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A. 中南海东部石油开采

中国海洋石油南海东部公司成立于1983年6月，是中国海洋石油总公司下属的四个地区油公司之一。负责南海东部东经113°10′以东、面积约13.1万平方千米海域的石油、天然气的勘探开发生产业务，主要是珠江口盆地，授权全面执行该海域的对外合作的石油合同和协议。1996年产油量超过1000万吨，1997年1297万吨，发现油田和含油气构造24个，探明优质储量近5亿吨，南海东部连续10年油气产量超千万立方米。2008年产量达到1200万吨。
一、油气历史
1974年，开始海洋石油物探作业。
1976年，西沙群岛永兴岛钻探了南海第一口深探井——西永1井。
1983年，中国海洋石油南海东部公司成立。
1983年11月，恩平构造上钻探对外合作第一口探井，发现第一个含油构造。
1984年，菲利普斯公司在西江24-3获得第一口高产油井，发现西江24-3油田。
1985年8月，发现惠州21-1油田。
1987年，发现陆丰13-1油田。
1996年，原油产量超过1000万吨，成为全国第四大油田。
1996年5月，流花11-1油田与美国阿莫科公司合作投产，成为当时我国海上最大对外合作油田。
1997年1月，与圣太非石油公司合作发现番禺4-2油田。
1997年6月，与菲利普斯公司和派克顿公司合作，我国第一口大位移井——南海西江24-3-A14井钻探成功，标志着我国在钻井上又一进步。
2005年12月，南海东部海域第一个自营开发的油田——陆丰13-1油田投产，证实了技术的提高。
2006年，通过与哈斯基公司的精诚合作，中国海上第一口水深超千米的探井——荔湾3-1-1井获得成功。南海珠江口盆地荔湾深水天然气构造的重大发现，填补了中国深水油气发现的空白。该构造拥有约1000亿立方米的探明储量，大大增强了公司对中国海域深水勘探前景的信心。
2007年8月7日，中国海洋石油总公司与新加坡石油有限公司就26/18区块签订产品分成合同，这是中国海油与新加坡石油的首度合作。据知，26/18区块位于中国南海东部海域的珠江口盆地，区块面积4961平方千米，水深85～200米。根据合同规定，在勘探期内，新加坡石油将在26/18区块进行二维地震数据采集，并钻探预探井。在勘探期内，新加坡石油将承担全部的勘探费用。中国海油将有权参与合同区内所有商业油气发现最多51％的权益。中国海洋石油有限公司副总裁兼勘探部总经理朱伟林先生表示，中国海域丰富的勘探潜力有着高度的吸引力，也正缘于此，我们才能不断地迎来新老朋友，合作勘探中国海域的油气资源。
2009年，陆丰13-1油田成为中国海油第一个因石油合同到期而回归自营的油田。
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油田于1985年8月发现，1990年9月投产。惠州26-1油田于1988年3月发现，1991年11月投产。惠州32-2油田于1990年12月发现，1995年6月投产。惠州32-3油田于1991年1月发现，1995年6月投产。惠州32-5油田于1996年9月发现，1999年2月投产。
2000年6月，惠州26-1北项目成功投产。
三、流花11-1油田
1987年发现流花11-1油田。
流花11-1油田是目前南中国海发现的最大的油田。该油田位于南中国海的珠江口盆地，在香港东南方向300米的水中。阿莫科于1985年从中国海洋石油总公司获得区块29/04合同。经过初步勘探研究后，流花11-1A开钻。测试产油量是每天2240桶重油。随后进行的评价井钻探流花11-1-3和流花11-1-4证实油储量巨大，超过10亿桶。1993年12月，科麦奇公司加入合作开发的队伍，持有24.5％的股份，阿莫科也持有24.5％股份，中国海洋石油总公司东部公司持有51％的股份。
1996年5月，流花11-1油田与美国阿莫科公司合作投产，成为当时我国海上最大对外合作油田。中外合作采用创7项世界第一、国际领先水平的开发生产技术。流花油田因此被世界海洋石油界誉为“国际海洋石油皇冠上的明珠”。
2003年7月24日，中国海油从跨国石油公司英国石油公司和科麦奇手中接过油田所有权，随即进行了机构重组，本部对油田作业的支持大大增强。同时，拓展管理思路、细化管理、强化成本控制、稳定骨干队伍等一系列措施得以实施。2004年，油田产量增加7.7％，生产时率提高至94.31％。2004年10月22日流花油田提前完成年度生产任务，产量甚至超过2001年生产高峰时期。与之对应的是，油田直接作业费减少3.9％，桶油成本降低10％，行政管理费压缩到2003年的30％，并且逐年降低。
2006年5月17日，台风“珍珠”中心直袭流花11-1油田。在油田作业的“南海胜利”号FPSO（浮式生产储卸油装置）的6根锚链被台风刮断，3根软管断裂，油舱破裂。油田被迫停产。中国海油自力更生，经过一年奋战，流花油田提前成功复产，并取得7项创新成果，意味着中国人开始掌握深水油气田设备维修技术，一举打破了外国公司对世界深水工程领域的垄断。

B. 造船企业排名

一、今治造船

在世界十大造船厂中今治造船位于日本，是当地专注于从事和船相关的维修、建造及相关工程的船厂，内部共设有三爷业务部门，每年能独立打造出木片运输船、特种货船等就九十艘船。
二、中船集团

中船集团成立于1999年，是我国中央直属的国有企业，以军工业为核心，同时还涉及到了船舶造修、海洋工程、动力装备等领域，而且在好几个方面的实力非常雄厚。
三、大宇造船

大宇造船在全球造船界的影响力非常深远，于朝鲜半岛的东南方向，占地面积约有430万平方米，主要建造得有客渡船、油船等等，还拥有着世界上产能最大的船坞。
四、现代重工

现代重工是一个实力非常强劲的造船厂，共设有近十个事业部，主要从事船舶、工业等领域的工程、制造及金融服务，尤其是在造船上拥有的好些技术都得到了世界级别的认可。
五、三星重工

三星重工是韩国的三大船厂，主要专注于钻探船、LNG运输船等领域，出售的市场也主要是面向高端一点的市场，目前大的市场业务设计到了造船与海工、电力与控制系统等方向。
六、胜科海事

在世界十大造船厂中新加坡的胜科海事是当地及全球很有影响力的船厂，内部共设有四个事业部，有很强的建造和改装FPSO、FSO、FLNG船的实力。
七、韩进重工

韩进重工主要从事造船和工程建造业务，造船总部在韩国的釜山，工程业务分布在韩国首尔，船厂的实力非常雄厚，目前已经在好多国家开设得有分厂。
八、Huntington Ingalls工业公司

Huntington Ingalls工业公司是美国一家军用造船厂，主要为当地的海军和海岸警卫设计、维修建造船舶，同时还在核能源、油气等市场上也有着很强的实力。
九、三菱重工

三菱重工总部在日本的东京，共设有五个事业部，能为航空、船舶、国防等领域提供最优质的产品和服务，每年公司的收入都在稳步增长。
十、中船重工

在世界十大造船厂中中船重工是我国最大造船修船集团之一，主要从事的业务有海军装备、民用船舶等装备的研发和生产，这些年来自主创新了不少的技术。

C. 张力腿平台的分类

目前世界上在建和在役的张力腿平台共有21座，这些张力腿平台的基本工作原理一致，但是结构形式以及应用方式却各不相同，为了清楚地区分它们，以下从三个方面对这21座张力腿平台进行分类，在以后的文章中将从每类中选出数个平台做详尽的介绍。
1、按照总体结构分类
可以分为两个大类，即第一代张力腿平台和第二代张力腿平台；
2、按照采油树位置不同分类
可以划分为湿树平台和干树平台两大类。
3、按照功能和应用方式分类
可以分为大载荷张力腿平台、迷你型张力腿平台、井口张力腿平台三大类； 从1984年至今的20年时间里，对张力腿平台结构形式的优化一直是人们关注的热点问题。为了进一步降低张力腿平台的成本，提高其适应性、稳定性和安全性，全世界的研究机构和石油公司不断提出新形式的张力腿平台，并将其投入实际生产领域进行检验，从而形成了多种多样的张力腿平台家族。根据张力腿平台结构形式进化的阶段，大致可将它们分为两个大类，即第一代张力腿平台和第二代张力腿平台。
第一代张力腿平台是最早出现的张力腿平台，也是当今世界上数量最多的张力腿平台，目前在役和在建的平台共12座，占世界张力腿平台总数的一半以上，而且仍在不断发展壮大。第一代张力腿平台的总体结构形式已经在前面介绍过了，在此不再赘述。为了将它与此后发展起来的其他结构形式的张力腿平台相区别，又将其称为传统类型的张力腿平台。
自1984年以来，传统类型的张力腿平台在生产实践中不断发展，其理论研究和工程应用已经趋于成熟。20世纪80年代Hutton和Jolliet平台的生产应用，为传统张力腿平台提供了丰富的数据积累和优良的工作记录。进入90年代以来，传统类型的张力腿平台继续飞速发展，SnorreTLP和HeidrunTLP分别于1992年和1995年相继建成，使北海的张力腿平台数量达到了3座；从1994年到2001年，Shell石油公司又在墨西哥湾连续制造了5座传统类型的张力腿平台，分别是AugerTLP、MarsTLP、Ram僤漀眀攀氀氀吀LP、UrsaTLP和BrutusTLP；1999年，BP也建成了该公司的第一座张力腿平台MalinTLP；2003年，Unocal公司在印度尼西亚的加里曼丹岛以东海域建成了WestSenoTLP，从而首次将张力腿平台引入到亚洲海域。这些张力腿平台保持着张力腿平台工作性能的多项世界纪录，其中，HeidrunTLP的排水量达到290310t，是世界现役的张力腿平台中吨位最大的一座；SnorreTLP日产石油190000桶（1桶=158.9873dm3）、天然气3.2×10^6 m3，保持张力腿平台生产能力的世界纪录；而UrsaTLP的工作水深则突破了千米大关，至2004年仍保持着张力腿平台工作水深的世界纪录。属于第一代张力腿平台的有Hutton、Jolliet、Snorre A、Auger、Heidrun、Mars、Ram、Powell、Ursa、Marlin、Brutus、WestSeno A和WestSeno B。
第二代张力腿平台出现于20世纪90年代初期，它是在第一代张力腿平台的基础上发展起来的。第二代张力腿平台在继承传统类型张力腿平台优良运动性能和良好经济效益的同时，对结构形式进行了优化改进，使张力腿平台更适合于深海环境，并且降低了建造成本。世界海洋工程界发展第二代张力腿平台的积极性很高，各大公司纷纷提出了种类繁多的平台设计方案。总的来说，目前投入生产实践的第二代张力腿平台共分为三大系列，分别是由Atlantia公司设计的SeaStar系列张力腿平台、由MODEC公司设计的MOSES系列张力腿平台以及由ABB公司设计的延伸式张力腿平台（简称ETLP）。关于这些第二代张力腿平台的结构形式和特点，将在以后的章节中详细介绍。属于第二代张力腿平台的有：SeaStar、TLP、MOSES TLP、ETLP、Morpeth、Allegheny、
Typhoon、Matterhorn、Prince、MarcoPolo、KizombaA、KizombaB和Magnolia。
另外，除了以上这些已投入实际生产应用的张力腿平台以外，在过去的20年里，全世界的研究者和工程技术人员还提出了不少很有价值的设计方案，并且围绕这些方案进行了广泛而深入的研究和实验。虽然由于种种原因，这些平台设计方案至今仍未进入生产领域，但是了解它们，对于开拓人们的思路，更好地进行下一步的研究是大有裨益的。所以，后面的文章里有选择性地介绍了两种新型的张力腿平台，以期对读者能起到启迪作用。 按照采油树安装位置的不同，当今世界上的张力腿平台可以划分为湿树平台和干树平台两大类。
湿树平台（wettreesplatform）的采油树位于海底，平台上安装有独立的全套生产处理设施以支持一定数量的海底油井。海底油井通过柔性输油管和钢制悬链线立管（简称SCR）与平台上生产设施相连，平台上的全部生产活动都要通过这些管线来进行。其优点是采油树位于海底，减少了平台上体的负载，不需要建造体积庞大的平台主体，因而降低了平台的总体造价，由于不安装垂直的张紧式立管，因此不需要考虑平台吃水变化对生产立管的影响，从而简化了平台的设计。湿树平台非常适用于分布面广、出油点分散的油田。它以柔性输油管和SCR组成分布广泛的海底管线系统，再以湿树平台作为管汇中心，便可以控制较广的区域。另外，湿树平台的生产储备能力具有很大的弹性，新增的设备和海底油井容易加装到现有的生产系统中，对油田的远期开发比较方便。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。
干树平台（drytreesplatform）的采油树则位于平台之上，由垂直生产立管直接连接到位于平台井口甲板的采油树上。张力腿平台优良的运动性能，使其在安装干树系统方面具有很大的优势。因为平台与生产立管之间的相对运动量较小，因此可以采用结构简单、造价低廉的立管张紧装置。干树平台的生产活动主要通过顶张紧立管来进行。其优点是海底油井和表面干树直接通过生产立管垂直连接，可在平台上体安装钻塔，使张力腿平台自行实现钻井、完井功能，避免了远期油田开发中需要调用其他钻井设施而使平台生产中断的问题。另外，由于采油树位于平台之上，因此维修方便，易于管理，还省去了将海底采油树回接到平台上体的硬件费用。已建成的有Morpeth、Allegheny 和Typhoon。
需要指出的是，世界上现有的张力腿平台大多是所处海域的中心平台，有的张力腿平台除了在平台上体安装有干树系统，能够自行进行探采和控井工作之外，同时还通过柔性输油管和SCR与附近油田的海底采油系统或其他卫星平台相连，作为其石油处理和输出的中心。在此情况下，这些张力腿平台自身就结合了干树和湿树两种系统。因此，在对各张力腿平台进行分类时所依据的标准是看该平台是否拥有支持干树系统的能力。 目前张力腿平台的功能和应用方式非常灵活，如果以此为标准进行分类，可将世界上21座张力腿平台划分为大载荷张力腿平台、迷你型张力腿平台、井口张力腿平台三大类。
大载荷张力腿平台（largedeckloadTLP）是这三种张力腿平台中历史最悠久的一种类型，它是一种体积巨大、造价昂贵的张力腿平台形式，能够支持一套高生产能力的原油处理设施。目前全世界共有9座大载荷张力腿平台，其中3座位于北海油田，6座位于墨西哥湾。因为张力腿的预张力很好地限制8了平台的垂荡运动，因此控井设施可以安装在这种平台的上体，以便于设备的维护和修理工作。在历史上，这种生产系统之所以得到业界的青睐，主要原因就在于它能够安装干树采油系统。但是，由于其高昂的造价和对极深水环境的不适应性，人们现在已经逐渐失去了对建造大载荷张力腿平台的兴趣。当工作水深超过1200m 时，张力筋腱自重过大是大载荷张力腿平台最主要的问题。属于大载荷张力腿平台的是：Hutton、Snorre A、Auger 、Heidrun、Mars、Ram/Powell、Ursa、Marlin和Brutus。
迷你型张力腿平台（Mini-TLP）并不是一种简单缩小化的传统类型张力腿平台，它通过对平台上体、立柱以及张力腿系统进行结构上的改进，从而达到优化各项参数，以更小吨位获得更大有效载荷的目标。迷你型张力腿平台相对于同等规模的传统类型张力腿平台，具有体积小、造价低、灵活性好、受环境载荷小等优点，非常适合于开发中小油田。而且与大载荷张力腿平台不同，迷你型张力腿平台能够在极深水环境中稳定地工作，这也是它之所以能够逐渐取代大载荷张力腿平台，占据当今张力腿平台建造主流的最重要的原因。属于迷你型张力腿平台的有：Morpeth、Allegheny、Typhoon、Prince、Matterhorn、Marco Polo和Magnolia
井口张力腿平台（Tension Leg Wellhead Platform，简称TLWP）是一种经济型的张力腿平台。与前两种张力腿平台不同，井口张力腿不能独立进行生产工作，在它的平台上体只安装有控井设施，而其他的石油生产和处理设施都安装在一艘位于平台附近的辅助生产设施上，如FPSO（浮式生产储油装置）等。TLP和FPSO之间通过管线相接，共同形成一套完整的海上油田开发系统。这种组合充分发挥了张力腿平台本体与生产立管系统之间相对运动量小、运动性能优良的优点，加之FPSO运动灵活、装载量 大、造价相对较低的长处，因此由张力腿平台承担钻探和井口操作的各项功能，而原油处理、储藏和运输等工作由FPSO完成。这一系统经过实践检验，已被证明是一种有效且经济的海上油气开发方式，十分适合在没有或是缺少海底管线系统和永久性基地，且需要进行钻探、完井和油井维护工作的油田区域使用。属于井口张力腿平台的有：Jolliet、Kizomba A、West Seno A、Kizomba B和West Seno B。

D. 山海关船厂的主营业务

山船重工主要经营船舶修理、制造、改装、拆解，海洋石油工程设备制造、维修，港口机械、钢结构制造，船舶备件供应。工厂可以按照中外船级社的规范、国际公约及标准对VLCC等油轮、钻（修）井平台和散装船、杂货船、滚装船、集装 箱船、冷藏船、矿砂船、起重船、救捞船、供给船、港作船、化学品船、特种运输船等各类船舶和海洋工程产品进行改装和专业修理。工厂曾成功改装过汽车滚装船、浮船坞、钻井平台等，将28万吨超级油轮改装单点系泊式FPSO工程、将单壳油轮改装成自卸式散货船、双壳矿砂运输船等。工厂先后成功建造了35000吨半潜式驳船、海洋风车安装船、70000吨举力的浮船坞、2600箱集装箱船壳及30000吨系列散货船。工厂正与河北省政府和中国船舶重工集团公司合作建设“百万吨造船基地”。山海关船厂还从事码头装卸及仓储等业务，1995年获得对外贸易进出口经营权，2001年获得港埠企业经营权和指泊权。
山海关船舶重工有限责任公司与韩国、希腊、丹麦、印度、俄罗斯、沙特阿拉伯、美国等30多个国家和地区的各大航运公司建立并保持着良好的业务关系，年承修大中型船舶一百余艘，年造船能力10万载重吨，在市场享有良好的信誉。

E. 　海洋石油平台标准化设计技术

海洋石油的开发是高投入、高技术、高风险的行业，随着海洋石油事业的发展，海上油气田工程开发项目日益增多。一个海上油气田工程项目能否经济有效的开发，油气田工程的开发方案和设计规模是决定因素，而工程项目的有效实施关键又在于工程开发的计划进度控制、成本（投资）控制和质量控制。如何有效地做好这“三大控制”，首先应加强油气田的工程设计，因为工程设计自始至终贯穿于工程开发的三大控制之中。多年的实践证明，进行海洋石油平台标准设计是有效实施“三大控制”、经济有效开发海上油气田的关键所在。

一、平台标准化设计的目的

平台标准化设计是降低海上石油工程开发成本、缩短开发周期和实现油田规模化开发的主要途径。主要体现以下两个方面。

1．工程设计

①提高海上平台的设计效率和设计质量，减少重复设计工作量；②有利于设计知识储备，提高海洋工程整体设计水平；③有利于设计人员的培养。

2．工程开发过程标准化管理

①从整体上缩短海上油田开发周期，降低工程成本；②海上油田开发过程标准化管理；③设备、材料标准化和批量化，便于采办和管理。

二、平台标准化设计的适用范围

能否有效地进行海洋石油平台标准化设计，应从海上油田开发规模、所处的环境、平台的处理能力及操作要求等几个方面考虑。一般来讲，海洋平台标准化设计适用于大型海上油田群的开发设计，其特点是各井口平台处在相同海域，环境参数基本一致，水深变化不大，各平台间水深变化在3m左右，平台的处理能力基本相当，平台井数相差不大；其次，运用平台标准化的设计思想，在一些开发规模相差不大、工程参数基本一致的油田开发工程中采用成熟的标准化设计模式，可以实现高速高效和低成本开发海上油气田。国内海上油气田已经成功实现标准化设计模式的有：绥中36-1Ⅱ期油田、秦皇岛32-6油田和文昌13-1/2油田。借鉴标准化设计模式，在建和将建的海上油气田有：渤中25-1油田和旅大油田群。由此可见，平台标准化设计必将在过去、现在和将来的海上油气田群开发工程中产生巨大的社会效益和经济效益。

三、平台标准化设计应用

随着绥中36-1Ⅱ期和秦皇岛32-6大型海上油田的相继建成和投产，井口平台标准化设计已经在以上两个超大型海上油田的开发中得到应用，井口平台标准化设计思路和标准化开发模式已经建立，如绥中36-1Ⅱ期6座井口平台的导管架、隔水套管、平台总体布置、平台组块结构工艺系统、平台设备和中心平台（CEP）主工艺处理设施等都实现了标准化设计。

四、油田群平台标准化设计

（一）平台总体方案

为有效地进行平台的标准化设计，油田群各井口平台的设计，必须满足一定的要求。

一是油田布置应符合以下条件：

①工作船安全停靠；②钻井船将来打调整井，即钻井船二次停靠；③平台组块施工与海底管道铺设施工不矛盾；④海底管道和海底电缆在施工和投产后能安全生产，不易被来往船只抛锚损坏。

绥中36-1油田Ⅱ期工程有6座无人井口平台（WHP）,1座中心平台（CEP），平台间的海底管道多达12条，平台间有内部海底电缆5条和一条70km上岸外输管线（图14-1）。为能使油田间海管集中操作和尽可能地减小外界对它的干扰，在油田布置阶段，综合考虑各种因素，最终选择了海管集中CEP平台的方案；为方便供应船停靠和将来二次打井，躲开了WHP井口两侧；同时，WHP平台靠船方式采用尾靠，妥善解决了海上油田群在油田布置上的难题。

二是平台布置的设计应尽量满足以下要求：

①平台布置实现安全分区，满足安全要求；②根据环境条件，确定平台的方位、靠船面、火炬和冷态放空位置；③设备布置保证通道畅通；④平台布置实现设备区域化，满足工艺流程要求，便于平台操作和管理；⑤平台布置在满足工程整体要求的同时，使设备间的管线和电缆连接最短；⑥在尽可能的条件下，平台要布置合理，预留平台设备扩容区域；⑦各平台采用相同的总体布置，以利于其他专业实行标准化设计。

缓中36-1Ⅱ期包括WHP1-WHp6六座井口平台，在油田布置的基础上进行平台总体布置设计，其任务是要合理地设计各种设施的相互位置，有效地利用空间和进行甲板荷载控制，最大限度地减少事故的发生和事故造成的影响，保证操作人员和生产设施安全，保护环境和防止污染，方便生产操作和设备维修。

图14-1绥中36-1油田1期工程平台方案

在设计方法上，绥中36-1Ⅱ期井口平台在结构和功能上基本相同，处在相同海区，除水深和土壤数据有差别外，其他环境条件相同，具备了方案上采用标准化设计的条件。根据油田布置总体要求，海管立管和电缆的位置需避免对海上作业产生影响，平台的方位需满足供应船停靠和钻井船作业的需要。直升机坪的设计满足国家民航局规定。井口平台布置，从东至西依次为油田处理区、井口区、注水泵区、电气控制区。

以前设计的平台，都以海图水深作为零点标高，向上为正，向下为负，取海图水深为零点，这将引起平台和导管架标高的不同，六座平台有六个海图水深，无法统一；为了解决这一问题，在标准化设计中采用以泥面为零点，水位不同，工作点的标高将随之变化，但各个导管架的主体尺寸相同，即主结构完全相同，实现了标准化设计。

考虑到各井口平台设置的立管数量和管径不尽相同，应在满足油田布置要求的基础上，确定每一个立管的布置位置，依据管线的输送特性、工艺流向，进行井口平台清管阀位置的设计；在总体布置图纸上，采用编号布置原则，给每个立管、清管阀在总体布置图上进行编号，以便各平台的立管、清管阀在图上一一对应（图14-2）。

由于各平台处理能力、工艺参数存在差异，导致各平台部分设备的配置不一致。在平台总体布置中，尽可能采用相同设备最大、数量最多的平台进行总体设计，最后合理调配，使各平台、设备区域布置一致，平台主体尺寸一致。

（二）主工艺流程

平台标准化设计根本是工艺流程的标准化。如何达到平台工艺流程标准化，平台主工艺流程定型化是关键。各平台的产量、主工艺流程操作参数有所不同，这就需要设计人员充分、认真地研究各平台基础数据，分析各平台产能，适当选取设计数据，简化和合理地设计一套适用各平台的主工艺流程，使各平台主工艺流程的型式相同或者基本相同，每座平台主工艺流程的处理能力一致。

在绥中36-1Ⅱ工期海上工程设计中，设计人员在充分认真研究各井口平台的基础数据后，最终确定一个适用于各平台的主工艺流程，油田的基础数据和主工艺流程简化如下。

a．绥中36-1Ⅱ期（WHP1-WHP6）单井产量（最大值）：

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

WHP6平台井口产量：

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

b．油井压力、温度数据见表14-1

表14-1油井压力、温度数据

二是除了桩的灌入深度不同外，土壤状况不同还将影响到防沉板的设计。防沉板是在导管架入水之后，在打桩之前防止导管架沉降过大的结构。防沉板的设计需要考虑导管架的自重和浮力，以及导管架在安装期间所受的波、流荷载以及表层土壤的承载力条件。在设计防沉板时，主结构已经确定，设计环境条件也已给出，结构所受的荷载就基本确定了，这时主要考虑土壤的承载力。防沉板有一个基于土壤承载力的最小面积，如果防沉板面积小于这一数值，土壤将承受不住而发生失稳、破坏。各平台土壤表层土的抗剪强度不同，但总体上差别不大，而且都比较软，所以应采用最软的土壤数据作为设计依据，以实现防沉板设计标准化。如果土壤情况相差大，可适当考虑采用不同的防沉板形式。

4．上部荷载变化

总结绥中36-1Ⅱ期6座井口平台的上部荷载变化，对于导管架标准化设计影响不大，其原因为井口平台工艺的标准化和上部组块标准化。在导管架上部荷载输入中，选用荷载较大的组块荷载，适当控制上部组块重心，虽然该做法较保守，但可使导管架结构得到适当的冗余，也就值得。

（五）上部模块主结构

由于上部模块总体布置一致、工艺流程一致、平台处理能力基本接近、配置的设备基本相同，在上部结构设计中，选取可包容各平台的荷载数据，优化和简化主结构设计，使得结构一套图纸就能够适用于特定油田群各井口平台，提高设计效率，且便于结构材料批量采办，简化加工制造程序，降低制造成本，利于海上安装连接工作。

（六）机械设备

工艺流程的定型化和标准化设计，使得各平台和相同系统中的同类设备可以选用相同规格的设备，也为各平台的总体布置一致创造了条件。如绥中36-1Ⅱ期井口平台的计量分离器按油田最大单井产能设计选型，可满足各平台工艺物流要求。

同时，由于各平台处理能力、工艺参数存在差异，导致设备的参数变化，如各平台生产井数和注水井数不一致，使管汇、注水泵的参数发生变化。在平台设计中，可采用灵活的设计思想，在满足组块标准化设计大前提下，保持各平台特性。

（七）仪表控制系统

由于工艺流程的定型化，也使得仪表控制系统定型化，仪表控制参数各平台特性化，在保证平台基本的仪表控制原理及仪表布置一致下，根据各平台流程的参数选取仪表，设定仪表的控制参数。

（八）电力供给系统

大型海上油田井口平台的电力供给一般采用中心平台或FPSO集中供电方式，这样使油田便于集中管理和分配。各平台的电源，由中心平台或FPSO统一通过海底电缆，分别变压后输送至各井口，为各平台提供电力。各平台配备各自的应急电源、UPS系统和导航系统。各平台通过海缆在高压盘获得电能后，进行平台的电力分配和电压转换，分别向中压盘和低压盘供电，通过它给平台各用电用户提供电能。

五、平台标准化设计中的技术进步

平台标准化设计是海上油气田开发工程设计的一种新方法，其技术进步体现在设计思路的创新上。主要表现在以下四个方面：平台标准化设计理念是一套完整的海上油气田群开发总体设计新方法和新思路；平台标准化设计方法是一种规范的高速高效的设计方法；平台标准化设计创建了大型海上油气田标准化开发模式；平台标准化设计规范了项目管理，为建造安装技术的规范化和标准化打下了基础。

六、平台标准化设计的实施效果

平台标准化是降低大型海上油田开发成本、缩短油田工程建设周期的最有利措施之一，而平台标准化设计是平台标准化的关键，它有利于平台工程开发、管理、设备材料采办、平台制造、安装、油田的操作等一系列过程，平台标准化设计可为油田开发工程带来巨大的经济效益和社会效益。

1．大大缩短设计工期

平台采用标准化设计最直接的效果是大幅度提高设计效率，缩短设计周期为以往的1/3，有利于促进和保障设计质量，建立和完善标准化设计基础，培养和提高设计人员的技术水平，从而更有效地保证安全经济地开发海上油气田工程。

2．材料采办批量化

导管架、组块结构标准化设计使主结构材料实行大批量订货，平台工艺系统、机械设备、电气、仪表通讯系统可定型化设计，减少设计人员采办配合的人力投入。实行设备材料批量化，定型化采办，降低成本，便于设备、材料的过程管理。

3．制造、安装和调试标准化

由于平台导管架和上部组块设计成一个标准尺寸，只需出一套标准图和一套装配图，就可按标准图建造不同平台，因而大大提高现场预制工效。

安装配图进行附件安装和海上施工，通过导管架的潮差段适应不同水深的要求。对导管架、组块的制造和安装采用分组、流水作业方式，科学合理地调配设备资源。对井口平台导管架可分成二组进行预制和海上安装，每组同时在陆地预制三个井口平台导管架，六个井口平台导管架共需两个制造周期，由于导管架采用标准化设计，同时加工制造三个导管架的时间，要比分别在不同时间一个一个地制造完成三个导管架的时间短，作业效率高，预制成本低，体现出标准化设计和现代工业模式流水作业的优势。

4．取得了良好的综合效益

油田群工程开发的标准化设计已成功应用于渤海湾两个较大的油田，即绥中36-1Ⅱ期和秦皇岛32-6油田。绥中36-1Ⅱ期油田开发工程中所形成的平台标准化设计思路和创建的标准化模式，是海上油田开发工程设计方法上的一个重大突破，为中国海油高速高效开发海上油气田打下了基础。通过标准化设计、建造和海上安装，结合工程中的优化、设备材料国产化等措施，使绥中36-11期工程总投资节省了10亿元人民币，产生了可观的经济效益和社会效益。伴随着标准化设计的是材料和设备的国产化，一方面既扶持了民族工业，另一方面又大大缩短了采办周期。由此给项目管理、平台制造、安装和油田操作等带来的便利是不可估量的。

F. 海洋工程装备股票有哪些

海洋工程装备的上市公司有很多。
振华重工(600320)(600320)：2009年5月由振华港机更名为振华重工，大力发展海工装备业务。公司目前做的有三大类海工项目，分别为海洋工程船、采油或勘探平台、高技术海工配件。预计到2010年底将投入150亿元拓展海洋工程项目。2009年7月，公司与西班牙ADHK公司签订了总价值为22亿美元的海工产品供货合同，包括10台海上自升式钻井平台、7台陆地钻机、2艘浮吊等项目。这是公司也是上海市装备制造业当前最大的一个出口合同。
中国船舶(600150)(600150)：公司旗下的外高桥(600648)造船以大型船舶和海洋工程为核心的市场定位，在船厂建设的同时全面参与海洋工程的研制和开发，已成功完工交付三条FPSO，目前在建深水半潜式半潜式钻井平台“十一五”期间国家重点支持的“863”项目之一，同时也是我国继1983年成功自主开发“勘探三号”半潜式钻井平台后时隔20余年再次斥巨资设计建造最新一代的深水半潜式钻井平台。
杰瑞股份(002353)(002353)：目前，杰瑞股份的业务范围涵盖油田和矿山设备维修改造及配件销售、油田专用设备制造、油田工程技术服务三大板块。三大主营业务板块相互依托与促进，这使公司能够控制从原材料采购到生产、销售以及售后服务、油田技术服务这一完整业务链条的各个环节。作为目前国内唯一一家可以为海上油田钻采平台提供整套岩屑回注设备和服务的国内企业，杰瑞股份在该领域有着无可替代的竞争优势，也使得该板块毛利率始终保持较高水平。
宝德股份(300023)(300023)：公司开发的海洋深水钻机绞车智能控制系统，是针对于海洋钻井平台和钻井船的绞车升沉补偿系统，是继美国NOV之后，世界上第二家开发出该类产品的公司。该系统的研制成功，标志着公司已掌握了海洋钻机电控系统最核心部分的技术，并达到国际同类产品的先进水平，公司已具备全面进军海洋钻机电控系统领域的能力。
海油工程(600583)(600583)：海油工程是中国唯一一家总承包海洋石油、天然气开发工程建设项目的公司。2009年公司35个大中型工程项目同步运行，工程量之大，在全球海洋工程界备受瞩目。并完成了我国首座万吨级海上平台旅大27-2/32-2项目组块的陆地建造和牵引装船；“蓝鲸”船成功完成渤中28-2S项目4800吨CEP组块的海上安装。
神开股份(002278)(002278)：公司于09年7月IPO4600万股，筹集资金约7.34亿元。公司有三类产品涉及海洋钻采：1、U型防喷器，本次公司筹集资金的主要项目之一，目前已完成U型防喷器的可行性论证和样机设计，在所有硬件条件达到的情况下，公司可迅速实现量产，预计2013年产量可达200台以上；2、采油(气)树，目前有部分用于海油作业；3、综合录井仪、钻井仪表，产品通过挪威船级社、中国船级社、国家级仪器仪表防爆安全监督检验站等权威机构的船检。
中海油服(601808)(601808)：公司是中国近海最具规模且占主导地位的综合油田服务供应商，操作着中国最强大的海上石油服务装备群，业务涉及石油天然气勘探、开发及生产的各个阶段，主要分为钻井服务、油田技术服务、船舶服务、物探勘察服务四大板块。公司作为中国近海钻井服务、油田技术服务、近海工作船服务和物探勘察服务的主要供应商，在市场上拥有和操作规模最庞大和功能最广泛的大型装备群，具有较强的竞争能力。

G. 　海上浮式生产储油装置

FPSO是Floating Proction,Storage and Offloading system的英文缩写，意为浮式生产储油装置。这种装置是集油气处理、储油与卸油、生活、发电等为一体的海上油气开采装置。浮式生产储油装置（FPSO）始于20世纪50年代末，大规模发展于90年代。到目前为止，全世界已有近80条FPSO在服役，它们主要分布在北海、巴西沿岸、西非沿岸、东南亚和中国。由于FP-SO具有海域适应性强、经济性好、可靠性高和可重复再利用等特点，它已被石油界广泛地用于海上油气田开发。

中国海油经过20多年的大力发展，FPSO已成为海上油田开发的关键设施之一。目前有11条FPSO在服役，还有2条FPSO正在建造之中，我国已成为世界上少数大量使用FPSO的国家。11条FPSO分布于渤海和南海，作业海域的水深从20～330m不等；FPSO的载重吨位从5万吨级至25万吨级，总载重吨位已达到140×10⁴t。FPSO根据不同海域的环境要求，有抗冰型、浅吃水型和抗台风型；根据不同油田的使用要求，FPSO采用了新建、改造和租用的方案。现有新建FPSO的设计寿命都在20～30年以上，并能做到在20～30年的海上作业期间不解脱进坞维护，可以做到长期连续安全生产。

中国海油自从20世纪80年代的改革开放以来，于1987年为渤海BZ28-1油田建造了5万吨级的“渤海友谊”号FPSO（图13-1）；为渤海BZ34油田建造了“渤海长青”号FPSO；在南海W10-3油田上，将18万吨级旧油轮改造成了“南海希望”号FPSO，该FPSO于1998年退役；为惠州油田群改造了25万吨级“南海发现”号FPSO。在90年代中期，渤海与南海各油田上相继投产了另外5条FPSO，它们是“渤海明珠”（图13-2）、“南海盛开”、“南海开拓”（图13-3）、“南海胜利”（图13-4）和“睦宁”。“渤海明珠”FPSO是国内第一次依靠自己的技术力量，按国际标准设计建造的58000t的FPSO，用于自营油田开发，它具有冰区作业功能，设计寿命达20年，该FPSO设计建造荣获国家科技进步奖。

从1999年起，中国海油依靠自己的技术力量，独立规划设计，国内船厂建造的高标准16万吨级和2条15万吨级大型FPSO，它们是“渤海世纪”（图13-5）、“南海奋进”和“海洋石油111”（图13-6）。这3条FPSO均用于中外合作油田开发上，受到油田合作伙伴的高度评价，开创了FPSO新的里程碑。

在20多年时间内，中国海油走过了由国外规划设计FPSO到完全由国内设计建造的过程。中国海油对FPSO规划、设计、建造、操作等已积累了相当长期的实践经验，可以根据不同油田开发的使用要求和经济效益选择新建、改造和租用FPSO的方案。目前，FPSO已成为中国海油一个新兴产业，我们将以合理价格、安全可靠、优质服务向外方提供油田开发的FPSO设施。随着中小油田及边际油田开发的需求，中国海油将会出现多种多样和全新概念的FPSO。

一、浮式生产系统分类

从海上油气田开发应用方面，浮式生产系统可分为以下3种基本类型。

a．油田开发系统：油田开发系统的用途是为了经济地开采储层流体直到经济的耗损点为止，其使用期限一般都超过5年。

b．早期的、试验性的或前期油田开采系统：该系统的用途是生产储层流体，为预测油藏长期产能和最终采收率提供可靠的生产经验及数据。而这种分类的初衷并不是开采到油层枯竭，其使用期限一般为60天到2年不等，通常不超过5年。

c．钻杆测试系统及油井或油藏的延长测试系统：该系统的用途是收集关于油井产能、介质特性、油层生产特征、油藏大小及动力、生产问题、油层连续性、油井的维护以及短期油藏维护的数据，使用期限一般测试达120天。

二、浮式生产储油装置的功能

浮式生产储油装置主甲板以下的舱室主要储存生产的原油，主甲板以上的生产甲板主要布置生产处理设施、公用设施和生活模块。

1．原油和生产污水的处理

在浮式生产储油装置主甲板以上，根据生产工艺的要求设置生产甲板。生产甲板就相当于一座陆地处理厂，在生产甲板上设置油气生产和污水处理所不可缺少的设备，如加热器、分离器、冷却器、污水脱油装置、压缩机、输送泵、安全放空装置等和生产需要的其他配套设施。处理合格的原油进舱储存；处理达标的生产污水直接排海或作为油田注水的水源；分离出来的天然气作为发电机和加热锅炉的燃料，或输送到陆地供客户使用。

2．供电和供热

开发一个油田需要大量的机械设备，而要维持这些设备和生产流程的正常运转，离了电和热是不行的。FPSO利用生产过程中分离出来的废气作为燃料进行发电和加热锅炉，锅炉产生的热量供生产流程加热，而所发的电力除供给FPSO本身生产和照明用电外，还可通过海底电缆输送到各井口平台，向井口平台提供电力所需。这样，可以减少井口平台上的设备和重量，简化井口平台的布置，节约工程费用和操作费用。

3．生活基地和生产指挥中心

在FPSO上除了布置生产设施以外，还布置有供生产操作人员生活和休息的住房。FPSO主尺度较大，为布置住房提供了有利条件，住房定员从几十人到上百人。住房内除设置卧室和餐厅外，还配备了专门的会议室、娱乐室、办公室、报房和中央控制室，不但为FPSO上的操作人员提供宽敞、舒适的生活和休息环境，还可以监控整个生产流程的运转情况，为附近平台提供支援和服务，成为油田名副其实的生产指挥中心。生活住房作为单独的一个模块，可以布置在FPSO的艏部，也可以布置在FPSO的艉部。在住房模块顶部设立直升机甲板，供倒班和应急情况时使用。

4．储存合格的原油

FPSO主甲板下面的舱室，除压载水舱、燃油舱、淡水舱、机泵舱和部分工艺舱室之外，绝大部分舱室都是用来储存处理合格的原油的，其储油量从几万吨到几十万吨，相当于一座海上大油库，与其他只能储存1万～2万吨的全海式开发方案相比，具有独特而明显的优势。FPSO的设计吨位和原油储存能力视油田海域的水深和油田的产能而定，一般应能储存油田10d以上的产量，否则，需要穿梭油轮频繁地停靠外输，受气候影响较大。

图13-1“渤海友谊”号52000tFPSO

图13-2“渤海明珠”号58000tFPSO

图13-4“南海胜利”号144000tFPSO

图13-5“渤海世纪”号160000tFPSO

图13-6“海洋石油111”号150000tFPSO

5．外输合格原油

FPSO还可兼做海上输油码头，供穿梭油轮停靠，通过输油泵、计量系统和输油软管将合格的原油输送到穿梭油轮上外运销售。穿梭油轮可以侧靠也可以串靠 FPSO，选用哪一种方式，取决于油田的环境条件和操作要求。侧靠对穿梭油轮的吨位和环境条件有较大的限制，因此，在无冰海区，采用串靠输油比较灵活。串靠输油时，需配备几百米长的输油软管和相应的一些机械设备。

三、浮式生产储油装置生产系统的特点

从水深几百米、风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，中国海油广泛地使用了浮式生产储油装置FPSO开发海上油田，采用FPSO生产的原油产量，目前已占到中国海油国内原油产量的一大半，充分显示了这种开发装置具有诱人的特点和优势。

1．对水深和环境条件的适应性强

从水深几十米到几百米，甚至更深都可以使用这种生产系统。水浅的海域，采用固定式的结构比较经济，水深的海域采用更具灵活性的悬链式系泊结构。不论是渤海高纬度海冰地区，还是夏季受台风袭击、波涛汹涌的南海都已得到成功的应用。

2．具有风飘作用，受力条件最佳

由于浮式生产储油装置采用旋转部件与单点系泊系统相连，FPSO基本处于自由漂浮状态，不但可以自由地纵横摇摆和升沉起伏，还可以在风、浪、流、冰等环境力的共同作用下，绕单点作360°的自由旋转，使FPSO处于受力面积最小的最佳受力状态，使单点结构设计最为经济。

3．具有充裕的面积和空间

在浮式储油装置的主甲板上加设生产甲板，使浮式生产储油装置的所有面积和空间得到充分的利用，为储存原油、布置生产处理设施和公用设备以及操作人员住房提供了良好的条件。另外，还兼做海上输油码头，供穿梭油轮系泊和停靠，成为一座集生产、生活、储油和运油多功能为一体的海上综合基地。工程费用相对较低。

4．灵活机动

浮式生产储油装置常通过一些特殊部件与单点相连，在必要的时候，也可从这些连接部件方便地解脱。渤海绥中36-1油田试验区的抗冰单点，在遇到严重冰情时，可以在数小时之内完成FPSO的计划解脱，将FPSO拖到安全地点。根据环境状况和生产需要，也可以将FP-SO设计成能抵抗百年一遇最恶劣的环境条件，永不解脱。

5．可重复利用

可重复利用是浮式生产储油装置的另一大特点。这一特点特别适用于开发期较短的边际油田。当一个油田开发完成后，可以针对下一个油田的要求，对生产设施进行适当的改造和维修即可再次使用。由于改造的工作量相对较少，不但可以争取油田尽快投产，还可大大减少油田的一次性投入，提高油田的经济效益。

渤海绥中36-1油田试验区的明珠号经改造又用到了蓬莱19-3油田，而BZ28-1油田的友谊号曾搬迁到CFD1-6油田服役，目前又在进行设备的维修和局部改造，然后再回到原来的位置，为渤南油田群的开发继续使用20年。

6．施工周期较短

通过10多年的工程实践，有关浮式生产储油装置的设计和建造，国内已有了相当成熟的经验。建造一座10多万吨的浮式生产储油装置，一般只需1～1.5年的时间，与一座大型组块的施工周期差不多。另外，由于对FPSO的船型没有其他额外的要求，在油田急需投产的情况下，可以选用合适的旧油轮进行改造，在其甲板上增加生产工艺模块，然后与单点系泊系统相连，即可投入使用，这样，施工周期可以更短一些。像南海几个油田，旧油轮的改造时间大都在1年之内即可完成。

H. 什么是海洋石油工程技术

一、海洋石油平台技术

经过60多年的研究和发展，海洋石油的开发从浅滩发展到目前的2000米以上的深水及超深水开发，从早期的简易设施发展到目前的大规模、复杂的生产设施、深水立管及水下完井系统。生产设施更是类型众多，可以适应不同的海况、不同的生产能力，从而获取最佳的经济效益。石油生产设施是海洋石油开发的核心，海上石油开采和陆上开采很大的区别就是海上平台这一点。

陆上及浅海石油资源的日趋枯竭迫切要求发展深海开采技术，随着海洋开采范围的日益扩大，深海石油开发已经成为石油工业的重要前沿阵地。70年代前，世界海洋油气开采平台仅建在低于100米水深的海域；70年代后期，钻井技术的发展使得深水石油开采超过300米水深。最早的深水石油开发技术采用水下生产系统及浮生生产系统（如FPSO或FPU）相结合的形式，此时的生产系统还比较简单，而巴西是当时最早发展深水技术的国家。80年代，墨西哥湾开始发展深水技术，开始使用较为复杂的具有更强控制及监测能力的生产系统。90年代，墨西哥湾首次采用成本较低的“干式采油树”装置，并应用到没有贮油及卸货能力的平台类型如张力腿平台及深吃水单筒式平台。海洋石油开采技术的发展及开采水深的不断增加为世界带来了巨大的经济收益。

海洋石油开采技术的关键是降低成本，开发有效的平台形式。1960年，世界上诞生了张力腿平台（TLP）的概念；1984年，CONOCO公司在英国北海Hutton油田建立起世界上第一座TLP。1972年，北海的Brent SPAR应用于油田装卸终端，标示着深吃水立柱式平台（SPAR）概念的问世；1996年，Kerr-McGee公司在墨西哥湾安装了首座作为生产平台的SPAR平台——NEPTUNE SPAR；NEPTUNE SPAR的成功应用，表明了SPAR平台具有支持立管、工艺设施及钻井系统的性能及可靠性。目前先进的海洋石油生产设施具有油气处理、储存、注水（气）和转运等功能。按照海洋水深的变化，海洋石油生产设施可分为固定式和浮式两大类。其中浮式生产系统可分为半潜式生产系统和油轮式生产系统（图43-1）。

图43-1海洋平台类型

随着海上潜油电泵安装费用的降低、维修次数的减少和可靠性的增强，其应用更加广泛。先进的海上潜油电泵技术能够使距主平台更远的探边井回接到主平台，使边际油田和偏远油田得到经济开采。海上潜油电泵采油的优点还包括节能和受不利环境制约程度的降低。

潜油电泵系统正越来越多地应用于海上采油，该设备的发展风向是使用寿命的延长和可靠性。针对海上高产深井，已经有专门的潜油电泵被研制出来，这些泵需要采用耐高温的电动机。

在远距离扩边井的应用上，潜油电泵采油系统的举升效率并不因生产井远离主平台而受到影响，在距主平台20千米或更远的海上油井中安装潜油电泵是可行的。

潜油电泵的发展趋势为小的、边际区块能更加经济地开采。

潜油螺杆泵采油系统属于无杆采油设备，在美国、加拿大和俄罗斯都得到了广泛的应用，而我国近来在渤海湾一带黏油区和海上平台上也都有使用。潜油螺杆泵采油技术属于节能环保采油设备，其发展趋势为节省能源，效率更高，具有更高的适应性。

二、海底管道技术

一般来说，海底管线是与石油天然气平台紧密联系在一起的。海底管线有多种分类方式，从海管分布来说，有平台之间的海底管线和平台通往处理厂的长输管线；从海管种类来说，有输油管线、注水管线、天然气管线和海底电缆；从海管形态来说，有立管、平管和浮管等。

海底管道技术包括海底管道设计与调查技术、铺设技术、防腐蚀保护技术以及新材料、新方法等。

三、海洋环境保护技术的发展

随着石油资源的不断开发利用，接踵而来的海洋水体油污染问题日趋严重，已对人们的生产生活造成严重危害。海洋污染科学研究组（GESAMP）的调查和评估表明，石油是海洋环境中最普遍的污染物之一。据统计，每年因突发性溢油事故而流入江河、海洋的石油为300万～500万吨。目前我国海上的石油运输量仅次于美国、日本，居世界第三位，海上船舶溢油事故呈上升趋势，面临的海上防油污形势日趋严峻。由此看见，解决溢油污染的问题已刻不容缓。

在石油领域的海洋环境保护技术主要是指海洋溢油的处理技术，包括物理回收方法、化学处理方法以及生物处理方法等。

I. 中国南海西部有石油吗

南海西部，石油开发任务主要由中国海油南海西部公司承担。该公司目前作业集中在南海北部大陆架西区北部湾、莺歌海、琼东南盆地和珠江口盆地西部，勘探区总面积16万平方千米。公司在西部海域已发现油气田31个、含油气构造37个，已探明石油可采储量2.45亿桶，天然气可采储量2.1万亿立方米，在产油田12个，在产气田3个。已投产的崖城13-1气田是中国海上最大的合作气田，东方1-1气田是中国海上最大的自营气田。建成油气年生产600多万吨油当量。
南海西部海域蕴藏着丰富的天然气资源，具有良好的勘探开发前景。在海南近海海域，分布着3个新生代沉积盆地——北部湾、莺歌海和琼东南盆地，面积共12万平方千米，是油气资源勘探远景区。
经过多年的努力，目前南海西部大气区的勘探已取得了突破性的进展，形成了临高、东方、乐东、崖城、文昌五大主攻区。
1957年，对莺歌海一带状油气苗进行调查，下海探油的第一站。
莺歌海含油气盆地位于北部湾南部，以及海南岛东南部海域的“U”字形盆地上。西部的西莺歌海盆地为特提斯体系的拉张断陷盆地，东部的琼东南盆地则为环太平洋体系的一个孤后盆地。琼东南盆地，面积约为4万平方千米，石油资源量约为40亿吨，天然气资源量为6.4万亿立方米。这里有世界级海上大气田——崖13-1大气田，同时也是我国海上第一大气田（产量为34亿立方米，高于春晓油气的25亿立方米，但探明储量要低于春晓油气田）。
一、涠西南油田群
（1）1973年，发现涠洲11-1油田。
涠洲11-1油田位于南海北部湾涠洲岛西南方向，与在生产油田涠洲11-4和涠洲12-1油田相邻，油田所处海域水深在30～40米；涠洲11-1油田仅有一座生产平台，其开发生产主要依托涠洲12-1油田的生产设施和海底管线来实现；2007年涠洲11-1油田成功投产，现有1口生产井在产，日产原油2100余桶。
（2）1982年发现涠洲11-4油田和涠洲10-3油田。
涠洲11-4油田仍是涠西南油田群主力油田之一，1982年11月发现，1993年9月19日自营建成，设计产能60万吨，经改造达80万吨。与1999年8月2日自营建成的涠洲11-4东油田连片生产，形成年产能90万吨以上。
涠洲10-3油田1986年8月7日投产，1992年5月16日转为自营，与1991年8月20日自营建成的涠洲10-3北油田连片生产，形成年产能30万吨。
（3）1989年发现涠洲12-1油田。
涠洲12-1油田，是涠西南油田群的最大油田，1999年6月12日自营建成，设计产能100万吨。与涠洲10-3油田、涠洲10-3北油田、涠洲11-4油田和涠洲11-4东油田连片生产，形成了南海北部湾涠西南油田群。
主要从事海上采油技术服务、浮式储油轮总包服务、海陆工程建造、海上设备维修、石油专用产品的制造、原油外输协调、油气及副产品运输销售和加工利用、油田化工、通信气象、网络工程、管道工程、数据处理、海上配餐、物资储运、码头仓储、工程勘察设计、物业管理、宾馆旅游业、海陆运输、技能培训等专业技术服务工作。
二、南海崖城13-1气田
1983年，成立中国海洋石油南海西部公司。
1983年，中国海洋石油总公司、美国阿科中国有限公司（现为英国BP阿科中国有限公司）及科威特科佩克中国有限公司发现崖13-1气田，其是中国迄今为止最大的海上气田，号称“东方气龙”。
崖城13-1气田使用了数种先进的地质数据技术来估算储量和生产能力。这些技术将来自多方面的信息集合在一起，包括地理模型、地质资料、石油物理分析以及工程分析。采用了一个三维图像来表现气田内部结构的地理状况。
崖城13-1气田被圈闭在渐新世陵水砂岩层的一个大而狭长、西北-东南走向的断块中。砂岩层被一巨大的向西南倾覆的正断层沿上倾方向截断，上覆不整合。气水界面构成下倾界限。在A平台，油藏约在海平面下3600米深处。6口生产井、5口探边井以及三维地震测线数据证明了气藏面积为44平方千米，最大厚度为217米（总厚度）（净厚度178米）。大量小断层切割了储层，其中一条断层的断距为40米。主储层之上的透镜状砂岩仍具有储藏潜力。
崖城13-1气田是我国海上第一大气田。它位于三亚以南100千米的海域。总投资为11.3亿美元，由中国海洋石油总公司、美国阿科中国有限公司及科威特科佩克中国有限公司合作开发，崖城13-1油田年产天然气34亿立方米，其中29亿立方米通过778千米的海底输气管道输往香港烂角嘴售气终端，5亿立方米通过97千米的海底管道输往在三亚的南山基地。
崖城13-1气田，是1983年8月在水深约100米的地方发现的，阿科为作业者并拥有该气田34％的权益。中国海洋石油总公司拥有51％的权益，科威特石油勘探公司拥有15％的权益。崖城13-1油田自1996年10月开始投入生产，成为中国第一个海上气田。
崖城13-1气田的开发是伴随着亚太地区能源需求的增长和商业用气市场的发展而来的。阿科气田生产的天然气通过500英里的运输到达香港的Castle Peak电力公司。
崖城气田的开发在中国是史无前例的。这是一个价值10多亿美元的项目，需要建设陆上和海上处理设施以及去往海南岛和香港的输送管线。将气体通过管线运输到香港需要建设480英里的海底管线，这在世界上是第二长的。
除了向香港青山发电厂供应天然气以外，崖城13-1气田也向海南岛输送气体，用于发电和作为化肥厂的原料。
崖城13-1气田的天然气探明储量为547亿立方米，天然气凝析油探明储量约为1030万桶，1995年10月投产，1999年上半年天然气平均日产量约为426万立方米。
三、文昌油田群
1984年和1985年，发现文昌19-1、文昌8-3油田。
文昌13-1/2油田位于海南省文昌市以东136千米的海域上，距离湛江约260千米，油田所处海区水深117米。该油田主要由两座无人驻守的固定式井口采油平台“文昌13-1”“文昌13-2”及一艘15万吨无动力的浮式储油轮（FPSO）“南海奋进”号组成。采油平台采集的原油，通过海底输油管道输送到“南海奋进”号上进行处理、储存和外输。原油外输方式主要通过油轮系泊“南海奋进”号进行海上过驳运输。油田设计年产原油250万吨，于2002年7月7日投产。
2008年7月位于中国南海的文昌油田群已成功试产。这一油田群共有7口井在产，可日产原油14000余桶。文昌油田群位于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8-3四个油田构成。开发生产设施包括5座井口平台、一艘浮式生产储油轮和26口生产井。
文昌19-1油田是文昌油田群中第一个投产的油田，其高峰日产量预计可达18800余桶。其余三个油田文昌15-1、文昌14-3和文昌8-3将于2008年陆续投产。
文昌油田群位于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8-3四个油田，是20世纪80年代勘探发现的。
2008年6月中旬，文昌19-1油田开始试生产。
四、东方1-1气田
1995年，基本探明东方1-1气田，2002年6月21日正式开钻。
东方1-1气田项目是海南省重点建设项目，是中国第一个自营开发的气田，总投资额为32.7亿元。它位于南海北部湾莺歌海海域，距东方市约113千米。该气田天然气储量达966.8亿立方米，年产天然气24亿立方米，纯烃储量612亿立方米。
根据东方1-1气田总体开发方案的安排，一期工程建立D、E两座生产平台，共钻井12口；二期工程建A、B两座井口平台，分别钻井10口。两条海底管道、一条海底电缆、一座陆上终端。气田所产天然气在海上中心平台初步处理后，通过海底管道输送到东方陆上终端处理，再输送给用户。
东方1-1气田开发井作业海区水深68米，一期工程的12口开发井中，除了1口是大斜度井外，其余11口井全部是水平井，作业难度大，技术要求高。
2003年8月2日建成我国第一个自主开发的海上天然气气田——东方1-1气田全长256千米的输气管线，把天然气分别送往海南省的八所、洋浦、海口等重要工业基地。
五、天然气水合物
1999年，在西沙海槽发现了海洋天然气水合物（可燃冰），总资源量达643亿～772亿吨油当量，约相当于我国近海石油天然气总资源量的一半。南海资源的开发正显示出前所未有的潜力。2011年报道，我国对海域可燃冰的专题调查工作取得重大进展，现已在南海圈定了25个成矿区块，控制资源量达到41亿吨油当量。国土资源部广州海洋地质调查局是承担我国海域可燃冰资源专项调查的主要单位，该局相关负责人介绍，我国从2002年正式启动的海域可燃冰资源调查与评价专项目前已取得一系列成果，2007年首次在神狐海域钻获可燃冰实物样品，证明南海可燃冰资源远景良好。目前，专题调查团队已圈出南海北部7个远景区、19个成矿区带，仅神狐钻探区内11个可燃冰矿体，面积就达到约23平方千米，气体资源量约为194亿立方米，控制资源量达到41亿吨油当量。

J. 　浅水超大型浮式生产储油系统

自20世纪50年代出现浮式生产储油系统（FPSO）以来，它已成为海上石油开采的重要设施。根据中国海洋石油总公司的发展规划，到2005年，渤海将成为我国海上石油主要产区，原油年产量将从现在的560×10⁴t提高到2000×10⁴t以上。从发展规划来看，FPSO在中国海域的油气田开发中将得到更大的应用。

该项技术是配合渤海油田的大开发进行的，FPS0所在的这些油田都处于水深较浅的海区，而油田规模比以往都要大，FPSO的储油量和尺度也随之增加。因此，浅水、FPSO的超大型化、穿梭油轮与FPSO之间的大小匹配、频繁靠泊的原油外输作业等，带来了以往不曾考虑到的技术难题。为保证设施与人员的安全，也为了保障海上油气田连续安全生产，更重要的是在降低工程投资、提高油田经济效益的基础上，把海上油气田设施向安全、可持续生产、环保的方向上考虑。该项技术正在研制中，以寻求解决这些实际工程问题。

一、主要技术关键

1．浅水超大型浮式生产储油系统（FPSO）运动特性优化技术

①浅水超大型FPSO主尺度方案分析与优化；②浅水超大型FPSO水动力性能与运动特性的数值模拟计算和分析；③FPSO及其系泊系统在风浪流组合环境条件下的耦合动力分析，系泊系统运动与系泊载荷预报技术开发；④研究黏性等因素对浅水超大型FPSO运动的影响；⑤研究船型主尺度和水深吃水比的变化对系统运动特性的影响，发展系统运动性能分析优化技术；⑥浅水超大型FPSO模型试验；⑦浅水超大型FPSO在工程中应用的技术方案分析。

2．浮式生产储油系统特殊结构设计技术

①研究船体变形对其生产模块支撑受力的影响；②开发大型模块甲板与主甲板连接结构的设计技术，并提出优化的结构方案；③为了提高舷侧结构抗撞击的能力，设计开发Y型等新型舷侧结构；④研究FPSO船侧结构及各组件的抗撞能力，开发船舶碰撞计算分析与载荷预报技术；⑤研究浅水海域FPSO艏或艉触底撞击，并评估撞击后的强度及变形；⑥研究FPSO的静水载荷及波浪载荷预报，为结构优化提供合理的载荷条件；⑦进行基于鲁棒性的局部结构优化设计技术的研究。

3．多单元系泊、柔性连接输油系统技术

①FPSO、旁靠油轮和串靠油轮3个系泊单元的总体布置与技术方案；②研究多系泊单元组成的柔性连接多刚体系统的相互影响与耦合运动，提出理论模拟计算的方法；③探讨柔性连接方式的影响，发展系统运动特性预报、单元之间相对运动预报、连接系泊力预报以及系统运动特性优化技术；④利用大型FPSO的浅水效应特性，进行FPSO新型多点系泊系统研究并提出设计方案；⑤进行柔性连接多刚体系统模型试验，研究多刚体系泊系统水动力特性与性能，验证理论预报方法与技术；⑥多刚体系泊系统的优化设计。

二、主要技术创新

①首次提出大型FPSO浅水效应的概念；②考虑浅水深和船型尺度对超大型FPSO运动性能的影响，从优化运动特性角度开发超大型FPSO的船型优化设计技术；③首次对FPSO的抗撞性进行研究，并开发Y型等新型舷侧结构，提高船体抗撞击能力，同时首次将鲁棒设计思想引入FPSO的局部结构设计，以期降低建造及维修成本；④在国内率先开展柔性连接多单元系泊输油系统的技术研究，发展相关的理论分析、数值模拟与模型试验方法。

三、技术方案

1．浅水超大型浮式生产储油系统运动特性优化技术

①根据环境条件和油田生产要求，设计FPSO主尺度；②考虑船体总强度对FPSO主尺度进行初步优化；③理论分析研究与模拟计算；④通过模型试验进一步优化方案；⑤最后得到FPSO主尺度优化方案。

一方面，通过模型试验研究（图13-13），发现和总结一些有关浅水FPSO运动特性、水动力性能、船型优化等的规律与结论，并为理论研究与计算提供数据支撑和方向性指导。另一方面，由浅入深地开展理论研究与数值计算工作。

a在势流范畴内，研究浅水深条件下FPSO水动力特性，包括附加质量、阻尼和波浪力等随水深变化的规律及其机理，并进行数值分析。

b．研究浅水单点系泊系统，特别是应用最为广泛的软刚臂系泊系统的理论分析与数值计算。

图13-15多单元体系泊方案

b．按初步方案，进行多单元体耦合运动特性研究与模拟计算。

c．进行多单元体系泊的模型试验，优化系泊系统方案。