井口安全截断装置的主要作用

『壹』 天然气无人值守管理办法

井站无人值守”是至关重要的条件。

运作——

中心站三大类
从西南油气田公司实施中心站管理模式的井站看，实现无人值守的办法主要有3个：通过优化简化工艺流程，为老气田的老井站无人值守创造条件；合理应用成熟技术，把新气田的井站设计成无人值守的井站；通过“就近组合”，采气站员工融入脱水站（增压站、集输气站），通过远距离实时监控，实现井站无人值守。
卧88中心站：它是卧龙河采输气生产的一部分，包括卧88、卧28等10口气井和7座单井场站，管道约56千米。目前采用轮班作业制，每轮班由原来的16人降到11人，吃、住在卧88井，每天巡查气井和管道。对于异常气井，及时派员工常住，保障正常生产。
广安气田A区块：以须家河组为主力产层，单井产量低。在设计开发方案时，通过采用井下节流、单井采气、集中脱水等成熟的新技术和新工艺，优化简化了地面工艺流程，实现了数字管理，使中心站管理模式成为降低开发成本的重要措施。目前，广安气田A区块有10个中心站，管理50多口气井，操作员工100多人。如果按传统的井站管理模式，操作员工要在200人以上。七桥中心站：由七桥脱水站、七桥集输气站和附近的9个采气站组成。日脱水处理天然气250万立方米，日输气能力为630万立方米，气井都是高压、高产井，日产量约200万立方米，并向重庆梁平县供应民用天然气。现在有员工15人，相当于没实行中心站管理模式前的1/3。
安全——五大保障措施先行
采输气生产，安全是天字号工程。西南油气田公司实施中心站管理模式，提高无人值守井站本质安全环保能力的措施主要有以下几种。
改进老气田工艺流程。针对开采后期的井口压力远远低于设备安全压力的实际，拆除不必要的设备，降低流体阻力，提高自产能力。同时，按照“经济适用，便于维护”的原则，应用疏水阀自动排液系统、加注泡排剂自动启停等装置，提高生产自控程度，既满足安全环保要求，又降低生产成本。
重点井站实施重点监控。天东19井中心站等建有完善的SCADA系统，通过数据采集、视频等措施监控12口单井、脱水装置的生产运行。卧88井中心站则与作业区建立内网连接，实现生产数据网络采集和传输。
完善井口安全截断系统。龙门气田12口井大部分安装有井口安全截断系统，能实现远程关井和一级节流前压力超高、输压超低、井场火灾自动截断功能。
加强场站设备防盗保障。对部分周边社会环境复杂的井口，加装井口安全防护罩，减少人为破坏的风险。
配置必要交通工具，改造生活设施。派驻站值班车到中心站，用于巡井和生产应急处理，值班车辆定期轮换一次，车辆的管理纳入中心站统一管理。
配套——
管理制度应运而生
全新的管理模式，呼唤与之配套的制度。西南油气田公司各单位根据实际，完善并执行了中心站模式的管理制度
在“井站生产管理办法”、“井站优化简化指导意见（试行）”基础上，各单位制定了“井站生产管理实施细则”，明确了巡检、汇报等制度。重庆气矿中心站较多，气井产量区别很大，资料录取制度和巡检制度十分细致：由中心站负责管理的井口压力高于1.6兆帕且产地层水的采气井站每天巡检一次，井口压力高于1.6兆帕且不产地层水的采气井站每两天巡检一次，开采末期且井口压力低于1.6兆帕的采气井站每3天巡检一次。
井站无人值守，尽管有监控设备，也通过“外委管理”看护。基本原则是：与当地保安企业签订资产看护合同，细化安全教育，强化准入管理。每天巡查一次，用电话向中心站报告看护物的状态。
各中心站的直接上级组织也执行了新的巡查制度：生产办、专职巡查人员、中心站人员组成巡查管理小组，承担相应职责，对巡查不到位、走过场的严格按相关规定进行处理，以提高巡查质量。
在中心站员工配置和培训方面，各单位精心安排：开展新工艺、新设备推广应用的技术培训，组织采气、输气、脱水、增压等工种的操作培训，扩展采气工的内涵，并熟练掌握和使用各类应急设施和器材，熟知岗位事故处置措施和预案，100%持证上岗。搭配合理，各班组综合实力均衡。
效益——
节省人力物力财力
目前，西南油气田公司的重庆气矿、川中油气矿、蜀南气矿、川西北气矿、川东北气矿都建有中心站，总量已超过50座，缓解了新气井、增压站大量增多引起的人力资源紧缺的矛盾。虽然员工差旅费、车辆使用费增加了，但井站能耗、材料、维修等方面的费用下降得更多，总体上节约了成本。新气田实行中心站管理模式，一口井的生活辅助设施公用，可大量节省产能建设投资，并缩短建井周期。据川中油气矿测算，无人值守井站的地面配套投资约相当于有人值守井站的50%，产能建设时间约30天，新气井最快7天就可投产。
管理川东地区各气田的重庆气矿是西南油气田公司的产气主力。去年，这个矿分析了旗下19个中心站的管理运行成本，综合能耗、材料消耗、维修费等人工成本大幅降低，相当于包括员工差旅费、车辆使用费、无人值守站安全监控费等在内的生产成本增加的3倍。
尤其值得一提的是，老气田经过优化、简化采输气工艺流程后，拆除了供用电设施、通信设施，降低了用电、通信成本费用，也减少了维护工作量，节能降耗效果十分明显。据统计，拆除的变压器9台和停用的3台变压器，每月可减少用电约1.3万千瓦小时。
虽然中心站管理模式可提高效益，但对高风险井、高含硫气井、人口密集区的井站、周边治安条件较差的井站，西南油气田公司没有实施中心站管理模式。

『贰』 矿井通风的主要内容是什么

矿井通风是指将新鲜空气输入矿井下，增加氧气浓度，以稀释并排除矿井中有毒、有害气体和粉尘。

井下必须进行通风，不通风就不能保证安全和维持生产。故矿井通风是矿井生产环节中最基本的一环，它在矿井建设和生产期间始终占有非常重要的地位。

矿井通风的基本任务是：

1、供给井下足够的新鲜空气，满足人员对氧气的需要；

2、稀释并排除井下有毒有害气体和粉尘，保证安全生产；

3、调节井下气候，创造良好的工作环境；

4、提高矿井的抗灾能力。

(2)井口安全截断装置的主要作用扩展阅读：

矿井通风的方式：

1、中央式通风

中央式通风方式又可分为中央并列式和中央分列式(又称中央边界式)两种。

（1）、中央并列式通风方式是进风井和回风井都布置在矿区井田的中央，两风井相隔很近（一般相距30～50米）。

（2）、中央分列式通风方式是进风井布置在矿区井田中央，而回风井则布置在矿区井田上部边界沿走向的中央，回风井相隔一定距离。

2、对角式通风

对角式通风方式又可分为两翼对角式和分区对角式两种。两翼对角式是进风井布置在矿区井田的中央，两个风井分别布置在矿区井田两翼上部.分区对角式是各个采区的上部都开回风井，不开主要回风巷，这种方式叫分区对角式

3、区域式

在井田的每个生产区域各布置进、回风井，分别构成独立的通风系统。

4、混合式通风

混合式通风方式是中央式和对角式组合成的一种混合式通风方式，例如中央并列式与两翼对角式组合；中央分列式与两翼对角式组合等。

『叁』 非煤矿矿山企业安全生产许可证实施办法

第一章 总则第一条 为了严格规范非煤矿矿山企业安全生产条件，做好非煤矿矿山企业安全生产许可证的颁发管理工作，根据《安全生产许可证条例》和有关法律、行政法规，制定本实施办法。第二条 非煤矿矿山企业必须依照本实施办法的规定取得安全生产许可证。
未取得安全生产许可证的，不得从事生产活动。第三条 非煤矿矿山企业安全生产许可证的颁发管理工作实行企业申请、两级发证、属地监管的原则。第四条 国务院安全生产监督管理部门指导、监督全国非煤矿矿山企业安全生产许可证的颁发管理工作，负责中央管理的非煤矿矿山企业（集团公司、总公司、上市公司）和海洋石油天然气企业安全生产许可证的颁发和管理。
省、自治区、直辖市人民政府安全生产监督管理部门（以下称省级安全生产许可证颁发管理机关）负责前款规定以外的非煤矿矿山企业以及含有非煤矿山或者设有尾矿库的其他非矿山企业安全生产许可证的颁发和管理。第二章 安全生产条件第五条 非煤矿矿山企业取得安全生产许可证，应当具备下列安全生产条件：
（一）建立、健全主要负责人、分管负责人、安全生产管理人员、职能部门、岗位安全生产责任制；制定安全检查制度、职业危害预防制度、安全教育培训制度、生产安全事故管理制度、重大危险源监控和重大隐患整改制度、设备安全管理制度、安全生产档案管理制度、安全生产奖惩制度等规章制度；制定作业安全规程和各工种操作规程；
（二）安全投入符合安全生产要求，按照有关规定提取安全技术措施专项经费；
（三）设置安全生产管理机构，配备专职安全生产管理人员；
（四）主要负责人和安全生产管理人员的安全生产知识和管理能力经考核合格；
（五）特种作业人员经有关业务主管部门考核合格，取得特种作业操作资格证书；
（六）其他从业人员按照规定接受安全生产教育和培训，并经考试合格；
（七）依法参加工伤保险，为从业人员缴纳工伤保险费；
（八）对有职业危害的场所进行定期检测，有防治职业危害的具体措施，并按规定为从业人员配备符合国家标准或行业标准的劳动防护用品；
（九）依法进行安全评价；
（十）对作业环境安全条件和危险性较大的设备进行定期检测检验，有预防事故的安全技术保障措施；
（十一）石油天然气储运设施、露天边坡、人员提升设备、尾矿库、排土场、爆破器材库等易发生事故的场所、设施、设备，有登记档案和检测、评估报告及监控措施；
（十二）制订井喷失控、中毒窒息、边坡坍塌、冒顶片帮、透水及坠井等各种事故以及采矿诱发地质灾害等事故的应急救援预案；
（十三）建立事故应急救援组织，配备必要的应急救援器材、设备；生产规模较小可以不建立事故应急救援组织的，应当指定兼职的应急救援人员，并与邻近的事故应急救援组织签订救护协议。第六条 中央管理的非煤矿矿山企业（集团公司、总公司、上市公司）取得安全生产许可证，应当具备本实施办法第五条第（一）、（二）、（三）、（四）项的规定，制定本实施办法第五条第（八）、（十）、（十一）、（十三）项的具体办法，掌握本实施办法第五条第（五）、（六）、（七）、（九）项的情况。第七条 陆上石油天然气开采企业的生产系统除符合本实施办法第五条的规定外，其厂房、作业场所和安全设施、设备、工艺还应当具备下列条件：
（一）油气井、站、罐、库、管道等油气场所应当设立明显的严禁烟火安全标志，使用防爆电气设备，安装防雷防静电装置，以及可燃气体浓度检测报警装置；
（二）油气井、站、罐、库、管道等油气场所扩建、改建及检修、维修需要动火作业的，必须达到动火条件、办理动火手续、落实安全措施，方可动火；
（三）油气厂、站、库内应当装设安全排泄放空装置，放空火炬和点火装置安全可靠，油气进出的总管汇应当装设紧急切断阀；
（四）油气储罐应当装设阻火器、机械呼吸阀和液压安全阀，四周应当设防火堤，进出口管道处应当设金属软连接；
（五）石油专用容器、专用湿蒸汽发生器、加热炉、锅炉上的安全阀、压力表等应当安装齐全，性能良好，并定期检验；
（六）油气厂、站、库的消防道路、消防水源、消防设施和消防器材应当按《原油和天然气工程设计防火规范》（GB50183）、《低倍数泡沫灭火系统设计规范》（GB50151）规定执行；
（七）输油气管道与重要设施之间应当按照有关规定保持安全距离，并在适当位置安装截断阀；
（八）石油物探作业中爆炸物品的储存、运输、使用符合《民用爆炸物品管理条例》规定；
（九）石油天然气钻井作业，应当进行井控设计，安装井控装置，制定并落实井控措施；
（十）具有自喷能力的油气井进行测井、射孔、试油气、压裂、酸化和修井作业时，应当严格按照设计要求压井和安装地面流程，换装好与施工要求相适应的井口装置，并经试压合格；
（十一）含硫化氢的天然气田开发前应当进行评估、勘测。含硫化氢的油气井进行钻井、试油气和采油气作业必须使用防硫工具、井下工具、井口装置和地面流程，并采取其他防止硫化氢危害的技术措施和保护措施。

『肆』 　中国南海流花深水油田开发新技术

流花11-1油田位于中国南海珠江口盆地29/04合同区块，在香港东南方220km，海域平均水深305m。

流花11-1油田是中国海油和阿莫科东方石油公司（Amoco Orient Petroleum Company）联合开发的油田。流花11-1油田1987年1月发现，1993年3月在发现该油田6年后，政府主管部门正式批准了该油田总体开发方案，随即启动油田开发工程建设，于1995年5月投产，作业者是阿莫科公司。

流花11-1油田包括3个含油圈闭，即流花11-1、4-1和11-1东3个区块。流花11-1区块基本探明含油面积36.3km²，地质储量15378×10⁴t，控制含油面积53.6km²，地质储量6426× 10⁴t。流花4-1区块控制含油面积18.2km²，地质储量1753×10⁴t。流花11-1东区块控制含油面积11.3km²，地质储量458×10⁴t。全油田探明加控制含油面积为83.1km²，地质储量共计24015×10⁴t，是迄今为止在中国南海发现的最大的油田。目前先投入开发的流花11-1区块，只是流花11-1油田的一部分。

要经济有效地开发这样一个大油田，面临着诸多技术上的难题：水深大、环境条件恶劣、原油比重大、黏度高、油藏的底水充足且埋深浅。针对这些特点，经过中外双方技术人员共同努力，开拓创新，用全新的思维观念，采用了当今世界顶尖的高新技术，在工程开发过程中创造了“3个首次、7项一流”。

流花11-1油田设计开采年限12年，工程设施设计寿命为20年，批准投资预算65300万美元，实际投资决算62200万美元，比预算节约了3100万美元。

一、工程开发方案

流花11-1油田采用深水全海式开发方案。整个工程设施包括5部分：半潜式浮式生产系统（FPS）南海“挑战号”、浮式生产、储卸油装置（FPSO）南海“胜利号”、单点系泊系统、海底输油管线和水下井口系统（图12-1）。

图12-1流花11-1油田工程设施图

二、设计条件

（一）环境条件

a．流花11-1油田作业海区除了冬季风、夏季强热带风暴（台风）的影响外，还有一种特殊的海况——内波流，它也是影响作业和系统选择的主要因素。1990年单井测试期间，曾发生过由内波流引起的几次拉断缆绳、船体碰撞，甚至拉断浮标或挤破漂浮软管的事故。

b．流花11-1油田环境参数见表12-1。

c．流花11-1油田“挑战号”FPS柔性立管设计参数见表12-2。

d．流花11-1油田“挑战号”浮式生产系统FPS设计环境参数见表12-3。

e．流花11-1油田“胜利号”FPSO方向性海况设计参数见表12-4。

表12-1流花11-1油田环境参数

表12-2“挑战号”FPS柔性立管设计参数（百年一遇）

表12-3“挑战号”FPS浮式生产系统环境设计参数

表12-4“胜利号”FPSO方向性海况设计参数

（三）其他设计参数

水下井口配套设备，包括压力仪表，其管路最大工作压力为15.5MPa(22401b/in²）；

单井高峰日产量：2384m³/d，含水范围0%～93%;

FPSO日处理能力：47670m³/d；

大气温度：16.4～33.7℃；

水下作业温度：11～31℃；

井液温度：11～52℃。

所有的管路材料及计量和压力仪表应适于输送带硫化氢和二氧化碳的液体，内表层应进行化学防腐处理，外表层以油漆和牺牲阳极进行保护。

（四）延长测试

为了解决油田强大底水快速锥进，减缓水锥速度，更大程度地挖掘油田潜能，对油田长期产能作进一步分析，有效地提高采收率，在正式开发之前用了半年时间对3口井进行了延长测试。

a．流花11-1-3井为一口穿透油藏的直井，初始日产量363m³，综合含水20%,42d后日产量350m³，综合含水升至70%。

b．流花11-1-5井，为一口大斜度延伸井，落入油藏段的井斜段达78%，初始日产量为1271m³，综合含水0%;51d后日产量降为874m³，综合含水升至51%，水锥上升速度较直井有明显改善。

c．流花11-1-6井为一口水平井，水平井段全部落入油层顶部渗透率最好的层段，初始日产量1907m³，综合含水为0%;120d后日产量为1017m³，综合含水为26%。与前2口井相比，采用水平井开采不但可以提高单井产量，还可以减缓底水水锥速度，是该油田最佳的开发方案。

三、南海“挑战号”浮式生产平台（FPS）

流花11-1油田海域水深将近310m，使用常规的导管架固定平台结构形式，仅导管架本身费用就高达10亿美元，而新造一座张力腿平台的费用估计要12亿美元。经过技术和经济上的论证和比较，最终采用了改造半潜式钻井平台方案，全部改造费用也不超过2亿美元。根据使用要求，改造后的浮式生产系统不但能抵御海区百年一遇的恶劣海况，还能满足钻井、完井、修井作业要求，并且能够安装、回收和维修水下井口设备，监视控制水下井口，为井底电潜泵提供悬挂月池和供给电力。根据台风极值具有方向性，东北方向的风、浪、流极值明显比西北方向大的特点，改变常规的8根或12根锚链对称系泊方式为非对称的11根锚链，还根据实际受力情况，使大部分锚链长度有所缩短。锚链直径φ127mm，单锚重量40t，是目前使用于海上商业性用途最大的船锚。锚泊力可以承受百年一遇强台风的袭击，将南海“挑战号”永久性地系泊在海底。

“挑战号”的设计使用寿命是20年。

1993年7月购进改造用的半潜式钻井平台，经过22个月改造设计和船厂施工，于1995年4月系泊到油田预定位置。

“挑战号”还配有2台ROV遥控机器人支持作业，通过25根水下电缆向井口供电。生活模块可容纳130人居住。

四、浮式生产储卸油轮（FPSO）和单点系泊系统

（一）南海“胜利号”浮式生产储卸油轮（FPSO）

南海“胜利号”是由一艘14万吨级的旧油轮改装的，该油轮型长280m，型宽44m，型深23m，吃水17m。改装后的油轮具有发电、原油净化处理、原油储存和卸油功能。高峰日处理液量为4.77×10⁴m³，日产油量1.03×10⁴m³，可储存原油72万桶。针对流花11-1油田原油黏稠特点，原油处理流程采用了世界先进的电脱盐/脱水二合一新技术，即在一个设备内，分步完成原油脱盐和脱水。海上油田使用这项新技术在世界上也属首次，不但节省了大量的空间，还节约了上百万美元的工程费用。

“胜利号”生活楼模块可容纳85人居住。储存的合格原油经串靠的穿梭油轮外运销售。

（二）“胜利号”单点系泊系统

“胜利号”浮式生产储卸油系统（FPSO）采用永久式内转塔单点系泊系统。单点用锚链固定于海底，通过油轮船体前部空洞内的转塔机构与船体相连，油轮可绕单点作360°的旋转。这种结构形式在国内是首次采用，在深水情况下比固定塔架式系泊结构要经济得多。设计环境条件采用百年一遇极端海况，用10条Φ114.3mm锚链系泊。根据环境条件各个方向极值的差别，适当调整锚链长度。该单点系泊系统为永久不可解脱式，最大系泊力为600t。

五、水下生产系统

（一）水下井口系统的选型

a．分散水下井口生产系统，适用于作业海区海流流向沿深度分布基本一致并相对稳定的情况。水下井口之间可通过柔性管线相连或与总管汇相连，也可直接与油轮相连，这种水下井口系统的优点是已有一定经验，井口和表层套管的定位精度要求低。其缺点是，水下井口之间的软管与特种液压接头的成本及安装费用高，海流方向不稳定时易引起软管的缠绕，造成软管和接头部位损坏，单井修井会影响其他井生产，且施工安装海况要求高、时间长。

b．集中水下井口生产系统，适用于各种海流条件，井口导向底座之间用钢质跨接管相连成一整体。这种结构形式以前还从未采用过，缺乏经验和现成的配套技术及设备，井口和表层套管的定位精度要求高。另一方面，这种结构形式的优点是钢性跨接管接头成本远低于柔性软管和液压接头，只相当于后者约1/3。单井修井作业不影响其他井正常生产，相对独立的软管可以单独安装和回收，且运动范围小，不会发生软管的摩擦和缠绕，钢性跨接管的测量、安装和回收作业可与其他作业同时进行，且不需动用其他船只，在较恶劣海况下照常作业，效率高。通过全面研究对比，最终选用了集中水下井口生产系统。

（二）水下井口系统的主要结构和复装顺序

集中水下井口生产系统被称为“组块搭接式控制体系”，是流花11-1油田工程创新最多的体系，首创的新技术包括：集液中枢管汇；钢制井口间跨接管；湿式电接头在海上平台的应用；浮式生产平台支持的悬链式柔性立管系统；水下生产液压控制系统；遥控水下作业机器人ROV；新型海底管道固定底座及钢制长跨接管；水下卧式采油树。

水下井口设备分三大块安装，先将导向生产底座（PGFB）锁紧在762mm的表层套管头上，用钢制跨接管将PGFB下部集输管线接头连接起来，从而将独立的水下井口连成一体，形成复线的封闭回路，再将水下采油树锁紧在476mm的井口头上，将采油树出油管线接头与生产底座上的阀门相连，最后将采油树帽连同电潜泵电缆一起盖在采油树上，电潜泵的电路被接通，原油经采油树出口进入PCFB下部集输管汇内，汇集到中枢管汇，再从中枢管汇通过钢制长跨接管进入海底输油管道，输往南海“挑战号”进行处理。

（三）水下井口设备的功能

1．中枢管汇

中枢管汇组块长21.3m，宽2.1m，高2.1m，重60t。由2根457.2mm生产管线和1根203.2mm测试管线组成，分别与2条342.9mm(13.5in）海底输油管线和1条152.4mm的海底测试管线对应。每根管线引入6个接头，其中4个接头与井口采油树的4个翼阀相接，1个接头与海底管线相接，1个接头用作管线间的转换阀。安装时用平台吊机将中枢管汇吊起扶正，接近转台，再用钻机大钩穿过月池安放到海底。中枢管汇还作为液压盘的基础，主控室的液压信号通过分配盘传递到各采油树上。

2．永久生产导向底座PGFB

与常规的永久导向底座相比，除了尺寸4.8m×4.8m更大，具有导向和作基础功能外，还具有集液功能。底座下部设计了2条304.8mm集液管，从采油树出来的原油经生产阀进入集液管。底座的导向杆也经过改进，可以回收多次利用。

3．卧式水下采油树

为了适应水下无人工潜水作业，这种采油树帽将所有阀门设计在水平方向并由水下机器人操作。16个不同性能的球阀阀门的开关集中设在便于遥控机器人ROV操作的一块操作盘上，可用机器人操作这些开关，来控制生产阀、环空阀、安全阀、化学药剂注入阀等。这些阀门也可由平台液压控制开启和关闭，在应急情况下安全阀可自动关闭。

4．水下采油树帽

采油树帽盖在采油树顶部，帽内侧固定湿式电接头（WMEC）插座，外侧法兰盘内是干式电接头（DMEC）插头，干式电接头被固定在IWPC终端法兰盘内，在平台上先接好干式电接头法兰。考虑到恶劣的环境条件可能对IWPC拉扯造成采油树的破坏，在IWPC一端设计了一种安全破断法兰，在荷载尚未达到破坏采油树之前，破断法兰的螺栓首先破断，使IWPC与采油树帽脱离。

5．采油树及采油树帽的安装

安装作业所使用的工具是一种多功能完井、修井工具（URT）。这种工具经4条导向缆坐在采油树上，整套系统由液压控制，能自动对中，调整高度，平缓而高效，不但能安装采油树和采油树帽，还能回收采油树帽，暂时停放在PGFB上，进行油管塞密封压力和湿式电接头电路测试，省去了将采油树帽和IWPC收回到平台测试再安装的复杂作业。这种工具的下部为一长方形框架结构，4根用作导向的漏斗柱体间距与采油树导向漏斗完全相同，1根中心杆，通过液压控制，可平缓移动。

6．水下遥控机器人（ROV)

2台机器人都是根据流花11-1油田的使用要求设计制造的，一台为永久式，在平台上作业；另一台为移动式，能移到工作船上进行潜水作业。2台机器人的功率均为73.5kW (100HP）,6个推进器，6架摄像机（其中1架为可调焦，1架为笔式装在机械手上），能在2浬的海流中拖着183m的脐带作业，配备有多功能的模块——MFPT。ROV配备有下列模块：旋转工具模块、机械手插入式液压推进器、自动对中伸缩液压驱动器、辅助作业工具、柔性工作绳剪断器、电缆截断器、电缆抓紧器、低压冲洗枪、黄油注入工具、定位伸缩吸盘、液压圆锯、1只7功能Schilling机械手、1只5功能Schilling大力机械手和拔插销功能等。由于设计时考虑了各种作业工况的要求，并事先进行了模型试验，因此，在实际作业过程中性能良好，一直保持着非常高的作业效率。

7．海底管线连接固定基座（TIB）

海底管线连接固定基座（TIB）是一个将海底管线与水下井口连接在一起的装置。它的一侧通过3根长为22.9m、17.4m和11.3m的钢制长连接管与水下井口中枢管汇相连，另一侧与3条海底管线相接。海底管线连接固定基座（TIB）由浮式生产平台安装，TIB与3条海底管线的连接则由一套无潜水软管连接系统（DFCS）完成。DFCS由1台ROV携带下水，当海底管线下放到接近目标位置时，另1台 ROV将从 DFCS上引出一条钢丝绳，将钢丝绳端的QOV卸扣挂在海底管线连接头的吊点上，拉紧钢丝绳，使海管接口顺导向槽逐渐贴近TIB上的接口，由ROV将液压驱动器插头插进接头锁紧孔锁紧接头，密封试压合格后，松掉接头上的ROV卸扣，便完成安装作业。

六、海底输油管线

流花11-1油田海底管线包括3部分内容。

1．生产管线

数量：2根；

直径：131/2”；

输送介质：油水混合液体；

材质：动力柔性软管；

距离：从“挑战号”浮式生产系统（FPS）下面的海管立管基座到“胜利号”浮式生产、储卸油装置下面的立管基座（PRB）；

长度：2.24km。

2．计量管线

数量：1根；

直径：6”；

输送介质：油水混合液体，单井计量或应急情况下代替生产管线；

材质：动力柔性软管；

距离：从“挑战号”浮式生产系统（FPS）下面的立管基座到“胜利号”浮式生产储、卸油装置下面的立管基座（PRB）；

长度：2.24km。

3．立管

数量：生产立管2根，计量立管1根；

直径：生产立管131/2”，计量立管6”；

输送介质：液体；

材质：动力柔性软管；

距离：从“胜利号”浮式生产储、卸油装置下面的立管基座到上面的转塔式单点。

七、水平井钻井技术

（一）井眼轨迹的设计

该油田特点是面积大、油层埋藏深度浅，从泥面到油藏顶面的垂直距离只有914m。受油藏埋深限制，平台钻水平井的最大控制半径约为3km。为保证电潜泵能在无横向扭矩条件下运转，水平井井眼轨迹设计分为2个造斜井段，在2个造斜井段之间设计了一段稳斜井段，将电潜泵下入到稳斜井段中。为防止电潜泵下入时受到损坏，第一个造斜井段的造斜率不得超过7°/30m。20口水平井设计的水平井段均处在厚度约为6.8m孔隙度最好的B1层，水平段长度为800m，总水平位移约为910～2590m。

（二）钻井技术和特点

a．首先使用随钻下套管的新工艺安装套管，成功地完成了25根导管安装作业。安装作业时间总计14.4d，平均单井安装时间14.8h，与常规方法相比较节约时间36d。

b．采用成批钻井方法，对444.5mm(171/2in）和311.2mm+215.9mm(121/4in+81/2in）井段分别采用成批作业方式。444.5mm井段测量深度650m，平均单井完成时间1.5d;311.2mm+215.9mm井段测量深度2040～3048m，平均单井完成时间10.8d。成批钻井作业方法的应用大大加快了钻井作业的速度。

c．钻井液使用PHPA水基泥浆体系和海水（加Xanvis泥浆）钻造斜段和水平段，降低了泥浆成本，提高了钻井速度，减少了对油层的污染，保护了环境。

d．导向钻井技术采用先进的水平井设计技术和GST(GeosteeringTool）井下导向钻井工具，随时掌握钻井状态和监测钻遇地层，及时确定目的层的深度和调整井眼轨迹，不但加快了钻井进度，还使水平井准确落入厚度仅为6.8m的B1目标层位的比例达到91%。

（三）主要钻井指标

油田投产前，钻井作业除成批安装25套762mm(30in）导管外，共钻井17口，完井12口，总进尺28207m，总天数180d，平均测量井深2351m，水平井段813m，水平井段落入B1目标层位的比例为91%，单井作业周期13d，单井费用196万美元。

八、完井管柱

1．油管挂

完井管柱的安装是通过油管挂安装工具（THRT）起下油管挂来完成的。油管挂经导向槽导向着陆，再锁紧在采油树内的密封布芯内。

2．湿式电接头（WMEC）

湿式电接头（WMEC）是电潜泵井下电缆的终端，通过招标选用国外标准化产品，其插头固定在油管挂中，插座固定在采油树帽中，在盖上采油树帽时，套筒形的插座随采油树帽一起套在油管挂插头上，在海水中对接即可通电，且保证不会漏电，无需再专门进行安装。插头咬合部分类似于普通的三相插头，整个套筒插座长约50cm，直径约8cm。

为保险起见，用电绝缘液冲洗采油树帽与油管挂之间的空间，再用氮气将电绝缘液挤出，以保证湿式电接头（WMEC）不会因长时间在变高压和变频强电流工作状态下，工作产生高热量导致采油树帽热膨胀而损坏。

湿式电接头的工作参数为：电压5kV，电流125A，频率60Hz。

3．电潜泵

由于流花11-1油田原油黏度高、密度大、井底压力低以及后期含水上升快等特点，因此选用加电潜泵采油工艺。所选用的电潜泵是Reda公司提供的562系列电潜泵总成，HN13500、73Stages、540HP、125Ams、5000Volts。为电潜泵供电的水下电缆下端与采油树帽相连，上端悬挂在FPS下层甲板上，与电潜泵控制室中的变频器相连。单井生产阀和安全阀的开关由FPS上的液压系统直接控制，采油树上的液压接头通过水下控制软管与水下中枢管汇液压分配盘相连，而液压分配盘通过液压控制缆与FPS中控室相接。

4．水下坐封式生产封隔器

由NODECO提供的可再次坐封的封隔器有4个通道，包括地层液流动通道、ESP电缆穿越器、化学药剂注入管线和备用管线通道。它的主要特点是可以再次坐封，采用再次坐封的封隔器可以避免每次修井都要起出管柱更换封隔器，从而节约了修井时间和费用。