fpso怎麼維修

A. 中南海東部石油開采

中國海洋石油南海東部公司成立於1983年6月，是中國海洋石油總公司下屬的四個地區油公司之一。負責南海東部東經113°10′以東、面積約13.1萬平方千米海域的石油、天然氣的勘探開發生產業務，主要是珠江口盆地，授權全面執行該海域的對外合作的石油合同和協議。1996年產油量超過1000萬噸，1997年1297萬噸，發現油田和含油氣構造24個，探明優質儲量近5億噸，南海東部連續10年油氣產量超千萬立方米。2008年產量達到1200萬噸。
一、油氣歷史
1974年，開始海洋石油物探作業。
1976年，西沙群島永興島鑽探了南海第一口深探井——西永1井。
1983年，中國海洋石油南海東部公司成立。
1983年11月，恩平構造上鑽探對外合作第一口探井，發現第一個含油構造。
1984年，菲利普斯公司在西江24-3獲得第一口高產油井，發現西江24-3油田。
1985年8月，發現惠州21-1油田。
1987年，發現陸豐13-1油田。
1996年，原油產量超過1000萬噸，成為全國第四大油田。
1996年5月，流花11-1油田與美國阿莫科公司合作投產，成為當時我國海上最大對外合作油田。
1997年1月，與聖太非石油公司合作發現番禺4-2油田。
1997年6月，與菲利普斯公司和派克頓公司合作，我國第一口大位移井——南海西江24-3-A14井鑽探成功，標志著我國在鑽井上又一進步。
2005年12月，南海東部海域第一個自營開發的油田——陸豐13-1油田投產，證實了技術的提高。
2006年，通過與哈斯基公司的精誠合作，中國海上第一口水深超千米的探井——荔灣3-1-1井獲得成功。南海珠江口盆地荔灣深水天然氣構造的重大發現，填補了中國深水油氣發現的空白。該構造擁有約1000億立方米的探明儲量，大大增強了公司對中國海域深水勘探前景的信心。
2007年8月7日，中國海洋石油總公司與新加坡石油有限公司就26/18區塊簽訂產品分成合同，這是中國海油與新加坡石油的首度合作。據知，26/18區塊位於中國南海東部海域的珠江口盆地，區塊面積4961平方千米，水深85～200米。根據合同規定，在勘探期內，新加坡石油將在26/18區塊進行二維地震數據採集，並鑽探預探井。在勘探期內，新加坡石油將承擔全部的勘探費用。中國海油將有權參與合同區內所有商業油氣發現最多51％的權益。中國海洋石油有限公司副總裁兼勘探部總經理朱偉林先生表示，中國海域豐富的勘探潛力有著高度的吸引力，也正緣於此，我們才能不斷地迎來新老朋友，合作勘探中國海域的油氣資源。
2009年，陸豐13-1油田成為中國海油第一個因石油合同到期而回歸自營的油田。
二、惠州油田群
由惠州21-1油田、惠州26-1油田、惠州32-2油田、惠州32-3油田和惠州32-5油田形成惠州油田群。其中，惠州21-1油田於1985年8月發現，1990年9月投產。惠州26-1油田於1988年3月發現，1991年11月投產。惠州32-2油田於1990年12月發現，1995年6月投產。惠州32-3油田於1991年1月發現，1995年6月投產。惠州32-5油田於1996年9月發現，1999年2月投產。
2000年6月，惠州26-1北項目成功投產。
三、流花11-1油田
1987年發現流花11-1油田。
流花11-1油田是目前南中國海發現的最大的油田。該油田位於南中國海的珠江口盆地，在香港東南方向300米的水中。阿莫科於1985年從中國海洋石油總公司獲得區塊29/04合同。經過初步勘探研究後，流花11-1A開鑽。測試產油量是每天2240桶重油。隨後進行的評價井鑽探流花11-1-3和流花11-1-4證實油儲量巨大，超過10億桶。1993年12月，科麥奇公司加入合作開發的隊伍，持有24.5％的股份，阿莫科也持有24.5％股份，中國海洋石油總公司東部公司持有51％的股份。
1996年5月，流花11-1油田與美國阿莫科公司合作投產，成為當時我國海上最大對外合作油田。中外合作採用創7項世界第一、國際領先水平的開發生產技術。流花油田因此被世界海洋石油界譽為「國際海洋石油皇冠上的明珠」。
2003年7月24日，中國海油從跨國石油公司英國石油公司和科麥奇手中接過油田所有權，隨即進行了機構重組，本部對油田作業的支持大大增強。同時，拓展管理思路、細化管理、強化成本控制、穩定骨幹隊伍等一系列措施得以實施。2004年，油田產量增加7.7％，生產時率提高至94.31％。2004年10月22日流花油田提前完成年度生產任務，產量甚至超過2001年生產高峰時期。與之對應的是，油田直接作業費減少3.9％，桶油成本降低10％，行政管理費壓縮到2003年的30％，並且逐年降低。
2006年5月17日，台風「珍珠」中心直襲流花11-1油田。在油田作業的「南海勝利」號FPSO（浮式生產儲卸油裝置）的6根錨鏈被台風刮斷，3根軟管斷裂，油艙破裂。油田被迫停產。中國海油自力更生，經過一年奮戰，流花油田提前成功復產，並取得7項創新成果，意味著中國人開始掌握深水油氣田設備維修技術，一舉打破了外國公司對世界深水工程領域的壟斷。

B. 造船企業排名

一、今治造船

在世界十大造船廠中今治造船位於日本，是當地專注於從事和船相關的維修、建造及相關工程的船廠，內部共設有三爺業務部門，每年能獨立打造出木片運輸船、特種貨船等就九十艘船。
二、中船集團

中船集團成立於1999年，是我國中央直屬的國有企業，以軍工業為核心，同時還涉及到了船舶造修、海洋工程、動力裝備等領域，而且在好幾個方面的實力非常雄厚。
三、大宇造船

大宇造船在全球造船界的影響力非常深遠，於朝鮮半島的東南方向，佔地面積約有430萬平方米，主要建造得有客渡船、油船等等，還擁有著世界上產能最大的船塢。
四、現代重工

現代重工是一個實力非常強勁的造船廠，共設有近十個事業部，主要從事船舶、工業等領域的工程、製造及金融服務，尤其是在造船上擁有的好些技術都得到了世界級別的認可。
五、三星重工

三星重工是韓國的三大船廠，主要專注於鑽探船、LNG運輸船等領域，出售的市場也主要是面向高端一點的市場，目前大的市場業務設計到了造船與海工、電力與控制系統等方向。
六、勝科海事

在世界十大造船廠中新加坡的勝科海事是當地及全球很有影響力的船廠，內部共設有四個事業部，有很強的建造和改裝FPSO、FSO、FLNG船的實力。
七、韓進重工

韓進重工主要從事造船和工程建造業務，造船總部在韓國的釜山，工程業務分布在韓國首爾，船廠的實力非常雄厚，目前已經在好多國家開設得有分廠。
八、Huntington Ingalls工業公司

Huntington Ingalls工業公司是美國一家軍用造船廠，主要為當地的海軍和海岸警衛設計、維修建造船舶，同時還在核能源、油氣等市場上也有著很強的實力。
九、三菱重工

三菱重工總部在日本的東京，共設有五個事業部，能為航空、船舶、國防等領域提供最優質的產品和服務，每年公司的收入都在穩步增長。
十、中船重工

在世界十大造船廠中中船重工是我國最大造船修船集團之一，主要從事的業務有海軍裝備、民用船舶等裝備的研發和生產，這些年來自主創新了不少的技術。

C. 張力腿平台的分類

目前世界上在建和在役的張力腿平台共有21座，這些張力腿平台的基本工作原理一致，但是結構形式以及應用方式卻各不相同，為了清楚地區分它們，以下從三個方面對這21座張力腿平台進行分類，在以後的文章中將從每類中選出數個平台做詳盡的介紹。
1、按照總體結構分類
可以分為兩個大類，即第一代張力腿平台和第二代張力腿平台；
2、按照採油樹位置不同分類
可以劃分為濕樹平台和干樹平台兩大類。
3、按照功能和應用方式分類
可以分為大載荷張力腿平台、迷你型張力腿平台、井口張力腿平台三大類； 從1984年至今的20年時間里，對張力腿平台結構形式的優化一直是人們關注的熱點問題。為了進一步降低張力腿平台的成本，提高其適應性、穩定性和安全性，全世界的研究機構和石油公司不斷提出新形式的張力腿平台，並將其投入實際生產領域進行檢驗，從而形成了多種多樣的張力腿平台家族。根據張力腿平台結構形式進化的階段，大致可將它們分為兩個大類，即第一代張力腿平台和第二代張力腿平台。
第一代張力腿平台是最早出現的張力腿平台，也是當今世界上數量最多的張力腿平台，目前在役和在建的平台共12座，佔世界張力腿平台總數的一半以上，而且仍在不斷發展壯大。第一代張力腿平台的總體結構形式已經在前面介紹過了，在此不再贅述。為了將它與此後發展起來的其他結構形式的張力腿平台相區別，又將其稱為傳統類型的張力腿平台。
自1984年以來，傳統類型的張力腿平台在生產實踐中不斷發展，其理論研究和工程應用已經趨於成熟。20世紀80年代Hutton和Jolliet平台的生產應用，為傳統張力腿平台提供了豐富的數據積累和優良的工作記錄。進入90年代以來，傳統類型的張力腿平台繼續飛速發展，SnorreTLP和HeidrunTLP分別於1992年和1995年相繼建成，使北海的張力腿平台數量達到了3座；從1994年到2001年，Shell石油公司又在墨西哥灣連續製造了5座傳統類型的張力腿平台，分別是AugerTLP、MarsTLP、Ram僤漀眀攀氀氀吀LP、UrsaTLP和BrutusTLP；1999年，BP也建成了該公司的第一座張力腿平台MalinTLP；2003年，Unocal公司在印度尼西亞的加里曼丹島以東海域建成了WestSenoTLP，從而首次將張力腿平台引入到亞洲海域。這些張力腿平台保持著張力腿平台工作性能的多項世界紀錄，其中，HeidrunTLP的排水量達到290310t，是世界現役的張力腿平台中噸位最大的一座；SnorreTLP日產石油190000桶（1桶=158.9873dm3）、天然氣3.2×10^6 m3，保持張力腿平台生產能力的世界紀錄；而UrsaTLP的工作水深則突破了千米大關，至2004年仍保持著張力腿平台工作水深的世界紀錄。屬於第一代張力腿平台的有Hutton、Jolliet、Snorre A、Auger、Heidrun、Mars、Ram、Powell、Ursa、Marlin、Brutus、WestSeno A和WestSeno B。
第二代張力腿平台出現於20世紀90年代初期，它是在第一代張力腿平台的基礎上發展起來的。第二代張力腿平台在繼承傳統類型張力腿平台優良運動性能和良好經濟效益的同時，對結構形式進行了優化改進，使張力腿平台更適合於深海環境，並且降低了建造成本。世界海洋工程界發展第二代張力腿平台的積極性很高，各大公司紛紛提出了種類繁多的平台設計方案。總的來說，目前投入生產實踐的第二代張力腿平台共分為三大系列，分別是由Atlantia公司設計的SeaStar系列張力腿平台、由MODEC公司設計的MOSES系列張力腿平台以及由ABB公司設計的延伸式張力腿平台（簡稱ETLP）。關於這些第二代張力腿平台的結構形式和特點，將在以後的章節中詳細介紹。屬於第二代張力腿平台的有：SeaStar、TLP、MOSES TLP、ETLP、Morpeth、Allegheny、
Typhoon、Matterhorn、Prince、MarcoPolo、KizombaA、KizombaB和Magnolia。
另外，除了以上這些已投入實際生產應用的張力腿平台以外，在過去的20年裡，全世界的研究者和工程技術人員還提出了不少很有價值的設計方案，並且圍繞這些方案進行了廣泛而深入的研究和實驗。雖然由於種種原因，這些平台設計方案至今仍未進入生產領域，但是了解它們，對於開拓人們的思路，更好地進行下一步的研究是大有裨益的。所以，後面的文章里有選擇性地介紹了兩種新型的張力腿平台，以期對讀者能起到啟迪作用。 按照採油樹安裝位置的不同，當今世界上的張力腿平台可以劃分為濕樹平台和干樹平台兩大類。
濕樹平台（wettreesplatform）的採油樹位於海底，平台上安裝有獨立的全套生產處理設施以支持一定數量的海底油井。海底油井通過柔性輸油管和鋼制懸鏈線立管（簡稱SCR）與平台上生產設施相連，平台上的全部生產活動都要通過這些管線來進行。其優點是採油樹位於海底，減少了平台上體的負載，不需要建造體積龐大的平台主體，因而降低了平台的總體造價，由於不安裝垂直的張緊式立管，因此不需要考慮平台吃水變化對生產立管的影響，從而簡化了平台的設計。濕樹平台非常適用於分布面廣、出油點分散的油田。它以柔性輸油管和SCR組成分布廣泛的海底管線系統，再以濕樹平台作為管匯中心，便可以控制較廣的區域。另外，濕樹平台的生產儲備能力具有很大的彈性，新增的設備和海底油井容易加裝到現有的生產系統中，對油田的遠期開發比較方便。已建成的有Hutton、Jolliet 、Snorre A、Auger、Heidrun、Mars、Ram/Powell、Ursa、Marlin、Brutus 、Prince、Kizomba A、Matterhorn、WestSeno A、MarcoPolo、Magnolia、Kizomba B和WestSeno B。
干樹平台（drytreesplatform）的採油樹則位於平台之上，由垂直生產立管直接連接到位於平台井口甲板的採油樹上。張力腿平台優良的運動性能，使其在安裝干樹系統方面具有很大的優勢。因為平台與生產立管之間的相對運動量較小，因此可以採用結構簡單、造價低廉的立管張緊裝置。干樹平台的生產活動主要通過頂張緊立管來進行。其優點是海底油井和表面干樹直接通過生產立管垂直連接，可在平台上體安裝鑽塔，使張力腿平台自行實現鑽井、完井功能，避免了遠期油田開發中需要調用其他鑽井設施而使平台生產中斷的問題。另外，由於採油樹位於平台之上，因此維修方便，易於管理，還省去了將海底採油樹回接到平台上體的硬體費用。已建成的有Morpeth、Allegheny 和Typhoon。
需要指出的是，世界上現有的張力腿平台大多是所處海域的中心平台，有的張力腿平台除了在平台上體安裝有干樹系統，能夠自行進行探采和控井工作之外，同時還通過柔性輸油管和SCR與附近油田的海底採油系統或其他衛星平台相連，作為其石油處理和輸出的中心。在此情況下，這些張力腿平台自身就結合了干樹和濕樹兩種系統。因此，在對各張力腿平台進行分類時所依據的標準是看該平台是否擁有支持干樹系統的能力。 目前張力腿平台的功能和應用方式非常靈活，如果以此為標准進行分類，可將世界上21座張力腿平台劃分為大載荷張力腿平台、迷你型張力腿平台、井口張力腿平台三大類。
大載荷張力腿平台（largedeckloadTLP）是這三種張力腿平台中歷史最悠久的一種類型，它是一種體積巨大、造價昂貴的張力腿平台形式，能夠支持一套高生產能力的原油處理設施。目前全世界共有9座大載荷張力腿平台，其中3座位於北海油田，6座位於墨西哥灣。因為張力腿的預張力很好地限制8了平台的垂盪運動，因此控井設施可以安裝在這種平台的上體，以便於設備的維護和修理工作。在歷史上，這種生產系統之所以得到業界的青睞，主要原因就在於它能夠安裝干樹採油系統。但是，由於其高昂的造價和對極深水環境的不適應性，人們現在已經逐漸失去了對建造大載荷張力腿平台的興趣。當工作水深超過1200m 時，張力筋腱自重過大是大載荷張力腿平台最主要的問題。屬於大載荷張力腿平台的是：Hutton、Snorre A、Auger 、Heidrun、Mars、Ram/Powell、Ursa、Marlin和Brutus。
迷你型張力腿平台（Mini-TLP）並不是一種簡單縮小化的傳統類型張力腿平台，它通過對平台上體、立柱以及張力腿系統進行結構上的改進，從而達到優化各項參數，以更小噸位獲得更大有效載荷的目標。迷你型張力腿平台相對於同等規模的傳統類型張力腿平台，具有體積小、造價低、靈活性好、受環境載荷小等優點，非常適合於開發中小油田。而且與大載荷張力腿平台不同，迷你型張力腿平台能夠在極深水環境中穩定地工作，這也是它之所以能夠逐漸取代大載荷張力腿平台，占據當今張力腿平台建造主流的最重要的原因。屬於迷你型張力腿平台的有：Morpeth、Allegheny、Typhoon、Prince、Matterhorn、Marco Polo和Magnolia
井口張力腿平台（Tension Leg Wellhead Platform，簡稱TLWP）是一種經濟型的張力腿平台。與前兩種張力腿平台不同，井口張力腿不能獨立進行生產工作，在它的平台上體只安裝有控井設施，而其他的石油生產和處理設施都安裝在一艘位於平台附近的輔助生產設施上，如FPSO（浮式生產儲油裝置）等。TLP和FPSO之間通過管線相接，共同形成一套完整的海上油田開發系統。這種組合充分發揮了張力腿平台本體與生產立管系統之間相對運動量小、運動性能優良的優點，加之FPSO運動靈活、裝載量 大、造價相對較低的長處，因此由張力腿平台承擔鑽探和井口操作的各項功能，而原油處理、儲藏和運輸等工作由FPSO完成。這一系統經過實踐檢驗，已被證明是一種有效且經濟的海上油氣開發方式，十分適合在沒有或是缺少海底管線系統和永久性基地，且需要進行鑽探、完井和油井維護工作的油田區域使用。屬於井口張力腿平台的有：Jolliet、Kizomba A、West Seno A、Kizomba B和West Seno B。

D. 山海關船廠的主營業務

山船重工主要經營船舶修理、製造、改裝、拆解，海洋石油工程設備製造、維修，港口機械、鋼結構製造，船舶備件供應。工廠可以按照中外船級社的規范、國際公約及標准對VLCC等油輪、鑽（修）井平台和散裝船、雜貨船、滾裝船、集裝 箱船、冷藏船、礦砂船、起重船、救撈船、供給船、港作船、化學品船、特種運輸船等各類船舶和海洋工程產品進行改裝和專業修理。工廠曾成功改裝過汽車滾裝船、浮船塢、鑽井平台等，將28萬噸超級油輪改裝單點系泊式FPSO工程、將單殼油輪改裝成自卸式散貨船、雙殼礦砂運輸船等。工廠先後成功建造了35000噸半潛式駁船、海洋風車安裝船、70000噸舉力的浮船塢、2600箱集裝箱船殼及30000噸系列散貨船。工廠正與河北省政府和中國船舶重工集團公司合作建設「百萬噸造船基地」。山海關船廠還從事碼頭裝卸及倉儲等業務，1995年獲得對外貿易進出口經營權，2001年獲得港埠企業經營權和指泊權。
山海關船舶重工有限責任公司與韓國、希臘、丹麥、印度、俄羅斯、沙烏地阿拉伯、美國等30多個國家和地區的各大航運公司建立並保持著良好的業務關系，年承修大中型船舶一百餘艘，年造船能力10萬載重噸，在市場享有良好的信譽。

E. 　海洋石油平台標准化設計技術

海洋石油的開發是高投入、高技術、高風險的行業，隨著海洋石油事業的發展，海上油氣田工程開發項目日益增多。一個海上油氣田工程項目能否經濟有效的開發，油氣田工程的開發方案和設計規模是決定因素，而工程項目的有效實施關鍵又在於工程開發的計劃進度控制、成本（投資）控制和質量控制。如何有效地做好這「三大控制」，首先應加強油氣田的工程設計，因為工程設計自始至終貫穿於工程開發的三大控制之中。多年的實踐證明，進行海洋石油平台標准設計是有效實施「三大控制」、經濟有效開發海上油氣田的關鍵所在。

一、平台標准化設計的目的

平台標准化設計是降低海上石油工程開發成本、縮短開發周期和實現油田規模化開發的主要途徑。主要體現以下兩個方面。

1．工程設計

①提高海上平台的設計效率和設計質量，減少重復設計工作量；②有利於設計知識儲備，提高海洋工程整體設計水平；③有利於設計人員的培養。

2．工程開發過程標准化管理

①從整體上縮短海上油田開發周期，降低工程成本；②海上油田開發過程標准化管理；③設備、材料標准化和批量化，便於采辦和管理。

二、平台標准化設計的適用范圍

能否有效地進行海洋石油平台標准化設計，應從海上油田開發規模、所處的環境、平台的處理能力及操作要求等幾個方面考慮。一般來講，海洋平台標准化設計適用於大型海上油田群的開發設計，其特點是各井口平台處在相同海域，環境參數基本一致，水深變化不大，各平台間水深變化在3m左右，平台的處理能力基本相當，平台井數相差不大；其次，運用平台標准化的設計思想，在一些開發規模相差不大、工程參數基本一致的油田開發工程中採用成熟的標准化設計模式，可以實現高速高效和低成本開發海上油氣田。國內海上油氣田已經成功實現標准化設計模式的有：綏中36-1Ⅱ期油田、秦皇島32-6油田和文昌13-1/2油田。借鑒標准化設計模式，在建和將建的海上油氣田有：渤中25-1油田和旅大油田群。由此可見，平台標准化設計必將在過去、現在和將來的海上油氣田群開發工程中產生巨大的社會效益和經濟效益。

三、平台標准化設計應用

隨著綏中36-1Ⅱ期和秦皇島32-6大型海上油田的相繼建成和投產，井口平台標准化設計已經在以上兩個超大型海上油田的開發中得到應用，井口平台標准化設計思路和標准化開發模式已經建立，如綏中36-1Ⅱ期6座井口平台的導管架、隔水套管、平台總體布置、平台組塊結構工藝系統、平台設備和中心平台（CEP）主工藝處理設施等都實現了標准化設計。

四、油田群平台標准化設計

（一）平台總體方案

為有效地進行平台的標准化設計，油田群各井口平台的設計，必須滿足一定的要求。

一是油田布置應符合以下條件：

①工作船安全停靠；②鑽井船將來打調整井，即鑽井船二次停靠；③平台組塊施工與海底管道鋪設施工不矛盾；④海底管道和海底電纜在施工和投產後能安全生產，不易被來往船隻拋錨損壞。

綏中36-1油田Ⅱ期工程有6座無人井口平台（WHP）,1座中心平台（CEP），平台間的海底管道多達12條，平台間有內部海底電纜5條和一條70km上岸外輸管線（圖14-1）。為能使油田間海管集中操作和盡可能地減小外界對它的干擾，在油田布置階段，綜合考慮各種因素，最終選擇了海管集中CEP平台的方案；為方便供應船停靠和將來二次打井，躲開了WHP井口兩側；同時，WHP平台靠船方式採用尾靠，妥善解決了海上油田群在油田布置上的難題。

二是平檯布置的設計應盡量滿足以下要求：

①平檯布置實現安全分區，滿足安全要求；②根據環境條件，確定平台的方位、靠船面、火炬和冷態放空位置；③設備布置保證通道暢通；④平檯布置實現設備區域化，滿足工藝流程要求，便於平台操作和管理；⑤平檯布置在滿足工程整體要求的同時，使設備間的管線和電纜連接最短；⑥在盡可能的條件下，平台要布置合理，預留平台設備擴容區域；⑦各平台採用相同的總體布置，以利於其他專業實行標准化設計。

緩中36-1Ⅱ期包括WHP1-WHp6六座井口平台，在油田布置的基礎上進行平台總體布置設計，其任務是要合理地設計各種設施的相互位置，有效地利用空間和進行甲板荷載控制，最大限度地減少事故的發生和事故造成的影響，保證操作人員和生產設施安全，保護環境和防止污染，方便生產操作和設備維修。

圖14-1綏中36-1油田1期工程平台方案

在設計方法上，綏中36-1Ⅱ期井口平台在結構和功能上基本相同，處在相同海區，除水深和土壤數據有差別外，其他環境條件相同，具備了方案上採用標准化設計的條件。根據油田布置總體要求，海管立管和電纜的位置需避免對海上作業產生影響，平台的方位需滿足供應船停靠和鑽井船作業的需要。直升機坪的設計滿足國家民航局規定。井口平檯布置，從東至西依次為油田處理區、井口區、注水泵區、電氣控制區。

以前設計的平台，都以海圖水深作為零點標高，向上為正，向下為負，取海圖水深為零點，這將引起平台和導管架標高的不同，六座平台有六個海圖水深，無法統一；為了解決這一問題，在標准化設計中採用以泥面為零點，水位不同，工作點的標高將隨之變化，但各個導管架的主體尺寸相同，即主結構完全相同，實現了標准化設計。

考慮到各井口平台設置的立管數量和管徑不盡相同，應在滿足油田布置要求的基礎上，確定每一個立管的布置位置，依據管線的輸送特性、工藝流向，進行井口平台清管閥位置的設計；在總體布置圖紙上，採用編號布置原則，給每個立管、清管閥在總體布置圖上進行編號，以便各平台的立管、清管閥在圖上一一對應（圖14-2）。

由於各平台處理能力、工藝參數存在差異，導致各平台部分設備的配置不一致。在平台總體布置中，盡可能採用相同設備最大、數量最多的平台進行總體設計，最後合理調配，使各平台、設備區域布置一致，平台主體尺寸一致。

（二）主工藝流程

平台標准化設計根本是工藝流程的標准化。如何達到平台工藝流程標准化，平台主工藝流程定型化是關鍵。各平台的產量、主工藝流程操作參數有所不同，這就需要設計人員充分、認真地研究各平台基礎數據，分析各平台產能，適當選取設計數據，簡化和合理地設計一套適用各平台的主工藝流程，使各平台主工藝流程的型式相同或者基本相同，每座平台主工藝流程的處理能力一致。

在綏中36-1Ⅱ工期海上工程設計中，設計人員在充分認真研究各井口平台的基礎數據後，最終確定一個適用於各平台的主工藝流程，油田的基礎數據和主工藝流程簡化如下。

a．綏中36-1Ⅱ期（WHP1-WHP6）單井產量（最大值）：

油288m³/d，氣30696m³/d，水326m³/d，液330m³/d;

WHP6平台井口產量：

油288m³/d，氣19320m³/d，水324m³/d，液330m³/d。

b．油井壓力、溫度數據見表14-1

表14-1油井壓力、溫度數據

二是除了樁的灌入深度不同外，土壤狀況不同還將影響到防沉板的設計。防沉板是在導管架入水之後，在打樁之前防止導管架沉降過大的結構。防沉板的設計需要考慮導管架的自重和浮力，以及導管架在安裝期間所受的波、流荷載以及表層土壤的承載力條件。在設計防沉板時，主結構已經確定，設計環境條件也已給出，結構所受的荷載就基本確定了，這時主要考慮土壤的承載力。防沉板有一個基於土壤承載力的最小面積，如果防沉板面積小於這一數值，土壤將承受不住而發生失穩、破壞。各平台土壤表層土的抗剪強度不同，但總體上差別不大，而且都比較軟，所以應採用最軟的土壤數據作為設計依據，以實現防沉板設計標准化。如果土壤情況相差大，可適當考慮採用不同的防沉板形式。

4．上部荷載變化

總結綏中36-1Ⅱ期6座井口平台的上部荷載變化，對於導管架標准化設計影響不大，其原因為井口平台工藝的標准化和上部組塊標准化。在導管架上部荷載輸入中，選用荷載較大的組塊荷載，適當控制上部組塊重心，雖然該做法較保守，但可使導管架結構得到適當的冗餘，也就值得。

（五）上部模塊主結構

由於上部模塊總體布置一致、工藝流程一致、平台處理能力基本接近、配置的設備基本相同，在上部結構設計中，選取可包容各平台的荷載數據，優化和簡化主結構設計，使得結構一套圖紙就能夠適用於特定油田群各井口平台，提高設計效率，且便於結構材料批量采辦，簡化加工製造程序，降低製造成本，利於海上安裝連接工作。

（六）機械設備

工藝流程的定型化和標准化設計，使得各平台和相同系統中的同類設備可以選用相同規格的設備，也為各平台的總體布置一致創造了條件。如綏中36-1Ⅱ期井口平台的計量分離器按油田最大單井產能設計選型，可滿足各平台工藝物流要求。

同時，由於各平台處理能力、工藝參數存在差異，導致設備的參數變化，如各平台生產井數和注水井數不一致，使管匯、注水泵的參數發生變化。在平台設計中，可採用靈活的設計思想，在滿足組塊標准化設計大前提下，保持各平台特性。

（七）儀表控制系統

由於工藝流程的定型化，也使得儀表控制系統定型化，儀表控制參數各平台特性化，在保證平台基本的儀表控制原理及儀表布置一致下，根據各平台流程的參數選取儀表，設定儀表的控制參數。

（八）電力供給系統

大型海上油田井口平台的電力供給一般採用中心平台或FPSO集中供電方式，這樣使油田便於集中管理和分配。各平台的電源，由中心平台或FPSO統一通過海底電纜，分別變壓後輸送至各井口，為各平台提供電力。各平台配備各自的應急電源、UPS系統和導航系統。各平台通過海纜在高壓盤獲得電能後，進行平台的電力分配和電壓轉換，分別向中壓盤和低壓盤供電，通過它給平台各用電用戶提供電能。

五、平台標准化設計中的技術進步

平台標准化設計是海上油氣田開發工程設計的一種新方法，其技術進步體現在設計思路的創新上。主要表現在以下四個方面：平台標准化設計理念是一套完整的海上油氣田群開發總體設計新方法和新思路；平台標准化設計方法是一種規范的高速高效的設計方法；平台標准化設計創建了大型海上油氣田標准化開發模式；平台標准化設計規范了項目管理，為建造安裝技術的規范化和標准化打下了基礎。

六、平台標准化設計的實施效果

平台標准化是降低大型海上油田開發成本、縮短油田工程建設周期的最有利措施之一，而平台標准化設計是平台標准化的關鍵，它有利於平台工程開發、管理、設備材料采辦、平台製造、安裝、油田的操作等一系列過程，平台標准化設計可為油田開發工程帶來巨大的經濟效益和社會效益。

1．大大縮短設計工期

平台採用標准化設計最直接的效果是大幅度提高設計效率，縮短設計周期為以往的1/3，有利於促進和保障設計質量，建立和完善標准化設計基礎，培養和提高設計人員的技術水平，從而更有效地保證安全經濟地開發海上油氣田工程。

2．材料采辦批量化

導管架、組塊結構標准化設計使主結構材料實行大批量訂貨，平台工藝系統、機械設備、電氣、儀表通訊系統可定型化設計，減少設計人員采辦配合的人力投入。實行設備材料批量化，定型化采辦，降低成本，便於設備、材料的過程管理。

3．製造、安裝和調試標准化

由於平台導管架和上部組塊設計成一個標准尺寸，只需出一套標准圖和一套裝配圖，就可按標准圖建造不同平台，因而大大提高現場預制工效。

安裝配圖進行附件安裝和海上施工，通過導管架的潮差段適應不同水深的要求。對導管架、組塊的製造和安裝採用分組、流水作業方式，科學合理地調配設備資源。對井口平台導管架可分成二組進行預制和海上安裝，每組同時在陸地預制三個井口平台導管架，六個井口平台導管架共需兩個製造周期，由於導管架採用標准化設計，同時加工製造三個導管架的時間，要比分別在不同時間一個一個地製造完成三個導管架的時間短，作業效率高，預製成本低，體現出標准化設計和現代工業模式流水作業的優勢。

4．取得了良好的綜合效益

油田群工程開發的標准化設計已成功應用於渤海灣兩個較大的油田，即綏中36-1Ⅱ期和秦皇島32-6油田。綏中36-1Ⅱ期油田開發工程中所形成的平台標准化設計思路和創建的標准化模式，是海上油田開發工程設計方法上的一個重大突破，為中國海油高速高效開發海上油氣田打下了基礎。通過標准化設計、建造和海上安裝，結合工程中的優化、設備材料國產化等措施，使綏中36-11期工程總投資節省了10億元人民幣，產生了可觀的經濟效益和社會效益。伴隨著標准化設計的是材料和設備的國產化，一方面既扶持了民族工業，另一方面又大大縮短了采辦周期。由此給項目管理、平台製造、安裝和油田操作等帶來的便利是不可估量的。

F. 海洋工程裝備股票有哪些

海洋工程裝備的上市公司有很多。
振華重工(600320)(600320)：2009年5月由振華港機更名為振華重工，大力發展海工裝備業務。公司目前做的有三大類海工項目，分別為海洋工程船、採油或勘探平台、高技術海工配件。預計到2010年底將投入150億元拓展海洋工程項目。2009年7月，公司與西班牙ADHK公司簽訂了總價值為22億美元的海工產品供貨合同，包括10台海上自升式鑽井平台、7台陸地鑽機、2艘浮吊等項目。這是公司也是上海市裝備製造業當前最大的一個出口合同。
中國船舶(600150)(600150)：公司旗下的外高橋(600648)造船以大型船舶和海洋工程為核心的市場定位，在船廠建設的同時全面參與海洋工程的研製和開發，已成功完工交付三條FPSO，目前在建深水半潛式半潛式鑽井平台「十一五」期間國家重點支持的「863」項目之一，同時也是我國繼1983年成功自主開發「勘探三號」半潛式鑽井平台後時隔20餘年再次斥巨資設計建造最新一代的深水半潛式鑽井平台。
傑瑞股份(002353)(002353)：目前，傑瑞股份的業務范圍涵蓋油田和礦山設備維修改造及配件銷售、油田專用設備製造、油田工程技術服務三大板塊。三大主營業務板塊相互依託與促進，這使公司能夠控制從原材料采購到生產、銷售以及售後服務、油田技術服務這一完整業務鏈條的各個環節。作為目前國內唯一一家可以為海上油田鑽采平台提供整套岩屑回注設備和服務的國內企業，傑瑞股份在該領域有著無可替代的競爭優勢，也使得該板塊毛利率始終保持較高水平。
寶德股份(300023)(300023)：公司開發的海洋深水鑽機絞車智能控制系統，是針對於海洋鑽井平台和鑽井船的絞車升沉補償系統，是繼美國NOV之後，世界上第二家開發出該類產品的公司。該系統的研製成功，標志著公司已掌握了海洋鑽機電控系統最核心部分的技術，並達到國際同類產品的先進水平，公司已具備全面進軍海洋鑽機電控系統領域的能力。
海油工程(600583)(600583)：海油工程是中國唯一一家總承包海洋石油、天然氣開發工程建設項目的公司。2009年公司35個大中型工程項目同步運行，工程量之大，在全球海洋工程界備受矚目。並完成了我國首座萬噸級海上平台旅大27-2/32-2項目組塊的陸地建造和牽引裝船；「藍鯨」船成功完成渤中28-2S項目4800噸CEP組塊的海上安裝。
神開股份(002278)(002278)：公司於09年7月IPO4600萬股，籌集資金約7.34億元。公司有三類產品涉及海洋鑽采：1、U型防噴器，本次公司籌集資金的主要項目之一，目前已完成U型防噴器的可行性論證和樣機設計，在所有硬體條件達到的情況下，公司可迅速實現量產，預計2013年產量可達200台以上；2、採油(氣)樹，目前有部分用於海油作業；3、綜合錄井儀、鑽井儀表，產品通過挪威船級社、中國船級社、國家級儀器儀表防爆安全監督檢驗站等權威機構的船檢。
中海油服(601808)(601808)：公司是中國近海最具規模且佔主導地位的綜合油田服務供應商，操作著中國最強大的海上石油服務裝備群，業務涉及石油天然氣勘探、開發及生產的各個階段，主要分為鑽井服務、油田技術服務、船舶服務、物探勘察服務四大板塊。公司作為中國近海鑽井服務、油田技術服務、近海工作船服務和物探勘察服務的主要供應商，在市場上擁有和操作規模最龐大和功能最廣泛的大型裝備群，具有較強的競爭能力。

G. 　海上浮式生產儲油裝置

FPSO是Floating Proction,Storage and Offloading system的英文縮寫，意為浮式生產儲油裝置。這種裝置是集油氣處理、儲油與卸油、生活、發電等為一體的海上油氣開采裝置。浮式生產儲油裝置（FPSO）始於20世紀50年代末，大規模發展於90年代。到目前為止，全世界已有近80條FPSO在服役，它們主要分布在北海、巴西沿岸、西非沿岸、東南亞和中國。由於FP-SO具有海域適應性強、經濟性好、可靠性高和可重復再利用等特點，它已被石油界廣泛地用於海上油氣田開發。

中國海油經過20多年的大力發展，FPSO已成為海上油田開發的關鍵設施之一。目前有11條FPSO在服役，還有2條FPSO正在建造之中，我國已成為世界上少數大量使用FPSO的國家。11條FPSO分布於渤海和南海，作業海域的水深從20～330m不等；FPSO的載重噸位從5萬噸級至25萬噸級，總載重噸位已達到140×10⁴t。FPSO根據不同海域的環境要求，有抗冰型、淺吃水型和抗台風型；根據不同油田的使用要求，FPSO採用了新建、改造和租用的方案。現有新建FPSO的設計壽命都在20～30年以上，並能做到在20～30年的海上作業期間不解脫進塢維護，可以做到長期連續安全生產。

中國海油自從20世紀80年代的改革開放以來，於1987年為渤海BZ28-1油田建造了5萬噸級的「渤海友誼」號FPSO（圖13-1）；為渤海BZ34油田建造了「渤海長青」號FPSO；在南海W10-3油田上，將18萬噸級舊油輪改造成了「南海希望」號FPSO，該FPSO於1998年退役；為惠州油田群改造了25萬噸級「南海發現」號FPSO。在90年代中期，渤海與南海各油田上相繼投產了另外5條FPSO，它們是「渤海明珠」（圖13-2）、「南海盛開」、「南海開拓」（圖13-3）、「南海勝利」（圖13-4）和「睦寧」。「渤海明珠」FPSO是國內第一次依靠自己的技術力量，按國際標准設計建造的58000t的FPSO，用於自營油田開發，它具有冰區作業功能，設計壽命達20年，該FPSO設計建造榮獲國家科技進步獎。

從1999年起，中國海油依靠自己的技術力量，獨立規劃設計，國內船廠建造的高標准16萬噸級和2條15萬噸級大型FPSO，它們是「渤海世紀」（圖13-5）、「南海奮進」和「海洋石油111」（圖13-6）。這3條FPSO均用於中外合作油田開發上，受到油田合作夥伴的高度評價，開創了FPSO新的里程碑。

在20多年時間內，中國海油走過了由國外規劃設計FPSO到完全由國內設計建造的過程。中國海油對FPSO規劃、設計、建造、操作等已積累了相當長期的實踐經驗，可以根據不同油田開發的使用要求和經濟效益選擇新建、改造和租用FPSO的方案。目前，FPSO已成為中國海油一個新興產業，我們將以合理價格、安全可靠、優質服務向外方提供油田開發的FPSO設施。隨著中小油田及邊際油田開發的需求，中國海油將會出現多種多樣和全新概念的FPSO。

一、浮式生產系統分類

從海上油氣田開發應用方面，浮式生產系統可分為以下3種基本類型。

a．油田開發系統：油田開發系統的用途是為了經濟地開采儲層流體直到經濟的耗損點為止，其使用期限一般都超過5年。

b．早期的、試驗性的或前期油田開采系統：該系統的用途是生產儲層流體，為預測油藏長期產能和最終採收率提供可靠的生產經驗及數據。而這種分類的初衷並不是開採到油層枯竭，其使用期限一般為60天到2年不等，通常不超過5年。

c．鑽桿測試系統及油井或油藏的延長測試系統：該系統的用途是收集關於油井產能、介質特性、油層生產特徵、油藏大小及動力、生產問題、油層連續性、油井的維護以及短期油藏維護的數據，使用期限一般測試達120天。

二、浮式生產儲油裝置的功能

浮式生產儲油裝置主甲板以下的艙室主要儲存生產的原油，主甲板以上的生產甲板主要布置生產處理設施、公用設施和生活模塊。

1．原油和生產污水的處理

在浮式生產儲油裝置主甲板以上，根據生產工藝的要求設置生產甲板。生產甲板就相當於一座陸地處理廠，在生產甲板上設置油氣生產和污水處理所不可缺少的設備，如加熱器、分離器、冷卻器、污水脫油裝置、壓縮機、輸送泵、安全放空裝置等和生產需要的其他配套設施。處理合格的原油進艙儲存；處理達標的生產污水直接排海或作為油田注水的水源；分離出來的天然氣作為發電機和加熱鍋爐的燃料，或輸送到陸地供客戶使用。

2．供電和供熱

開發一個油田需要大量的機械設備，而要維持這些設備和生產流程的正常運轉，離了電和熱是不行的。FPSO利用生產過程中分離出來的廢氣作為燃料進行發電和加熱鍋爐，鍋爐產生的熱量供生產流程加熱，而所發的電力除供給FPSO本身生產和照明用電外，還可通過海底電纜輸送到各井口平台，向井口平台提供電力所需。這樣，可以減少井口平台上的設備和重量，簡化井口平台的布置，節約工程費用和操作費用。

3．生活基地和生產指揮中心

在FPSO上除了布置生產設施以外，還布置有供生產操作人員生活和休息的住房。FPSO主尺度較大，為布置住房提供了有利條件，住房定員從幾十人到上百人。住房內除設置卧室和餐廳外，還配備了專門的會議室、娛樂室、辦公室、報房和中央控制室，不但為FPSO上的操作人員提供寬敞、舒適的生活和休息環境，還可以監控整個生產流程的運轉情況，為附近平台提供支援和服務，成為油田名副其實的生產指揮中心。生活住房作為單獨的一個模塊，可以布置在FPSO的艏部，也可以布置在FPSO的艉部。在住房模塊頂部設立直升機甲板，供倒班和應急情況時使用。

4．儲存合格的原油

FPSO主甲板下面的艙室，除壓載水艙、燃油艙、淡水艙、機泵艙和部分工藝艙室之外，絕大部分艙室都是用來儲存處理合格的原油的，其儲油量從幾萬噸到幾十萬噸，相當於一座海上大油庫，與其他只能儲存1萬～2萬噸的全海式開發方案相比，具有獨特而明顯的優勢。FPSO的設計噸位和原油儲存能力視油田海域的水深和油田的產能而定，一般應能儲存油田10d以上的產量，否則，需要穿梭油輪頻繁地停靠外輸，受氣候影響較大。

圖13-1「渤海友誼」號52000tFPSO

圖13-2「渤海明珠」號58000tFPSO

圖13-4「南海勝利」號144000tFPSO

圖13-5「渤海世紀」號160000tFPSO

圖13-6「海洋石油111」號150000tFPSO

5．外輸合格原油

FPSO還可兼做海上輸油碼頭，供穿梭油輪停靠，通過輸油泵、計量系統和輸油軟管將合格的原油輸送到穿梭油輪上外運銷售。穿梭油輪可以側靠也可以串靠 FPSO，選用哪一種方式，取決於油田的環境條件和操作要求。側靠對穿梭油輪的噸位和環境條件有較大的限制，因此，在無冰海區，採用串靠輸油比較靈活。串靠輸油時，需配備幾百米長的輸油軟管和相應的一些機械設備。

三、浮式生產儲油裝置生產系統的特點

從水深幾百米、風大浪高的南海到最大水深只有30多米、冬季有海冰作用的渤海，中國海油廣泛地使用了浮式生產儲油裝置FPSO開發海上油田，採用FPSO生產的原油產量，目前已佔到中國海油國內原油產量的一大半，充分顯示了這種開發裝置具有誘人的特點和優勢。

1．對水深和環境條件的適應性強

從水深幾十米到幾百米，甚至更深都可以使用這種生產系統。水淺的海域，採用固定式的結構比較經濟，水深的海域採用更具靈活性的懸鏈式系泊結構。不論是渤海高緯度海冰地區，還是夏季受台風襲擊、波濤洶涌的南海都已得到成功的應用。

2．具有風飄作用，受力條件最佳

由於浮式生產儲油裝置採用旋轉部件與單點系泊系統相連，FPSO基本處於自由漂浮狀態，不但可以自由地縱橫搖擺和升沉起伏，還可以在風、浪、流、冰等環境力的共同作用下，繞單點作360°的自由旋轉，使FPSO處於受力面積最小的最佳受力狀態，使單點結構設計最為經濟。

3．具有充裕的面積和空間

在浮式儲油裝置的主甲板上加設生產甲板，使浮式生產儲油裝置的所有面積和空間得到充分的利用，為儲存原油、布置生產處理設施和公用設備以及操作人員住房提供了良好的條件。另外，還兼做海上輸油碼頭，供穿梭油輪系泊和停靠，成為一座集生產、生活、儲油和運油多功能為一體的海上綜合基地。工程費用相對較低。

4．靈活機動

浮式生產儲油裝置常通過一些特殊部件與單點相連，在必要的時候，也可從這些連接部件方便地解脫。渤海綏中36-1油田試驗區的抗冰單點，在遇到嚴重冰情時，可以在數小時之內完成FPSO的計劃解脫，將FPSO拖到安全地點。根據環境狀況和生產需要，也可以將FP-SO設計成能抵抗百年一遇最惡劣的環境條件，永不解脫。

5．可重復利用

可重復利用是浮式生產儲油裝置的另一大特點。這一特點特別適用於開發期較短的邊際油田。當一個油田開發完成後，可以針對下一個油田的要求，對生產設施進行適當的改造和維修即可再次使用。由於改造的工作量相對較少，不但可以爭取油田盡快投產，還可大大減少油田的一次性投入，提高油田的經濟效益。

渤海綏中36-1油田試驗區的明珠號經改造又用到了蓬萊19-3油田，而BZ28-1油田的友誼號曾搬遷到CFD1-6油田服役，目前又在進行設備的維修和局部改造，然後再回到原來的位置，為渤南油田群的開發繼續使用20年。

6．施工周期較短

通過10多年的工程實踐，有關浮式生產儲油裝置的設計和建造，國內已有了相當成熟的經驗。建造一座10多萬噸的浮式生產儲油裝置，一般只需1～1.5年的時間，與一座大型組塊的施工周期差不多。另外，由於對FPSO的船型沒有其他額外的要求，在油田急需投產的情況下，可以選用合適的舊油輪進行改造，在其甲板上增加生產工藝模塊，然後與單點系泊系統相連，即可投入使用，這樣，施工周期可以更短一些。像南海幾個油田，舊油輪的改造時間大都在1年之內即可完成。

H. 什麼是海洋石油工程技術

一、海洋石油平台技術

經過60多年的研究和發展，海洋石油的開發從淺灘發展到目前的2000米以上的深水及超深水開發，從早期的簡易設施發展到目前的大規模、復雜的生產設施、深水立管及水下完井系統。生產設施更是類型眾多，可以適應不同的海況、不同的生產能力，從而獲取最佳的經濟效益。石油生產設施是海洋石油開發的核心，海上石油開采和陸上開采很大的區別就是海上平台這一點。

陸上及淺海石油資源的日趨枯竭迫切要求發展深海開采技術，隨著海洋開采范圍的日益擴大，深海石油開發已經成為石油工業的重要前沿陣地。70年代前，世界海洋油氣開采平台僅建在低於100米水深的海域；70年代後期，鑽井技術的發展使得深水石油開采超過300米水深。最早的深水石油開發技術採用水下生產系統及浮生生產系統（如FPSO或FPU）相結合的形式，此時的生產系統還比較簡單，而巴西是當時最早發展深水技術的國家。80年代，墨西哥灣開始發展深水技術，開始使用較為復雜的具有更強控制及監測能力的生產系統。90年代，墨西哥灣首次採用成本較低的「乾式採油樹」裝置，並應用到沒有貯油及卸貨能力的平台類型如張力腿平台及深吃水單筒式平台。海洋石油開采技術的發展及開采水深的不斷增加為世界帶來了巨大的經濟收益。

海洋石油開采技術的關鍵是降低成本，開發有效的平台形式。1960年，世界上誕生了張力腿平台（TLP）的概念；1984年，CONOCO公司在英國北海Hutton油田建立起世界上第一座TLP。1972年，北海的Brent SPAR應用於油田裝卸終端，標示著深吃水立柱式平台（SPAR）概念的問世；1996年，Kerr-McGee公司在墨西哥灣安裝了首座作為生產平台的SPAR平台——NEPTUNE SPAR；NEPTUNE SPAR的成功應用，表明了SPAR平台具有支持立管、工藝設施及鑽井系統的性能及可靠性。目前先進的海洋石油生產設施具有油氣處理、儲存、注水（氣）和轉運等功能。按照海洋水深的變化，海洋石油生產設施可分為固定式和浮式兩大類。其中浮式生產系統可分為半潛式生產系統和油輪式生產系統（圖43-1）。

圖43-1海洋平台類型

隨著海上潛油電泵安裝費用的降低、維修次數的減少和可靠性的增強，其應用更加廣泛。先進的海上潛油電泵技術能夠使距主平台更遠的探邊井回接到主平台，使邊際油田和偏遠油田得到經濟開采。海上潛油電泵採油的優點還包括節能和受不利環境制約程度的降低。

潛油電泵系統正越來越多地應用於海上採油，該設備的發展風向是使用壽命的延長和可靠性。針對海上高產深井，已經有專門的潛油電泵被研製出來，這些泵需要採用耐高溫的電動機。

在遠距離擴邊井的應用上，潛油電泵採油系統的舉升效率並不因生產井遠離主平台而受到影響，在距主平台20千米或更遠的海上油井中安裝潛油電泵是可行的。

潛油電泵的發展趨勢為小的、邊際區塊能更加經濟地開采。

潛油螺桿泵採油系統屬於無桿採油設備，在美國、加拿大和俄羅斯都得到了廣泛的應用，而我國近來在渤海灣一帶黏油區和海上平台上也都有使用。潛油螺桿泵採油技術屬於節能環保採油設備，其發展趨勢為節省能源，效率更高，具有更高的適應性。

二、海底管道技術

一般來說，海底管線是與石油天然氣平台緊密聯系在一起的。海底管線有多種分類方式，從海管分布來說，有平台之間的海底管線和平台通往處理廠的長輸管線；從海管種類來說，有輸油管線、注水管線、天然氣管線和海底電纜；從海管形態來說，有立管、平管和浮管等。

海底管道技術包括海底管道設計與調查技術、鋪設技術、防腐蝕保護技術以及新材料、新方法等。

三、海洋環境保護技術的發展

隨著石油資源的不斷開發利用，接踵而來的海洋水體油污染問題日趨嚴重，已對人們的生產生活造成嚴重危害。海洋污染科學研究組（GESAMP）的調查和評估表明，石油是海洋環境中最普遍的污染物之一。據統計，每年因突發性溢油事故而流入江河、海洋的石油為300萬～500萬噸。目前我國海上的石油運輸量僅次於美國、日本，居世界第三位，海上船舶溢油事故呈上升趨勢，面臨的海上防油污形勢日趨嚴峻。由此看見，解決溢油污染的問題已刻不容緩。

在石油領域的海洋環境保護技術主要是指海洋溢油的處理技術，包括物理回收方法、化學處理方法以及生物處理方法等。

I. 中國南海西部有石油嗎

南海西部，石油開發任務主要由中國海油南海西部公司承擔。該公司目前作業集中在南海北部大陸架西區北部灣、鶯歌海、瓊東南盆地和珠江口盆地西部，勘探區總面積16萬平方千米。公司在西部海域已發現油氣田31個、含油氣構造37個，已探明石油可采儲量2.45億桶，天然氣可采儲量2.1萬億立方米，在產油田12個，在產氣田3個。已投產的崖城13-1氣田是中國海上最大的合作氣田，東方1-1氣田是中國海上最大的自營氣田。建成油氣年生產600多萬噸油當量。
南海西部海域蘊藏著豐富的天然氣資源，具有良好的勘探開發前景。在海南近海海域，分布著3個新生代沉積盆地——北部灣、鶯歌海和瓊東南盆地，面積共12萬平方千米，是油氣資源勘探遠景區。
經過多年的努力，目前南海西部大氣區的勘探已取得了突破性的進展，形成了臨高、東方、樂東、崖城、文昌五大主攻區。
1957年，對鶯歌海一帶狀油氣苗進行調查，下海探油的第一站。
鶯歌海含油氣盆地位於北部灣南部，以及海南島東南部海域的「U」字形盆地上。西部的西鶯歌海盆地為特提斯體系的拉張斷陷盆地，東部的瓊東南盆地則為環太平洋體系的一個孤後盆地。瓊東南盆地，面積約為4萬平方千米，石油資源量約為40億噸，天然氣資源量為6.4萬億立方米。這里有世界級海上大氣田——崖13-1大氣田，同時也是我國海上第一大氣田（產量為34億立方米，高於春曉油氣的25億立方米，但探明儲量要低於春曉油氣田）。
一、潿西南油田群
（1）1973年，發現潿洲11-1油田。
潿洲11-1油田位於南海北部灣潿洲島西南方向，與在生產油田潿洲11-4和潿洲12-1油田相鄰，油田所處海域水深在30～40米；潿洲11-1油田僅有一座生產平台，其開發生產主要依託潿洲12-1油田的生產設施和海底管線來實現；2007年潿洲11-1油田成功投產，現有1口生產井在產，日產原油2100餘桶。
（2）1982年發現潿洲11-4油田和潿洲10-3油田。
潿洲11-4油田仍是潿西南油田群主力油田之一，1982年11月發現，1993年9月19日自營建成，設計產能60萬噸，經改造達80萬噸。與1999年8月2日自營建成的潿洲11-4東油田連片生產，形成年產能90萬噸以上。
潿洲10-3油田1986年8月7日投產，1992年5月16日轉為自營，與1991年8月20日自營建成的潿洲10-3北油田連片生產，形成年產能30萬噸。
（3）1989年發現潿洲12-1油田。
潿洲12-1油田，是潿西南油田群的最大油田，1999年6月12日自營建成，設計產能100萬噸。與潿洲10-3油田、潿洲10-3北油田、潿洲11-4油田和潿洲11-4東油田連片生產，形成了南海北部灣潿西南油田群。
主要從事海上採油技術服務、浮式儲油輪總包服務、海陸工程建造、海上設備維修、石油專用產品的製造、原油外輸協調、油氣及副產品運輸銷售和加工利用、油田化工、通信氣象、網路工程、管道工程、數據處理、海上配餐、物資儲運、碼頭倉儲、工程勘察設計、物業管理、賓館旅遊業、海陸運輸、技能培訓等專業技術服務工作。
二、南海崖城13-1氣田
1983年，成立中國海洋石油南海西部公司。
1983年，中國海洋石油總公司、美國阿科中國有限公司（現為英國BP阿科中國有限公司）及科威特科佩克中國有限公司發現崖13-1氣田，其是中國迄今為止最大的海上氣田，號稱「東方氣龍」。
崖城13-1氣田使用了數種先進的地質數據技術來估算儲量和生產能力。這些技術將來自多方面的信息集合在一起，包括地理模型、地質資料、石油物理分析以及工程分析。採用了一個三維圖像來表現氣田內部結構的地理狀況。
崖城13-1氣田被圈閉在漸新世陵水砂岩層的一個大而狹長、西北-東南走向的斷塊中。砂岩層被一巨大的向西南傾覆的正斷層沿上傾方向截斷，上覆不整合。氣水界面構成下傾界限。在A平台，油藏約在海平面下3600米深處。6口生產井、5口探邊井以及三維地震測線數據證明了氣藏面積為44平方千米，最大厚度為217米（總厚度）（凈厚度178米）。大量小斷層切割了儲層，其中一條斷層的斷距為40米。主儲層之上的透鏡狀砂岩仍具有儲藏潛力。
崖城13-1氣田是我國海上第一大氣田。它位於三亞以南100千米的海域。總投資為11.3億美元，由中國海洋石油總公司、美國阿科中國有限公司及科威特科佩克中國有限公司合作開發，崖城13-1油田年產天然氣34億立方米，其中29億立方米通過778千米的海底輸氣管道輸往香港爛角嘴售氣終端，5億立方米通過97千米的海底管道輸往在三亞的南山基地。
崖城13-1氣田，是1983年8月在水深約100米的地方發現的，阿科為作業者並擁有該氣田34％的權益。中國海洋石油總公司擁有51％的權益，科威特石油勘探公司擁有15％的權益。崖城13-1油田自1996年10月開始投入生產，成為中國第一個海上氣田。
崖城13-1氣田的開發是伴隨著亞太地區能源需求的增長和商業用氣市場的發展而來的。阿科氣田生產的天然氣通過500英里的運輸到達香港的Castle Peak電力公司。
崖城氣田的開發在中國是史無前例的。這是一個價值10多億美元的項目，需要建設陸上和海上處理設施以及去往海南島和香港的輸送管線。將氣體通過管線運輸到香港需要建設480英里的海底管線，這在世界上是第二長的。
除了向香港青山發電廠供應天然氣以外，崖城13-1氣田也向海南島輸送氣體，用於發電和作為化肥廠的原料。
崖城13-1氣田的天然氣探明儲量為547億立方米，天然氣凝析油探明儲量約為1030萬桶，1995年10月投產，1999年上半年天然氣平均日產量約為426萬立方米。
三、文昌油田群
1984年和1985年，發現文昌19-1、文昌8-3油田。
文昌13-1/2油田位於海南省文昌市以東136千米的海域上，距離湛江約260千米，油田所處海區水深117米。該油田主要由兩座無人駐守的固定式井口採油平台「文昌13-1」「文昌13-2」及一艘15萬噸無動力的浮式儲油輪（FPSO）「南海奮進」號組成。採油平台採集的原油，通過海底輸油管道輸送到「南海奮進」號上進行處理、儲存和外輸。原油外輸方式主要通過油輪系泊「南海奮進」號進行海上過駁運輸。油田設計年產原油250萬噸，於2002年7月7日投產。
2008年7月位於中國南海的文昌油田群已成功試產。這一油田群共有7口井在產，可日產原油14000餘桶。文昌油田群位於南海西部海域的珠江口盆地，由文昌19-1、文昌15-1、文昌14-3、文昌8-3四個油田構成。開發生產設施包括5座井口平台、一艘浮式生產儲油輪和26口生產井。
文昌19-1油田是文昌油田群中第一個投產的油田，其高峰日產量預計可達18800餘桶。其餘三個油田文昌15-1、文昌14-3和文昌8-3將於2008年陸續投產。
文昌油田群位於南海北部海域珠江口盆地西部，包括文昌19-1、文昌15-1、文昌14-3、文昌8-3四個油田，是20世紀80年代勘探發現的。
2008年6月中旬，文昌19-1油田開始試生產。
四、東方1-1氣田
1995年，基本探明東方1-1氣田，2002年6月21日正式開鑽。
東方1-1氣田項目是海南省重點建設項目，是中國第一個自營開發的氣田，總投資額為32.7億元。它位於南海北部灣鶯歌海海域，距東方市約113千米。該氣田天然氣儲量達966.8億立方米，年產天然氣24億立方米，純烴儲量612億立方米。
根據東方1-1氣田總體開發方案的安排，一期工程建立D、E兩座生產平台，共鑽井12口；二期工程建A、B兩座井口平台，分別鑽井10口。兩條海底管道、一條海底電纜、一座陸上終端。氣田所產天然氣在海上中心平台初步處理後，通過海底管道輸送到東方陸上終端處理，再輸送給用戶。
東方1-1氣田開發井作業海區水深68米，一期工程的12口開發井中，除了1口是大斜度井外，其餘11口井全部是水平井，作業難度大，技術要求高。
2003年8月2日建成我國第一個自主開發的海上天然氣氣田——東方1-1氣田全長256千米的輸氣管線，把天然氣分別送往海南省的八所、洋浦、海口等重要工業基地。
五、天然氣水合物
1999年，在西沙海槽發現了海洋天然氣水合物（可燃冰），總資源量達643億～772億噸油當量，約相當於我國近海石油天然氣總資源量的一半。南海資源的開發正顯示出前所未有的潛力。2011年報道，我國對海域可燃冰的專題調查工作取得重大進展，現已在南海圈定了25個成礦區塊，控制資源量達到41億噸油當量。國土資源部廣州海洋地質調查局是承擔我國海域可燃冰資源專項調查的主要單位，該局相關負責人介紹，我國從2002年正式啟動的海域可燃冰資源調查與評價專項目前已取得一系列成果，2007年首次在神狐海域鑽獲可燃冰實物樣品，證明南海可燃冰資源遠景良好。目前，專題調查團隊已圈出南海北部7個遠景區、19個成礦區帶，僅神狐鑽探區內11個可燃冰礦體，面積就達到約23平方千米，氣體資源量約為194億立方米，控制資源量達到41億噸油當量。

J. 　淺水超大型浮式生產儲油系統

自20世紀50年代出現浮式生產儲油系統（FPSO）以來，它已成為海上石油開採的重要設施。根據中國海洋石油總公司的發展規劃，到2005年，渤海將成為我國海上石油主要產區，原油年產量將從現在的560×10⁴t提高到2000×10⁴t以上。從發展規劃來看，FPSO在中國海域的油氣田開發中將得到更大的應用。

該項技術是配合渤海油田的大開發進行的，FPS0所在的這些油田都處於水深較淺的海區，而油田規模比以往都要大，FPSO的儲油量和尺度也隨之增加。因此，淺水、FPSO的超大型化、穿梭油輪與FPSO之間的大小匹配、頻繁靠泊的原油外輸作業等，帶來了以往不曾考慮到的技術難題。為保證設施與人員的安全，也為了保障海上油氣田連續安全生產，更重要的是在降低工程投資、提高油田經濟效益的基礎上，把海上油氣田設施向安全、可持續生產、環保的方向上考慮。該項技術正在研製中，以尋求解決這些實際工程問題。

一、主要技術關鍵

1．淺水超大型浮式生產儲油系統（FPSO）運動特性優化技術

①淺水超大型FPSO主尺度方案分析與優化；②淺水超大型FPSO水動力性能與運動特性的數值模擬計算和分析；③FPSO及其系泊系統在風浪流組合環境條件下的耦合動力分析，系泊系統運動與系泊載荷預報技術開發；④研究黏性等因素對淺水超大型FPSO運動的影響；⑤研究船型主尺度和水深吃水比的變化對系統運動特性的影響，發展系統運動性能分析優化技術；⑥淺水超大型FPSO模型試驗；⑦淺水超大型FPSO在工程中應用的技術方案分析。

2．浮式生產儲油系統特殊結構設計技術

①研究船體變形對其生產模塊支撐受力的影響；②開發大型模塊甲板與主甲板連接結構的設計技術，並提出優化的結構方案；③為了提高舷側結構抗撞擊的能力，設計開發Y型等新型舷側結構；④研究FPSO船側結構及各組件的抗撞能力，開發船舶碰撞計算分析與載荷預報技術；⑤研究淺水海域FPSO艏或艉觸底撞擊，並評估撞擊後的強度及變形；⑥研究FPSO的靜水載荷及波浪載荷預報，為結構優化提供合理的載荷條件；⑦進行基於魯棒性的局部結構優化設計技術的研究。

3．多單元系泊、柔性連接輸油系統技術

①FPSO、旁靠油輪和串靠油輪3個系泊單元的總體布置與技術方案；②研究多系泊單元組成的柔性連接多剛體系統的相互影響與耦合運動，提出理論模擬計算的方法；③探討柔性連接方式的影響，發展系統運動特性預報、單元之間相對運動預報、連接系泊力預報以及系統運動特性優化技術；④利用大型FPSO的淺水效應特性，進行FPSO新型多點系泊系統研究並提出設計方案；⑤進行柔性連接多剛體系統模型試驗，研究多剛體系泊系統水動力特性與性能，驗證理論預報方法與技術；⑥多剛體系泊系統的優化設計。

二、主要技術創新

①首次提出大型FPSO淺水效應的概念；②考慮淺水深和船型尺度對超大型FPSO運動性能的影響，從優化運動特性角度開發超大型FPSO的船型優化設計技術；③首次對FPSO的抗撞性進行研究，並開發Y型等新型舷側結構，提高船體抗撞擊能力，同時首次將魯棒設計思想引入FPSO的局部結構設計，以期降低建造及維修成本；④在國內率先開展柔性連接多單元系泊輸油系統的技術研究，發展相關的理論分析、數值模擬與模型試驗方法。

三、技術方案

1．淺水超大型浮式生產儲油系統運動特性優化技術

①根據環境條件和油田生產要求，設計FPSO主尺度；②考慮船體總強度對FPSO主尺度進行初步優化；③理論分析研究與模擬計算；④通過模型試驗進一步優化方案；⑤最後得到FPSO主尺度優化方案。

一方面，通過模型試驗研究（圖13-13），發現和總結一些有關淺水FPSO運動特性、水動力性能、船型優化等的規律與結論，並為理論研究與計算提供數據支撐和方向性指導。另一方面，由淺入深地開展理論研究與數值計算工作。

a在勢流范疇內，研究淺水深條件下FPSO水動力特性，包括附加質量、阻尼和波浪力等隨水深變化的規律及其機理，並進行數值分析。

b．研究淺水單點系泊系統，特別是應用最為廣泛的軟剛臂系泊系統的理論分析與數值計算。

圖13-15多單元體系泊方案

b．按初步方案，進行多單元體耦合運動特性研究與模擬計算。

c．進行多單元體系泊的模型試驗，優化系泊系統方案。