‘壹’ 海上巨无霸钻井有多深
2017年5月10号，中国南海北部的神狐海域，一股来自海底深处的气体迸发出橘红色的熊熊火焰，当这团照亮南海海面的火焰燃烧60天后，中国也向全球宣布：中国首次可燃冰试采在产气时长和产量两个领域创造了新的世界纪录，试采获得空前的成功。
在“蓝鲸1号”深水钻井平台上，项目经理杨鹏还带记者参观了两台非常重要的装置——防喷器，它的作用是试油、修井、完井作业过程中用来关闭井口，防止井喷事故发生，以及在紧急情况下切断钻杆的安全密封井口装置。2010年，一家英国石油公司的钻井平台在墨西哥湾开采石油，由于防喷器故障，导致发生剧烈井喷，并最终爆炸，造成7人重伤，11人失踪，大量原油泄漏并污染2万平方公里的海域，由此可见防喷器对钻井平台的重要性。目前，单个防喷器的价格高达800到1000万美元，因为价格昂贵，很多的钻井平台只配置1台，但“蓝鲸1号”却是两台的豪华配置。
‘贰’ 中国海洋石油存在问题是什么
尽管我国海洋油气资源十分丰富，但由于我国海洋油气的勘探开发程度较低，面临着一些亟待克服的问题，使得我国海洋油气的开发目前还远远不能满足经济社会发展的需要。
一、海洋油气资源开发总体科技水平不高
近年来，我国在浅海石油地质勘探开发方面取得了一定成果，但深水区域的勘探依然处于起步阶段，南海水深一般在500～2000米，属深水作业区。尽管我国在深水开发石油技术研究领域取得了一定的进展，但与国际海洋科技先进国家相比，存在着较大差距，在国际竞争中处于劣势，海洋科研技术装备比较落后，深海资源勘探开发能力不足，高端技术对国外依赖性强。国外对我国在一些尖端技术上的封锁，制约了我国的发展速度和技术水平的提高，尚未形成高效开发近海油气田的技术体系和完整的技术装备。
二、与周边国家存在着海洋利益纠纷
我国海域因油气勘探与周围邻国出现的争执由来已久。在渤海、黄海、东海、南海四大领海中，除了渤海是大陆环抱的海湾没有与其他邻国存在争议外，其他海域都或多或少地与周边国家存在着程度不同的争议。
近年来东海油气资源勘探开发更是引起了各方面的关注。东海已有的油气资源勘探成果表明了东海东缘最有前景的油气聚集区位于主要凹陷中心区的西翼，这个位置正是平湖至春晓油气田带，目前，中国与日本在东海油气资源划界和开发方面仍在继续进行接触和谈判，但其争议和分歧不可能迅速解决。
随着南沙海域从20世纪70年代以来，发现蕴藏着丰富的石油资源，周边一些国家纷纷对南沙群岛的全部或部分声称拥有主权，并开始勘探那里的石油资源，使南沙群岛的主权争端不断激化。
‘叁’ 我国首座深水钻井平台海洋石油918正式开钻鞋最大作业水深可达多少米钻井深度
中国首座自主设计、建造的第六代深水半潜式钻井平台“海洋石油981”在中国南海海域正式开钻。
这是中国石油公司首次独立进行深水油气勘探开发，标志着中国海洋石油工业的深水战略迈出了实质性的步伐。
“海洋石油981”于2008年4月28日开工建造，是我国首座自主设计、建造的第六代深水半潜式钻井平台，最大作业水深3000米，钻井深度可达10000米，平台自重超过3万吨；从船底到井架顶高度为137米，相当于45层楼高。
据了解，目前中国海洋石油工业勘探开发的海上油田水深普遍小于300米，大于300米水深的油气勘探开发处于起步阶段。据了解，此次开钻水域在中国南海水域距离香港东南320公里处，开钻井深1500米。
‘肆’ 南海深水油气勘探概况是什么
南海的油气资源极为丰富，按全国第二轮油气资源评价结果，整个南海盆地群石油地质储量约在（230～300）×108t之间，天然气总地质资源量为15.84×1012m3，占我国油气总资源量的三分之一，其中70%油气资源蕴藏于深海区域，因而享有“第二个波斯湾”的美誉。其中曾母、文莱—沙巴、万安、巴拉望和礼乐等盆地的资源量尤其丰富，这几个盆地总资源量约为（105.30～126.45）×108t油当量。目前南海探明石油储量位居世界海洋石油的第五位，天然气探明储量位居第四位，已成为世界上一个新的重要含油气区。
南海海域沉积盆地分布图
我国南海北部深水区油气储量为3.38×108t，南海南部深水区油气储量为5.3×108t。目前除了中国之外，在南海开展深水油气勘探的国家主要有马来西亚、菲律宾、文莱和越南，主要分布在文莱—沙巴、曾母盆地、万安盆地、西北巴拉望、北康和礼乐盆地，并且已经有了重大的发现，勘探区域逐渐由浅水区向深水区不断进军，且300m水深线内主要以气藏为主，文莱—沙巴盆地深水区以油田和油气田为主。
‘伍’ 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。