rov什么阀门

⑴ 天然气rov电动阀门出现异常

煤气管道，通常选用气动调节型球阀(≤DN80)蝶阀(≥DN100)。
控制形式为:气源(压缩空气)+信号源(4~20mA或0~10V)

⑵ 　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。

⑶ 油罐车的海底阀打不开了怎么办啊，海底阀是气顶的，哪里出现的问题怎么解决啊

有以下几种情况：

1、车子气压不够

车子的气压必须达到内7个压力，一是有可容能车子气压不够，二是车子有地方漏气，达不到气压就冲不开气动海底阀

解决方案：打开气动海底阀的同时，气动海底阀附近有气的声音是正常的，如果没有漏气的声音则没有气过去，检查没有气的原因并修复。

2、气动海底阀配件损坏可以强制性打开海底阀先卸油

确定气动海底阀损坏之后，必须更换，如果在工地上需要卸油，发现海底阀损坏打不开之后，油卸不出来。

解决方案：把海底阀上面的一个螺丝卸掉，然后用东西伸进去顶一下，这时气动海底阀就能打开了。

(3)rov什么阀门扩展阅读：

海底阀门以球阀、平板闸阀、止回阀为主，操作方式主要采用液动，ROV操作，人工操作（浅水）。

海底阀门的设计标准采用：

API 6DSS 水下管道阀门

API 17D 水下井口设备规范

对于海底阀门的开发与常规阀门的区别主要在抗外压强度对于壁厚的影响，海底工况环境（如洋流，海生物，渔网）对于阀门外部结构的影响，海底防腐涂层，电极腐蚀等。

这些对于企业不光在软件设计研发方面投入大量的人员进行计算模拟，还要投入外压试验仓设备，海水腐蚀试验仓等专用检验试验设备。

⑷ FLVV valve C-ROV valve S-ROV valve 什么意思啊类似的英语词汇去哪找

油料关不同等级的意思，类似的英语词汇可以去翻阅牛津大辞典，这里面有收录。

⑸ ROV是什么意思

ROV，即无人遥控潜水器（Remote Operated Vehicle ）

⑹ 阀门rov，bv之类的英文缩写，有没有人系统的给我一份呢

ACV automatic control valve 自动控制阀
AIV air inlet valve 进气阀
AOIV automatically operated inlet valve 自动操作进给阀
AOPV Air-Operated Plastic Valve 气动塑料阀
a/or automatic operated valve 自动操作阀
AV angle valve 角阀
AWV automatic washing valve 自动洗涤阀
BAV ball valve 球阀
BB bolted bonnet 螺栓连接阀盖
BC bolted cap 螺栓连接阀帽
BCV ball check valve 球止回阀
BDV blow down valve 放泄阀
BFV butterfly valve 蝶阀
BUV butterfly valve 蝶阀
BV breather valve 呼吸阀
BVMA British Valve Manufactures Association 英国阀门制造商协会
BWV back water valve 回水阀
CEIR [法] Comité Européen de l'Instrie de la Robineterie 欧洲阀门制造业委员会
CHV check valve 止回阀
CV check valve 止回阀
DBB double block and bleed 双截断排放（阀）
EB extended bonnet 阀盖加长颈
EPV elector-pneumatic valve 电动-气动阀
ESV emergency shut valve 紧急切断阀
EXHV exhaust valve 排气阀
FTV foot valve 底阀
FV flush valve 冲洗阀
GSV gas sampline valve 气体采样阀
GSV globe stop valve 球形截止阀
GTV gate valve 闸阀
GV gate valve 闸阀
HCV hose connection valve 软管连接阀
HCV hydraulic control valve 液压控制阀
HFSV high flow shutoff valve 高速关闭阀
HPV high pressure valve 高压阀
ILRV in-line relief valve 管道泄压阀
INO inlet open 进气阀打开
INV in-line needle valve 管道针形阀
IS inside screw stem 内螺纹阀杆（暗杆）
IV inlet valve 进气阀
JCVA Japan Cylinder Valve Association 日本高压容器及阀门协会
MGV electromagnetic valve 电磁阀
MSS Manufacture's Standardization Society of Valve and Fittings Instry （美）阀门与管件工业制造商标准化协会
NRV non-return valve 止回阀
OHV overhead valve 顶阀
PCV pressure control valve 压力调节阀
PRV pressure recing valve 减压阀
PSB perssure seal bonnet 内压自密封阀盖
QEV quick exhaust valve 快速排气阀
RV pressure recing valve 减压阀
ROV Roll-Over Valve 旋转阀

SOAV solenoid operated air valve 电磁操纵气阀
SOV shut-off valve 断流阀
SSV surface safety valve 地表（井口）安全阀
ST steam trap 蒸汽疏水阀
SV safety valve 安全阀
TDCV turning disc check valve 翻转阀瓣止回阀
TV throttle valve 节流阀
TVV thermal vacuum valve 温控真空作用阀
TWV Tee valve 三通阀
USV underwater safety valve 水下安全阀
val. valve 阀门
VB valve body 阀体
VB valve box 阀箱
vl. valve 阀门
VSLO valve stem leak-off 阀杆漏泄
YV wye valve Y形阀，斜杆直流式阀

⑺ rov是什么阀

如果有这样短写的应该是旋转阀，否则常见解释是水下有缆机器人

⑻ 　使用多功能浮式储油生产处理系统开发陆丰深水油田技术

陆丰22-1油田位于南海珠江口盆地17/22合同区块，在香港东南方约250km，油田平均水深333m，是目前我国海上已开发油田中水深最深的一个油田。

油田面积9.8km²，国家储委批准探明石油地质储量1903×10⁴t，控制地质储量473×10⁴t，总储量为2376×10⁴t。

油田发现于1986年5月，原作业者为美国西方远东石油公司。1991年9月，澳大利亚AMPOLEX石油公司接替了原作业者，继续对陆丰22-1油田进行评价。1995年9月向中方提出总体开发方案报告，1996年3月获主管部门批准。同年6月AMPOLEX公司正式将陆丰22-1油田转让给挪威STOTAIL石油公司。STOTAIL石油公司接替作业权后，对油藏开展进一步评价，并对开发方案进行了优化调整，最后选用一艘多功能“睦宁号”浮式生产储卸油轮FPSO和水下井口，并由柔性立管回接到浮式生产储油轮FPSO的开发方案。

工程建设自1996年1月开始，1996年12月开始钻开发井，到1997年10月机械完工，12月27日正式投产，高峰日产原油量0.9×10⁴m³，开采年限5年。

一、陆丰油田开发技术难点

a．地质条件复杂。油田为底水油藏，油水界面深度1626m。为满足完井射孔避射高度不小于10m，井眼不能钻过1615m的深度，使井眼轨迹控制相当困难；油藏受断层走向分割控制，水平井的井眼轨迹必须沿主断层走向，致使水平井的水平段必须拐弯；另外，井眼轨迹特别是造斜点深度断层的影响和小于5m断层风险的存在，很容易造成钻井过程中的泄漏和垮塌。

b．底盘钻井方案决定了平台的位置，同时影响到5口水平井的轨迹，影响到整个钻井工作量，加大了实施钻井作业的难度。

c．各井水平段要求精度高，容许变化量小，井眼轨迹控制难度大，这不但要求精确的测量技术，而且变L形井眼轨迹容易形成键槽和磨损套管，同时增加了中靶难度。

d．鉴于钻井存在井漏危险，因此需综合考虑井眼清洗和井眼稳定，认真研究和选用泥浆的类型，确定各项水力参数。

e．防止钻进过程中发生屈曲现象，保证滑动钻进也是一道难关。

f．钻井平台除完成钻井作业外，还要承担许多海底安装任务，因此，钻井作业成为油田开发的关键路线。

二、陆丰油田采用的新技术

该油田是中外双方利用当今世界高新技术，在南海海域开发的又一个大型深水油田，成功开创了我国只用一艘油轮开发一个海上油田的典范。概括起来，所采用的主要新技术有9项：①多功能、标准生产模块组合的浮式生产储卸油轮 FPSO；②可折叠悬挂式组合底盘HOST；③多相水下电驱动海底增压泵；④新式可解脱的沉没式STP单点系泊系统；⑤深水吸力锚；⑥水下双定位卧式采油井口；⑦立管重力垂直对接安装新工艺；⑧油田全水平井开发，有2000m以上的单井水平段沿断层走向拐弯钻进；⑨电液遥控无潜水作业方式。

三、设计条件

1．环境参数（百年一遇）

陆丰22-1油田位于亚热带地区，受季风影响，频繁的台风和从西伯利亚来的强烈寒流使该地区海况更加恶劣。内波流是一种海洋水下流，对海洋建筑物的安全和生产操作都产生极为不利的影响。主要的环境参数如下：

最大天文潮：1.58m

最大波高：22.8m

最大波高周期：12.2s

海水温度：①表层最高温度30.42℃；②表层平均温度24.81℃；③表层最低温度21.5℃；④底层最低温度10.78℃

海水表层流速：2.11m/s

海水底层流速：0.75m/s

一分钟平均风速：50.3m/s

最高气温：36℃

最低气温：7℃

2．流体性质参数

地层原油：黏度4.35mPa.s

气油比0.7m³/m³

脱气原油：相对密度0.856

倾点43～46℃

黏度22.8mPa·s

凝固点42.2℃

含蜡量25.46%

胶质沥青量5.0%

含硫量0.07%

油田水：水型CaC1₂

总矿化度28252mg/L

氯离子16927mg/L

四、油田开发方案

陆丰油田水深333m，海况恶劣，地质情况复杂，油藏气油比低、压力低，早期含水高、含蜡高，油田开发难度很大。中国海油与挪威国家石油公司应用高新技术，将无商业开采价值的油田变为有开采价值的油田的经营理念，经过认真细致的经济评价和技术研究，最后确定采用近几年海上石油开发的新技术，用技术上可行、设备简单、费用少的工程开发方案：只使用1艘多功能浮式生产油轮，配合水下井口方案。油流通过海底水下井口直接输送到多功能浮式生产油轮上进行处理，然后用穿梭油轮外运。

与以往常规油田开发方式建造平台、设置单点、铺设海底管线、系泊浮式生产设施的开发方式完全不同，陆丰22-1油田只租用1艘新造的多功能浮式生产油轮，在陆丰22-1油田作业2～7年后，还可以到其他油田服务，这将大大降低油田初期资金投入和总体工程开发费用，使本来不具备开发条件的边际油田具有了更高的商业开发价值。据估计，这种开发方式使油田开发设备投资至少减少了将近一半。

陆丰22-1油田开发工程设施主要包括（图12-2）：5口水平井；水下悬挂式组合井口底盘HOST；用于人工升举的多相电驱动海底增压泵；装有生产模块的多功能浮式生产油轮“睦宁号”；可解脱的沉没式转塔生产系泊系统；4功能（产出液、高压电、低压信号和液压）多通道旋转接头。

（一）水下井口

陆丰22-1油田采用5口水平井，水平井段长达470～2060m。水平井井口和采油树坐落在铰链式组合底盘上，生产井的液流经采油树输送到底盘上的生产管汇，再进入2条203.2 mm(8in）柔性生产立管，柔性生产立管回接到浮式生产储油装置上。

图12-2陆丰22-1油田工程设施图

（二）浮式生产储卸油装置

“睦宁号”浮式生产储卸油轮是由多功能穿梭油轮改造而成的，该油轮船长253m，宽42m，具有双壳体，总载重量10.3×10⁴t，可储存原油10.2×10⁴t(64万桶）。处理设备安装在主甲板后方，设计原油日处理能力为1.9×10⁴m³(12.5万桶）油水混合液；主机机舱、生活区和直升机甲板设置在船艏，所有的油舱均可蒸汽加热。货油、压载泵舱以及电力螺旋桨发动机机舱也设在船艏。船上使用柴油电动推进器及动力定位系统，该系统在不使用锚时仍能使船保持在预定位置。中央控制室（CCR）可对船上的主要设备和水下生产实施进行监控。生活区定员86人。船上还安装了3个自由落体式救生船。

由于原油含蜡高，生产处理设备必须保持原油温度在62℃以上。进舱合格原油的含水标准设计为0.3%，分离出来的生产水处理到含油量低于50×10^-6，符合环境保护排放标准后排入大海。

在强台风到来时，海上人员需要从现场撤离，“睦宁号”浮式生产储卸油装置可以从沉没式转塔生产系泊系统迅速解脱撤离。

（三）沉没式转塔生产系泊系统（STP）

沉没式转塔生产系泊系统主要包括两部分。

（1)STP浮筒及系泊系统

“睦宁号”系泊用6个吸力锚固定在沉没式浮筒上，该浮筒可系泊到浮式生产储卸油轮上，也可在浪高7m时解脱。解脱后STP浮筒沉入水下约45m处。由挪威APL公司和天津海王星工程技术有限公司设计的吸力锚，直径5m，高度10m，单个锚重量45t，单锚设计系泊力680t。

（2)STP旋转接头（STP-RC)

STP-RC旋转接头包括6个高压电旋转接头向增压泵供电，1组液压旋转接头向水下装置提供液压动力和注化学药剂，1组控制讯号旋转接头在顶部设施和水下控制系统之间传递讯号，还设有2条φ203.2mm原油生产通道，水下生产的原油通过这两个通道输往“睦宁号”。

（四）水下悬挂式井口组合底盘HOST

1．悬挂式组合底盘的特点

全称Hanger Over Subsea Template，简称HOST，是挪威Kongsberg Offshore a.s（简称KOS）海洋工程公司近两年研制开发的井口底盘。陆丰22-1油田所使用的是目前世界上第二套，是我国海上油气田首次采用HOST系统井口。HOST系统的主要特点如下。

（1）设计灵活，适应性强

针对常规整体式底盘在制造、运输、安装和生产过程中所表现出来的弊端，HOST系统把整体式底盘分成中心模块和若干个井口导向模块HOGS。导向模块的数量和大小视油田规模和井数而定，适应性强。

（2）结构简单，操作方便

中心模块固定后，把井口导向模块逐一组装到中心模块周围，再根据作业程序相继把钻井用的井口和完井用的采油树通过导向柱分别安装到导向模块上。所有安装作业都可以用常规的钻井平台来实现。

（3）轻便灵活，运输方便

HOST底盘可分成若干个小模块，并且是专门为常规半潜式钻井平台6.5m×5.5m月池设计的，因此，它可以用驳船送到平台月池下方，再用吊机吊装到月池上，同平台一起拖航到目的地，下放到井位。用于陆丰22-1油田的HOST系统的中心模块尺寸为5.95m×5.45m×1.777m，重量为30t。

（4）节省钢材，安装费用低

与同等井数的常规整体式底盘相比，可节约钢材25%，节约安装费达40%。

（5）满足完井要求

HOST井口所用的完井系统适应常规完井要求，井口系统使用UWD-5型103.3MPa(150001b/in2）系列，油管悬挂器使用常规的127mm×50.8mm(5in×2in）系统。177.8mm(7in）油管挂与平卧式采油树是HOST系统的特点。

2.HOST系统的安装技术

a．在钻井平台拖航之前，将HOST吊放到钻井平台上。

b．钻井平台和HOST中心模块拖到油田井位后，首先对海底障碍物进行调查，检查范围为40m，海床坡度低于1.0°，同时检查月池区导向绳和气动绞车以及再回收导向绳接头。

c．钻井平台定位合格并压载后即可开始钻1066.8mm(42in）中心井眼，井眼设计深度394m，测量井斜α小于或等于0.5°，起钻前替入20m³的高黏泥浆。用水下机器人ROV在距井眼4m左右处安装一个传感器，在6m前后处安装3个2m长绳索的浮标，用于检查中心模块的安装高度。

d．下入中心模块：

·用常规下套管方法连接914.4mm中心导管串，接上762mm(30in）导管井口头下入工具和固井管串并作好标记。

·割开中心模块和钢梁以及钢梁与月池左右舷之间的固定焊点；下放导管串并坐到月池上的HOST中心模块上，锁紧中心模块的上锁模块，卡紧中心导管，推出下锁模块卡紧中心导管，确认处于锁紧状态。

·把导向绳的导向头插入中心模块4角相应的导向柱并锁紧，上提中心模块并移开模块下的钢垫梁；往中心导管灌注海水，关闭下入工具上的阀门；将中心模块下放到海床上方，在下放过程中保持导向绳处于拉直状态，当中心导管离海床3～5m时，借助ROV寻找浮标并对准1066.8mm井眼下入导管鞋；继续下放中心模块，直到离海床2m为止，从中心模块上表面至海床的最大距离控制在3.5m之内；用调整4根导向绳松紧的方法控制中心模块的水平度使其斜度小于2°。

·用常规方法固井，注水泥浆后，保持中心模块静止直至水泥硬化；检查和调节中心模块的水平度使其等于或小于0.10，最大0.3°。

·用ROV将1根导向绳绳头插入平衡仪连接头使之扣紧，从中心模块上拉出水平仪并起出水面；重新下入该导向绳，并插入下次要下的导向模块（HOGS）相应的导向柱上。

e．安装井口导向模块（HOGS）：

井口导向模块（HingOverStructure）系中心模块连接井口的特殊机构，起到支撑和悬挂井口以及将导管下入井眼的作用。HOGS模块也是用钻机安装的。

·用ROV检查中心模块可旋转分离的导向杆（GuidePost）接头处于作业状态，并确认锁紧插销位置。

·用月池后吊车把下入工具组装到HOGS上，然后起吊到平台船尾月池后方，再把从钻台上下来的吊环接到下入工具的吊环上，由司钻和吊车司机联合操作，将HOGS送到月池作业区。

·连接导向绳，用钻杆送下HOGS，下入工具借助导向柱的作用使HOGS坐在中心模块的正确位置上。

·用ROV锁紧上扣模块和中心模块连接固定。

·钻机移位，然后接上中心模块上相应的导向柱，即可进行下一个HOGS的安装。

f．安装钻井井口永久导向架（FGB）：

·钻914.4mm井眼至419m。

·用ROVXX起HOGS上的补心，用月池后绞车将导向架FGB移至月池中间。

·用吊装HOGS同样的方法把FGB移到钻机转盘底下，连接762mm导管，并用钻杆下放到月池，导管坐封在FGB上，然后下放导管和FGB。

·将导管鞋插入相应的HOGS，坐封FGB到HOGS上，调整水平度小于0.5°；注水泥浆固井并核实FGB的水平度。

g．安装中心管汇

·将一对对角导向杆安装到中心模块相应的对角导向柱上，锁住导向柱插销。

·把中心管汇模块吊装到月池BOP插车上并固定好。

·把中心模块管汇送到月池下方作业区，将提升中心模块的钢丝绳和钻杆接头对接，提升钻杆，吊起中心管汇模块。

·通过中心管汇模块的一对对角导向柱，把导向绳下放到海底中心模块上并对接到事先安装的导向杆上；下放中心管汇模块并坐到中心模块底盘上使其固定。

h．中心模块HOST系统的安装时间仅3.35d，比计划的7.5d提前了4.15d；而中心管汇模块的安装时间为38h，比计划的60h提前了22h。中心管汇模块安装后，开始水平采油树安装作业，5口采油树安装作业时间为293h。

⑼ 胎方位ROV是什么意识

LOV是左枕前的意思。如果是ROV就是右枕前的意思。 三十六周才又做了一次B超，B超不要多做，只要宝宝没问题，到三十六周再做一次就足够了。 沈阳 美德因 妇儿医院

⑽ ROV和潜水员各自的优劣势是什么

ROV最大的好处就是在水况不明、或已知水下情况复杂的环境下，可以代替人员作业，保障人员的生命安全。毕竟设备虽然昂贵，但人命是无价的。但是ROV是不可能完全替代潜水员的，因为潜水员具备随机应变的能力，而机器永远不可能像人一样做出反应。所以除非未来有了真正的、完全的人工智能，不然ROV是不可能替代潜水员的所有作用的