作者：孙德坤
出版社：石油工业出版社
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海洋石油安全管理试读：
前言
随着中国海洋石油勘探开发的快速发展，中国海洋石油安全管理体系日益完善，并逐步形成独具特色的安全文化，其安全管理培训是安全文化的重要组成部分。海洋石油作业单位的主要负责人和安全管理人员安全资格培训成为贯彻落实海洋石油安全法律法规和海洋特色的安全文化的重要内容，这些培训对从业人员增强法律意识、熟悉海洋石油安全规定、了解海洋石油作业风险、提高涉海企业风险管控能力等方面发挥了重要作用。
随着海洋石油安全管理要求的不断提高和安全技术的发展，对从业人员的安全素质要求进一步提高，特别是对涉海企业和作业单位的主要负责人和安全管理人员的安全管理知识和管理经验都提出了新的要求。
为了适应海洋石油作业的发展，满足培训需求，增强培训内容的针对性和实用性，我们组织有关人员对安全资格培训教材进行了专门研究，在试用4年的教学内容的基础上，进行了修订完善。形成了较为系统、全面的教学内容，突出了海洋石油基础知识介绍、涉海特色管理、危险识别与控制、现场作业安全管理及应急管理的相关内容，丰富了海上安全培训的内容，也为提高管理人员安全素质提供了学习的平台和工具。
教材体系建设是培训体系建设的一个重要组成部分。希望以教材体系建设为基础，带动培训体系的完善和提高，满足中国石油涉海企业和作业单位的培训需求。通过有效培训，将独特的海洋石油安全理念转变为出海人员的自觉安全行为，为保障中国石油安全发展做出贡献。
在本书编写过程中得到了中国船级社、中海油安全技术服务有限公司、中海石油（中国）有限公司天津分公司、中国石油天然气股份有限公司冀东油田分公司等单位的大力支持，在此一并表示感谢。由于编者知识水平有限，错误之处在所难免，还望读者批评指正。编者2014年9月第1章 海洋石油勘探开发1.1 海洋石油勘探开发概述
1.1.1 世界海洋油气资源
海底蕴藏着丰富的石油和天然气资源，海洋石油的绝大部分存在42于大陆架上。全世界大陆架面积约为3000×10km，占世界海洋面积的8%。关于世界海洋石油总储藏量，据法国石油研究机构的一项估8计，全球石油资源的极限储量为10000×10t，可采储量为3000×8810t。其中海洋石油储量约占45%，即可采储量为1350×10t。
中东地区的波斯湾，美国、墨西哥之间的墨西哥湾，英国、挪威之间的北海，中国近海，包括南沙群岛海底，都是世界公认的海洋石油最丰富的区域。如图1-1所示为世界海洋石油各大区域分布形式。图1-1 世界海洋石油各大区域分布形式示意图
美国对墨西哥湾海洋石油的开发时间最长，目前整个海湾里有各类平台千余座，海底管线总计近上万千米，已经形成了一个整体网络式布局。目前全球作业的海上石油平台共计4万多个，仅美国墨西哥湾7000多个。
根据石油海生理论，大河出口具有大量的海生物，容易形成石油原生物，而大陆架往往是大河出口的主要沉积区域，因此海洋石油的绝大部分存在于大陆架上，如图1-2所示。图1-2 海底示意图
根据目前海洋石油勘探发现以及所掌握的石油生成原理，60%以上的海洋石油资源蕴藏于仅占海洋面积8%的大陆架上。大陆架下具有丰富的石油原生沉积物，易于形成油藏。我国有广阔的大陆架面积，且西高东低的地势也决定了我国大陆架海域必定蕴藏着丰富的油气资源。
1.1.2 我国油气资源
我国总体油气资源储量丰富，按第3次石油资源评价初步结果，88目前全国石油资源量为1072.7×10t，已探明储量225.6×10t，探明率8在39%左右。其中海洋石油资源量为246×10t，占总量的22.9%。天123123然气资源量为54.54×10m，其中海洋为15.79×10m，占总量的29%。
有关数据表明，我国石油资源的平均探明率为38.9%，其中海洋石油的平均探明率仅为12.3%，远远低于世界平均探明率73%和美国的探明率75%。我国天然气的平均探明率为23%，海洋为10.9%，而世界平均探明率在60.5%左右。因此，我国油气资源的探明率（尤其是海洋）很低，整体上处于勘探的早期阶段。
我国海洋石油开发已经有数十年，海上油气田的开发模式是与国外油公司合作、自营开发并举，目前自营海上油田在逐渐增多。
1.1.3 海洋石油开发简史
1897年，美国人以栈桥连陆方式在加利福尼亚距海岸200多米处打出了第一口海上油井，宣布了海洋石油工业的诞生。
20世纪40年代，美国阿帕奇石油公司研制成功了第一座海洋石油钻井平台，该工作平台深度只有7m，这项技术进步使得海洋石油工业出现突飞猛进的发展。到1979年，全世界近海共有7000余座固定式海洋石油钻探与生产平台。
第二次世界大战后，海洋石油钻探开采技术突飞猛进，可开发深度越来越大，并能在各种复杂的海况下开采石油。这个时间点标志着海洋石油工业与陆地石油工业的分立。在墨西哥湾海洋石油开发刚开始时，在美国注册的海洋石油作业的油公司近千家，经过数十年的合并与整合，目前仅剩数家，其他的公司或消亡或根据自己的特长转变为服务与研究公司，比如著名的斯伦贝谢公司，该公司是从油公司测井队发展起来的国际领先的专业化地理油藏数字化服务公司。
20世纪50年代以后，各种移动式钻井平台开始研制成功，从而克服了固定式平台不能重复使用的缺点，并大大增加了工作深度。移动式海洋石油钻井设施拥有自己的浮力结构，可由拖船拖着移动。有的移动式海洋石油钻井设施还拥有自己的动力设备，可以自航。固定式平台是固定在海底的平台，工作深度受限。而移动式钻井平台使用锚缆定位和动态定位，工作深度可达200m以上。为向深海石油开发进军，各国竞相研究稳定且廉价的深水平台和深水重力平台。例如张力腿平台，用绷紧的钢索系留，工作水深可达600～900m。
此时在世界范围内已正式形成了海洋石油工业体系，通过一种严密的社会分工体系，多专业公司协作开展海洋石油的开发工作。移动式专业钻井平台的出现解决了大批次钻井以及油田整体开发的关键问题，也说明了这以后的海洋石油勘探开发已经形成了自身的特色，是从油田整体勘探、开发、建设到生产的系统化作业，而不再是点式找油，单井式生产了。钻井与生产作业的分开，标志着海洋石油工业走向了成熟。
进入20世纪70年代，海上石油平台数量猛增，特别是半潜式平台。1965年还只有70座，截至1976年，浮动石油平台已超过350台，遍布世界各个沿海地区。浮动式石油钻采平台规模化标志着海洋石油开发从浅海逐渐转向深海，也标志着海洋石油勘探能力与油藏解释整体能力的提高，使开发高成本、高风险的深海油田成为可能。海洋石油勘探已经成为各大油公司是否实现可持续发展的重要指标，即如果不到海洋去，不到深海去，油公司的发展就存在困难。
20世纪80年代中期，海洋石油产量已达到世界石油产量的1/3。随着海洋石油产量比重加大，海洋石油资源的争夺日益成为油公司重点需要解决的问题，即石油公司的海洋石油勘探能力直接决定了公司未来的发展能力。美国40—50年代，有近百家各类油公司，随着陆地区块争夺完毕，政府压缩国家投入，通过70—90年代20年的竞争，目前仅存有海洋石油区块的5家大型国际油公司。
1.1.4 我国海洋石油开发简史
我国海洋石油开发大致经历了以下4个阶段：（1）20世纪50年代末，中国的海洋石油工业开始起步；（2）1967年到1979年，我国海洋石油的累计产油量仅63万余吨；（3）20世纪70年代末期，中国海洋石油首先开始对外开放；8（4）2000年底，对外合作累计探明的石油地质储量为8.5×10t，84自营探明石油地质储量5.7×10t，年产原油近2000×10t，天然气近8343×10m。
中国海洋石油开发初期，一般采取与国外公司合作的方式进行开发生产，主要有美国的德士古、阿帕奇、菲利浦斯等大型石油公司。在2000年以前，在渤海绥中36-1油田以及北部湾涠洲11-4油田生产之前，我国海洋石油的70%以上的产量均是采用合作的方式生产的。这种合作方式为我国海洋石油开发培养了很多的人才，也基本奠定了我国自己的海洋石油工作基础。1.2 海洋石油勘探开发特点
中国海洋石油工业起步于20世纪50年代末，大约比世界海洋石油的发展晚了60年。
20世纪60年代中国正式决定“下海”的时候，沿袭的是陆地找油的思路。开始的想法很简单，大海找油就是“陆地加水”，想的是如何将陆地的钻探经验和办法往海上搬，名之曰“以陆推海”。
1965年冬天，集合在渤海之滨的一支50多人的钻井队伍，选择了渤海的一个沙岛——曹妃甸，作为建设井场展开海上钻探的起步点，不期遭遇猛扑而来的海啸，吞噬了整个沙岛，也吞噬了一个多月的辛勤劳动建设起来的井场，全体人员躲避在一个航标灯架上临时搭设的避难所，幸免于难。这次事件让第一代中国海洋石油人初步领略到大海的威力。
由于海洋环境的特殊性，决定了海上油气田开发与陆上油气田开发有相当大的差异，对专业技术的要求有很大的不同，这主要是由客观环境的截然不同所决定的。
1.2.1 恶劣的自然环境
除了与陆地一样承受天气的影响外，还要承受海洋这一特殊环境的影响。海浪、海冰与台风、季风的综合作用对油气田生产设施将产生巨大的破坏力，以致影响海上正常作业和油气井的正常生产。海上飓风被称为海上气象恶魔，严重威胁着海上平台的安全。1979年11月25日，“渤海2号”钻井平台在井位迁移时倾覆；1983年12月25日，美国阿科公司租用的“爪哇海”号钻井船在南海受台风发生翻沉，两次事故均造成严重的人员伤亡（图1-3）。图1-3 海上事故
由于海洋自然环境与陆地完全不同，所以掌握海况条件对海洋石油开发尤其重要。根据国际通用的分类方式，一般将海况划分为：海冰、海浪、潮汐、海流、热带气旋这几个海洋特殊环境状况，这几个都是可能导致海洋石油开发失败或事故发生的自然主导因素。比如海冰可能推倒平台，海浪导致构建物疲劳损伤减少构建物的寿命，潮汐导致钢结构腐蚀严重影响运输，海流导致海底管线弯曲，热带气旋引起人工岛大面积进水。
经过多年经验积累，人们认识到海上飓风至今还无法抗拒，只能要求加强气象预报的准确性，做好防范工作。
海浪对海上平台的影响很大。1980年8月，狂风巨浪摧毁了墨西哥湾的4座钻井平台。1989年11月，美国的“海浪峰”号钻井船被巨大海浪掀翻。据1989年的统计，全球的海洋钻井船已经有50多座被海浪吞没。直到现在，海浪同样不可抗拒，只能加强预测和防范。
影响和危害海上平台的还有海冰，渤海就有平台被海冰推倒的教训。海冰不但造成陆岸基地交通往来不便，还因为海冰的流动和堆积往往严重损害海上设施，威胁生产设施及人员的生命和财产安全。（1）海冰。
海冰对海上设施的影响主要表现在海冰增加了设施所需要承受的荷载，主要有以下几种形式：① 流冰期间，大小冰块撞击钻采装置的冲击力；② 流冰期间，冰覆盖层对钻采装置的磨损作用；③ 潮汐涨落时，如果超过平台底层甲板高度，产生上拔力；④ 冰覆盖层形成时和冬季气温剧烈变化使冰层膨胀引起的静压力。
直观上看，就是冰成为一种具有巨大动能的固体与设施发生强大的作用力。渤海历史上由于海水结冰而造成灾难性事故是发生过的，其中最典型的是海2井和海4井烽火台于1969年和1977年分别被大冰推倒两起重大的海洋结构破坏事故。下面简要介绍一下海2井倒塌重大事故的相关情况。
海2井是我国自行设计、制造和安装的海洋石油钻采平台，是一座钢质桩基固定平台。1969年立春后形成渤海历史上罕有的大冰封，海冰在平台导管架下和平台周围堆积，部分构件因强度不够而被冰挤破开裂，从预报到第一个桩腿破坏直至平台倒塌仅十几个小时（图1-4）。图1-4 海水事故分析图
事故原因分析：通过详细的事故原因分析，主要有以下5条因素：① 设计时没有考虑冰载荷，仅以波浪为设计控制载荷；② 平台整体结构设计不合理，桩长壁薄，整体稳定性差、平台震动严重、产生自激振动；③ 平台整体布局不合理，以面积最大迎接来冰；④ 施工粗糙、焊接质量不高；⑤ 只用材料力学进行静强度计算。（2）海浪。
海浪主要由风引起，热带气旋、台风、海啸可掀起巨大的海浪。海浪的高低与风速和风持续的时间等因素有密切的关系，其能量与波高的平方成正比，在海浪作用的强烈部位，会加速金属腐蚀。
从设计的角度，海浪的影响还要考虑其往复作用力加剧了构建物的疲劳，影响了构建物的使用寿命（图1-5）。图1-5 海浪的影响（3）海流。
海流是海水按照一定的方向、路线连续不断地流动。一般来讲，海流分为洋流、风生海流和潮生海流，其中风生海流与潮生海流对海上油气钻采装置的作用力最强。
其作用力的影响主要表现在海流所产生的水动力对构建物结构的冲击以及长时间往复作用下结构的疲劳影响。海洋工程领域通过近百年的研究，已经掌握了海流影响海上构建物的基本规律，并进行了量化处理，现在已经能够使用相应的公式，计算出作用在海上油气钻采装置上的海流载荷，从设计上保障设施的本质安全性（图1-6）。图1-6 海流的影响（4）热带气旋。
热带气旋是指发生在热带海洋上的一种强烈风暴，热带气旋/台风对我国南部海域海洋石油开发的影响很大，是影响海上各类石油作业的一种主要灾害性气候。虽然渤海海域台风与热带气旋较少，但2007年的台风麦莎就对渤海海域产生了很大的影响，还有就是比如黄骅海域的土台风曾经就造成人工岛堤岸被毁的事故。所以防止局部热带气旋以及风暴潮的影响在设施设计的时候就需要进行全面的考虑（图1-7）。图1-7 热带气旋影响
海洋石油工程吸取各种海洋环境影响的事故教训，在设计、建造和生产过程中借鉴国际规范做法，采取了以下措施：① 根据APIRP2A的要求进行结构工作许用应力的校核，从设计开始就考虑到各种潜在的影响结构安全的因素，而且需要考虑平台的安装过程中应力情况；② 通过第三方发证检验机构，严格执行平台制造质量控制标准；③ 定期对设施进行结构检测，进行寿命评估，以保证设施的正常使用。
1.2.2 狭小的作业空间
钻井和采油的活动空间狭小，一切设备都集中在一个或几个平台上，每个平台一般有2～3层甲板，每层甲板面积最大不过30m×67.5m。在如此有限的空间内开发面积约数十平方千米的油气田，无论是开发方案还是工程设计都与陆上不同。如生产井口高度集中，井口距离最大2.5m×2.5m，最小的达到1.5m×1.8m，全部只能为定向井和水平井；开发过程中的调整井数受预留井槽限制；油井作业非常困难；工程设施小而全，除了与陆上油气田开发生产需要的设施外，还增加了生活、自救设施，因此给方案设计增加了难度。海上钻采绝不能走扩大空间的路子，只能大力精简队伍，加大装备技术含量，尽量缩减其体积和质量，以适应海上空间狭小的客观环境。空间的变化，给钻采作业带来了人员结构、装备、技术的深刻影响。由于空间狭小，设备布置紧凑，作业风险大，有时会因一些很小的事故而带来严重的后果。平台上部生产设施图如图1-8所示。
1.2.3 工具装备复杂且科技含量高
由于海上作业要降低作业周期和成本，提高油气田的经济效益，因此必须采用一些与陆地不同的高科技装备和工具，如使用钻井船（自升式或悬臂式）钻井、水下采油树、浮式生产储油轮、特大型浮吊，采用铺管船铺设海底管线进行油气水输送，采用大型吊车进行海上安装等。
由于海上油气田设备集中，地面和水下装备、工具、井下设施必须考虑防风浪、防雷电、防火、防爆、防腐蚀、防冰、防撞击等各项措施（图1-9）。
1.2.4 项目投资大、 管理难度高
海上石油工程项目大都属于大型作业，计划性非常强，方案需要预见性，但常常受多方面的影响，不确定性大；海洋气候的影响也很大，常常需要选择好的气候窗进行作业，工程管理难度大。因此，如果管理、协调不好，将会使项目各工序衔接出问题，造成巨大经济损失。例如，有一个项目需要从欧洲调用大型浮吊，其日费用高达18万美元，加上其他费用，每天项目需要支付20多万美元。如果由于衔接和计划出现问题，大型浮吊到达地点后不能开始工作，出现闲置，并错过好气候，那么等待的时间可能很长。由于大型浮吊常常需要服务于多个项目，在一个项目造成耽搁，必然会影响另一个项目。另外，由于移动、就位的费用很高，也不可能先干别的项目，再来干这个项目，因此造成的损失难以估量。图1-8 平台上部生产设施图图1-9 海上部分防护装备
1.2.5 低成本、 技术创新策略风险高
海洋石油投资巨大，用最低的成本去开发油气田，以便在最短的时间内收回投资，获得最大的经济效益，另外，随着环境更恶劣和深海油气田的发现，需要不断采用以往没有使用过的技术。各方面的需要促进石油企业进行技术创新，并不断降低成本，这样也给海上油气田的开采带来更大的风险。
1.2.6 人员素质要求高
为保证油气田开发达到经济、安全的目的，在前期研究阶段，地质油藏人员需要比较准确的地质油藏描述，并判断其风险程度；钻完井和工程设计人员要结合地质油藏的需要找出经济可行、安全的工程方案；在建设阶段，工程人员要进行严格的项目管理，保证按时、按质完成任务。这些就需要各方面人员具有丰富的知识和经验。
在生产阶段，由于平台空间有限，技术和操作人员的数量受到限制，因此需要这些人员技术全面。为提高油气田采收率，很多油气田在生产的同时，还要进行钻井作业，要进行增产措施，这种作业大大增加平台操作的风险，因此，需要各路人员具有风险辨识和控制能力，以免出现重大事故（图1-10）。图1-10 风险辨识和空间控制
1.2.7 油气田寿命周期短
海洋环境对钢材有严重的腐蚀作用，海水中生存的大量生物和微生物，通过侵蚀或附着作用，会对钢结构平台的使用寿命产生影响，见图1-11。图1-11 海上设施的腐蚀
一般情况下，平台的安全寿命在20年左右，因此与陆地油气田不同的是要在平台寿命周期内尽可能多地将油气开采出来，必须在有限开采期内获得最高的采收率。
1.2.8 交通运输要求高于陆上
海上钻井和平台生产远离陆地，即使近海作业，其距离也在数十海里至数百海里以外。随着海上钻探从近海向深海发展，这个距离还将往远处延伸。人员出海作业，生活必需品，钻采装备、器材和物资的供应以及出现紧急情况时的紧急救援，都有赖于海上交通运输。因此，一支海上钻探队伍，需要配备一支能满足各方面需要的船队，包括具有输水、输油、输灰能力和载运钻井器材物资的三用工作船，保障海上安全作业的守护船、消防船，人员往返所需要的直升机和客轮。还有在特殊海域作业的特殊船舶，如冰区的破冰船等。
海上交通运输是钻井的命脉，没有完备的海上交通就不可能存在有效的海上钻井作业。
1.2.9 陆上支持保障及海上应急救援的特殊需要
基地的支持保障，包括陆地管理、生产作业指挥机关及生产与生活保障设施。与陆地钻井最大的不同，是要与海上油气勘探开发规模相适应的港口、码头和船队，以便停靠和拖带钻探装备、储存和运送钻井物资以及为海上作业人员提供往返的交通工具。还有海上钻采不但距离陆地远，而且危及钻井人员生命和钻井装备安全的因素很多，属于高风险作业，因而海上救助和管理也成了陆地支持保证不可缺少的重要组成部分。海上救援涉及的方面多，从平时的防范，险情出现之前的预报，到险情发生后的及时救援，都是一个不可分割的系统工程。同时还需要得到社会诸多部门的帮助，彼此协同工作，形成整体力量。海上应急救助应当“养兵千日，用兵一时”，需要有健全的系统、完善的结构，并实行专门的管理。
1.2.10 海上平台安全管理和环境保护要求高
因为海上平台既是生产设施的基础、又是人们生活的空间，也是从事一切海上活动的场所。一旦发生事故，没有逃生空间，同时，海洋钻井还要特别关注对海洋环境的保护。石油对人类来说，是现代经济的血液，对大海来说，却是污染海洋的毒液，灭绝海上生物的杀手。在海洋钻井中要十分重视石油以及其他钻井液体有可能对海洋环境造成的威胁，以高度的责任感防范和避免钻探作业给海洋环境造成的污染。
综上所述海洋石油开发的特点，在海上油气开发生产作业过程中应注意以下几方面的问题：（1）建立、健全完善的海上气象预报系统，一个准确及时的天气预报系统能够极大地提高海上作业时间计划效率；（2）积极推行项目管理，所有的作业应当以项目思想来规划，从时间、人力、财力、物力等方面进行统筹；（3）注重安全环保工作，严格的国家安全环保法律是海洋石油开发的重要特点，如果我们不加强安全环保工作的力度，就会影响到整个海洋石油开发的进度；（4）讲究效益应当具有全面性，海洋石油开发是个复杂的系统工程，应当从系统上考虑各个环节的整体效益；（5）搞好地方关系，要重视并善于搞好与政府、地方关系，争取各方面的支持和配合；（6）加强业务培训，海上石油开发面临很多崭新的开发技术和知识，应通过实施多种形式、系统的业务培训，尽快掌握海洋石油开发知识。1.3 海上钻完井
钻完井是油气田开发工程非常需要的部分，目前海洋油气田开发投资中，钻完井的投资约占总投资的35%～70%。用好现有的钻完井技术，并不断在技术和管理方面创新，对开发边际油田起到非常积极的作用，达到优质、高效、安全、低耗进行钻完井的目的。实际工作中，需要切实研究钻完井方案的每个细节，要保证钻完井作业的安全；在进行技术创新，采用新技术、新工艺、新方法的同时，要保证方案的切实可行，预算准确，将各种风险降到最低。
优快钻井技术就是采用先进、实用、配套的技术，建立先进、严密的组织管理与发扬团队协作精神三大要素。
成熟的海上钻完井管理具体的表现在以下6点要求：（1）建立健康安全环境管理体系，规范各个重要环节的管理制度，明确职责；（2）建立重大钻完井项目专家审查制度；（3）建立开发井质量控制，评价及验收制度，形成控制标准、批准程序及验收程序，为日后正常生产打下良好的基础；（4）完善钻完井工程的考核制度，加大对井身质量、安全环保等方面的考核力度；（5）完善钻完井器材的采办程序，确立分级授权制度，提高工作效率，明确工作职责；（6）做好经济评价，对钻完井费用进行控制，规定钻井、完井和修井的费用细目的编制内容和格式。
下面就海上钻井作业的特点向大家介绍海上钻完井的基本知识。
1.3.1 海洋石油钻井工艺及设备
在海上钻井时，需要对海洋钻井装置作为海上基地，以便安装钻机各个系统，配备相应器材和物资，并供人员作业和生活。按移动性来分，海洋钻井装置可以分为固定式和移动式两大类：固定式主要是指海上安装定位后，不能移动的平台，又分钢制导管架固定平台，钢和混凝土混合建造的混合式平台两种，两种的结构基本一致。广义的固定式钻井装置还包括浅水区人工岛的钻机。移动式指在完成钻井作业后可以移走的装置，它包括：座底式钻井平台、自升式钻井平台、半潜式钻井平台、步行式钻井平台、气垫式钻井平台和浮式钻井船，见图1-12。图1-12 海洋石油钻井设备
1.3.1.1 固定式钻井装置
固定式钻井装置主要指固定式钻井平台，是从海底架起的一个高出水面的构筑物，上面铺设平台，可以放置钻机。目前大多数固定式钻井平台与采油平台结合在一起，用于生产油气井打井作业，通称钻采平台，平台上的钻机又被称为平台钻机。目前比较典型的固定式钻井平台是钢制的独立导管架固定平台（图1-13）。
1.3.1.2 自升式移动钻井船
移动式钻井船种类很多，就我国油田海域而言，多采用自升式移动钻井船进行作业。工作时先拖至井位，抛锚定位，通过桩腿升降装置将桩腿插入海底，预压后，升降装置把船体上升到海面以上高度。完成一个井位作业后，船体降至海面，拔起桩腿并将其升至拖航位置，整座平台便可用拖轮拖到新井位。它主要由两部分组成：（1）桩腿：就位工作时它插在海底，搬迁时它从海底提起，桩腿上有升降装置。升降装置目前常用的有气动、液压和电动齿轮条3种传动方式。通常桁架桩腿采用电动齿轮齿条传动方式，圆形或方形管柱桩腿采用气动或液压方式。图1-13 固定平台（2）工作平台：是一个驳船甲板，用以安放钻井设备，并为工作人员提供工作和休息的场所。搬迁时，靠它的浮力使平台浮在水面上。
自升式钻井船的优点是对水深适应性强、稳定性好，缺点是工作水深受腿长影响，拖航时易受风暴袭击而破坏。
1.3.1.3 步行式钻井平台
步行式钻井平台是由我国自行设计的，它既可以在“极浅海”或“潮间带”行走，又能拖航，属两栖钻井平台，是专为极浅海和滩海地区设计的。主要由以下几个部分组成：（1）内船体：它是由沉垫、支撑以及甲板组成。沉垫为中空的箱形结构，漂浮时提供浮力，行走或座底作业时起支撑作用；支撑由立柱和斜撑构成，它连接甲板和沉垫；甲板用以安装钻井设备，为工作人员提供工作和生活场所。内船体有四座强大的悬臂支架。（2）外船体：它也是由沉垫、支撑和甲板组成。不同的是其甲板上有四条长为15m的步行轨道，用来提升外体或顶升内体。外船体包围着内船体。（3）步行机械和液压控制系统：它是由在内外体结合部的四个大型顶升油缸、外体甲板上的两个特长型牵引油缸以及运行车轮组与运行轨道组成。
1.3.1.4 坐底式钻井平台
坐底式钻井平台是一种具有沉垫（浮箱）的移动平台，上部工作平台靠管柱支撑在沉垫（浮箱）上，总高度大于水深。主要由3部分组成：（1）沉垫：沉垫又称浮箱，利用充水排气和排水充气的沉浮原理来控制工作平台的沉、浮和上升。（2）工作平台：工作平台用于安放钻井机械设备。其横截面形状有正方形、长方形、三角形等形式。以便开口以便于完井后移运，另一边安置吊梯或起重机，以便从辅助船上搬运器材。（3）中间支撑：中间支撑一般采用金属桁架结构，它的高度随水深而定，若在4个角柱处增添大直径的钢瓶或浮箱，则适用水深可略增，稳定性可提高，升降速度也可加快。
坐底式钻井平台的优点是钻井时固定牢靠，完井后搬运灵活，而缺点是工作平台高度不能调节，工作平台面积不能过大，否则不易拖运，一般为20～30m。
1.3.1.5 海上钻井装置的选择
适当选择海上钻井装置是确保海上钻井成功的关键。选择钻井平台的主要依据是水深、海底地质条件、海洋环境条件、钻井类型、后勤运输条件等。总之，海上钻井装置的选择是整个海上油田开发系统的一部分，要根据整个系统的经济分析来选择才是最合适的。（1）水深是最重要的依据，不同的平台适合于不同的水深。钢制导管架固定式平台的工作水深在12～300m，自升式平台的工作深度为12～150m；步行式平台的工作水深在0～6.8m的潮间带。（2）海洋环境和表层土壤条件，主要指海况条件资料，这些资料对平台的动力响应计算、海洋结构的强度计算、定位方式都有影响。表层土壤的地质条件很重要，决定平台选择类型或确定桩腿的入泥深度。（3）设备可利用资源，钻井设备从远处动复员的费用非常高，首先需要考虑当地或附近海域的钻井资源。（4）选择钻井平台时，还需要考虑到后勤保障。选择平台要考虑消耗品的供应频率、平台离供应点的距离、平台上能容纳的人和物、备用零件的供应来源和恶劣气象条件造成供应船延期达到的因素。（5）经济、技术条件，海洋钻井的工作深度受经济、技术等条件的多种限制，因此在海洋钻井方式选择时必须充分考虑。
充分考虑以上因素条件，可以得出：（1）根据水深、海洋环境条件、钻井类型和后勤条件初步选定所用的钻井平台。（2）滩海地区海床较平坦，淤泥不厚的地方，宜选用步行式钻井平台。淤泥很多的软海床区域宜用气垫式钻井平台。如果油气资源丰富，可建人工岛。（3）水深20～30m以内，风浪不大，海底平坦柔软，无海流冲刷和海底土壤不液化的区域，宜用坐底式钻井平台。（4）水深100m内，风浪较大，探井可选用自升式，生产井根据发展思路和经济选择决定。（5）水深100～300m之间，可选半潜式、浮式、固定式。（6）对于具体项目的钻井设备选择，须选出技术可行的方案，结合地震油藏的需要，考虑到工程经济，进行经济评价后决定。
1.3.2 优快钻井
1994年，美国公司在泰国湾钻一口3500m左右的井，平均建井周期只需5～6d，最短的仅需4d。消息传到我国海洋石油界，大家都认为是“天方夜谭”，简直不可思议。我国海洋石油界立即组团赴泰国考察。考察发现，钻井装备、钻井技术差距不大，发现就是以前被传统的钻井观念束缚着思想，无法最大限度地发展人员与设备的生产力。
据参加考察的人员回忆，在学习具体的先进技术与管理方法的时候，美国人介绍中用得最多的一个单词是“Philosophy”（思维体系、观念），就是说，快速钻井是以思想观念的转变为先导的，给人印象极深。
通过考察学习，在通过自己一段时间的摸索，不仅掌握，而且还发展出自己一套勘探开发整体优快的思路。优快钻井的核心思想如下：（1）作为一个整体“优快钻井”包括了从物质到精神的三大部分，这就是先进、实用、配套的技术，先进、严密的组织管理与发扬团队协作精神，这三者相辅相成，缺一不可。（2）为了达到快速钻井，在时间上真是“争分夺秒”，积少成多，把分分秒秒汇集到节省的总时间中去，如PDC可钻式浮鞋，可以节省起下钻时间18.3h，节省钻井时间11.5h。高强度电缆、大小满贯测井技术，每口井比过去节约9h。（3）技术与管理结合，改变过去粗放型的管理方式，建立起“钻井时效第一，作业准备和海上维修停工时间为零”的集约型管理方式。其核心思路是各专业工种间开展立体交叉式的大规模协同动作，做到相对钻机时间而言，海上设备维修时间为零——维修与钻井同时进行；井口准备时间为零——应用设备提前到位；衔接时间为零——工序之间不等候。无候凝固井技术，比原来每口井至少节约5h，无钻机时间测CBL（水泥胶结测井）每口井节约作业时间8h以上。（4）这些具体措施的背后还有个重要的“支柱”，是集体主义的“团队精神”。试想一条钻井船上，进行作业100多人，来自不同专业单位，虽然分属甲、乙方，但甲乙双方、乙方各单位之间能够配合默契，协调动作，还有后方部门从机关到后勤，从物供到运输，都能紧张有序，保障有力地工作，没有强烈的集体主义思想，发扬团队精神，是创造不了这一个个奇迹的。（5）还应该指出，优快钻井取得成功，在上述三大要素之外，适当合理的激励机制也是十分重要的，这完全符合社会主义阶段的物质利益原则。
1.3.3 大位移井
西江24-3油田利用已投产的海上平台，运用大位移井开发相距28km开外的24-1油田，使一含油4.2km的油田获得经济效益，该实施有两阶段。第一阶段钻上部井段及下473mm和340mm套管，然后进行钻机升级改造；第二阶段钻下部井段及下244套管和178尾管后钻达完井井深，交井投产。整个工程历时半年（图1-14）。图1-14 大位移井
钻成西江24-3-A14井这样一口世界级的大位移井，摆在大家面前的难点很多。主要是：负荷大对设备工具提出的高要求，还有大扭矩、大提升负荷、大功率、大排量以及高泵压等高要求；长裸眼，井眼稳定难度大，套管磨损问题突出；钻具屈曲变形与滑动钻进需选择可钻性好的井段定向滑动钻进，以及采用旋转钻进必须具备再旋转情况下的定向控制系统和技术；井眼清洗与固相控制，还有岩屑处理要符合油基钻井液和环保要求难度大；增斜—稳斜—降斜的“S”形剖面设计，中靶后须立即降斜钻穿十几个油层，轨迹控制要求严格；靶心直径只有152m，中靶难度高，要求测量精度必须十分准确；安全固井和顺利完井也是两大难关。针对前面提到的几个方面的难关，可以采用多项世界钻井工程中最新的技术和工具，主要有5类22项。下面逐一介绍：
1.3.3.1 降摩阻和降扭矩技术（1）摩阻检测软件；（2）软扭矩旋转系统；（3）非选装钻杆保护器；（4）直读扭矩指标器。
1.3.3.2 定向控制工具钻具（1）TRACS可调变径稳定器；（2）新型加长内喷嘴导向马达；（3）特殊要求PDC钻头；（4）液力加压系统。
1.3.3.3 测量技术（1）高精度差率示波；（2）综合处理讯号显示系统；（3）钻压和扭矩短节；（4）钻杆传送测井。
1.3.3.4 固井系统（1）套管漂浮接箍与漂浮技术；（2）多刃滚柱式套管稳定器；（3）自封式套管循环接头；（4）可旋转尾管悬挂器。
1.3.3.5 钻井液及其他（1）低毒油基钻井液；（2）配套的固控系统；（3）液压钻井液盒；（4）真空洗液装置；（5）当量循环密度应用软件；（6）高扭矩140mm钻杆。
1.3.4 水平分支井
近年来，随着水平钻井和完井工具的不断发展，钻分支井的技术有了很大的进展，对充分发挥油气藏的潜力，提高采油速度和采收率起到重要的作用。中国海洋石油总公司除了完成垂直分支井外，2002年在疏松砂岩又成功完成水平分支井钻完井作业，大大提高稠油油田的单井产量，大大提高了稠油油田的经济效益。
在疏松砂岩地层打分支水平井的主要难点：（1）防止地层坍塌；（2）地层较薄，轨迹控制难；（3）要保证主井眼与分支井眼分得开；（4）要保证筛管下到主井眼。
打水平分支井最关键在于有好的定向井轨迹控制技术。已打成的分支井采用常规导向钻具+LWD技术+AutoTack钻水平井分支及主井眼，不钻领眼并实现主井眼与分支井眼有效分离。
1.3.5 生产管柱
由于海上油气生产安全的需要和国家法规的要求，海上油气田生产管柱与陆地最大的不同是绝大多数油气井在井下管柱安装封隔器，井下安全阀，并与地面控制装置组成的井下安全系统。
由于海上很多油气田修井费用昂贵，生产管柱设计要考虑尽可能少用修井设备，而尽可能多地使用钢丝、电缆作业、基于上述原因，海上油气田生产管柱要比陆地油田复杂得多，因此，其设计具有海上油气田的特点。
生产管柱设计是完井工程的重要环节，直接影响油气生产，对提高平台操作和井下作业的可操作性，减少费用有着重要的作用。因此生产管柱的设计必须认真研究，主要应考虑以下几方面问题：（1）生产管柱主要功能类型划分。
要根据油藏和油气井的特定需要和条件选定具体的完井功能和方式，海上生产管柱的主要功能有：测试、循环压井、分层封隔、流量控制工具、安全防喷、注化学药剂工具、人工举升配套工具、注水工具、调节管柱受力及防砂、配套。（2）海上油气田生产管柱设计原则。
首先要满足油气田开发方案的要求，并且需要与井下状况（包括油气层分层系开发，产能，流体特性等）相适应，满足安全的需要，尽可能通过钢丝作业进行井下工具的操作，减少修井的需要，到达降低操作费的目的，井下管柱结构和施工尽可能简单，降低投资。（3）对所选井下工具的要求。
工具强度及压力等级满足要求：根据压力等级和压差要求进行工具的选择；工具的开关动作及配套工具的选择符合井下管柱设计；工具内通径、外径的选择要与油管内径和套管的直径相配合，工具有导向斜面和台阶，在斜井中能畅通无阻；工具连接螺纹和上下接头螺纹相符，同时所选的螺纹符合油气井条件（如密封性和拉力等）；工具材质及密封件材质的选择应根据流体成分，腐蚀性流体类别、含量及油气井温度、压力等条件（图1-15）。图1-15 井下工具（软件截图）（4）尺寸、动作、强度的校核。选择井下工具后，需对工具的尺寸、使用、操作动作、强度进行核实。
以下为老堡南1井、南堡1-5井管柱图（图1-16、图1-17）。图1-16 老南堡南1号管柱图图1-17 南堡1-5井管柱图
1.3.6 油气井的腐蚀和防护
二氧化碳与硫化氢在油气田中广泛存在，当其在油气中浓度超过一定量时会对井下套管、生产管柱及工具、地面生产设施、输送管道产生腐蚀，存在安全隐患，影响油气田正常生产，造成经济损失，严重的可产生平台爆炸等巨大危害，因此井下腐蚀问题应该给以高度重视。目前，防止腐蚀的主要措施是用抗腐蚀金属材料、表面涂层保护、加注缓蚀剂、除去水、氧和其他杂质以及通过适当的系统和设备设计，尽量避免或减轻各种加速腐蚀的因素。一般在开发油气田前就应决定采取哪些措施，如井下管柱及地面设备管线是否采用昂贵的抗蚀材料、进行涂层保护、完井时是否下封隔器等。
油气井的防腐蚀主要措施有：（1）选用性能合适的耐蚀材料；（2）采用塑料涂层、衬里和非金属材料；（3）使用缓蚀剂；（4）系统设计中的防腐考虑；（5）去除杂质；（6）其他防护措施，如增大pH值，降低温度，避免紊流等。
井下管柱防腐蚀设计：（1）了解腐蚀及防护研究理论；（2）研究油藏产出气、液情况；（3）与科研单位和油管、套管厂家协作，了解其他油气田的使用经验；（4）进行室内试验；（5）提出备选方案并进行经济评价；（6）推荐防腐方案；（7）按照美国腐蚀工程师协会编写的RP-0755—1991标准对腐蚀程度进行划分。1.4 海上油田开发建设
1.4.1 海上油田开发模式
海上油田开发模式主要受水深、规模以及地形影响，水深对选择方案有重大的影响，从经济角度出发，在浅水（小于200m），一般常选择固定平台（钢制导管架平台或重力式平台）。在深水中（大于200m），由于固定平台的费用成倍增长，所以多考虑采用水下生产系统与浮式生产系统的组合方案。如果油田离陆地较近，可考虑管输上岸，在陆上建油气处理厂，进行油气分离、储运或采用人工岛的方案。如果油田离陆地较远，且为产量较小的边际型油田，可考虑采用浮式生产系统，充分利用浮式生产系统可重复利用的特点。对于海底地形平坦，土质坚硬的海域，可考虑采用混凝土式重力式平台；对于土质松软，海底不平坦的海域，则考虑用固定平台或其他形式的设施。
目前海上油田开发模式主要有全海式、半陆半海式、海油陆采式三种方式，分别如图1-18至图1-21所示。图1-18 全海式开发模式图1-19 全海FPSO开发模式图1-20 半陆半海式开发模式图1-21 海油陆采式开发模式
1.4.2 海上生产设施类型及工艺
1.4.2.1 生产设施类型
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，主要有FPSO（浮式生产储油轮）、水下井口、导管架平台、海上人工岛等多种生产设施类型。基本上可分三大类：固定设施生产设施、浮式生产设施和水下生产系统（图1-22）。图1-22 海上生产设施
几种典型的海上生产设施类型有：（1）水下井口+半潜式平台+FPSO（图1-23）。图1-23 水下井口+半潜式平台+FPSO（2）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因素的推动下，于20世纪80年代中期以来得到较快发展的。目前，已在几十米到100多米水深的海域中得到成功应用。有单腿、两腿和三腿结构型式，如图1-24所示。图1-24 轻型平台（3）人工岛+进海路整体开发模式。
人工岛+进海路整体开发模式见图1-25。图1-25 人工岛+进海路整体开发模式
1.4.2.2 海上典型生产流程（1）原油处理流程（图1-26）。（2）伴生气处理流程（图1-27）。
1.4.2.3 海上平台主要系统
海上平台设施可以分为生产系统、公用及辅助系统两大组成部分，其中根据不同的功能又可以分为若干个子系统。图1-26 原油处理流程图1-27 伴生气处理流程（1）生产系统。
① 原油生产、计量；
② 加热、分离系统；
③ 天然气分离、压缩、冷却；
④ 干燥系统；注水系统。（2）公用及辅助系统。
① 发电系统；
② 火气探测系统；
③ 救生设备；
④ 急发电系统；
⑤ 消防系统；
⑥ 通信系统；
⑦ 供热系统；
⑧ 柴油系统；
⑨ 吊机；
⑩ 化学药剂系统；
⑪ 淡水系统；
⑫ 公用/仪表风系统；
⑬ 仪表控制系统；
⑭ 海水系统；
⑮ 生活污水处理系统。
1.4.3 海上固定平台建设
海洋工程是海洋开发的重要组成部分，不仅投资高、风险大，而且对安全环保要求极高，因此海上石油生产设施建设是一项复杂的海洋系统工程。
海洋工程的建设，不仅要先进、实用、经济，而且要绝对的安全可靠，并能适应连续和高速运转。海上工程概念设计和初步设计是降低开发投资的关键，在满足质量和安全的前提下，把投资降到最低程度。我国海洋石油工程建设经过多年实践总结出“三新三化”的设计思想，即在总体设计上要体现新思路、新技术和新方法，在平台和设施设计上要体现简易化、标准化和国产化。绥中36油田二期工程设计是体现“三新三化”的典型，实现标准化设计，减少开发投资。同常规海上工程相比，节省资金超过10亿元（图1-28）。
试读结束[说明：试读内容隐藏了图片]