第一篇 海上油气田生产系统（了解篇）
一、海上生产设施的类型
海上生产设施是指建立在海上的建筑物。由于海上设施是用于海底石油开发及采油工作，加上海洋水深及海况的差异、油藏面积的不同、开采年限不一，因此海上生产设施类型众多。基本上可分为三大类：海上固定式生产设施、浮式生产设施及水下生产系统。在此三大类中又可细分如下：
典型的海上生产设施如图1-2-1至1-2-7所示：
1．固定式生产设施
固定式生产设施是用桩基、座底式基础或其它方法固定在海底，并具有一定稳定性和承载能力的海上结构物。海上固定式生产设施有各种各样的形式，按其结构形式可分为桩基式平台、重力式平台和人工岛以及顺应型平台；按其用途可分为井口平台、生产处理平台、储油平台、生活动力平台以及集钻井、井口、生产处理、生活设施于一体的综合平台。
（1）桩基式固定平台
桩基式固定平台通常为钢质固定平台，是目前海上油（气）生产中应用最多的一种结构形式
1）钢质固定平台的结构形式
桩基式 重力式 人工岛
顺应式平台
半潜式
张力腿式
浮式生产储油船
干式
湿式
钢质固定平台中最多的是导管架式
平台，主要由四大部分组成：导管架、
桩、导管架帽和甲板模块。但在许多情
况下，导管架帽和甲板模块合二为一，
所以这时仅为三部分。如图1-2-8所示。
①导管架：系钢质桁架结构，由大
直径、厚壁的低合金钢管焊接而成。钢
桁架的主柱（也称大腿）作为打桩时的
导向管，故称导管架。其主管可以是三
根的塔式导管架，也有四柱式、六柱式、
八柱式等，视平台上部模块尺寸大小和
水深而定。导管架腿之间由水平横撑与
斜撑、立向斜撑作为拉筋，以起传递负
荷及加强导管架强度作用。
②桩：导管架依靠桩固定于海底，它有
主桩式，即所有的桩均由主腿内打入；也有
裙桩式，即在导管架底部四周布置桩，裙桩
一般是水下桩。
③导管架帽：导管架帽是指导管架以
上，模块以下带有甲板的这部分结构。它是
导管架与模块之间的过渡结构。
④模块：也称组块。由各种组块组成平
台甲板。平台可以是一个多层甲板组成的结
构，也可以是单层甲板组成的结构，视平台
规模大小而定。如钻井区域的模块可称为钻
井模块；采油生产处理区称为生产模块；机
械动力区可称为动力模块；生活区称为生活
模块等。
2）钢质固定平台的施工
图1-2-1 桩基式固定平台
图1-2-2 重力式混凝土台
钢质固定平台的施工是一个复杂的过程，分为陆上预制和海上安装两种作业。 陆上预制是在专门的场地上进行。导管架、上部模块和导管架帽分别在陆上预制好。
海上安装包括海上运输和海
上安装两部分。导管架和组块用
驳船或其它方法运到油田现场，
先将导管架沉放到预定位置，然
后沿各导管向海底打桩，再将导
管架帽安装在导管架上，最后用
起重船将上部模块吊装到导管架
帽上，这时平台即告建成。
3）海上钢质固定平台用途分类
由于油气处理设施的设置不同，用
途各异，钢质固定平台的类型也不同。
一般情况下，钢制固定平台按其用途可
分为：井口平台、生产处理平台、储罐
平台等。
①井口平台：常规井口平台上安装
有一定数量的采油树，井液经采油树采
出后，通过单井计量系统计量，用海底
管线输送到中心处理平台或其它生产
处理设施上进行处理。
图1-2-4 浮式生产储油轮 图1-2-5 半潜式生产平台
图1-2-6 自升式生产平台
井口平台上还设有必要的工艺设备及支持系统和公用系统。一般情况下，其动力和控制由中心平台提供。
某些井口平台由于生产操作的需要还设有生活楼。生活楼包括住房、办公室、通信室、娱乐室、厨房等。
对于井数较多，且油井为机采井的井口平台，平台上还设有修井机及其配套设施，以满足油井维修的特殊要求。
图1-2-7 水下生产系统
图1-2-8 钢质固定平台的结构形式
有些井口平台井数较少，产量规模不
大，从减少投资的角度出发，可设置
成无人井口平台或简易井口平台。
典型的井口平台见图1-2-9
②生产处理平台：
生产平台亦称中心平台，它集原
油生产处理系统、工艺辅助系统、公
用系统、动力系统及生活楼于一体。
生产平台具有将各井口平台的
来液进行加工处理的能力，也要有向各井口平
台提供动力以及监控井口平台生产操作的功
能。
生产平台按用途可分为：常规生产平台；
生产、生活、动力平台；钻井、生产、生活、
动力平台以及生活、动力平台等。
生产平台汇集了各井口平台的来液后，经
三相分离器将来液的油、气、水进行分离。原
油在原油处理系统中经脱水达到成品油要求
后输送到储油平台或其它储油设施中储存；三
相分离器分离出的天然气经气液分离、压缩等
一系列处理后供发电机、气举和加热炉等用户使用，多余的天然气进火炬系统烧掉；分离器分离出的含油污水进入含油污水处理系统进行处理，合格的含油污水排海或回注地层。
典型的生产平台见图1-2-10
③储罐平台：
储罐平台是将原油储罐设置在平台上，中心平台处理合格的原油在储罐平台储存。储罐平台的大小要根据油田规模和穿梭油轮的大小来综合考虑。储罐平台由于投资较高，储油能力有限，已不常用。
为了外输原油，有时设置海上码头。典型的储罐平台和海上码头见图1-2-11： 图1-2-9 典型的井口平台
图1-2-10 典型的中心平台
4）海上钢质固定平台的优缺点
钢质固定平台的优点是：①技术成熟、可靠；②在浅海和中深海区使用较为经济；③海上作业平稳和安全。钢质固定平台的缺点是：①随着水深的增加费用显著增加；②海上安装工作量大； ③制造和安装周期长； ④当油田预测产量发生变化时，对油田开发方案进行调整的适应性受到限制。
（2）重力式平台
重力式平台是与桩基平台不同的另一种形式的平台。它不需要用插入海底的桩去承担垂直荷载和水平荷载，完全依靠本身的重量直接稳定在海底。根据建造材料的不同，又分为混凝土重力式平台和钢重力式平台两大类。
1）混凝土重力式平台
把混凝土重力式结构物用于岸边和浅水地带已有悠久历史，而用于外海却在 70年代以后。目前，混凝土平台可以适应从浅到深的各种水深。混凝土重力式平台的结构见图1-2-2。
①组成部分：混凝土平台由沉垫、甲板和立柱三部分组成。已建成和正在研究、设计的混凝土平台种类繁多，有把底座做成六角形、正方形、圆形，也有把立柱做成三腿、四腿、独腿的等各种形式。
(a)底座：底座是整个建筑物的基础。为了抵抗巨大的风浪推力，要求平台有很大的底座结构，而较大的底座又正好可以用来储存原油，这就使得混凝土平台具备了把钻、采、储三者兼顾起来的优点。
图1-2-11 典型的储罐平台和海上码头
(b) 甲板：甲板为生产提供工作场所，在甲板上可安装各种生产处理设施和生
活设施。
(c) 立柱：立柱连接在沉垫
和甲板之间，用于支撑甲板。
②建造过程：混凝土平台
的建造相当复杂，采用类似桩
基平台的常规建造办法是行不
通的。图1-2-12是这种平台建造
的简要过程。
第一步：在干坞内建造底
座的下半部分，如图1-2-12(a)。
因为底座底面积大，重量也大，
所以不能在一般的船坞或滑道
上建造，只能在地基较好的岸
边挖出一块施工预制场地，并
用围堰把施工场地和海水隔开，这块预制场地就叫干坞。
第二步：在干坞内建造至预定高度后，注入海水和海平面一致（向底座内注压载水使其固定），打开船坞闸，排除压载水，使底座上浮，用拖船把底座从干坞内拖出，如图1-2-12(b)。
第三步：把底座拖至岸边比较深的、隐蔽较好的施工水域，在海面上锚泊，采用滑动施工法建造底座上部，如图1-2-12(c)。
第四步：用滑动施工法继续浇注立柱，如图1-2-12(d)。
第五步：用拖轮把结构物拖至深水海域，以便安装甲板，见图1-2-12(e). 第六步：向底座注入压载水，使结构物下沉到海水没至立柱上部左右，再安装甲板，1-2-12(f).
第七步：在甲板上安装各种模块，见图1-2-12(g)。
第八步：排出压载水，使结构物上浮，用拖轮拖至预定地点，见图1-2-12(h)。 第九步：平台位置确定后，注入压载水，边下沉边调节，使之准确安装在海底，见图
1-2-12(m).
图1-2-12 混凝土平台建造过程示意图
③重力式平台的优缺点：
（a）优点：
●节省钢材。如两座挪威人建造的康迪普平台，耗钢量分别为1.2万t及
1.5万t，而同样条件的桩基钢平台耗钢达
2.0-4.0万t.
●经济效果好。采用廉价的混凝土材料。在北海，用混凝土重力式平台
比钢导管架平台更为经济。估计总成本可节省20%。而且，混凝土重力式平台的底座（沉箱）可以储油，因而经济效益十分显著。
●海上现场安装的工作量小。这主要是因为全部结构在干坞和岸边隐藏
的深水施工水域中已经建造完毕，因而避开了海况恶劣的深水现场安装工作。
●海上安装工艺比钢结构简单些。不需要在海底打桩。
●甲板负荷大，在立柱中钻井安全可靠。
●防海水腐蚀、防火、防爆性能都好。
●维修工作量小，费用低，使用寿命长。
（b)缺点：
●对地基的要求高。混凝土平台对地基的要求较高，这是区别于桩基平
台的显著特点之一。一座混凝土平台能否正常工作，除取决于它本身的结构强度外，另一个重要的因素就是看它能否稳坐在海底，由于受巨大风浪力和地震力等的影响，混凝土重力平台对地基的要求远比桩基平台高。因而，基础设计的好坏，常成为重力式平台成败的关键。
●结构分析比较复杂。
●制造工艺复杂。
●岸边需有较深的、隐蔽条件较好的施工场地和水域。
●拖航时阻力大。
●冰区工作性能差。
2）钢质重力式平台
除混凝土重力式平台外，钢质重力式平台也是重力式平台的一个重要分支。如图1-2-13所示，整个平台由沉箱、支承框架和甲板三部分组成，沉箱兼作储罐。建造时，先把各个沉箱、支承框架、甲板分别预制，而后在岸边组装成整体，再拖运到井位下沉安放。
和混凝土平台相比，钢质重力式平台的储油
量虽小，但在对储量要求不大的情况下，钢质重
力式平台反而有较高的经济效益。又由于它比混
凝土平台轻得多，所以预制过程中不需要较深的
施工水域，拖航时要求的拖航马力小，使用中对
地基承载力的要求也不高。
钢质重力式平台避免了混凝土平台许多缺
点，但在省钢材、耐腐蚀、储油量、隔热等方面，
都不如混凝土平台，这又是它的缺点。
3）人工岛
人工岛是在海上建造的人工陆域，人们在人
工岛上可以设置钻机、油气处理设备、公用设施、
储罐以及卸油码头。
人工岛按岸壁形式可分为护坡式人工岛和
沉箱式人工岛。
护坡人工岛如图1-2-14，由砾
石筑成，砂袋或砌石护坡。先由
底部开口的驳船向岛的四周抛填
砾石，接着码放砂袋，稍高出水
面形成水下围堤，然后填充岛体。
沉箱式人工岛又可分为钢沉
箱围闭式人工岛，钢筋混凝土沉
箱围闭式人工岛和移动式极地沉箱人工岛。沉箱式人工岛的特点是由一个整体沉箱或多个钢或钢筋混凝土沉箱围成，中间回填砂土。沉箱可在陆上预制，然后自浮拖至现场安装就位，通过调节水下砂基床的高度以使沉箱适用于不同的水深，人工岛不再使用时，可排除压载，起浮后拖到其它地点再用。
目前钢沉箱围闭式人工岛能成功地用于26m 水深。如图1-2-3所示。
4）顺应型平台
图1-2-13 钢质重力式平台
图1-2-14 护坡式人工岛
所谓顺应型平台是指在海洋环境载荷作用下，围绕支点可发生允许范围内某一角度摆动的深水采油平台。这种平台是一种细长的框架结构，沿高度方向的横截面一般不变。框架每隔一定的高度有重复的结构形式，井槽在平台的中部。有的顺应型平台在每个角各有数根桩支持，桩穿过导管打下后，桩顶部约高出泥线某一高度，套管约上至平台高度的一半，桩与导管之间灌注水泥浆，凝固后便组成一套管与桩的组合体，在这个组合体的顶部附接导管架。这样大的长度提供了足够的轴向弹性来产生柔性复原力，调整组合体的长度可得到系统适应不同环境的结构参数。有的顺应型平台或／和借助牵索（如绷绳塔平台）用一些浮筒（如浮塔式平台）来产生复原力，浮筒也可给平台提供向上的浮力，从而可减少结构的轴向压力。见图1-2-15。
图1-2-15 牵索塔式顺应型平台
顺应型平台的特点如下：
①自振周期大，刚性小，故随着波浪的作用而运动。而由组合体（由桩和套
管组成）和导管架形成的阻尼器却使其运动幅度大大减小，具有很好的抗疲劳特
性。
②可用铰接接头或大型浮筒和阻尼器，不需要因限制甲板运动而安装特别装
置。
③建造简单。一般工程与建造时间少于2年。
④重复结构和定型构件很多；
⑤横截面积小，重量轻，起重安装容易；
⑥可按常规方法运输、下水和直立作业。
⑦由于重量轻，结构简单和安装方便，与常规钢导管架相比费用低。
2．浮式生产系统
典型的浮式生产系统是指利用改装（或专建的）半潜式钻井平台、张力腿平台、自升式平台或油轮放置采油设备、生产和处理设备以及储油设施的生产系统。
浮式生产系统最大的特点就是可实现油田的全海式开发。由于其可重复使用，因此被广泛用于早期生产、延长测试和边际油田的开发过程中。目前，随着科技的发展，许多大型油田也都采用浮式生产系统。
我国大部分海上油田都采用浮式生产系统。
浮式生产系统分为：①以油轮为主体的浮式生产系统；②以半潜式钻井船为主体的浮式生产系统；③以自升式钻井船为主体的浮式生产系统；④以张力腿平台为主体的浮式生产系统。
（1）以油轮为主体的浮式生产系统
以油轮为主体的浮式生产系统分为浮式生产储油装置（FPSO）和浮式储油装置（FSO）两种。
FPSO是把生产分离设备、注水（气）设备、公用设备以及生活设施等安装在一艘具有储油和卸油功能的油轮上。油气通过海底管线输到单点后，经单点上的油气通道通过软管输到油轮（FPSO）上，FPSO上的油气处理设施将油、气、水进行分离处理。分离出的合格原油储存在FPSO上的油舱内，计量标定后用经穿梭油轮运走。
FSO也是具有储油和卸油功能的油轮，但它没有生产分离设备以及公用设备，通过海管汇集来的合格原油直接储存到FSO的油舱中，由于没有油气生产设备，可直接将旧油轮稍加改装就可以成为FSO，相对于FPSO来说，FSO建造工期短。
FPSO的形式见图1-2-4。
浮式生产储油装置采用新建和旧油轮改造两种方式。采用哪种方式取决于油
田寿命和开发方式。在油田寿命较长的情况下，新建油轮优于旧油轮改造。这是因为新建油轮具有较长的使用期限，而改建油轮花费的结构改建费和维修费大大超过了已有船体的经济受益。然而，对于油田早期开发来说，由于改建油轮费时少，改建油轮更为合适。
浮式生产储油装置具有以下优点：
①初始投资低。因可以低价购置当前过剩油轮，可大大降低投资成本。
②海上安装周期短。不必动用大型浮吊。由于油轮可在船厂建造，因而可降低海上安装费和减少海上安装周期。
③储油能力大。FPSO上船舱的储油能力可根据油田产能和穿梭油轮来船周期进行设计，因此不必建造储罐平台或输送到陆上储存。另外由于卸油和卖油可直接在海上进行，因此对穿梭油轮吨位选择的范围较大。
④甲板面积大。有利于油气处理设备的安装，油气水能很好地分离和处理。
⑤可重复使用。
浮式生产储油装置的缺点是：
①受海况的影响较大。恶劣的海况条件如台风、冰等对FPSO影响较大，因此在设计时要考虑FPSO对单点的解脱，以避开恶劣的海况。FPSO解脱后，油田要停产，因此要考虑停产的损失，以及恢复生产的困难。另外穿梭油轮与FPSO的连接受海况的影响也比较大，因此靠船的方式要专门进行研究。
②稳定性差。由于FPSO漂浮在
海上进行生产，受海浪、气候以及
卸油的影响，船体的稳定性较固定
平台差。因此甲板上的油气生产设
备要考虑防止船体的摇摆。
③设备的布置要考虑周密。住
房应靠近船艏部，以利于船员的安
全。火炬的位置应布置的远离住房
和直升机甲板。生产设施尽可能布
置在船的重心附近，以减少船的摆
动影响。图1-2-16 半潜式生产系统
（2）以半潜式钻井船为主体的浮式生产系统
该种生产系统的主要特点是把采油设备（采油树等）、注水（气）设备和油
气水处理等设备，安装在一艘经改装（或专建的）半潜式钻井船上。见图1-2-16。
油气从海底井经采油立管（刚性或柔性管）上至半潜式钻井船（常用锚链系
泊）的处理设施，分离处理合格后的原油经海底输油管线和单点系泊系统，再经
穿梭油轮运走。这种生产系统的优点是：
①稳定性好，可适用于恶劣的海况条件；
②具有一定的储油能力；
③可利用船上的钻机进行打井、完井和修井作业。
缺点是：
①要另建系泊系统以便穿梭油轮卸油作业；
②改装时间长，成本高；
③如果储油能力不足，油田可能停产。
（3）以自升式钻井船为主体的浮式生产系统
该种生产系统是利用自升式钻井船改装的（图1-2-17）。其上可放置生产与处
移动。自海底油井出来的油气上至
自升式平台分离处理后，再经海底
管线和系泊系统输至油轮运走。这
种系统常用于油田延长测试及边际
油田的开发。
（4）以张力腿平台为主体的浮
式生产系统
图1-2-17 以自升式钻井船为主体的浮式生产系统张力腿平台可以看做一个垂直
锚系的半潜式平台（图1-2-18）。虽然张力腿平台不储油，不装油，但这种平台是
开发深水油田的一个具有很大竞争力的形式。
这种结构的外形减小了垂向波浪力的影响，因而也就减小了系泊系统的受力
变化，上部结构设计成足以承受油田开发各个阶段的载重量，不论在拖航条件，
还是在垂直系泊时都能保持稳定。这种形式的主要优点是：升沉、纵摇和横摇运
动在很大程度上被控制，这就大大地简化了立管与浮动设备之间的输送系统。
3．水下生产系统
随着海洋石油工以及人们对
降低成本的不断追求，海洋石油
技术从海面发展到了水下，并从
单井水下采油树发展到多井水下
采油树，直至最近致力于研究的
全部油气集输系统都放到水下的
种种方案。典型的水下生产系统
由水下设备及水面控制设施组
成。水下设备包括：水下采油树
和水下管汇中心，水上控制系统放置在浮式生产系统上，对水下设备进行控制及维修作业。水下设备和水上控制设施构成了一套完整的水下生产系统，见图1-2-7。
水下生产系统是将采油树放到海床上，水下采油树采出的井液通过水下管汇中心，水下管汇中心完成对各井井液的单井计量、汇集、增压后通过海底管线输送到浮式生产系统上进行处理和储运。水上控制系统通过水下管汇中心对水下井口进行控制、关断、注水、注气、注化学药剂以及维护作业。
（1）水下生产系统的主要设备
１）水下采油树（见图1-2-19）
水下采油树分为干式、湿式、干
／湿式和沉箱式四种形式。
①干式水下采油树：干式水下采
油树就是把采油树置于一个封闭的
常压、常温舱里，通常称之为水下井
口舱，维修人员可以像在陆地上一样
在舱内进行工作。水下井口舱通过上
部的法兰与运送人员和设备的服务舱连接，然后打开法兰下面起密封作用的舱孔，通过这个舱孔操作人员和井口设备可以进入水下井口舱进行工作。一般水下井口舱的容积可以容纳二、三个人舒适地工作。
图1-2-18 以张力腿平台为主体的浮式生产系统
图1-2-19 水下采油树
通常水下井口舱内在无人状态下是充满氮气的，需要操作人员进入时，必须排出氮气并充入空气。对于干式采油树这种操作形式，水下井口舱和服务舱应配有几套生命维护系统，包括供氧系统、连续监测系统、取样系统及独立的安全系统。
由于干式采油树对操作人员存在潜在的危险，而且结构复杂、设备仪器繁多，因此技术难度较大、成本高，逐渐为其它形式的采油树代替。
②干／湿式水下采油树：干／湿式水下采油树的特点是可以干／湿转换，当正常生产时，采油树呈湿式状态，当进行维修时，由一个服务舱与水下采油树连接，排空海水，使其变成常温常压的干式采油树。
干／湿式采油树主要由低压外壳、水下生产设备、输油管连接器和干／湿式转换接头组成。低压外壳是一个按照ASME规范设计的外压容器，其上部开孔，当要创造一个干式环境时，其配合环与干／湿式转换接头相接，形成封闭的容器；干／湿树转换接头的外型是一个锥型外壳，操作时，底部与低压外壳的配合环连接，顶部与潜水服务舱连接，以后的工作方式基本和干式采油树相同。
③沉箱式水下采油树：沉箱式采油树也称插入式水下采油树，是把整个采油树包括主阀、连接器和水下井口全部置于海床以下9.1～15.2m深的导管内，在海床上的部分很矮，一般高于海床2.1～4.6m，而常规水下采油树高于海床10.7m左右，这样采油树受外界冲击造成损坏的机会就大大减少。
沉箱式水下采油树分为上下两部分，上部主要包括采油树下入系统、控制系统、永久导向基础、出油管线及阀门、采油树帽、输油管线连接器和采油树保护罩等。下部采油树包括主阀、连接器和水下井口等。
但是沉箱式水下采油树的最大缺点是价格高于一般的湿式采油树40%左右，并且不能显示出比常规湿式水下采油树更突出的特点及广泛的适用性，使其应用受到一定的限制。
④湿式水下采油树：我们现在最常用的水下采油树形式则是湿式采油树，即采油树完全暴露在海水中。因为金属材料防海水腐蚀的性能、遥控装置的发展以及水下作业的水平越来越先进，而这种形式又是几种不同类型的采油树中相对简单的，因此就逐渐为石油公司所选用，在本文中我们也就主要介绍这种形式的水下采油树。
所有的湿式水下采油树的结构、基本部件及其功能都是相同的，这些部件主要有采油树体、水下井口、采油树与井口连接器、采油树与海底管线连接器、采油树阀件、永久导向基础、采油树内外帽、控制系统等。
20世纪60～80年代期间，水下采油树主要采用立式结构（区别于后来的卧式结构），该名称缘于采油树油管空间的三个主要阀门（生产主阀、生产翼阀及井下安全阀）安置在一条垂直的线上。而20世纪90年代的最新技术是采用卧式采油树，其树体为整体加工的圆筒，生产主阀和生产翼阀均在树体外面，成水平排列，因而称为卧式。打开树帽，可以将油管及电潜泵直接提出油井，可以不挪动采油树，大量节省了时间，使修井变得简单易行。在使用立式采油树的水下生产系统中，如果修井就必须将水下采油树移开，露出井口才可以进行修井，操作比较困难且需较长时间的停产。两相比较，新的卧式采油树得到了广泛的应用。
2）水下管汇中心（UMC ）
水下管汇中心（见图1-2-20）
也是水下生产系统的一种主要设
备，其功能与一座固定平台相似，
可在恶劣海区和深海区安全可靠
地进行油气田开发，也可与浮式
生产系统配合开发边际油田，及
对远离中心平台的卫星油田进行
开发。
水下管汇中心主要具有以下
功能：可通过底盘钻海底丛式井和连接卫星井；汇集和控制底盘井和卫星井产出的井液，通过海底管线输往附近的平台进行油气处理；将来自附近平台经过处理的海水注入注水井中，保持地层压力；输送来自水面的气体至各井口，实现气举；从上部设施通过 UMC 向各井泵送TFL(Through Flow Line) 工具；向各井注入化学药剂；通过管汇对单井的产液特性进行测试和计量；实现从平台进行的遥控操作等。
水下管汇中心主要由以下部分组成：
①底盘：底盘一般主要由大管径制成的结构框架组成，一方面为UMC
下入海图1-2-20 水下管汇中心
底提供浮力，另一方面也是钻井导向和设备支撑基座及其保护架。
②管汇系统和保护盖：从底盘井和卫星井产出的井液，在管汇聚集后通过海底管线输往平台，平台上经过处理的海水经管汇分配至各注水井，除此之外，管汇系统还具备油水井测试、压井、化学药剂注入、修井时的通道及管线清洗等功能。管汇根据油田不同的生产要求配置一定数量的管线，分别负责井液的测试和计量、注水分配、化学药剂注入及修井等。控制各系统通往各单井的阀门组沿相应的管线布置。
③电液控制与分配系统：控制系统设备是永久性地安装在水下管汇中心的结构上的，易损坏的控制系统电液元件安装于可取式控制模块中，该控制模块可以是一个阀门组，控制模块的安装位置使ROV（水下机器人）可以很方便的进行维修和操作。由于电液分配系统的不可替换和不易维修，一般都会留出较大的余量。
④液压储能装置：液压储能装置与供液设备和回路管线相连接，以提供液压储能防止回压的过分波动，且当平台上的液压泵出现问题时，储能器至少在24小时（或一定时间内）可维持足够的液体压力使管汇正常工作。
⑤化学药剂注入装置。
⑥ROV轨道：为便于维修，可以用ROV拆卸水下管汇中心和控制系统的所用组件，因此在各阀门组和控制系统模块旁设置了ROV作业轨道（沿轨道两边布置），轨道置于水下管汇中心的中部，ROV将从作业船释放下来并沿此轨道到达工作位置。
⑦连接卫星井输油管线和控制管线用的“侧缘”：卫星井到管汇中心的输油管线和控制管线用的连接设备，沿着底盘结构的每一侧分布。在入口端，输油管线与安装在四边的相配连接件相连，控制管线和液压管线也连接在相应的四边上。
通往管汇中心的输油管线和控制管线在钻井船上用遥控操作工具拉入或连接，操作工具一般用钻杆下入，采用液压驱动方式完成拉入和锁定动作。
⑧前缘：水下管汇中心的前缘用来把输油管线、控制管线、液压管线和化学药剂注入管线与平台连接起来。前缘上还包括其余的供电管线、通讯电缆、液压管线、化学药剂注入软管束、TFL服务管线等。
（2）水下设备的控制系统
水下设备的控制系统一般安装在附近水面的设施上，如半潜式钻井船、FPSO
等浮式生产系统，并通过海底管缆对水下设备进行遥控操作。
控制系统的主要功能是：①对水下设备的各种阀门进行遥控操作；②对水下设备的各种传输数据进行监测。
水下控制系统的控制方式为：①直接液压控制；②导向液压控制；③程序液压控制；④电动液压控制；⑤复合控制。
选择不同的控制系统的因素很多，如距离、水深、井数和控制功能等。但关键因素是简单可靠、灵活和安全。
（3）水下生产系统的主要优点
①使用水下采油方法，有利于实现早期开发。这样，在发现油田之后一至二年内，便能开始实际生产，从而大大缩短了常规的发现油田到投产之间的时间。
②可充分地利用已钻探井和评价井来采油，使其不至于白白放弃，即便有些探边井打到油区之外，也可以用它们来注水。
③油层深度较浅的油田，在平台控制范围以外地区，可以用水下采油树开采并回接到平台上。
④水下采油系统由于花费较少，尤其是在井数较少和深水地区，投资相对其它系统节省显著。因此能使一些效益不好的边际油田得以开发。
⑤有些水下采油系统可从海底直接采油、采气而不需建采油平台。这种情况下不仅节约资金，对采油设施避免水面狂风恶浪和冰的影响也有一定意义。
⑥开发后期，当平台井位已满情况下，为了提高采收率而补打的加密井，可用水下采油树开采，并回接到平台上。
⑦开采结束后，水下装置可以轻易而且经济地打捞上来，一则节省了平台拆除所需的大量金钱，二则有些设备还可重复使用。
⑧在一些极端条件下，如水深超过900m，以及北冰洋的酷寒条件等情况下，水下采油一般都能获得成功。
目前，水下技术日趋成熟，并已在全世界得到普遍应用。
4、海上其它新型生产设施
为降低成本，各国对海上生产设施进行了优化和简化，比较典型的是海上轻型平台和筒形基础平台。
（1）海上轻型平台
轻型平台是国外在油价长期低迷、整装海上油田多进入中后期、而边际油田日益增多等海域中得到成功应用。
轻型平台有单腿、两腿和三腿结构型式。
单腿轻型平台有别于传统导管架平台的最大特点，在于它多采用单腿柱型式并辅以水下的斜撑，从而大大减少了平台腿柱和桩的用钢量和海上施工量，相应地使平台造价为之降低。
单腿柱的平台结构有两种基本类型：
一类是以钻井的隔水导管作为腿柱，再在水下加设斜撑而构成平台的下部结构，斜撑的方式可据具体情况和应用的经验而有多种，如2撑、3撑、4撑，与腿柱采用机械连接、与腿柱采用焊接，与腿柱的结点在水上以及与腿柱的结点在水下等，斜撑用桩固定于海床。此类平台配有单层至三层的上部甲板，作为单井平台
或配以计量分离器、井控、
化学药剂注入等设备可支
持4~6口井的生产。他们多
与已有的中心平台配合使
用，或者依托近岸的陆上
生产设施进行生产。
另一类此种平台不采
用隔水导管作腿柱，而是
采用更大直径（如3m ）的
单腿柱环套其外作为平台
的支撑。腿柱的下端位于泥面以上，腿柱用3根或4根斜撑支持并辅以必要的横撑，用桩固定于海床。
北部湾W11-4C 平台是国内海上第一座轻型井口平台，其结构型式为三桩两腿单层井口平台，见图1-2-21。
（2）筒型基础平台
严格地说，筒型基础平台是简易平台的一种，在滩海导管架平台中，桩的用钢量约占平台结构用钢量的一半，平台的海上打桩和安装费用约占造价的一半，所以，改革传统桩基对降低平台造价具有重要意义。
图1-2-21 简易井口平台
台
全球海洋油气勘探开发前景大揭底 发布时间：2011-11-14信息来源： 海洋石油资源量约占全球石油资源总量的34%，世界对海上石油寄予厚望。由于浅水油气产量的下降、勘探开发技术的进步及深水油气田平均储量规模巨大，吸引着许多油公司都竞相涉足深海豪赌，展示了世界海洋石油工业良好的发展前景。2030年99.72亿吨油当量的油气需求要得以满足，再加上陆上石油资源危机问题日渐突出，因此急需寻找储量的接替区域。而未来石油界的希望应该在海上。而且对于石油公司来说，海上油气的基础设施不易遭到恐怖袭击的破坏，这点使海上油气的勘探开发更有吸引力。研究世界海洋石油工业的现状特别是发展趋势，无论对于整个世界石油工业，还是对于未来世界经济的发展，都有非常重要的意义。 世界海洋石油资源量占全球石油资源总量的34%，全球海洋石油蕴藏量约1000多亿吨，其中已探明的储量约为380亿吨。目前全球已有100多个国家在进行海上石油勘探，其中对深海进行勘探的有50多个国家。 2003年世界海洋石油生产量达12.57亿吨，约占世界石油总生产量的34.1%;2003年世界海洋天然气生产量达6856亿立方米，占世界天然气总生产量约25.8%.1992年世界海洋石油生产量所占份额为26.5%，2002年提高到34%.1992年世界海洋天然气生产量所占份额为18.9%，2002年提高到近25.4%.2003年，世界海洋石油生产量比上年增长3.7%，稍高于世界石油生产量3.5%的增长率。1992-2002年世界石油生产量年均增长率为1.1%.在3.7%的增长速度下，世界海洋石油产量的增长速度是世界石油生产总量增速的3倍多，预计今后几年海洋石油生产仍将以更高的速率增长。2003年，海洋石油生产增速最快的地区依次是：中东11%、北美和中美7.3%、南美 深海石油的勘探开发是石油工业的一个重要的前沿阵地，是风险极高的产业。虽然国际上诸如北海、墨西哥湾、巴西以及西非等地深海石油开发已经有了极大的发展，但代价是极高的。与大陆架和陆上勘探钻井作业相比，深水作业的施工风险高、技术要求高、成本非常昂贵，因而资金风险也极高。 世界海洋油气产量将从2004年的3900万桶油当量/天增加到2015年的5500万桶油当量/日。2004年海洋油气产量分别占全球总产量的34%和28%，到2015年将分别达到39%和34%.而且该报告指出，世界海上石油产量从1960年开始，一直在稳步上升，大约在2010年左右将达到一个峰值。从各大区域来看，北美海上石油产量仍将有小幅度的增加，而西欧海上石油产量自2000年达到峰值后，将一直保持下降的势头。到2015年，非洲、中东和拉丁美洲将占世界海洋石油产量的50%以上。
中石化目前有以下14个油田企业，其中11个油田： 胜利油田 中原油田 河南油田 江汉油田 江苏油田 西南油气分公司 上海海洋油气分公司 西北油田 华东分公司 华北分公司 东北油气分公司 管道储运分公司 天然气分公司 勘探南方分公司 各油田简单情况介绍如下： 1.胜利油田 中国石油化工股份有限公司胜利油田分公司（以下简称胜利油田分公司），位于黄河下游的山东省东营市，工作区域分布在山东省的东营、滨州、德州等8个市的28个县（区）和新疆的准噶尔、吐哈、塔城，青海柴达木、甘肃敦煌等盆地。 胜利油田分公司经过近50年的勘探开发建设，胜利油田分公司勘探面积已达19.4万平方公里，拥有石油资源量145亿吨，天然气资源量24185亿立方米；累计探明石油地质储量50.66亿吨，探明天然气地质储量2383亿立方米；累计生产原油9.9亿吨，生产天然气443.7亿立方米；新增探明储量连续28年保持在1亿吨以上，原油产量连续15年保持在2700万吨以上，连续14年实现年度储采平衡，为中国石化“东部硬稳定，西部快发展”战略的实施做出了重大贡献。2010年，胜利油田分公司生产经营取得良好业绩，新增探明石油地质储量1.12亿吨、控制储量1亿吨、预测储量1.43亿吨；生产原油2734万吨，生产天然气5.08亿立方米；加工原油172.24万吨，均完成年度目标任务。
地址：山东省东营市东营区济南路258号 2.中原油田 中国石油化工股份有限公司中原油田分公司（以下简称中原油田分公司），主要从事石油天然气勘探开发、炼油化工、油气销售等业务领域，公司本部位于河南省濮阳市。主要勘探开发区域包括东濮凹陷、川东北普光气田和内蒙探区。2010年，新增探明油气地质储量1341万吨，生产原油272.5万吨、天然气58.3亿立方米、硫磺102.6万吨，加工原油、轻烃87.5万吨。 东濮凹陷横跨豫鲁两省，面积5300平方千米，累计探明石油地质储量5.85亿吨、天然气地质储量1351.77亿立方米，生产原油1.29亿吨、天然气333.1亿立方米。近年来，油田坚持以油藏经营管理为主线，深化复杂断块群精细研究和构造岩性油气藏勘探，强化油藏精细描述、开发井网分类调整和技术配套集成，连续五年每年新增探明油气地质储量1000万吨以上，水驱控制和动用程度大幅提高，自然递减得到有效控制，稳产基础不断增强。 普光气田位于川东北，面积1116平方千米，探明天然气地质储量4121.73亿立方米，是国内迄今规模最大、丰度最高的海相碳酸盐岩高含H2S、CO2大气田。气田2010年6月全面投产，共投产39口开发井、16座集气站、6套净化联合装置和硫磺外输铁路专用线，形成年100亿立方米生产能力、120亿立方米净化能力和240万吨硫磺生产能力。 内蒙地区拥有3万多平方千米的勘探面积，通过大打勘探进攻战，呈现出探井有好显示、试油有新成果、研究有新进展的良好态势。目前已建成10万吨原油生产能力，成为油田重要的油气资源接替战场。 地址：河南省濮阳市中原路277号 3.河南油田 中国石油化工股份有限公司河南油田分公司（以下简称河南油田），位于豫西南的南阳盆地。工矿区横跨河南南阳、驻马店、周口、新疆巴州和伊犁等地市。下属15个二级单位，勘探开发30多年来，发展成为集石油勘探、油气开发、规划设计等为一体的综合型石油化工企业。 河南油田始终把油气勘探放在首位。1970年开始勘探，1971年8月在南阳凹陷东庄构造发现工业油气流，先后在泌阳、濮阳、焉耆等多个盆地钻探出油，1972年5月1日成立南阳石油勘探指挥部，河南油田正式诞生。2009年11月准格尔盆地西北隆起带春光区块划归河南油田，截止2010年底，探区内共探明油气田16个，含油面积202.47平方千米，累计探明油气地质储量3.3亿吨（油当量），为全国中小盆地勘探提供了成功经验，先后被授予全国地质勘查功勋单位和全国地质勘探先进集体荣誉称号。在勘探油气的同时，先后又探明安棚碱矿、舞阳盐田，地质储量分别为5000多万吨、2000多亿吨。 4.江汉油田 中国石油化工股份有限公司江汉油田分公司（以下简称江汉油田分公司），位于美丽富饶的江汉平原，本部设在中国明星城市湖北潜江市，北临汉水，南依长江，东距九省通衢之都武汉150千米，西距历史文化名城荆州60千米，地理位置优越，交通条件便利。截至2010
海上油气开采工程与生产系统 中海工业有限公司 第一章海上油气开采工程概述 海底油气资源的存在是海洋石油工业得以进展的前提。海洋石油资源量约占全球石油资源总量的34%，全球海洋石油蕴藏量约1000多亿吨，其中已探明的储量约为380亿吨。世界对海上石油寄予厚望，目前全球已有100多个国家在进行海上石油勘探，其中对深海进行勘探的有50多个国家。 一、海上油气开采历史进程、现状和今后 一个多世纪以来，世界海洋油气开发经历如下几个时期： 早期时期：1887年～1947年。1887年在墨西哥湾架起了第一个木质采油井架，揭开了人类开发海洋石油的序幕。到1947年的60年间，全世界只有少数几个滩海油田，大多是结构简单的木质平台，技术落后和成本高昂困扰着海洋石油的开发。 起步时期：1947年～1973年。1947年是海洋石油开发的划时代开端，美国在墨西哥湾成功地建筑了世界上第一个钢制固定平台。此后钢平台专门快就取代了木结构平台，并在钻井设备上取得突破性进展。到20世纪70年代初，海上石油开采已遍及世界各大洋。 进展时期：1973年～至今。1973年全球石油价格猛涨，进一步推进了海洋石油开发的历史进程，特不是为了应对恶劣环境的北海和深水油气开发的需要，人们不断采纳更先进的海工技术，建筑能够抵御更大风浪并适用于深水的海洋平台，如张力腿平台（TLP）、浮式圆柱型平台（SPAR）等。海洋石油开发从此进入大规模开发时
期，近20年中，海洋原油产量的比重在世界总产油量中增加了１倍。进军深海是近年来世界海洋石油开发的要紧技术趋势之一。 二、海上油气开采流程 海上油气田开采可划分为勘探评价、前期研究、工程建设、油气生产和设施弃置五个时期： 勘探评价时期：在第一口探井有油气发觉后，油气田就进入勘探评价时期，这时开发方面的人员就开始了解该油气田情况，开展预可行性研究，将今后开发所需要的资料要求，包括销售对油气样品的要求，提交勘探人员。 前期研究时期：一般情况，在勘探部门提交储量报告后，才进人前期研究时期。前期研究时期要紧完成预可行性研究、可行性研究和总体开发方案(ODP)。前期研究时期也将决定油气田开发基础，方案的优化是最能提高油气田经济效益的手段。因此，在可行性研究和总体开发方案 ( ODP ）上都要组织专家进行审查，并得到石油公司高级治理层的批准。 工程建设时期：在工程建设时期，油藏、钻完井和海洋工程方面的要紧工作是成立各自的项目组，建立有效的组织结构和治理体系，组织差不多设计编写并实施，对工程质量、进度、费用、安全进行全过程的治理和操纵，使之达到方案的要求。油藏项目组要紧进行随钻分析和井位、井数等方面调整；钻完井项目组紧密与油藏项目组配合进行钻井、完井方案的实施；海洋工程项目组负海上生产设施的建筑；生产方面的人员也会提早介入，并进行投产方面的预备。
海洋石油生产集输系统 第一节概述 1 海上油田生产集输系统 海上油气田的生产就是将海底油（气）藏中的原油或天然气开采出来，经过采集、油气水初步分离与加工，短期的储存，装船运输或经海管外输的过程。 由于海上油气的生产是在海洋平台上或其它海上生产设施上进行，因而海上油气的生产与集输，有其自身的特点。 2 海上油气生产与集输的特点 1.生产设施应适应恶劣的海况和海洋环境的要求 2.满足安全生产的要求 3.海上生产应满足海洋环境保护的要求 4.平台上的设备更紧凑、自动化程度更高 5.要有可靠、完善的生产生活供应系统 6.独立的发电／配电系统 7.可靠的通讯系统是海上生产和安全的保证 3 油气的开采和汇集 海上油气的开采方式与陆上基本相同，分为自喷和人工举升两种。 目前国内海上常用人工举升方式为电潜泵采油。由于电潜泵井需进行检泵作业，因此平台上需设置可移动式修井机进行修井作业，或用自升式钻井船进行修井。 采出的井液经采油树输送到管汇中，管汇分为生产管汇和测试管汇。 测试管汇分别将每口井的产出井液输送到计量分离器中进行分离并计量。一般情况下，在计量分离器中进行气液两相分离，分出的天然气和液体分别进行计量。液相采用油水分析仪测量含水率，从而测算出单井油气水产量。 生产管汇是将每口油井的液体汇集起来，并输送到油气分离系统中去。第1 页（共21 页） 4 油气处理系统 从生产管汇汇集的井液输送至三相分离器中，三相分离器将油、气、水进行初步分离。分离出的原油因还含有乳化水，往往需要进入电脱水器进一步破乳、脱水，才能使处理后的原油达到合格的外输要求。分离出的原油如果含盐量比较高，会对炼厂加工带来危害，影响原油的售价，因此有些油田还要增加脱盐设备进行脱盐处理。为了将原油中的轻烃组分脱离出来，降低原油在储存和运输过程中的蒸发损耗，需要进行原油稳定，海上油田原油稳定的方法采用级次分离工艺，最多级数不超过三级。 处理合格的原油需要储存。储存的方法一般有两种： 1. 储存在平台建原油储罐。 2. 储存在浮式生产储油轮的油舱中。 储存的合格原油经计量后可以用穿梭油轮输送走，也可以通过长距离海底管线直接输送到陆上。 分离器分离出的天然气进入燃料气系统中，燃料气系统将天然气脱水后分配到各个用户。平台上燃料气系统的用户一般为：燃气透平发电机、热介质加热炉、蒸气炉等。对于某些油田来说，天然气经压缩可供注气或气举使用。低压天然气可以作为密封气使用，也可以用做仪表气。多余的天然气可通过火炬臂上的火炬头烧掉。 分离器分离出的含油污水进入含油污水处理系统中进行处理。 常规的含油污水处理流程为：从分离器分离出来的含油污水进入撇油罐进行油水分离，然后进入水力旋流器处理合格后的污水排海。
中国近海油气田分布我国主要的海上油田有： 近海油令田伯布 【埕北油田】 謀州如弋凝析油气田 西江24T油田 绥中36-1油 犬然气亍泡 卜|輝州g七油田 蓬莱旧-3油田 漓洲1“1油 歧口 18-1油 秦皇S32-6油田 歧口 17-2. 1卜空油 田 陆丰门-1油田 陆^22-1油田 凉花11叫油 西江次-3油田 涯洲11-4 口油堆北油田 渤中34-2/4油 平湖油气田 澜洲1「4油 爭禺4吃油 田 惠H32-2油田 惠州邀-5油田 惠州乾-3油田 东方1T气田 惠州那T油田 I文昌油田群 崖城141气田 番禺A1油田
1972年12月发现，中日双方合作进行开采，1985年10月B平台投产，1987年1月A平 台投产。 【渤中油田群】 由渤中28－1 油田、渤中34－2 油田和渤中34－4 油田组成。其中，渤中28－1 油田于1981 年5月发现，1989年5月投产。渤中34－2油田和渤中34－4油田于1983年5月发现，1990 年6 月建成投产。 1999年最新发现渤中29－4 油田、渤中25－1 油田。 【渤西油田群】 由歧口17－2 油田、歧口1 7－3油田、曹妃甸18－2和歧口18－1 油田形成渤西油田群。其中，歧口18－1油田于1992年1月发现，1997年12月投产。歧口17－3油田于1993年6 月发现，1997年12月建成投产。 1999年最新发现曹妃甸11－1 油田。歧口1 7－2油田新打31口生产井，平均井深2262米，平均建井周期5.66天。200年6月14日。歧口1 7－2油田提前半个月投产。年生产能力为55 万吨。 2000年发现歧口18－2 含油构造。科麦奇发现了曹妃甸12－1 含油构造。 【渤南油田群】 南堡35－2 等。 【锦州20－2 凝析油气田】 油田于1985 年11 月发现，1992年8月投产。 【锦州9－3 油田】 油田于1988 年11 月发现，1999年10 月30日投产。该油田年产能力为100万吨，地质储量3080 万吨。 【绥中36－1 油田】 绥中36-1 油田是迄今中国海上发现的最二大的油田。它位于渤海辽东湾海域，距辽宁省绥中县近岸46 公里。油田所处水深为32 米，一般年份冬季有流冰，寒冷年份将出现冰封。 该油田于1987年6月正式发现，发现时油田面积为24平方公里，地下油藏深度1600米，
深水油气勘探开发技术发展现状与趋势2015-04-01 10:06:00 0 深水勘探开发技术吕建中 文|吕建中等 中国石油集团经济技术研究院
目前，全球深水投资占海上总投资的1/3，深水项目占到全球海上项目的1/4。在全球排名前50的超大项目中，3/4是深水项目。近5年来，全球重大油气发现中70%来自水深超过1000m的水域。当前，深水油气产量大约占海上油气总产量的30%。深水，必然对现今以及未来的油气发展有着重要的意义。 1 深水油气勘探开发前景广阔 近年来全球新增的油气发现量主要来自于海上，尤其是深水和超深水。来自深水的发现数虽然不多，但发现量却十分巨大，同时表现出水深越深、发现量越大的趋势：2012年，全球超1500m水深的总发现量接近16.3亿吨油当量（120亿桶），相当于陆上的6倍，接近浅水的3倍。2011年全球排名前十的油气发现中，6个来自深水，且全部都是亿吨级油气发现。2012年全球排名前十的油气发现全部来自深水，其中的7个为亿吨级重大油气发现（下表）。
深水产量逐年增加，至2013年全球深水油气产量已超过5亿吨油当量，占全球海上油气产量的20%以上，并且这个比例还将逐年上升。 过去几年的高油价，为海洋项目开启了较大的赢利空间。据PFC统计，深水盈亏平衡点为397美元/t（54美元/桶），一般的收益率都在15%以上，高的甚至可以达到28%，因此吸引了越来越多的公司参与其中。埃克森美孚等5家国际大石油公司的勘探开发重点正在由陆上向海上转移，并且加快进军深水，海洋勘探开发投资占总投资的比例已经达到60%~85%，海洋产量占比均超过50%，其中的深水勘探开发投资已经占到海洋总投资的50%以上。 国际大石油公司在深水领域获得了丰厚的产量，BP公司的深水油气年产量已接近5000万吨油当量；道达尔的深水油气年产量已超过3500万吨油当量；而巴西国油和挪威国油则依靠深水在10~13年的时间里新增产量5000万t。可以说，深水在未来油气产量增长中占有举足轻重的地位，是石油公司的必争之地。 我国的深水油气资源也十分丰富。在我国南海海域，整个盆地群石油地质资源量在230亿至300亿t之间，天然气总地质资源量约为16万亿m3，占中国油气总资源量的1/3，其中70%蕴藏于153.7万km2的深水区域。伴随着我国“建设海洋强国、提高海洋资源开发能力”战略的部署，未来我国的深水油气勘探开发前景广阔。 2 深水油气勘探开发面临的五大技术挑战
中海油在海上油田开发中的钻完井技术现状和展望 姜伟 中国海洋石油总公司 摘要：本文总结中国海洋石油总公司在海上油田勘探、开发和生产中，结合海上油田开发的需要和特点，通过不断的探索和实践，逐步的掌握了在中国近海开发油田的关键技术及其特点。同时根据目前国外的开发技术发展现状，结合中海油自身的特点，针对海上油田开发的具体不同的需求。经过改革开放20多年来的不断努力，中海油已经掌握并形成了一整套的海上油气田开发的钻完井工程技术。并且形成了以海上油田开发为目标的优快钻完井技术体系；大位移钻井技术体系；稠油开发钻完井技术体系；海上丛式井和加密井网钻完井技术体系；海上疏松砂岩油田开发储层保护技术体系；海上平台模块钻机装备技术体系等八大技术特色和体系；在海上油田的开发和生产中发挥了巨大的作用，同时也在为海洋石油未来的发展产生了积极的推动作用。 关键词：海洋石油海上油气开发技术挑战钻完井工程关键技术体系 中国海洋石油工业的发展源于上世纪60年代初期，进入到上个世纪80年代初期，随着中国的改革开发，海洋石油总公司成立28年来，海洋石油工业在对外合作开发海上油气资源的过程中，遵循一条引进、消化、吸收、再创新的道路，并且成功的实现了由浅水向深水、上游向下游、单一的勘探开发向综合能源公司发展的三个跨越。并且逐步形成和建设了一个现代化的海洋石油工业体系。 1．中国海上油气开发的概况和挑战 在中国近海开发油气资源，在技术、资金、自然环境等方面面临诸多的困难和挑战，对于
钻完井工程而言，我们主要面临三大挑战： 首先是海洋环境的挑战，在海上钻井，除了我们通常的地下各种工程地质问题以外，海洋自然环境条件大大的增加了我们工作的难度。北冰南风是我们要面临的海洋开发的自然环境条件中的最大难题和挑战。 第二个挑战是海上油田开发，钻完井工程投资高、风险大，昂贵的海上开发费用和海上钻完井作业成本与经济有效的开发海上油田的挑战。 第三个挑战是以渤海稠油开发、南海西部高温高压地层的钻探、南海东部深水生产装置周边油田的经济开发为代表的海洋钻完井技术的和安全风险控制的挑战。 中国海上油田的发展主要还是根据油田自身的油藏性质和特点，结合油田的具体特征和开发的需求，中国海油逐步形成了渤海、东海、南海东部，以及南海西部，这四个海域为主体的油田开发体系。中国海洋石油的勘探工作自上个世纪60年代开始以来，逐步发展和成长起来了。特别是进入80年代以后，随着对外合作和自营勘探开发的步伐的加快，我们海上油田原油产量不断攀升。1982年原油产油不足10 万顿。2010年我们油气产量将达到5000万顿油气当量，实现了几代石油人的追求与梦想，在我国成功的的建成了一个海上的大庆油田。 2．中国海上油气开发钻完井工程八大技术体系 在中海油近年来生产规模迅速上升的同时，在油田开发生产中也逐步的形成了油田开发中的钻完井工程技术八大技术体系，并且在海上油田开发生产中发挥了重要的作用。 2.1海洋石油优快钻完井技术体系： 优快钻井技术是中海油钻完井特色技术。在上个世纪90年代初期，我们在学习了国外先进技术经验的基础上，结合渤海油田的具体情况，在开发油田的钻井技术上取得了重大突破，钻井速度得到大幅度的提高[1] [2]，直接产生的效果就是带动了一大批渤海边际油田的开发，使得一批勘探探明的地下储量，变成了可以投入开发产生效益的油田。从渤海QK18-1项目开始，
海洋油气田开发 YKK standardization office【 YKK5AB- YKK08- YKK2C- YKK18】
中国海洋油气田开发 中国海洋油气资源现状 中国近海大陆架面积130多万平方公里，目前已发现7个大型含油气沉积盆地，60多个含油、气构造，已评价证实的油、气田30个，石油资源量8亿多吨，天然气1300多亿立方米。其中，石油储量上亿吨的有绥中36—1（2亿吨），埕岛（1.4亿吨），流花11—1（1.2亿吨），崖城13—1气田储量800—1000亿立方米。按照2008年公布的第三次全国石油资源评价结果，中国海洋石油资源量为246亿吨，占全国石油资源总量的23%；海洋天然气资源量为16万亿立方米，占总量的30%。而当时中国海洋石油探明程度为12%，海洋天然气探明程度为11%，远低于世界平均水平。在上述中国海洋的油气资源中，70%又蕴藏于深海区域。 近海油气勘探开发 自2005年来，我国近海油气开采勘探进入高速高效发展时期。尽管勘探工作一度遭遇了挫折，但长期的研究和勘探实践均表明中国近海盆地仍具有丰富的油气资源潜力。因此，我们转变了勘探思路, 首先鼓励全体人员坚定在中国近海寻找大中型油气田的信心,并以此为指导思想, 加大了勘探的投入, 狠抓了基础研究和区域评价, 通过科学策和合理部署, 依靠认识创新和技术进步, 勘探工作迅速扭转了被动局面,并取得了显着成效。 2005 年以来, 共发现了 20余个大中型气田, 储量发现迅速走出了低谷, 并自2007年以来达到并屡创历史新高, 步入了高速、高效发展的历史时期, 实现了中国近海勘探的再次腾飞。其中, 渤海海域以大面积精细三维地震资料为基础, 通过区域研究, 对渤海海域油气成藏特征的全面再认识促成了储量发现的新高峰; 南海东部的自营原油勘探获得了恩平凹陷和白云东洼的历史性突破, 有望首次建立自营的独立生产装置; 南海西部的天然气
第一篇 海上油气田生产系统（了解篇） 一、海上生产设施的类型 海上生产设施是指建立在海上的建筑物。由于海上设施是用于海底石油开发及采油工作，加上海洋水深及海况的差异、油藏面积的不同、开采年限不一，因此海上生产设施类型众多。基本上可分为三大类：海上固定式生产设施、浮式生产设施及水下生产系统。在此三大类中又可细分如下： 典型的海上生产设施如图1-2-1至1-2-7所示： 1．固定式生产设施 固定式生产设施是用桩基、座底式基础或其它方法固定在海底，并具有一定稳定性和承载能力的海上结构物。海上固定式生产设施有各种各样的形式，按其结构形式可分为桩基式平台、重力式平台和人工岛以及顺应型平台；按其用途可分为井口平台、生产处理平台、储油平台、生活动力平台以及集钻井、井口、生产处理、生活设施于一体的综合平台。 （1）桩基式固定平台 桩基式固定平台通常为钢质固定平台，是目前海上油（气）生产中应用最多的一种结构形式 1）钢质固定平台的结构形式 桩基式 重力式 人工岛 顺应式平台 半潜式 张力腿式 浮式生产储油船 干式 湿式
钢质固定平台中最多的是导管架式平台，主要由四大部分组成：导管架、桩、导管架帽和甲板模块。但在许多情况下，导管架帽和甲板模块合二为一，所以这时仅为三部分。如图1-2-8所示。 ①导管架：系钢质桁架结构，由大直径、厚壁的低合金钢管焊接而成。钢桁架的主柱（也称大腿）作为打桩时的导向管，故称导管架。其主管可以是三根的塔式导管架，也有四柱式、六柱式、八柱式等，视平台上部模块尺寸大小和水深而定。导管架腿之间由水平横撑与 斜撑、立向斜撑作为拉筋，以起传递负 荷及加强导管架强度作用。 ②桩：导管架依靠桩固定于海底，它有主桩式，即所有的桩均由主腿内打入；也有裙桩式，即在导管架底部四周布置桩，裙桩一般是水下桩。 ③导管架帽：导管架帽是指导管架以上，模块以下带有甲板的这部分结构。它是导管架与模块之间的过渡结构。 ④模块：也称组块。由各种组块组成平台甲板。平台可以是一个多层甲板组成的结 构，也可以是单层甲板组成的结构，视平台规模大小而定。如钻井区域的模块可称为钻井模块；采油生产处理区称为生产模块；机械动力区可称为动力模块；生活区称为生活模块等。 2）钢质固定平台的施工 图1-2-1 桩基式固定平台 图1-2-2 重力式混凝土台
海洋油气技术及装备现状 文/江怀友中国石油经济技术研究院 一、概述。 发达国家海洋勘探开发技术与装备日渐成熟，海上油气产量继续增长，开采作业的范围和水深不断扩大，墨西哥湾、西非、巴西等海域将继续引领全球海洋油气勘探开发的潮流。 二、世界海洋油气资源的现状。 海洋油气的储量占全球总资源量的34%，目前探明率为30%，尚处于勘探早期阶段。 油气资源分布，主要分布在大陆架，占60%，深水和超深水占30%。目前国际上流行的浅海和深海的划分标准，水深小于500米为浅海，大于500米为深海，1500米以上为超深海。目前从全球来看，形成的是“三湾两海两湖”的格局。海洋油气产量，海洋油气产量在迅速增长，以上是第二部分。
三、世界海洋油气资源勘探开发的历程。 海洋油气的勘探开发是陆上石油的延续，经历了从浅水深海、从简单到复杂的发展过程，1887年在美国的加利福尼亚海岸钻探了世界上第一口海上探井，拉开了世界海洋石油工业的序幕。 四、海洋油气勘探开发的特点。 1.工作环境的特点。与陆上相比，海洋有狂风巨浪，另外平台空间也比较狭窄，这是美国墨西哥湾在05年因为飓风的平台遭到了损坏。 2.勘探方法的特点。陆上的油气勘探方法和技术，原理上来讲，陆上和海洋是一样的，但是如果我们把陆上的地质调查到海上就很难大规模开展，主要是要受海水的物理化学性质的影响。 3.就是钻井工程的特点。无论是勘探还是采油都要钻井，但是在海上，要比陆上复杂得多，因为海上我们要到平台上进行钻井，根据不同的水深，有不同的钻井平台。 4.投资风险特点。因为海上特殊的环境，因此它的勘探投资是陆上的3-5倍，这张图，随着深度的增加，成本在增加。但是海洋勘探开发也有优势，比如说在海洋的地震，地震船是边前进边测量，效率比陆上要高。以上是第四部分。 五、世界海洋工程装备的概况。 我们讲一下世界海洋的格局，找到我们自己的发展方向，海洋工程装备指海洋工程的勘探、开采加工、储运管理及后勤服务等大型工程装备和辅助性的装备，但是目前把开发装备认为是主体，世界海洋油气工程装备设计与制造的格局，目前
中国石油大学（北京）远程教育学院 期末考核 《油气田开发方案设计》 论述题：从以下6个题目中选择3个题目进行论述，每题不少于800字。（总分100分） 1、详细论述油气田开发的方针和原则，以及编写油气田开发方案涉 及到的各个方面的内容。 提示：参见教材第二章，重点说明油气田开发方案编制过程中涉及到的八方面内容。 答：油田开发方针和基本原则 我国油田勘探开发应遵循的方针是： 少投入 多产出 确保完成国家原油产量总目标 具体遵循的原则是： 1、在详探的基础上尽快找出原油富集规律，确定开发的主要油层， 对此必须实施稀井广探、稀井高产和稀井优质的方针。尽快探明和建设含油有利地层，增加后备储量和动用储量 2、必须实施勘探、开发、建设和投产并举的方针，即边勘探、边建 设、边生产的方针 3、应用在稀井高产的原则下，实行早期内部强化注水，强化采油， 并且向油层展开进攻性措施，使油田长期高产稳产。
油田开发的核心是采油和采气 一个含油构造经过初探发现具有工业油流以后，接着就要进行详探，并逐步深入开发，油田开发就是依据详探成果和必要的生产性开发实验，在综合研究的基础上，对具有工业价值的油田从油田的实际情况和生产规律出发制定出合理的开发方案，并对油田进行建设和投资，使油田按预定的生产能力和经济效果长期生产，直至生产结束。 一个油田的正规开发经历三个阶段 1、开发前的准备阶段：包括详探、开发实验等选取代表性的面积， 选取某种开发方案，提前投入开发，取得经验，指导全油田的开发工作。主要任务是研究主力油层的分布，厚度和储量，孔隙度的大小和非均质的情况井网研究、生产动态规律研究确定合理的开采工艺 2、开发设计和投产，其中包括对油层的研究和评价，全面布置开发 井，注采方案和实施。 3、方案实施过程中的调整和不断完善，由于油气埋藏在地下，客观 上造成了在油田开发前不可能把油田的地质情况都认识得很清楚，这就不可避免地在油田投产后，会在某些方面出现一些原来估计不到的问题，使其生产动态与方案设计不符合，加上会出现对原来状况估计不到的问题，使其生产动态与开发方案设计不符合，因而我们在油田开发过程中就必须不断地对开发方案进行调整。
海洋油气勘探新技术 摘要：近些年来，陆地油气资源逐渐面临枯竭，大家都将目光转向海洋。而海洋油气资源的开发的第一步就是海洋油气资源的勘探，本文通过对几种海洋油气资源勘探技术的描述，介绍一下海洋油气资源勘探技术的发展历程，以及目前的技术水平。 关键词：海洋油气勘探技术新发展 1.引言 我国是海洋大国，传统海域辖区总面积近3×106km2[3,4]。以300 m水深为界，浅水区面积约1.46×106km2、深水区面积约1.54×106km2{2]。南海我国传统疆界内石油地质储量为1.6439×1010t、天然气地质资源量为1.4029×1013 m3，油当量资源量约占我国总资源量的23 %，油气资源潜力巨大；其中300 m以下深水区盆地面积为5.818×105km2，石油地质储量为8.304×109t、天然气地质资源量为7.493×1012m3。目前我国在南海的油气勘探主要集中在北部4个盆地，面积约3.64×105km2[3,4]。 陆地油田经过长期的勘探开发，大部分已进入勘探开发的后期，受勘探资源枯竭以及油田开发规律的影响，陆地油田产量增长难度较大，不仅如此，大庆油田、胜利油田等陆地典型老油田的产量已进入递减阶段。图1给出了1971年到2013年全国石油产量构成柱状图，全国石油产量整体上呈稳步增长的趋势，但中国石油天然气股份有限公司、中国石油化工集团公司等以陆地油田为主的公司年产油增长缓慢，自1990年以来，全国石油增长总量的60 %来自中国海洋石油总公司。我国近海油气资源丰富，勘探开发的程度远低于陆地，尚处于蓬勃发展期，近海油气田将是我国油气产量主要的增长点。当前中国海洋石油总公司年产油气当量规模在5×107t，根据中国海洋石油总公司的发展规划，到2030年国内海上将建成1×108t油气当量年产规模，未来17年将增加一倍的产能，届时近海油气产量在我国石油产量构成中的比重将更加突出，近海油气对我国国民经济的支撑作用将更加凸显[1]。
第四篇海上油气田开发工程仪电讯设计 第二章电力系统设计 （第十四节~第十五节） 第十四节配电装置选型的原则和要求 第十五节电缆的种类，特性与选择配电装置及其选型
第十四节配电装置选型的原则和要求 一. 配电装置的简单介绍 1.作用 海上油气田开发工程设施上的配电装置的主要作用是：接受发电机组或电力变压器提供的电能，并将电能分配给用电设备。配电装置主要是由各种断路器、操作按钮和开关、继电保护装置、测量和监测仪表等元器件组成。根据海上油气田开发工程设施上的配电装置的特殊性，有些配电装置，例如：主配电盘、应急配电盘、中/高压配电盘和低压配电盘等还具有对电源装置、配电设施和用电设备等进行保护、测量和控制等功能。配电装置的主要功能可以归纳为： 1）电力系统正常运行时，电气设备接通和断开电源的手动或自动操作； 2）测量和显示运行中的电气设备的各种技术参数，例如：发电机、电力变压器、电动机和其它用电设备的电压、电流、频率、功率、功率因数和绝缘电阻等，以及各种电气设备运行状态的显示； 3）对电力系统的某些电气设备的技术参数进行调整，例如：电压、频率（发电机的转速）、有功功率和无功功率的调整、发电机组手动/自动并车的调整工作、以及开关装置整定值的调整工作； 4）电力系统发生故障或运行不正常时，配电装置内的继电保护装置动作，将故障和运行不正常的电路切断，并发出声光报警信号。 2.分类 海上油气田开发工程设施上使用的配电装置很多，根据不同的配电系统和用途可以分为：1）主配电盘——主配电盘主要是由主发电机的开关柜和中压配电盘组成。海上油气田开发工程设施上的主发电机的容量都比较大，通常，选用的是3.3kV以上，10.5kV以下的电压，因此主配电盘也可以称为中压配电设备。它的主要作用是：用来控制和监测主发电机的工作，并将主发电机产生的电能，通过主电网或直接向中压用电设备供电； 2）中/高压配电盘——电压大于10.5kV以上的配电盘，它的主要作用是为海上油气田各井口平台提供必要的电能。中/高压配电盘主要是由升压变压器的付边断路器和各井口平台的馈线开关组成； 3）应急配电盘——应急配电盘主要是由应急发电机的开关柜和400V应急配电盘组成。它的主要作用是：用来控制和监测应急发电机的工作，并将应急发电机产生的电能，通过应急电网或直接向用电设备供电； 4）400V配电盘——400V配电盘主要是由电力变压器付边侧的断路器和400V配电/电动机起动装置组成。它的主要作用是：用来控制和监测电力变压器和400V配电系统的工作，并向400V电网和用电设备供电； 5）230V配电盘——230V配电盘的作用主要是为海上油气田上的照明系统和电伴热系统提供必要的电能。230V配电盘主要是由400V电力变压器付边侧断路器和230V配电柜组成； 6）分配电箱——通常分为：400V电力分配电箱和230V照明分配电箱。它们的主要作用是：向配电系统的最后支路供电，并设置过载和短路保护装置。 3.组成 海上油气田开发工程设施上的配电装置根据电压等级主要分为两大类：电压低于1000V
我国海洋深水油气资源的开发面临挑战和机遇 发布时间：2011-11-14信息来源： 深水区域蕴藏着丰富的油气资源。全球范围内，海上油气资源有44%分布在300 m以深的水域，已于深水区发现了33个储量超过8 000万m3的大型油气田;此外，深水区域具有丰富的天然气水合物资源，全球天然气水合物的资源总量(含碳量)相当于全世界已知煤炭、石油和天然气等总含碳量的2倍，其中海洋天然气水合物的资源量是陆地冻土带的100倍以上。到2004年末，全世界已有124个地区直接或间接发现了天然气水合物，其中海洋有84处，通过海底钻探已成功地在20多处取得天然气水合物岩心;同时，在陆上天然气水合物试采已获得成功。 我国南海具有丰富的油气资源和天然气水合物资源，石油地质储量约为230亿～300亿吨，占我国油气总资源量的三分之一，其中70%蕴藏于深海区域。在我国南海海域已经发现了天然气水合物存在的地球物理及生物等标志，但我国目前油气开发还主要集中在陆上和近海。随着全球能源消耗需求的增长，在加大现有资源开发力度的同时，开辟深海油气勘探开发领域以寻求新的资源是当前面临的主要任务。 1世界海洋石油工业技术现状 随着海上油气开发的不断发展，海洋石油工程技术发生着日新月异的变化，在深水油气田开发中，传统的导管架平台和重力式平台正逐步被深水浮式平台和水下生产系统所代替(图2)，各种类型深水平台的设计、建造技术不断完善。目前，全世界已有2 300多套水下生产设施、204座深水平台运行在全世界各大海域，最大工作水深张力腿平台( TLP)已达到1 434 m、SPAR为2 073 m、浮式生产储油装置( FPSO)为1 900 m、多功能半潜式平台达到1 920 m以上、水下作业机器人(ROV)超过3 000 m，采用水下生产技术开发的油气田最大水深为2 192 m，最大钻探水深为3 095 m。与此同时，深水钻井装备和铺管作业技术也得到迅速发展，全世界已有14艘在役钻探设施具备进行3000 m水深钻探作业能力，第5代、第6代深水半潜式钻井平台和钻井船已在建造中(图3)。第6代深水钻井船的工作水深将达到3 658 m，钻井深度可达到11 000 m;深水起重铺管船的起重能力达到14000吨，水下焊接深度为400 m，水下维修深度为2000 m，深水铺管长度达到12 000 km1)。 2我国海洋石油工业技术现状 若从1956年莺歌海油苗调查算起，我国海洋石油工业已经走过了近50年的发展历程。特别是1982年中国海洋石油总公司成立后，我国海洋石油工业实现了从合作开发到自主开发的技术突破，已经具备了自主开发水深200 m以内海上油气田的技术能力，建成投产了45个海上油气田，建造了93座固定平台，共有13艘FPSO (其中8艘为自主研制)、1艘FPS(浮式生产装置)、4套水下生产设施，形成了3 900万吨的生产能力。
油气资源勘探开发中的信息一体化管理 姓名：杨晓柏
油气资源勘探开发中的信息一体化管理 摘要：勘探开发一体化是适应知识化与信息化时代，加速油气资源开发，提高投资效率和增加企业总体效益的必然趋势，已引起石油企业的广泛关注。同样，加快油田信息化建设、数字油田建设如今在国内外油田企业已经成为发展方向。本论文提出了勘探开发信息一体化管理要解决的首要问题就是信息孤岛、部门壁垒，核心是对油田企业历史数据的整合、信息及各信息系统的集成以实现勘探开发信息一体化管理的目标——信息资源共享。石油企业信息化建设的重点就是数字油田建设、数字油田建设的重点是勘探开发信息一体化管理。详细说明了数字油田建设的模型与作用和认识结论，介绍了实施勘探开发信息一体化管理的架构、模式和运行机制。 关键词：勘探开发一体化；数字油田；信息一体化管理 The information in the integrated management of Oil and gas resources exploration and development Abstract: Exploration and development of integration is a new business concept to adapt to the era of knowledge and information to accelerate the development of oil and gas resources,and to improve investment efficiency and increase the overall effectiveness and it has caused widespread concern in the oil industry. Similarly, to speed up the information technology field, the number of oil field construction business is now at home and abroad has become a common aspiration. In this paper, We think that proposed exploration and development of integrated management information to address the primary problem is the “information islands”, “sector barriers, ” The core business of oil field integration of historical data, information and integrated information systems in order to achieve the integration of exploration and development of information management objectives - the sharing of information resources. Oil company’s focus on information technology is the digital oilfield construction, the construction of the digital oil field exploration and development focused on the integrated management of information. This paper details the construction of the digital oil field models and the role and understanding of the conclusions on the implementation of the integrated management of exploration and
海上油气田的勘探开发不同于陆上油田，大庆油田式的石油会战同样不适合于海洋。 首先，以中国国情而言，在当前油价（80美圆一桶）下，陆上油井日产原油在3吨左右即可获得较好利润，若是海上油田这样的油井则无开采价值（中海油2009年的桶油主要成本为22.08美元）因此海上石油的成本问题也决定一些油田是否值得开采。以中石油某油田滩海（水下等深线-5米）开发为例。该油田为获得百万吨产能，兴建人工端岛等设施，花费10亿左右人民币，若是要在深海形成此等规模开发成本也将是10亿，这10亿则会是美圆。而海上石油开采正是一个“高风险”、“高技术”、“高投入”的产业，据测算，每钻井一米耗资约1万元人民币，而海上钢结构平台每平方米造价就高达两万美元，如此算来，建设一个中型的海上油田投资将在3亿到6亿美元之间，而一个大型油田总投资将高达20至30亿美元。凡此种种，在开发之前，一个中小油田前期勘探的费用将达到2000万美元。从寿命上讲，陆上油田开发后期可通过水驱，聚合驱等模式可继续生产若干年，甚至可以通过暂时关井等待地层压力恢复，油价攀升后，继续进行经济开采。而海上油田基于成本考虑则会选择关井，因此海上油田在寿命上也较短暂。另外海上石油开采还受油价，汇率的影响. 在现实中，无论是媒体还是民众往往对南海深处没有一口中国油井而感到愤慨，进而失去理智，从而引发对政府的诸多微词。但事实上多数人对于南海石油现状究竟是怎样一回事含糊不清，对海洋石油陌生而毫无认识。对于一部分人而言，石油开采似乎就是在地层里打个眼这般简单。对于地质条件资料匮乏，勘探数据不明的区域，任何石油公司都无能为力，何况南海南端石油储藏多位于其他国家大陆架附近，在没有军事保障的情况下，一切都是空谈。 事实上海洋石油开发同样涵概了人类迄今掌握的所有科技。首先海上平台的建造、搭建就是一项艰具的任务，海洋深度越大海情越复杂，对平台设备的要求越高。此外水下油气管线铺设，水下井口设施，浮式生产平台，水下三维勘探，各种钻探作业，都对一个国家的造船能力，地球物理，海洋工程，石油装备领域提出挑战。在任何方面出现短板，都会在国际合作中于不利地位。既然中国选择了独立的崛起之路，就会在各个方面面临更崎岖的历程与挑战。 我国的海洋油气工程装备始于上世纪70年代，1972年，由渤海石油公司设计建造了我国第一座坐底式“海五”平台，工作水深为14～16m。同年，由七O八所为中国海洋石油总公司设计、大连造船厂建造了我国第一座自升式钻井平台“渤海一号”。 1974年，由七O八所设计、沪东造船厂建造地质矿产部的“勘探一号”双体浮式钻井船。1984年，七O八所为地质矿产部研究设计、由上海造船厂建造了我国第一座半潜式钻井平台“勘探三号”。 1988年七O八所为胜利油田研究设计、由中华造船厂与烟台船厂联合建造了“胜利三号”坐底式钻井平台。 仔细研究便可发现近十年来中国海洋石油装备随着国民经济的提高也取得了大发展，其标志就是具有里程碑意义的海洋石油981号。 “身高”136米，“体重”3万吨！我国海洋石油装备造业标志性工程，由我国自行建造的当今世界最先进的第六代3000米深水半潜式钻井平台“海洋石油981”，2月26日上午在上海外高桥造船有限公司顺利出坞，这座由中国海油投资建造的深水半潜式钻井平台具有勘探、钻