单点系泊报废年限

Ⅰ SBM/CBM, 在航海专业中，SBM是单点系泊， CBM又是什么意思

submersible 深潜器
submission 屈服
submit 屈服; 呈送
single buoy moor(ing) 单点系泊 单浮筒系泊
single buoy moor(ing) 单点系泊

Ⅱ 什么是单点系泊

单点系泊源于英文“Single Point Mooring”，简言之，与固定码头相比，它的最大特点即系泊方式是“点”，也就是大型油轮或超大型油轮可以系泊于近海海面上的一个深水“点”，然后进行装卸货操作。
单点系泊系统SPM（Single point mooring system）or Single buoy mooring (SBM)，它的主要作用是将FPSO定位于预定海域，起着输送井流，电力、通信等功能。同时，使FPSO具有风向标的效应，在各种风浪流作用下FPSO的受力为最小，从而保证FPSO在海上能长期连续工作。

Ⅲ 　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。

Ⅳ 茂名石化30万吨级单点系泊原油接卸系统投产20周年是何时

2014年11月哈。茂名单点自 1994 年 11 月投产以来，至今已投产20年啦。
茂名单点系泊是全国唯一的30万吨的单点系泊卸油系统。

Ⅳ 　四桩井槽大型导管架平台

四桩35井槽大型导管架平台，是在一座井口平台上布置更多的井槽，从而大大减少了平台数量，提高了平台基础的有效利用率。这是一种新型、实用、创新的海上采油设施，它的成功设计与建造，加快了渤海湾油田的开发。

一、设计依据

（一）油田状况

油藏深度：1300～1600m。

开发方式：不规则网格布井，注水采油。

开采年限：20年。

油井数量：生产井135口，注水井45口，水源井6口，预留井槽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从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

设计寿命：25年。

设计极端环境条件：取50年一遇情况。

（二）环境条件

水位关系：如图14-15所示。

图14-21°QHD32-6油田井槽布置图

Ⅵ 　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。

Ⅶ 单点系泊系统的介绍

分为单点系泊储油装置和单点系泊卸油装置两种。单点系泊系储油装置(Single Point Mooring Storage Tanker)，由单点系泊浮筒与储油驳船两大部分组成。单点系泊浮筒用4～8根锚链固定在海底。浮筒上有转盘和旋转密封接头。储油驳船与单点浮筒的转盘用钢丝绳或钢臂连接，可作360旋转，似风标，使之保持在受力最小的方位。原油从海底管线经过单点上的旋转密封接头进入储油驳船；运油轮则从储油驳船上装油外运。

Ⅷ 　油田群联合开发技术

目前我国海域共发现70多个油气田，探明加控制石油地质储量超过19×10⁸t。在已发现的油气田当中，由于受石油地质储量规模、海况条件及开采工艺技术等条件的制约，约有70%以上的油田属于在商业经济界限以下的边际油田。如何充分利用这部分油气资源，使其具有开采价值，一直是海洋石油工业面临的一个重大课题。

通过多年来对海上油气资源分布规律的探索和对当代世界海洋石油高新配套技术的调研，基本上形成了一整套开发此类油气田的新思路和新技术。

对于那些成群成带分布的中、小油田所构成的油田群，采取联合开发的做法。将几个相距较近的油气田纳入到同一套油、气、水处理系统和集输系统，并选择适用的钻、采新技术进行油气田开发，达到节约油气田开发投资、提高投资效益的目的。采用的生产系统分为半海半陆式生产系统和全海式生产系统。

对于个别储量偏小而又孤立存在的油气田，采用适用的高新技术进行开发，使油气田开发变得具有经济价值。

例如珠江口盆地陆丰22-1油田，石油地质储量1903×10⁴t，油田所在海域水深达329m。采用5口延伸水平井、水下井口系统及1艘多功能油轮等先进技术，使这个因采用常规开发方式无商业价值而长期搁置的油田实现了低成本开发。

又如珠江口盆地西江24-1油田，储量规模仅465×10⁴t，常规开发没有经济效益。1996年采用当今世界上最先进的钻井技术，利用距该油田8km的西江24-3平台的钻机和井槽，钻了一口大位移井，全部费用只相当一个小卫星平台开发费用的25%，因此油田投产仅半年就回收了全部投资。

一、半海半陆式生产系统

（一）渤西油田群

在渤海湾西部发现歧口18-1、歧口17-2和歧口17-3等小油田，3个油田合计石油地质储量仅有3806×10⁴t，单独开发均无经济效益。但上述油田具有离岸近、海域水浅、油田与油田相距较近（小于20km）、油田成群成带分布的特点。进入90年代后期，随着新工艺技术推广和应用，中国海油提出对渗西油田群采用半海半陆式生产系统进行开发的构想，以便充分利用油、气资源，减少投资风险，获得最佳经济效益。

图11-7渤西油田群工程设施图

半海半陆式生产系统主要包括海上4座平台，平台间由海底管、缆相连，通过46.5km海底管线将油气输送到陆上终端处理厂，设计处理厂年处理原油能力50×10⁴t，日处理天然气50×10⁴m³（图11-7）。

渤西油田群开发中采用的新技术如下。

1．优快钻井技术

1995年歧口18-1油田所钻开发井平均井深3561m，建井周期从渤海湾地区平均57d降至18.82d（其中最快1口井仅用了13.28d），仅此一项就可节约27%的钻井成本。1999年在钻歧口17-2油田开发井时，平均井深2219m，建井周期缩短至5.66d。

2．大位移钻井技术

歧口17-2油田由于东部含油断块地质储量仅488×10⁴t，单独建一座平台进行油田开发从经济上讲是不可取的。为此该断块采用从歧口17-2油田西区平台向东钻4口大位移（斜）井进行开发，其水平位移最大3697m，创造了本地区海上钻井的新纪录。

这项技术的应用就节省工程费5000万元人民币，歧口17-2油田东区投产后10个月就全部回收投资。

3．海上长距离输油气管道铺设

从歧口18-1油田井口集输平台至渤西油气处理厂，铺设46.5km长18＂×14＂输油管线及12”输气管线，这在当时是渤海海上第一条最长的海底输油、输气管线。

油田群自1997年投产以来，每年稳定向下游供气1.2×10⁸m³左右，2001年渤西油田群年采油量达66.2×10⁴t。

（二）涠洲油田群

位于南海北部湾的涠洲油田群由涠洲10-3、10-3N、11-4、12-1等油田组成，该油田群开发早期采用全海式生产系统生产，直至1999年才由全海式转为半海半陆式生产系统。整个系统的改造包括弃掉希望号生产储油轮、新改建1个处理平台、在涠洲岛上新建1座终端处理厂（原油外输靠码头和单点系泊），见图11-8。

此项工程改造提高了油田抗台风能力，降低了生产操作成本，促进了周围小油田的开发，使每年约1×10⁸m³伴生气得到充分利用，油田群年生产能力突破200×10⁴t，油田开发获得较好的经济效益（图11-9）。

（三）渤南油田群

位于渤海湾南部，由渤中28-1、渤中26-2、渤中13-1及曹妃甸18-1等油田组成，该油田群合计石油地质储量约4100×10⁴t，天然气148×10⁸m³。采用半海半陆式生产系统开采。工程分两期进行，一期工程包括重新启动渤中28-1油田，新开发渤中26-2油田，铺设90多公里海底管线，将天然气送至山东省龙口市新建陆地终端处理厂。预计一期工程将于2004年建成投产。

二、全海式生产系统

（一）惠州油田群

位于珠江口盆地的惠州油田群由6个小油田组成，储集层同属下第三系珠海组和上第三系珠江组海相砂岩，储层分布稳定、物性较好，油藏类型以层状边水及块状底水为主，油井生产能力旺盛。例如惠州26-1油田发现井惠州26-1-1井，经过6个层段测试获日产油量4228m³，创下当时我国砂岩油层单井产量最高记录。目前油田群探明的石油地质储量为8359×10⁴t。

图11-8涠洲油田群联合开发工程示意图

图11-10惠州油田群工程设施图