單點系泊報廢年限

Ⅰ SBM/CBM, 在航海專業中，SBM是單點系泊， CBM又是什麼意思

submersible 深潛器
submission 屈服
submit 屈服; 呈送
single buoy moor(ing) 單點系泊 單浮筒系泊
single buoy moor(ing) 單點系泊

Ⅱ 什麼是單點系泊

單點系泊源於英文「Single Point Mooring」，簡言之，與固定碼頭相比，它的最大特點即系泊方式是「點」，也就是大型油輪或超大型油輪可以系泊於近海海面上的一個深水「點」，然後進行裝卸貨操作。
單點系泊系統SPM（Single point mooring system）or Single buoy mooring (SBM)，它的主要作用是將FPSO定位於預定海域，起著輸送井流，電力、通信等功能。同時，使FPSO具有風向標的效應，在各種風浪流作用下FPSO的受力為最小，從而保證FPSO在海上能長期連續工作。

Ⅲ 　中國南海流花深水油田開發新技術

流花11-1油田位於中國南海珠江口盆地29/04合同區塊，在香港東南方220km，海域平均水深305m。

流花11-1油田是中國海油和阿莫科東方石油公司（Amoco Orient Petroleum Company）聯合開發的油田。流花11-1油田1987年1月發現，1993年3月在發現該油田6年後，政府主管部門正式批准了該油田總體開發方案，隨即啟動油田開發工程建設，於1995年5月投產，作業者是阿莫科公司。

流花11-1油田包括3個含油圈閉，即流花11-1、4-1和11-1東3個區塊。流花11-1區塊基本探明含油麵積36.3km²，地質儲量15378×10⁴t，控制含油麵積53.6km²，地質儲量6426× 10⁴t。流花4-1區塊控制含油麵積18.2km²，地質儲量1753×10⁴t。流花11-1東區塊控制含油麵積11.3km²，地質儲量458×10⁴t。全油田探明加控制含油麵積為83.1km²，地質儲量共計24015×10⁴t，是迄今為止在中國南海發現的最大的油田。目前先投入開發的流花11-1區塊，只是流花11-1油田的一部分。

要經濟有效地開發這樣一個大油田，面臨著諸多技術上的難題：水深大、環境條件惡劣、原油比重大、黏度高、油藏的底水充足且埋深淺。針對這些特點，經過中外雙方技術人員共同努力，開拓創新，用全新的思維觀念，採用了當今世界頂尖的高新技術，在工程開發過程中創造了「3個首次、7項一流」。

流花11-1油田設計開采年限12年，工程設施設計壽命為20年，批准投資預算65300萬美元，實際投資決算62200萬美元，比預算節約了3100萬美元。

一、工程開發方案

流花11-1油田採用深水全海式開發方案。整個工程設施包括5部分：半潛式浮式生產系統（FPS）南海「挑戰號」、浮式生產、儲卸油裝置（FPSO）南海「勝利號」、單點系泊系統、海底輸油管線和水下井口系統（圖12-1）。

圖12-1流花11-1油田工程設施圖

二、設計條件

（一）環境條件

a．流花11-1油田作業海區除了冬季風、夏季強熱帶風暴（台風）的影響外，還有一種特殊的海況——內波流，它也是影響作業和系統選擇的主要因素。1990年單井測試期間，曾發生過由內波流引起的幾次拉斷纜繩、船體碰撞，甚至拉斷浮標或擠破漂浮軟管的事故。

b．流花11-1油田環境參數見表12-1。

c．流花11-1油田「挑戰號」FPS柔性立管設計參數見表12-2。

d．流花11-1油田「挑戰號」浮式生產系統FPS設計環境參數見表12-3。

e．流花11-1油田「勝利號」FPSO方向性海況設計參數見表12-4。

表12-1流花11-1油田環境參數

表12-2「挑戰號」FPS柔性立管設計參數（百年一遇）

表12-3「挑戰號」FPS浮式生產系統環境設計參數

表12-4「勝利號」FPSO方向性海況設計參數

（三）其他設計參數

水下井口配套設備，包括壓力儀表，其管路最大工作壓力為15.5MPa(22401b/in²）；

單井高峰日產量：2384m³/d，含水范圍0%～93%;

FPSO日處理能力：47670m³/d；

大氣溫度：16.4～33.7℃；

水下作業溫度：11～31℃；

井液溫度：11～52℃。

所有的管路材料及計量和壓力儀表應適於輸送帶硫化氫和二氧化碳的液體，內表層應進行化學防腐處理，外表層以油漆和犧牲陽極進行保護。

（四）延長測試

為了解決油田強大底水快速錐進，減緩水錐速度，更大程度地挖掘油田潛能，對油田長期產能作進一步分析，有效地提高採收率，在正式開發之前用了半年時間對3口井進行了延長測試。

a．流花11-1-3井為一口穿透油藏的直井，初始日產量363m³，綜合含水20%,42d後日產量350m³，綜合含水升至70%。

b．流花11-1-5井，為一口大斜度延伸井，落入油藏段的井斜段達78%，初始日產量為1271m³，綜合含水0%;51d後日產量降為874m³，綜合含水升至51%，水錐上升速度較直井有明顯改善。

c．流花11-1-6井為一口水平井，水平井段全部落入油層頂部滲透率最好的層段，初始日產量1907m³，綜合含水為0%;120d後日產量為1017m³，綜合含水為26%。與前2口井相比，採用水平井開采不但可以提高單井產量，還可以減緩底水水錐速度，是該油田最佳的開發方案。

三、南海「挑戰號」浮式生產平台（FPS）

流花11-1油田海域水深將近310m，使用常規的導管架固定平台結構形式，僅導管架本身費用就高達10億美元，而新造一座張力腿平台的費用估計要12億美元。經過技術和經濟上的論證和比較，最終採用了改造半潛式鑽井平台方案，全部改造費用也不超過2億美元。根據使用要求，改造後的浮式生產系統不但能抵禦海區百年一遇的惡劣海況，還能滿足鑽井、完井、修井作業要求，並且能夠安裝、回收和維修水下井口設備，監視控制水下井口，為井底電潛泵提供懸掛月池和供給電力。根據台風極值具有方向性，東北方向的風、浪、流極值明顯比西北方向大的特點，改變常規的8根或12根錨鏈對稱系泊方式為非對稱的11根錨鏈，還根據實際受力情況，使大部分錨鏈長度有所縮短。錨鏈直徑φ127mm，單錨重量40t，是目前使用於海上商業性用途最大的船錨。錨泊力可以承受百年一遇強台風的襲擊，將南海「挑戰號」永久性地系泊在海底。

「挑戰號」的設計使用壽命是20年。

1993年7月購進改造用的半潛式鑽井平台，經過22個月改造設計和船廠施工，於1995年4月系泊到油田預定位置。

「挑戰號」還配有2台ROV遙控機器人支持作業，通過25根水下電纜向井口供電。生活模塊可容納130人居住。

四、浮式生產儲卸油輪（FPSO）和單點系泊系統

（一）南海「勝利號」浮式生產儲卸油輪（FPSO）

南海「勝利號」是由一艘14萬噸級的舊油輪改裝的，該油輪型長280m，型寬44m，型深23m，吃水17m。改裝後的油輪具有發電、原油凈化處理、原油儲存和卸油功能。高峰日處理液量為4.77×10⁴m³，日產油量1.03×10⁴m³，可儲存原油72萬桶。針對流花11-1油田原油黏稠特點，原油處理流程採用了世界先進的電脫鹽/脫水二合一新技術，即在一個設備內，分步完成原油脫鹽和脫水。海上油田使用這項新技術在世界上也屬首次，不但節省了大量的空間，還節約了上百萬美元的工程費用。

「勝利號」生活樓模塊可容納85人居住。儲存的合格原油經串靠的穿梭油輪外運銷售。

（二）「勝利號」單點系泊系統

「勝利號」浮式生產儲卸油系統（FPSO）採用永久式內轉塔單點系泊系統。單點用錨鏈固定於海底，通過油輪船體前部空洞內的轉塔機構與船體相連，油輪可繞單點作360°的旋轉。這種結構形式在國內是首次採用，在深水情況下比固定塔架式系泊結構要經濟得多。設計環境條件採用百年一遇極端海況，用10條Φ114.3mm錨鏈系泊。根據環境條件各個方向極值的差別，適當調整錨鏈長度。該單點系泊系統為永久不可解脫式，最大系泊力為600t。

五、水下生產系統

（一）水下井口系統的選型

a．分散水下井口生產系統，適用於作業海區海流流向沿深度分布基本一致並相對穩定的情況。水下井口之間可通過柔性管線相連或與總管匯相連，也可直接與油輪相連，這種水下井口系統的優點是已有一定經驗，井口和表層套管的定位精度要求低。其缺點是，水下井口之間的軟管與特種液壓接頭的成本及安裝費用高，海流方向不穩定時易引起軟管的纏繞，造成軟管和接頭部位損壞，單井修井會影響其他井生產，且施工安裝海況要求高、時間長。

b．集中水下井口生產系統，適用於各種海流條件，井口導向底座之間用鋼質跨接管相連成一整體。這種結構形式以前還從未採用過，缺乏經驗和現成的配套技術及設備，井口和表層套管的定位精度要求高。另一方面，這種結構形式的優點是鋼性跨接管接頭成本遠低於柔性軟管和液壓接頭，只相當於後者約1/3。單井修井作業不影響其他井正常生產，相對獨立的軟管可以單獨安裝和回收，且運動范圍小，不會發生軟管的摩擦和纏繞，鋼性跨接管的測量、安裝和回收作業可與其他作業同時進行，且不需動用其他船隻，在較惡劣海況下照常作業，效率高。通過全面研究對比，最終選用了集中水下井口生產系統。

（二）水下井口系統的主要結構和復裝順序

集中水下井口生產系統被稱為「組塊搭接式控制體系」，是流花11-1油田工程創新最多的體系，首創的新技術包括：集液中樞管匯；鋼制井口間跨接管；濕式電接頭在海上平台的應用；浮式生產平台支持的懸鏈式柔性立管系統；水下生產液壓控制系統；遙控水下作業機器人ROV；新型海底管道固定底座及鋼制長跨接管；水下卧式採油樹。

水下井口設備分三大塊安裝，先將導向生產底座（PGFB）鎖緊在762mm的表層套管頭上，用鋼制跨接管將PGFB下部集輸管線接頭連接起來，從而將獨立的水下井口連成一體，形成復線的封閉迴路，再將水下採油樹鎖緊在476mm的井口頭上，將採油樹出油管線接頭與生產底座上的閥門相連，最後將採油樹帽連同電潛泵電纜一起蓋在採油樹上，電潛泵的電路被接通，原油經採油樹出口進入PCFB下部集輸管匯內，匯集到中樞管匯，再從中樞管匯通過鋼制長跨接管進入海底輸油管道，輸往南海「挑戰號」進行處理。

（三）水下井口設備的功能

1．中樞管匯

中樞管匯組塊長21.3m，寬2.1m，高2.1m，重60t。由2根457.2mm生產管線和1根203.2mm測試管線組成，分別與2條342.9mm(13.5in）海底輸油管線和1條152.4mm的海底測試管線對應。每根管線引入6個接頭，其中4個接頭與井口採油樹的4個翼閥相接，1個接頭與海底管線相接，1個接頭用作管線間的轉換閥。安裝時用平台吊機將中樞管匯吊起扶正，接近轉台，再用鑽機大鉤穿過月池安放到海底。中樞管匯還作為液壓盤的基礎，主控室的液壓信號通過分配盤傳遞到各採油樹上。

2．永久生產導向底座PGFB

與常規的永久導向底座相比，除了尺寸4.8m×4.8m更大，具有導向和作基礎功能外，還具有集液功能。底座下部設計了2條304.8mm集液管，從採油樹出來的原油經生產閥進入集液管。底座的導向桿也經過改進，可以回收多次利用。

3．卧式水下採油樹

為了適應水下無人工潛水作業，這種採油樹帽將所有閥門設計在水平方向並由水下機器人操作。16個不同性能的球閥閥門的開關集中設在便於遙控機器人ROV操作的一塊操作盤上，可用機器人操作這些開關，來控制生產閥、環空閥、安全閥、化學葯劑注入閥等。這些閥門也可由平台液壓控制開啟和關閉，在應急情況下安全閥可自動關閉。

4．水下採油樹帽

採油樹帽蓋在採油樹頂部，帽內側固定濕式電接頭（WMEC）插座，外側法蘭盤內是乾式電接頭（DMEC）插頭，乾式電接頭被固定在IWPC終端法蘭盤內，在平台上先接好乾式電接頭法蘭。考慮到惡劣的環境條件可能對IWPC拉扯造成採油樹的破壞，在IWPC一端設計了一種安全破斷法蘭，在荷載尚未達到破壞採油樹之前，破斷法蘭的螺栓首先破斷，使IWPC與採油樹帽脫離。

5．採油樹及採油樹帽的安裝

安裝作業所使用的工具是一種多功能完井、修井工具（URT）。這種工具經4條導向纜坐在採油樹上，整套系統由液壓控制，能自動對中，調整高度，平緩而高效，不但能安裝採油樹和採油樹帽，還能回收採油樹帽，暫時停放在PGFB上，進行油管塞密封壓力和濕式電接頭電路測試，省去了將採油樹帽和IWPC收回到平台測試再安裝的復雜作業。這種工具的下部為一長方形框架結構，4根用作導向的漏斗柱體間距與採油樹導向漏斗完全相同，1根中心桿，通過液壓控制，可平緩移動。

6．水下遙控機器人（ROV)

2台機器人都是根據流花11-1油田的使用要求設計製造的，一台為永久式，在平台上作業；另一台為移動式，能移到工作船上進行潛水作業。2台機器人的功率均為73.5kW (100HP）,6個推進器，6架攝像機（其中1架為可調焦，1架為筆式裝在機械手上），能在2浬的海流中拖著183m的臍帶作業，配備有多功能的模塊——MFPT。ROV配備有下列模塊：旋轉工具模塊、機械手插入式液壓推進器、自動對中伸縮液壓驅動器、輔助作業工具、柔性工作繩剪斷器、電纜截斷器、電纜抓緊器、低壓沖洗槍、黃油注入工具、定位伸縮吸盤、液壓圓鋸、1隻7功能Schilling機械手、1隻5功能Schilling大力機械手和拔插銷功能等。由於設計時考慮了各種作業工況的要求，並事先進行了模型試驗，因此，在實際作業過程中性能良好，一直保持著非常高的作業效率。

7．海底管線連接固定基座（TIB）

海底管線連接固定基座（TIB）是一個將海底管線與水下井口連接在一起的裝置。它的一側通過3根長為22.9m、17.4m和11.3m的鋼制長連接管與水下井口中樞管匯相連，另一側與3條海底管線相接。海底管線連接固定基座（TIB）由浮式生產平台安裝，TIB與3條海底管線的連接則由一套無潛水軟管連接系統（DFCS）完成。DFCS由1台ROV攜帶下水，當海底管線下放到接近目標位置時，另1台 ROV將從 DFCS上引出一條鋼絲繩，將鋼絲繩端的QOV卸扣掛在海底管線連接頭的吊點上，拉緊鋼絲繩，使海管介面順導向槽逐漸貼近TIB上的介面，由ROV將液壓驅動器插頭插進接頭鎖緊孔鎖緊接頭，密封試壓合格後，鬆掉接頭上的ROV卸扣，便完成安裝作業。

六、海底輸油管線

流花11-1油田海底管線包括3部分內容。

1．生產管線

數量：2根；

直徑：131/2」；

輸送介質：油水混合液體；

材質：動力柔性軟管；

距離：從「挑戰號」浮式生產系統（FPS）下面的海管立管基座到「勝利號」浮式生產、儲卸油裝置下面的立管基座（PRB）；

長度：2.24km。

2．計量管線

數量：1根；

直徑：6」；

輸送介質：油水混合液體，單井計量或應急情況下代替生產管線；

材質：動力柔性軟管；

距離：從「挑戰號」浮式生產系統（FPS）下面的立管基座到「勝利號」浮式生產儲、卸油裝置下面的立管基座（PRB）；

長度：2.24km。

3．立管

數量：生產立管2根，計量立管1根；

直徑：生產立管131/2」，計量立管6」；

輸送介質：液體；

材質：動力柔性軟管；

距離：從「勝利號」浮式生產儲、卸油裝置下面的立管基座到上面的轉塔式單點。

七、水平井鑽井技術

（一）井眼軌跡的設計

該油田特點是面積大、油層埋藏深度淺，從泥面到油藏頂面的垂直距離只有914m。受油藏埋深限制，平台鑽水平井的最大控制半徑約為3km。為保證電潛泵能在無橫向扭矩條件下運轉，水平井井眼軌跡設計分為2個造斜井段，在2個造斜井段之間設計了一段穩斜井段，將電潛泵下入到穩斜井段中。為防止電潛泵下入時受到損壞，第一個造斜井段的造斜率不得超過7°/30m。20口水平井設計的水平井段均處在厚度約為6.8m孔隙度最好的B1層，水平段長度為800m，總水平位移約為910～2590m。

（二）鑽井技術和特點

a．首先使用隨鑽下套管的新工藝安裝套管，成功地完成了25根導管安裝作業。安裝作業時間總計14.4d，平均單井安裝時間14.8h，與常規方法相比較節約時間36d。

b．採用成批鑽井方法，對444.5mm(171/2in）和311.2mm+215.9mm(121/4in+81/2in）井段分別採用成批作業方式。444.5mm井段測量深度650m，平均單井完成時間1.5d;311.2mm+215.9mm井段測量深度2040～3048m，平均單井完成時間10.8d。成批鑽井作業方法的應用大大加快了鑽井作業的速度。

c．鑽井液使用PHPA水基泥漿體系和海水（加Xanvis泥漿）鑽造斜段和水平段，降低了泥漿成本，提高了鑽井速度，減少了對油層的污染，保護了環境。

d．導向鑽井技術採用先進的水平井設計技術和GST(GeosteeringTool）井下導向鑽井工具，隨時掌握鑽井狀態和監測鑽遇地層，及時確定目的層的深度和調整井眼軌跡，不但加快了鑽井進度，還使水平井准確落入厚度僅為6.8m的B1目標層位的比例達到91%。

（三）主要鑽井指標

油田投產前，鑽井作業除成批安裝25套762mm(30in）導管外，共鑽井17口，完井12口，總進尺28207m，總天數180d，平均測量井深2351m，水平井段813m，水平井段落入B1目標層位的比例為91%，單井作業周期13d，單井費用196萬美元。

八、完井管柱

1．油管掛

完井管柱的安裝是通過油管掛安裝工具（THRT）起下油管掛來完成的。油管掛經導向槽導向著陸，再鎖緊在採油樹內的密封布芯內。

2．濕式電接頭（WMEC）

濕式電接頭（WMEC）是電潛泵井下電纜的終端，通過招標選用國外標准化產品，其插頭固定在油管掛中，插座固定在採油樹帽中，在蓋上採油樹帽時，套筒形的插座隨採油樹帽一起套在油管掛插頭上，在海水中對接即可通電，且保證不會漏電，無需再專門進行安裝。插頭咬合部分類似於普通的三相插頭，整個套筒插座長約50cm，直徑約8cm。

為保險起見，用電絕緣液沖洗採油樹帽與油管掛之間的空間，再用氮氣將電絕緣液擠出，以保證濕式電接頭（WMEC）不會因長時間在變高壓和變頻強電流工作狀態下，工作產生高熱量導致採油樹帽熱膨脹而損壞。

濕式電接頭的工作參數為：電壓5kV，電流125A，頻率60Hz。

3．電潛泵

由於流花11-1油田原油黏度高、密度大、井底壓力低以及後期含水上升快等特點，因此選用加電潛泵採油工藝。所選用的電潛泵是Reda公司提供的562系列電潛泵總成，HN13500、73Stages、540HP、125Ams、5000Volts。為電潛泵供電的水下電纜下端與採油樹帽相連，上端懸掛在FPS下層甲板上，與電潛泵控制室中的變頻器相連。單井生產閥和安全閥的開關由FPS上的液壓系統直接控制，採油樹上的液壓接頭通過水下控制軟管與水下中樞管匯液壓分配盤相連，而液壓分配盤通過液壓控制纜與FPS中控室相接。

4．水下坐封式生產封隔器

由NODECO提供的可再次坐封的封隔器有4個通道，包括地層液流動通道、ESP電纜穿越器、化學葯劑注入管線和備用管線通道。它的主要特點是可以再次坐封，採用再次坐封的封隔器可以避免每次修井都要起出管柱更換封隔器，從而節約了修井時間和費用。

Ⅳ 茂名石化30萬噸級單點系泊原油接卸系統投產20周年是何時

2014年11月哈。茂名單點自 1994 年 11 月投產以來，至今已投產20年啦。
茂名單點系泊是全國唯一的30萬噸的單點系泊卸油系統。

Ⅳ 　四樁井槽大型導管架平台

四樁35井槽大型導管架平台，是在一座井口平台上布置更多的井槽，從而大大減少了平台數量，提高了平台基礎的有效利用率。這是一種新型、實用、創新的海上採油設施，它的成功設計與建造，加快了渤海灣油田的開發。

一、設計依據

（一）油田狀況

油藏深度：1300～1600m。

開發方式：不規則網格布井，注水採油。

開采年限：20年。

油井數量：生產井135口，注水井45口，水源井6口，預留井槽24口。各井口平

台的井槽分配如表14-19。

井口位置水深：6座井口平台位置的水深從29.4m到31m，平均30.4m，如表14-20。

表14-19SZ36-1各井口平台井槽分布

表14-206座井口平台位置的水深

設計壽命：25年。

設計極端環境條件：取50年一遇情況。

（二）環境條件

水位關系：如圖14-15所示。

圖14-21°QHD32-6油田井槽布置圖

Ⅵ 　海上浮式生產儲油裝置系泊系統

在海上油氣田開發中，海上浮式生產儲油裝置（FPSO）被系泊設施定位於某一海域，進行長期的油氣開采作業。FPSO的定位不同於常規運輸船舶的拋錨定位，它需要抵抗一定條件的環境力，海上定位時間長達十幾至二十幾年，而且需要與其他海上設施之間進行井流、電力和通訊等傳輸，保證一定海況條件下的連續安全生產。

系泊系統裝置從型式上可劃分為兩大系列，即單點系泊系統和多點系泊系統。單點系泊系統是針對浮體而言的，即系泊連接點為一個點，適合長寬比較大的浮體（如油輪、FPSO、運輸船舶等），突出特點是具有風向標的作用，可以使浮體圍繞系泊點作360度旋轉，使浮體總是處於受力最小的方向位置上；它的另一特點是使用旋轉接頭，能進行井流、電能和通訊等傳輸。單點系泊系統因具有很多優點而被石油工業界廣泛採用，但它的工程投資也非常高，技術上被幾家單點公司所壟斷。多點系泊系統不同於單點系泊系統，浮體上有多個系泊連接點，沒有風向標的功能，也不需要旋轉接頭，適合於浮體長寬尺度接近且海上環境條件平緩的工程中。動力定位也是浮體系泊的一種型式，它完全或部分藉助浮體上的推進器和側推器，由計算機統一管理和操縱，使浮體處在最小環境力方向上，並將浮體定位於某一定點海域。

世界上有多種多樣的系泊系統型式，中國海洋石油總公司自從採用FPSO進行海上油氣開發以來，就伴隨著從國外引進系泊系統裝置。主要型式有：塔架軟剛臂單點系泊系統裝置（亦稱為Tower Soft Yoke Sing1e Mooring system）如圖13-7所示，主要在渤海淺水海域使用，適用小於40m水深，具有抗冰與可解脫功能，目前已有4套該裝置在使用；懸鏈式浮筒單點系泊系統裝置（亦稱為CALM系泊系統），見圖13-8，在南海W12-1油田的原油外輸終端上使用了這套系泊系統裝置；內轉塔式系泊系統裝置（稱為Internal Turret Mooring system），共7套該裝置在南海油田上使用，適用50～400m水深，其中有5套裝置在舊油輪改造的FPSO方案中使用，2套在新建FPSO中使用，如圖13-9所示，該裝置有解脫式與不解脫式之分，可以抵抗台風等惡劣的環境條件，圖13-10為內轉塔的旋轉機構，世界上多數深水FPSO均採用這種系泊系統裝置。

由於海上石油開發的需要，曾出現幾十種系泊系統的設計方案，但真正被實際應用的僅十幾種。自世界上出現FPSO以來，各相關公司就致力於研究開發各種型式的系泊系統裝置，目的就是針對不同海域、不同使用周期、不同功能及降低工程投資等進行廣泛研究。目前，單點系泊系統裝置的技術被幾個單點製造商所壟斷。最近幾年中國海洋石油總公司不斷從國際上引進先進的單點系泊系統，以適合抗強台風、永久系泊、降低工程投資等要求。

圖13-12「睦寧」號FPSO內轉塔系泊與輔助動力定位系統

2．系泊頭

系泊頭指將軍柱上的旋轉機構向上，隨FPSO可自由轉動的部分。這一部分主要包括固定旋轉軸承的轉盤、油氣水旋轉密封通道和跨接軟管支撐結構。轉盤是一個鑄鋼件，在系泊頭轉盤的側面設置連接機構，作為軟剛臂和系泊頭的連接支撐，當軟剛臂在海上與單點連接完之後，來傳遞FPSO引起的系泊力。系泊頭的頂部為一個鋼支架，作為跨接軟管的支撐結構，通過立柱與轉盤連接在一起，使跨接軟管支架與轉盤一起轉動。

3.A字形連接軟剛臂（YOKE)

A字形連接軟剛臂是FPSO與單點的主要連接部件，一般由大直徑的圓管組成。其頂部通過萬向轉動接頭與系泊頭轉盤相連，底部兩側通過萬向聯軸節吊掛在系泊腿上與FPSO上的系泊支架相連。盡管其結構本身是一個鋼結構，但通過旋轉機構和系泊腿一起組成一套柔性系泊系統，它可以不受限制地適應FPSO各種運動狀態，因此又將這一部分稱為軟剛臂。軟剛臂在海上與單點系泊頭轉盤連接，在FPSO尚未就位或解脫時，可下放到海面自由運動，承受海上的環境力。在軟剛臂的底部設有壓載艙，內部注入適量的防凍液，用以改善和調節整個系統的運動狀態。

4．系泊腿

系泊腿是FPSO和YOKE的連接部件，共有2根，分設在FPSO系泊支架的兩側，系泊腿上端與FPSO上的系泊支架相連，下端與軟剛臂相連，兩端均有旋轉機構，以適應FPSO的運動。一般情況下，先將系泊腿與FPSO系泊支架在陸地上連接好，待FPSO拖到油田現場後，將軟剛臂底端吊起與系泊腿下端連接起來，完成整個浮式生產儲油裝置系泊系統的最後一道工序。如果FPSO需要解脫時，也通過這一部分機構的逆向操作，將FPSO從單點解開。這部分連接機構的設計方案，在很大程度上決定了FPS0海上連接和解脫所需的時間。系泊腿和軟剛臂是整個系泊系統運動幅度最大的部件。

5．管線系統

為了將井口平台生產的原油和天然氣輸送到浮式生產儲油裝置上，或根據生產需要實現流體或氣體反向輸送，則需要通過海底管線、旋轉密封滑環和FPSO與單點之間的跨接軟管以及相應的配套管線來完成。跨接軟管和密封通道的尺寸和數量依據生產需要而定。為實現海底管線的清管作業，在單點上需布置清管球發射和接收裝置。

由於單點系泊系統各部件受力的復雜性，從FPSO系泊支架開始，連同整個系泊系統的設計，目前大都由國外專門的公司來承擔。各部分的旋轉部件也都由國外公司作為專利件供貨。但其中的鋼結構部分，如導管架、系泊頭、系泊支架和軟剛臂的施工建造，從一開始就是全部由中國海油承擔的。

Ⅶ 單點系泊系統的介紹

分為單點系泊儲油裝置和單點系泊卸油裝置兩種。單點系泊系儲油裝置(Single Point Mooring Storage Tanker)，由單點系泊浮筒與儲油駁船兩大部分組成。單點系泊浮筒用4～8根錨鏈固定在海底。浮筒上有轉盤和旋轉密封接頭。儲油駁船與單點浮筒的轉盤用鋼絲繩或鋼臂連接，可作360旋轉，似風標，使之保持在受力最小的方位。原油從海底管線經過單點上的旋轉密封接頭進入儲油駁船；運油輪則從儲油駁船上裝油外運。

Ⅷ 　油田群聯合開發技術

目前我國海域共發現70多個油氣田，探明加控制石油地質儲量超過19×10⁸t。在已發現的油氣田當中，由於受石油地質儲量規模、海況條件及開采工藝技術等條件的制約，約有70%以上的油田屬於在商業經濟界限以下的邊際油田。如何充分利用這部分油氣資源，使其具有開采價值，一直是海洋石油工業面臨的一個重大課題。

通過多年來對海上油氣資源分布規律的探索和對當代世界海洋石油高新配套技術的調研，基本上形成了一整套開發此類油氣田的新思路和新技術。

對於那些成群成帶分布的中、小油田所構成的油田群，採取聯合開發的做法。將幾個相距較近的油氣田納入到同一套油、氣、水處理系統和集輸系統，並選擇適用的鑽、采新技術進行油氣田開發，達到節約油氣田開發投資、提高投資效益的目的。採用的生產系統分為半海半陸式生產系統和全海式生產系統。

對於個別儲量偏小而又孤立存在的油氣田，採用適用的高新技術進行開發，使油氣田開發變得具有經濟價值。

例如珠江口盆地陸豐22-1油田，石油地質儲量1903×10⁴t，油田所在海域水深達329m。採用5口延伸水平井、水下井口系統及1艘多功能油輪等先進技術，使這個因採用常規開發方式無商業價值而長期擱置的油田實現了低成本開發。

又如珠江口盆地西江24-1油田，儲量規模僅465×10⁴t，常規開發沒有經濟效益。1996年採用當今世界上最先進的鑽井技術，利用距該油田8km的西江24-3平台的鑽機和井槽，鑽了一口大位移井，全部費用只相當一個小衛星平台開發費用的25%，因此油田投產僅半年就回收了全部投資。

一、半海半陸式生產系統

（一）渤西油田群

在渤海灣西部發現歧口18-1、歧口17-2和歧口17-3等小油田，3個油田合計石油地質儲量僅有3806×10⁴t，單獨開發均無經濟效益。但上述油田具有離岸近、海域水淺、油田與油田相距較近（小於20km）、油田成群成帶分布的特點。進入90年代後期，隨著新工藝技術推廣和應用，中國海油提出對滲西油田群採用半海半陸式生產系統進行開發的構想，以便充分利用油、氣資源，減少投資風險，獲得最佳經濟效益。

圖11-7渤西油田群工程設施圖

半海半陸式生產系統主要包括海上4座平台，平台間由海底管、纜相連，通過46.5km海底管線將油氣輸送到陸上終端處理廠，設計處理廠年處理原油能力50×10⁴t，日處理天然氣50×10⁴m³（圖11-7）。

渤西油田群開發中採用的新技術如下。

1．優快鑽井技術

1995年歧口18-1油田所鑽開發井平均井深3561m，建井周期從渤海灣地區平均57d降至18.82d（其中最快1口井僅用了13.28d），僅此一項就可節約27%的鑽井成本。1999年在鑽歧口17-2油田開發井時，平均井深2219m，建井周期縮短至5.66d。

2．大位移鑽井技術

歧口17-2油田由於東部含油斷塊地質儲量僅488×10⁴t，單獨建一座平台進行油田開發從經濟上講是不可取的。為此該斷塊採用從歧口17-2油田西區平台向東鑽4口大位移（斜）井進行開發，其水平位移最大3697m，創造了本地區海上鑽井的新紀錄。

這項技術的應用就節省工程費5000萬元人民幣，歧口17-2油田東區投產後10個月就全部回收投資。

3．海上長距離輸油氣管道鋪設

從歧口18-1油田井口集輸平台至渤西油氣處理廠，鋪設46.5km長18＂×14＂輸油管線及12」輸氣管線，這在當時是渤海海上第一條最長的海底輸油、輸氣管線。

油田群自1997年投產以來，每年穩定向下游供氣1.2×10⁸m³左右，2001年渤西油田群年採油量達66.2×10⁴t。

（二）潿洲油田群

位於南海北部灣的潿洲油田群由潿洲10-3、10-3N、11-4、12-1等油田組成，該油田群開發早期採用全海式生產系統生產，直至1999年才由全海式轉為半海半陸式生產系統。整個系統的改造包括棄掉希望號生產儲油輪、新改建1個處理平台、在潿洲島上新建1座終端處理廠（原油外輸靠碼頭和單點系泊），見圖11-8。

此項工程改造提高了油田抗台風能力，降低了生產操作成本，促進了周圍小油田的開發，使每年約1×10⁸m³伴生氣得到充分利用，油田群年生產能力突破200×10⁴t，油田開發獲得較好的經濟效益（圖11-9）。

（三）渤南油田群

位於渤海灣南部，由渤中28-1、渤中26-2、渤中13-1及曹妃甸18-1等油田組成，該油田群合計石油地質儲量約4100×10⁴t，天然氣148×10⁸m³。採用半海半陸式生產系統開采。工程分兩期進行，一期工程包括重新啟動渤中28-1油田，新開發渤中26-2油田，鋪設90多公裏海底管線，將天然氣送至山東省龍口市新建陸地終端處理廠。預計一期工程將於2004年建成投產。

二、全海式生產系統

（一）惠州油田群

位於珠江口盆地的惠州油田群由6個小油田組成，儲集層同屬下第三系珠海組和上第三系珠江組海相砂岩，儲層分布穩定、物性較好，油藏類型以層狀邊水及塊狀底水為主，油井生產能力旺盛。例如惠州26-1油田發現井惠州26-1-1井，經過6個層段測試獲日產油量4228m³，創下當時我國砂岩油層單井產量最高記錄。目前油田群探明的石油地質儲量為8359×10⁴t。

圖11-8潿洲油田群聯合開發工程示意圖

圖11-10惠州油田群工程設施圖