效率高。通過全面研究對比，最終選用了集中水下井口生產系統。

（二）水下井口系統的主要結構和復裝順序

集中水下井口生產系統被稱為「組塊搭接式控制體系」，是流花11-1油田工程創新最多的體系，首創的新技術包括：集液中樞管匯；鋼制井口間跨接管；濕式電接頭在海上平台的應用；浮式生產平台支持的懸鏈式柔性立管系統；水下生產液壓控制系統；遙控水下作業機器人ROV；新型海底管道固定底座及鋼制長跨接管；水下卧式採油樹。

水下井口設備分三大塊安裝，先將導向生產底座（PGFB）鎖緊在762mm的表層套管頭上，用鋼制跨接管將PGFB下部集輸管線接頭連接起來，從而將獨立的水下井口連成一體，形成復線的封閉迴路，再將水下採油樹鎖緊在476mm的井口頭上，將採油樹出油管線接頭與生產底座上的閥門相連，最後將採油樹帽連同電潛泵電纜一起蓋在採油樹上，電潛泵的電路被接通，原油經採油樹出口進入PCFB下部集輸管匯內，匯集到中樞管匯，再從中樞管匯通過鋼制長跨接管進入海底輸油管道，輸往南海「挑戰號」進行處理。

（三）水下井口設備的功能

1．中樞管匯

中樞管匯組塊長21.3m，寬2.1m，高2.1m，重60t。由2根457.2mm生產管線和1根203.2mm測試管線組成，分別與2條342.9mm(13.5in）海底輸油管線和1條152.4mm的海底測試管線對應。每根管線引入6個接頭，其中4個接頭與井口採油樹的4個翼閥相接，1個接頭與海底管線相接，1個接頭用作管線間的轉換閥。安裝時用平台吊機將中樞管匯吊起扶正，接近轉台，再用鑽機大鉤穿過月池安放到海底。中樞管匯還作為液壓盤的基礎，主控室的液壓信號通過分配盤傳遞到各採油樹上。

2．永久生產導向底座PGFB

與常規的永久導向底座相比，除了尺寸4.8m×4.8m更大，具有導向和作基礎功能外，還具有集液功能。底座下部設計了2條304.8mm集液管，從採油樹出來的原油經生產閥進入集液管。底座的導向桿也經過改進，可以回收多次利用。

3．卧式水下採油樹

為了適應水下無人工潛水作業，這種採油樹帽將所有閥門設計在水平方向並由水下機器人操作。16個不同性能的球閥閥門的開關集中設在便於遙控機器人ROV操作的一塊操作盤上，可用機器人操作這些開關，來控制生產閥、環空閥、安全閥、化學葯劑注入閥等。這些閥門也可由平台液壓控制開啟和關閉，在應急情況下安全閥可自動關閉。

4．水下採油樹帽

採油樹帽蓋在採油樹頂部，帽內側固定濕式電接頭（WMEC）插座，外側法蘭盤內是乾式電接頭（DMEC）插頭，乾式電接頭被固定在IWPC終端法蘭盤內，在平台上先接好乾式電接頭法蘭。考慮到惡劣的環境條件可能對IWPC拉扯造成採油樹的破壞，在IWPC一端設計了一種安全破斷法蘭，在荷載尚未達到破壞採油樹之前，破斷法蘭的螺栓首先破斷，使IWPC與採油樹帽脫離。

5．採油樹及採油樹帽的安裝

安裝作業所使用的工具是一種多功能完井、修井工具（URT）。這種工具經4條導向纜坐在採油樹上，整套系統由液壓控制，能自動對中，調整高度，平緩而高效，不但能安裝採油樹和採油樹帽，還能回收採油樹帽，暫時停放在PGFB上，進行油管塞密封壓力和濕式電接頭電路測試，省去了將採油樹帽和IWPC收回到平台測試再安裝的復雜作業。這種工具的下部為一長方形框架結構，4根用作導向的漏斗柱體間距與採油樹導向漏斗完全相同，1根中心桿，通過液壓控制，可平緩移動。

6．水下遙控機器人（ROV)

2台機器人都是根據流花11-1油田的使用要求設計製造的，一台為永久式，在平台上作業；另一台為移動式，能移到工作船上進行潛水作業。2台機器人的功率均為73.5kW (100HP）,6個推進器，6架攝像機（其中1架為可調焦，1架為筆式裝在機械手上），能在2浬的海流中拖著183m的臍帶作業，配備有多功能的模塊——MFPT。ROV配備有下列模塊：旋轉工具模塊、機械手插入式液壓推進器、自動對中伸縮液壓驅動器、輔助作業工具、柔性工作繩剪斷器、電纜截斷器、電纜抓緊器、低壓沖洗槍、黃油注入工具、定位伸縮吸盤、液壓圓鋸、1隻7功能Schilling機械手、1隻5功能Schilling大力機械手和拔插銷功能等。由於設計時考慮了各種作業工況的要求，並事先進行了模型試驗，因此，在實際作業過程中性能良好，一直保持著非常高的作業效率。

7．海底管線連接固定基座（TIB）

海底管線連接固定基座（TIB）是一個將海底管線與水下井口連接在一起的裝置。它的一側通過3根長為22.9m、17.4m和11.3m的鋼制長連接管與水下井口中樞管匯相連，另一側與3條海底管線相接。海底管線連接固定基座（TIB）由浮式生產平台安裝，TIB與3條海底管線的連接則由一套無潛水軟管連接系統（DFCS）完成。DFCS由1台ROV攜帶下水，當海底管線下放到接近目標位置時，另1台 ROV將從 DFCS上引出一條鋼絲繩，將鋼絲繩端的QOV卸扣掛在海底管線連接頭的吊點上，拉緊鋼絲繩，使海管介面順導向槽逐漸貼近TIB上的介面，由ROV將液壓驅動器插頭插進接頭鎖緊孔鎖緊接頭，密封試壓合格後，鬆掉接頭上的ROV卸扣，便完成安裝作業。

六、海底輸油管線

流花11-1油田海底管線包括3部分內容。

1．生產管線

數量：2根；

直徑：131/2」；

輸送介質：油水混合液體；

材質：動力柔性軟管；

距離：從「挑戰號」浮式生產系統（FPS）下面的海管立管基座到「勝利號」浮式生產、儲卸油裝置下面的立管基座（PRB）；

長度：2.24km。

2．計量管線

數量：1根；

直徑：6」；

輸送介質：油水混合液體，單井計量或應急情況下代替生產管線；

材質：動力柔性軟管；

距離：從「挑戰號」浮式生產系統（FPS）下面的立管基座到「勝利號」浮式生產儲、卸油裝置下面的立管基座（PRB）；

長度：2.24km。

3．立管

數量：生產立管2根，計量立管1根；

直徑：生產立管131/2」，計量立管6」；

輸送介質：液體；

材質：動力柔性軟管；

距離：從「勝利號」浮式生產儲、卸油裝置下面的立管基座到上面的轉塔式單點。

七、水平井鑽井技術

（一）井眼軌跡的設計

該油田特點是面積大、油層埋藏深度淺，從泥面到油藏頂面的垂直距離只有914m。受油藏埋深限制，平台鑽水平井的最大控制半徑約為3km。為保證電潛泵能在無橫向扭矩條件下運轉，水平井井眼軌跡設計分為2個造斜井段，在2個造斜井段之間設計了一段穩斜井段，將電潛泵下入到穩斜井段中。為防止電潛泵下入時受到損壞，第一個造斜井段的造斜率不得超過7°/30m。20口水平井設計的水平井段均處在厚度約為6.8m孔隙度最好的B1層，水平段長度為800m，總水平位移約為910～2590m。

（二）鑽井技術和特點

a．首先使用隨鑽下套管的新工藝安裝套管，成功地完成了25根導管安裝作業。安裝作業時間總計14.4d，平均單井安裝時間14.8h，與常規方法相比較節約時間36d。

b．採用成批鑽井方法，對444.5mm(171/2in）和311.2mm+215.9mm(121/4in+81/2in）井段分別採用成批作業方式。444.5mm井段測量深度650m，平均單井完成時間1.5d;311.2mm+215.9mm井段測量深度2040～3048m，平均單井完成時間10.8d。成批鑽井作業方法的應用大大加快了鑽井作業的速度。

c．鑽井液使用PHPA水基泥漿體系和海水（加Xanvis泥漿）鑽造斜段和水平段，降低了泥漿成本，提高了鑽井速度，減少了對油層的污染，保護了環境。

d．導向鑽井技術採用先進的水平井設計技術和GST(GeosteeringTool）井下導向鑽井工具，隨時掌握鑽井狀態和監測鑽遇地層，及時確定目的層的深度和調整井眼軌跡，不但加快了鑽井進度，還使水平井准確落入厚度僅為6.8m的B1目標層位的比例達到91%。

（三）主要鑽井指標

油田投產前，鑽井作業除成批安裝25套762mm(30in）導管外，共鑽井17口，完井12口，總進尺28207m，總天數180d，平均測量井深2351m，水平井段813m，水平井段落入B1目標層位的比例為91%，單井作業周期13d，單井費用196萬美元。

八、完井管柱

1．油管掛

完井管柱的安裝是通過油管掛安裝工具（THRT）起下油管掛來完成的。油管掛經導向槽導向著陸，再鎖緊在採油樹內的密封布芯內。

2．濕式電接頭（WMEC）

濕式電接頭（WMEC）是電潛泵井下電纜的終端，通過招標選用國外標准化產品，其插頭固定在油管掛中，插座固定在採油樹帽中，在蓋上採油樹帽時，套筒形的插座隨採油樹帽一起套在油管掛插頭上，在海水中對接即可通電，且保證不會漏電，無需再專門進行安裝。插頭咬合部分類似於普通的三相插頭，整個套筒插座長約50cm，直徑約8cm。

為保險起見，用電絕緣液沖洗採油樹帽與油管掛之間的空間，再用氮氣將電絕緣液擠出，以保證濕式電接頭（WMEC）不會因長時間在變高壓和變頻強電流工作狀態下，工作產生高熱量導致採油樹帽熱膨脹而損壞。

濕式電接頭的工作參數為：電壓5kV，電流125A，頻率60Hz。

3．電潛泵

由於流花11-1油田原油黏度高、密度大、井底壓力低以及後期含水上升快等特點，因此選用加電潛泵採油工藝。所選用的電潛泵是Reda公司提供的562系列電潛泵總成，HN13500、73Stages、540HP、125Ams、5000Volts。為電潛泵供電的水下電纜下端與採油樹帽相連，上端懸掛在FPS下層甲板上，與電潛泵控制室中的變頻器相連。單井生產閥和安全閥的開關由FPS上的液壓系統直接控制，採油樹上的液壓接頭通過水下控制軟管與水下中樞管匯液壓分配盤相連，而液壓分配盤通過液壓控制纜與FPS中控室相接。

4．水下坐封式生產封隔器

由NODECO提供的可再次坐封的封隔器有4個通道，包括地層液流動通道、ESP電纜穿越器、化學葯劑注入管線和備用管線通道。它的主要特點是可以再次坐封，採用再次坐封的封隔器可以避免每次修井都要起出管柱更換封隔器，從而節約了修井時間和費用。