油田自动收球装置

① 天然气管道清管球收球发现粉碎原因

您好亲，天然气管道清管球收球发现粉碎原因是清管器清管是一种常用的油气管道维护和清理手段，可以清除管内的积液、杂物、沉积物和腐蚀产物等，从而减少管线的摩阻损失, 提高管道的输送效率。橡胶清管球和皮碗清管器作为一种最主要的清管设备，在油气集输和长输管道中应用十分广泛。袜裤笔者通过对目前常规油气集输管道清管过程中的典型案例进行分析，提出了针对性的建议和措施。油气管道输送是油田开发生产中非常重要的一环，运行中的原油、天然气管线，管线内部会产生结蜡、结垢、积水等影响管道输送能力物质。管线进告瞎简行管道清管器清管作业，可降低各物质对管道内壁的腐蚀，减小运行阻力，保证管道的输送能力。神稿下面就几种典型案例进行分析。

② 什么是气举采油

气举采油技术已有一百多年的历史。国外主要产油国，气举采油占人工举升采油的15%，气举采油的产液量占机采总量的30%，为第二大人工举升方式。我国中原、塔里木、吐哈、大庆、辽河、四川、南海东部等油气田相继采用了气举采油方法，已初步形成一定的气举采油生产规模。气举采油设计正在向计算机自动化发展，工艺逐步配套，效率不断提高。

气举采油(Gas Lift)是从地面将高压气体注入油井中，降低油管内气、液混合物的密度，从而降低井底流压的一种机械采油方法。利用气体的膨胀能举升井筒中液体，使停喷、间喷或自喷能力差的油井恢复生产或增强生产能力。

气举井与自喷井有许多相似之处，其井筒流动规律基本相同。自喷井依靠油层本身的能量生产，而气举井的主要能量来自于高压气体。油管下到油层中部，沉没度最大，可获得最高的油管工作效率。即使将来油层压力下降，也能保持较好的气举油效果。

气举采油的优点很多，如排液量范围大、举升深度大、井下无机械磨损件、操作管理方便等。对含砂、结蜡、结垢以及含腐蚀性介质的油井优势明显。也可用于油井诱喷、排液、气井排水采气及小井眼的采油等。特别适用于有高压气源可供利用的油井。深井、高气油比一和复杂结构油井的生产费用明显低于其他人工举升方式。

气举方式分为连续气举和间歇气举。可根据产液量或产液指数、井底压力、举升高度、气液比等做出选择。

一、气举系统多数气举系统设计成气体可重复循环的流程。从油中分离出来的低压天然气经压缩机增压，重新注入油井以举升液体。少数井可以直接利用高压气井的气源。

图6-11所示的循环系统适于连续气举。为保证间歇气举的瞬时注气，可增加储气罐，仅利用管线的贮气能力难以操作和调节。气举系统一般由压气站、地面配气站、单井生产系统和地面生产系统构成。在此只讨论单井生产系统，地面生产系统与其他举升方式基本相同。

图6-14充气波纹管气举阀六、间歇气举间歇气举(Intermittent Gas Lift)是指将高压气体间歇地注入井内，使井内的液体周期性地喷出井口的采油方式。间歇气举能建立更低的井底流压，但需要的瞬时注气量更大。对于低压地层、中低产量阶段，间歇气举在经济成本和灵活性方面，优于其他人工举升方式。

间歇气举有常规间歇气举、柱塞气举、腔室气举、球塞气举等多种形式,前两种最为常用。间歇气举仅适用于油管气举，普遍选用半闭式或闭式气举装置。间歇气举大多使用液压控制气举阀，要求工作阀具有大孔径注气通道，并且能迅速打开，以便有效地将液体段塞顶替到地面上来。同时，最大限度地降低注入气的窜流量和液体的回落量。

1.常规间歇气举常规间歇气举是连续气举的一种变型，将连续注气改为间歇注气。因此，连续气举的卸载、设计等都可用于常规间歇气举。当连续气举不能顺利实施卸载时，可以用常规间歇气举提高瞬时注气量，卸载后再用连续气举方式进行生产。在气举开采中后期，为了节省气源或增加排液深度，也常常把连续气举改为常规间歇气举。常规间歇气举可以作为强化排液的手段。

从地面上调节注气压力，只有当工作阀之上聚积了足够高度的液柱时，工作阀才能被打开，使气体进入油管而举升液体。一个注气周期可分为四个阶段。

1)液体在油管中上升在这个阶段，来自供气管线的气体经地面控制器进入环空，再通过工作阀进入油管内，推动液体段塞向上运动。同时，流体继续从地层流入井底。上升过程中，由于注入气的滑脱窜入及充气尾端回落，液体段塞的长度逐渐减小。当液体段塞顶部到达地面时，这个阶段结束。

2)液柱产出液体不断上升，部分液柱从井口产出。加上气体的窜入和液体回落，油管中液体段塞的长度急剧缩短，流速变得很大。当气体前沿到达井口时，这个阶段结束。只有在最短的时间内把整个液体段塞举升到地面，才可获得良好的经济效果,因此工作阀必须是快速打开型的，使气体能够高速通过工作阀的整个截面。前两个生产阶段，液体的速度不应降低。

3)夹带液的产出当气泡突破液体到达地面时，该阶段开始。液体段塞的产出减小了液柱压力和系统阻力，导致气体流速迅速增加。高速气流的冲刷使液膜破碎成液滴，大量液滴伴随气流被带出井口。这个阶段持续到油管内的气体停止流动。

4)液柱再生未产出的液滴、管壁上的液膜回落到油管底部与油层产出的液体汇合。再次把气体注入环形空间，压力达到预定值时，打开快速开启型工作阀，开始下一个新的循环周期。

在间歇气举的四个阶段中，只要井底流动压差存在，地层流体就不断流向井底。

2.柱塞气举通过对常规间歇气举的管流特征及工况分析发现,气体窜流和液体回落对气举效率的影响极大。柱塞气举就是在油管中增加一个活动柱塞，形成气、液间的固体界面，阻止或减少液体回落和气体窜流。柱塞气举能够降低气体注入量，增加每周期的产液量，提高举升效率。而且，柱塞周而复始的往复运动还能防止结蜡、结垢。柱塞气举是常规间歇气举的一种变型。

柱塞是柱塞气举的心脏部件，其结构和材料对举升效果影响极大。柱塞有许多类型，不同柱塞的液体回落量不尽相同。理想的柱塞应包括以下三方面的特性：

(1)柱塞要有良好的耐磨性、抗震性和在油管内的防卡性；(2)在上行过程中，柱塞与油管间要有良好的密封性能；(3)在下落过程中，柱塞能迅速通过气体或液体下降，下降阻力小。

不同的井能量不同，同一口井在不同时期能量也不一样。根据地层能量大小可将柱塞气举分为普通柱塞气举和注气柱塞气举。当地层气液比达到最佳时，井刚好能在最佳条件下运行。当地层气液比大于最低气液比时，利用地层能量就能进行柱塞气举，即普通柱塞气举。普通柱塞气举是自喷的延伸,每个循环周期分为三个阶段：柱塞上行，柱塞下落和压力恢复。

当地层气液比小于最低气液比时，仅仅依靠地层的能量是不能实现柱塞气举的。需要补充注气的柱塞气举称为注气柱塞气举。根据其运行条件和柱塞的动态特征，每个循环划分为四个不同的阶段：柱塞上行、液体段塞产出、气体放喷和段塞再生(气体压力恢复)，与常规间歇气举的各阶段一一对应。

③ 　海上浮式生产储油装置系泊系统

在海上油气田开发中，海上浮式生产储油装置（FPSO）被系泊设施定位于某一海域，进行长期的油气开采作业。FPSO的定位不同于常规运输船舶的抛锚定位，它需要抵抗一定条件的环境力，海上定位时间长达十几至二十几年，而且需要与其他海上设施之间进行井流、电力和通讯等传输，保证一定海况条件下的连续安全生产。

系泊系统装置从型式上可划分为两大系列，即单点系泊系统和多点系泊系统。单点系泊系统是针对浮体而言的，即系泊连接点为一个点，适合长宽比较大的浮体（如油轮、FPSO、运输船舶等），突出特点是具有风向标的作用，可以使浮体围绕系泊点作360度旋转，使浮体总是处于受力最小的方向位置上；它的另一特点是使用旋转接头，能进行井流、电能和通讯等传输。单点系泊系统因具有很多优点而被石油工业界广泛采用，但它的工程投资也非常高，技术上被几家单点公司所垄断。多点系泊系统不同于单点系泊系统，浮体上有多个系泊连接点，没有风向标的功能，也不需要旋转接头，适合于浮体长宽尺度接近且海上环境条件平缓的工程中。动力定位也是浮体系泊的一种型式，它完全或部分借助浮体上的推进器和侧推器，由计算机统一管理和操纵，使浮体处在最小环境力方向上，并将浮体定位于某一定点海域。

世界上有多种多样的系泊系统型式，中国海洋石油总公司自从采用FPSO进行海上油气开发以来，就伴随着从国外引进系泊系统装置。主要型式有：塔架软刚臂单点系泊系统装置（亦称为Tower Soft Yoke Sing1e Mooring system）如图13-7所示，主要在渤海浅水海域使用，适用小于40m水深，具有抗冰与可解脱功能，目前已有4套该装置在使用；悬链式浮筒单点系泊系统装置（亦称为CALM系泊系统），见图13-8，在南海W12-1油田的原油外输终端上使用了这套系泊系统装置；内转塔式系泊系统装置（称为Internal Turret Mooring system），共7套该装置在南海油田上使用，适用50～400m水深，其中有5套装置在旧油轮改造的FPSO方案中使用，2套在新建FPSO中使用，如图13-9所示，该装置有解脱式与不解脱式之分，可以抵抗台风等恶劣的环境条件，图13-10为内转塔的旋转机构，世界上多数深水FPSO均采用这种系泊系统装置。

由于海上石油开发的需要，曾出现几十种系泊系统的设计方案，但真正被实际应用的仅十几种。自世界上出现FPSO以来，各相关公司就致力于研究开发各种型式的系泊系统装置，目的就是针对不同海域、不同使用周期、不同功能及降低工程投资等进行广泛研究。目前，单点系泊系统装置的技术被几个单点制造商所垄断。最近几年中国海洋石油总公司不断从国际上引进先进的单点系泊系统，以适合抗强台风、永久系泊、降低工程投资等要求。

图13-12“睦宁”号FPSO内转塔系泊与辅助动力定位系统

2．系泊头

系泊头指将军柱上的旋转机构向上，随FPSO可自由转动的部分。这一部分主要包括固定旋转轴承的转盘、油气水旋转密封通道和跨接软管支撑结构。转盘是一个铸钢件，在系泊头转盘的侧面设置连接机构，作为软刚臂和系泊头的连接支撑，当软刚臂在海上与单点连接完之后，来传递FPSO引起的系泊力。系泊头的顶部为一个钢支架，作为跨接软管的支撑结构，通过立柱与转盘连接在一起，使跨接软管支架与转盘一起转动。

3.A字形连接软刚臂（YOKE)

A字形连接软刚臂是FPSO与单点的主要连接部件，一般由大直径的圆管组成。其顶部通过万向转动接头与系泊头转盘相连，底部两侧通过万向联轴节吊挂在系泊腿上与FPSO上的系泊支架相连。尽管其结构本身是一个钢结构，但通过旋转机构和系泊腿一起组成一套柔性系泊系统，它可以不受限制地适应FPSO各种运动状态，因此又将这一部分称为软刚臂。软刚臂在海上与单点系泊头转盘连接，在FPSO尚未就位或解脱时，可下放到海面自由运动，承受海上的环境力。在软刚臂的底部设有压载舱，内部注入适量的防冻液，用以改善和调节整个系统的运动状态。

4．系泊腿

系泊腿是FPSO和YOKE的连接部件，共有2根，分设在FPSO系泊支架的两侧，系泊腿上端与FPSO上的系泊支架相连，下端与软刚臂相连，两端均有旋转机构，以适应FPSO的运动。一般情况下，先将系泊腿与FPSO系泊支架在陆地上连接好，待FPSO拖到油田现场后，将软刚臂底端吊起与系泊腿下端连接起来，完成整个浮式生产储油装置系泊系统的最后一道工序。如果FPSO需要解脱时，也通过这一部分机构的逆向操作，将FPSO从单点解开。这部分连接机构的设计方案，在很大程度上决定了FPS0海上连接和解脱所需的时间。系泊腿和软刚臂是整个系泊系统运动幅度最大的部件。

5．管线系统

为了将井口平台生产的原油和天然气输送到浮式生产储油装置上，或根据生产需要实现流体或气体反向输送，则需要通过海底管线、旋转密封滑环和FPSO与单点之间的跨接软管以及相应的配套管线来完成。跨接软管和密封通道的尺寸和数量依据生产需要而定。为实现海底管线的清管作业，在单点上需布置清管球发射和接收装置。

由于单点系泊系统各部件受力的复杂性，从FPSO系泊支架开始，连同整个系泊系统的设计，目前大都由国外专门的公司来承担。各部分的旋转部件也都由国外公司作为专利件供货。但其中的钢结构部分，如导管架、系泊头、系泊支架和软刚臂的施工建造，从一开始就是全部由中国海油承担的。

④ 航天科工惯性技术有限公司是什么性质的公司

航天科工惯性技术有限公司（以下简称公司）是由中国航天科工集团第三研究院及所属第三十三研究所的若干实体整合改制而成，于2004年成立并逐步发展壮大的一家高新技术企业，注册资本19167万元，是以惯性导航与自动控制技术及产品为主业，以精干高效的军民结合产品研制生产为主体，主要从事惯性器件、惯性仪表和定位定型系统的研究、设计、制造和试验等任务。现有员工520名，其中部级专家 3人，博士生导师1人，研究员20余人，高级工程师及工程师100余人，特级技师1人，高级技师6人、技师39人。

公司目前设立综合管理部、体系运行部、科研生产部、财务部和市场部五个管理部门；设立石英挠性加速度计研究室(五室)、电源电路及测试设备研究室(六室) 、定位定向仪器部、预研与论证中心、机电产品部、北斗事业部、万新事业部和涿州分公司八个科研生产部门。

依托航天工业雄厚的技术基础和先进的仪器设备，凭借现代化的企业制度所赋予的先进体制和管理手段，公司的技术、人才、设备资源优势得到充分发挥。产品技术水平居国内领先地位，先后获得国家科技进步奖2项、省部级科技进步奖19项，参加的重点型号及工程获得国家科技进步奖或发明奖多项，同时取得国防专利20余项，详细情况见附表。

公司主要从事惯性传感器、定位定向系统、非标测控设备、专用电源电路的研发、生产，具有国内先进的专业研发中心、精密机械加工中心、环境实验室和机电装配车间。产品主要包括高精度加速度计、石油钻井测井仪器、岩土仪器、非标测试设备、专用电源电路、卫星接收机、武装机器人、气压高度表、球栅数控数显装置等。

公司秉承三十三所几十年的加速度计研制历程，目前已经形成系列化产品，年产石英挠性加速度计5000块。已经形成了系列化产品，产品类型从卫星微重力测量用的高精度的ug级JN-06A-1加速度计（主要用于神舟系列飞船），到石油钻井用抗恶劣环境型JN-06K加速度计，多达十几种，广泛应用于航天、航空、船舶、兵器、石油、岩土工程等诸多领域，为各类系统的导航、制导、控制、调平、监测等提供惯性加速度信号。

公司把航天军工技术应用于民用工业，在上世纪八十年代研制出随钻测斜仪、连续测斜仪和钻孔测斜仪，打破了国外垄断，填补了国内技术空白。二十多年来，这些产品广泛应用于石油钻井、测井及岩土工程监测领域。近年来，又开发研制出无线随钻测斜仪、光纤陀螺测斜仪、惯性管道测绘系统和固定式测斜仪等创新产品。其中WMWD系列无线随钻测斜仪根据井下供电方式以及脉冲器的不同，分为发电式和电池式两种，电池式无线随钻测斜仪和发电式无线随钻测斜仪的所有部组件均与国外同类仪器兼容，其抗冲击可达1000g，在保证仪器精度的同时，提高了仪器的可靠性；TLX系列光纤陀螺连续测斜仪是依托航天领域惯性技术优势，以自主研发的小型双轴光纤陀螺、石英挠性加速度计为核心敏感部件，既适用于油田恶劣工作环境，同时具有高精度、高可靠性的姿态测量系统，是军工惯性技术在石油行业中成功应用的典型，通过了2007年度由科工委组织的科技成果鉴定；IPSS系列惯性管道测绘系统是采用高品质石英挠性加速度计和高精度光纤陀螺仪，与GPS和里程信号进行组合导航的捷联惯性系统，是长输管道轨迹测绘的专用测量装置。

多年来，公司基于“通用化、系列化、模块化”理念开展专用测试设备的研制，目前已形成3个系列、9类基本型产品，涵盖了各类惯性导航控制系统、组合导航系统、惯性测量装置、自动驾驶仪、舵系统等控制系统的测试控制，广泛应用于多领域武器装备的研制、试验、生产、维修保障及部队的技术支援。

公司为满足弹上特殊要求而研制的专用电源电路采用数字及模拟电路技术，具有高精度、高可靠性、小型化等特点，目前专电路已形成高精度转换电路、宽范围稳压电路、遥测接口电路、隔离变换电路等四大类几十种产品规格；专用电源目前形成交流逆变电源、高功率密度直流电源、高压电源、综合电源和通用电源模块等几十种系列产品，为多种惯性系统配套。

公司在国内率先引进并推广应用的球栅数控数显装置，已被各主要机床厂配套采用，在机床行业有一定的知名度，年销售收入可达5000万元，市场销售量居国内第一。

在产品研发方面，公司依靠航天技术、经验、手段及人才不断创新，加速科研成果转化，公司每年投入近千万元进行新技术研究、论证及工程化应用，建立了良好的研发氛围并良性循环，形成以博士为代表、技术力量雄厚的研发团队。

在产品生产方面，公司依靠航天工艺、设备及多年来军品生产管理经验，充分发挥航天系统工程优势，建立了先进的精密机械加工中心、惯性试验室和机电装配车间。拥有惯性产品研制所必需的各类转台、环境试验设备，具有百级、千级、万级和十万级空调净化等级超静车间。精密机械加工方面拥有先进数控车床和以特级技师为代表的熟练工人，精、特、小零件加工优势明显。

公司的前身为中国航天科工集团第三研究院及所属第三十三研究所的若干实体，各实体单位1991年即通过了国防科工委组织的军工产品质量保证体系考核，1997年又通过了中国新时代质量体系认证中心的质量体系认证。2004年公司成立之后继续在三十三所的质量体系中运行，接受并通过了历次质量体系审核。多年军工体系运行经验积累，造就了公司坚实的产品质量保证能力。

惯性公司将依照“立足飞航，站稳地下，转入地上，进入空中和海洋”的市场与产品战略，在保持惯性器件核心技术领先的同时，完善组合导航产品自主配套能力，拓展民用惯性系统和低端军用惯性系统市场与产品系列，积极开展石油物探加速度计生产、新型定位定向导航仪器、武装机器人和卫星接收机研制；拓展微电子技术和光电技术研发生产能力，推动MEMS惯性器件和专用电路业务的后续发展。以适应惯性技术发展趋势。逐步形成 “云岗为惯性器件及配套产品研试和总装总调基地、丰台科技园为军民品市场营销中心、涿州开发区为惯性技术军民结合产业拓展基地和低成本生产基地”的产业布局。〕

公司执行“研产并重、精益求精、严格管理、持续改进”的质量方针，奉行“图强、变革、诚信、团队”的企业文化，追求“技术卓越、管理科学、用户满意、员工自豪”的发展目标，精心打造国内领先、世界先进的高科技百年企业。愿秉承“客户至上、诚信服务”的原则，与各界同仁精诚合作，携手共进！

⑤ 　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。