導管架測量方法

⑴ CVP的操作方法

CVP（中心靜脈壓）的操作方法：

1、靜脈插管方式

經皮穿刺法：經頸內靜脈或鎖骨下靜脈，將導管插至上腔靜脈，或經股靜脈插管至下腔靜脈。

靜脈剖開法：現僅限於經大隱靜脈插管至下腔靜脈。需判斷導管插入上、下腔靜脈或右心室無誤。

2、插入深度

經鎖骨下靜脈者約為12-15cm，其餘均為35-45cm。一般認為上腔靜脈壓較下腔靜脈壓更精確，因為腹內壓增高時下腔靜脈壓不夠可靠。

3、測量方法

將測壓管零點置於第四肋間右心房水平腋中線位置，操作時先將中心導管夾閉，使靜脈通道與測壓管相連，使靜脈通道中的液體充滿測壓管至高於預計靜脈壓之上，然後關閉靜脈通道，打開中心靜脈導管，使測壓管與中心靜脈導管相通。

則測壓管內的液體迅速下降，到一定水平不再下降時，觀察液面在量尺上的刻度數，既為CVP的值，不測量時，關閉測壓管，使靜脈通道與中心靜脈導管相通，繼續補液。

(1)導管架測量方法擴展閱讀：

測量的注意事項

測量時確保靜脈內導管暢通無阻；每次測量完畢後倒入測壓管內的血液需沖洗干凈，確保靜脈內導管和測量管道系統內無凝血和空氣，管道無扭曲等。

測壓管留置時間一般不超過五天，時間過長易發生靜脈炎或血栓性靜脈炎，故留置3天以上需用抗凝劑沖洗，以防血栓形成；加強管理，嚴格無菌操作。

⑵ 氣門導管檢查有什麼方法

①首先測量氣門導管的內徑，將所測結果減去氣門桿的標準直徑及標准間隙，所得的差值即為氣門導管的磨損量。
②將氣門提起至氣缸蓋平面15～20mm的高度，把百分表架固定於氣缸蓋上，百分表桿頂觸在氣門頂部邊緣處，來回推動氣門，百分表指針差值即為氣門與導管的配合間隙。根據配合間隙可計算出氣門導管的磨損量。
當氣門導管磨損嚴重，會使氣門桿與氣門導管的配合間隙超過限度，應予以更換。

⑶ 　高起點、多渠道、多方式引進先進技術

為了做好招標工作，中國政府制定了有關的法律文件，使中外雙方在合作中有法可循。立法起草班子收集了世界上40多個國家的石油法律文本和資料，還先後7次邀請聯合國開發署跨國中心專家和美國律師事務所等國際權威法律機構前來指導，同時派人到挪威學習。經過數十次討論、研究、對照和多次修改，終於形成了《中華人民共和國對外合作開采海洋石油資源條例》（簡稱《條例》）。《條例》明確了石油資源所有權，合同區勘探、開發、生產和銷售的專營權，政府有關部門的職責范圍，國家石油公司的地位和職責，外國石油公司的權益和義務。是即將進行的一輪招標的主要法律依據。

同時，也收集並參照國際上簽訂的120多份石油合同樣本，結合中國的國情，依照《條例》精神，在總結我們談判經驗的基礎上，起草了對外合作的「標准合同」。其要點是：外商獨承勘探風險、中方參與開發投資、限額回收投資和支付生產作業費、余額雙方分成。它吸取了各國石油合同的精華，並依據我國主權和法規，體現了平等互利原則，受到國際石油界的普遍贊同。由此，大大優化了投資環境，如同在中國遼闊的藍色國土上，種植了兩棵「梧桐」，有了「梧桐樹」，就有「鳳凰」來。

依據《條例》的要求，1982年2月8日，國務院批准同意成立中國海洋石油總公司。同年2月15日，中國海洋石油總公司在北京東長安街31號正式成立。公司是具有法人資格的國家公司，是獨立核算、依法納稅、自負盈虧、自主經營的經濟實體。它代表國家統一負責對外合作開采海洋石油資源的業務，即以對外合作和自營的方式，從事海洋石油、天然氣的勘探、開發、生產、利用和產品銷售，從事海上石油、天然氣作業承包服務以及其他多種經營。

一、震驚世界的中國海上第一輪對外招標

在國內各省、市、自治區大力協同、積極支持和國際油價持續小波動的情況下，中國海洋石油總公司於1982年2月17日向12個國家46家有資格招標的石油公司發放了第一輪招標通知書。

這次招標涉及我國渤海、黃海、南海總共504個基本塊，面積達15×10⁴km²，其規模之大、海域之廣、公司之多是世界上少有的，是震撼世界石油界的一件大事，也是兌現我國海洋石油對外合作的信譽、按國際慣例辦事的具體體現。

到1982年8月17日止，有9個國家33家公司對25個區塊投標，共遞交報價書102份。經過100多名經濟技術專家及有關業務人員的詳細評價，制定了中標及談判方案。經過緊張、激烈的競爭性談判，共有9個國家28家公司在19個區塊中標。

為了保持和擴大海上石油勘探的規模，在認真總結第一輪招標經驗的基礎上，於1984年末和1985年初發布了第二輪招標通知書，在鶯歌海東部、珠江口盆地、南黃海南部10× 10⁴km²海區內，採取公開招標形式進行招標。此時油價在高位波動，投資有利；同時，我們靈活地修改了合同：允許非物探參與者也可以投標；在簽訂的幾個區塊中，可以調劑工作量，以提高勘探成功率；當無發現但仍有剩餘工作量時，可以適當擴大區塊面積；復雜的中、小油田可以評價性地試生產，當年產量小於100×10⁴t時，可免徵礦區使用費等。這些修改，有利於爭取外商開采各種類型的油氣田，特別是中、小油氣田。此輪招標經最後談判，共有4個國家15家石油公司在8個區塊中標。

為使海上石油對外合作勘探工作陸續接替上去，發現更多的油氣田，於1989年初發布了第三輪招標通知書。此次招標涉及珠江口盆地東沙－神狐海區，面積超過3×10⁴km²。為吸引更多的外國投資者，進一步放寬了合同條款，主要免除了外國公司在勘探期培訓中方人員、技術轉讓等義務；在完成物探工作量後，有權選擇鑽井或終止合同。通過談判簽訂了3個石油合同。

三輪對外招標共簽訂石油合同30個，加上以前的合同和協議，總數達到66個，外商投入資金高達31.2億美元，極大地推進了中國海域油氣勘探開發工作。

二、大力引進鑽井、地震、導航、計算機軟硬體技術

中國海油的專業技術人員大都來自陸上油田，已有多年石油勘探開發經驗，但就海上石油勘探開發而言，特別是對國外海上先進技術的了解還是一片空白。為此，公司一成立就制定了明確的科技發展工作方針，即通過海上石油對外合作，充分利用技術引進、技術轉讓、技術合同、技術培訓、技術交流和技術合作等多種渠道，引進、消化、吸收國外先進技術，培訓人才，盡快提高技術人員的素質和水平，逐步應用並掌握一大批國際先進而實用的勘探、開發、生產技術和管理經驗，並發展創新，力爭盡快達到或接近國際先進水平，從而提高我們對外合作的能力，促進我國海洋石油科技進步，滿足海洋石油勘探、開發、生產建設的需要。

自1977年起，我們分別從美國、英國、法國、日本、澳大利亞、加拿大、新加坡、挪威等十幾個國家，引進了一大批鑽井、物探、測井、海上工程建設所需的先進設備和技術，以及配套的先進工具、軟體，加速了海上石油勘探開發的進程，及時滿足了當時對外合作工作的需要，從而取得了突出的經濟和社會效益，使我國海上石油勘探開發技術裝備達到國際先進水平，獲得了國際信譽，走出了國門，邁入了國際市場。

a．在鑽井和測試方面，先後從新加坡、挪威、日本、加拿大4個國家9家公司，引進具有80年代水平的自升式、半潛式鑽井船11條（即南海1、2、3、4、5號，渤海2、4、6、8、10、12號）和90年代先進的頂部驅動鑽機、MWD隨鑽測斜儀、SST有纜隨鑽測斜儀、ESI電子單點裸眼井軌跡測試儀、單點地面定位陀螺儀、鑽桿地層測試器、MDT電纜測試技術、MFE和PCT井下測試工具，以及R-622T、CST-2400固井裝置、HT400型撬裝固井裝置和QFT錄井儀、DCS-ALFA錄井儀、現代防砂技術和鑽井模擬裝置等。

b．在地球物理採集方面，從1968年開始，先後引進了CGG59型模擬磁帶儀、SN388B和GS2000數字磁帶記錄地震儀、24道和48道等浮電纜、蒸汽槍和空氣槍震源；1977～1978年引進比較先進的DFS-V數字地震儀，48道、96道和120道等浮電纜，高壓蒸汽槍和高壓空氣槍震源，無線電、衛星、多普勒聲吶綜合導航系統及24、48次多次覆蓋觀測系統的濱海504、511、512地震船。濱海504地需船1984年改裝成淺海地震（13）作業船。1986年引進了濱海516淺海拖纜地震船，並增加了濱海514、515兩條極淺海作業船，組建了240、216、232三個海陸兩棲地震隊。同時，還引進了無線電導航系統，包括萊迪斯系統、阿戈系統、西勒迪斯系統、微波測距儀，以及導航資料處理中心、導航計算機系統、水下音頻定位系統、P-100導航系統等。

至此，中國海油完全掌握了江、河、湖、海等不同水域的二維和三維地震勘探採集技術，滿足了對外合作和自營勘探的需要。

c．在地震資料處理方面，引進CYBER170-730、RDS-500、CYBER855S、VAX8650地震資料處理機，CS6410、PE3212F地震資料解編和繪圖機，CALCOMP748平板繪圖機，GS6410、GS6412地震膠片繪圖機，APPLICON4500彩色繪圖機及ITA地震處理系統等。在此基礎上，引進和開發了面元均化、三維定位導航、處理面元插植、三維一步偏移等三維地震資料處理技術；全傾角波動方程偏移、FKDMO-FK疊前偏移等二維疊加和偏移成像技術；速歸傾角濾波、中值濾波、概率分析、F-X預測多項式擬合、信號相乾等二維去噪技術；最大似然率反褶積、Q反褶積、最大方差模反褶積、地表一致性反褶積和譜白化反褶積等二維高分辨技術及AVO、SVIM等特殊處理技術。這些成果的取得，使我們達到了獨立進行三維地震資料處理、二維精細目標處理和儲層岩性處理的水平。

d．在地震資料解釋方面，引進了區域地震地層學解釋技術、油氣資源評價技術，以及PE3254SIDIS、VAXII、IMTERPRET、VAX3500、GEOQU、EST、人機交互解釋系統和VAX751、DISCOVERRY測井資料處理繪圖系統。在上述技術裝備基礎上，引進發展了人機交互反演3個主參數（用主頻、全振幅反演測試薄層厚度，反演層速度，用層速度換算儲層物性參數）、多參數人機交互儲層評價和聚頻微地震相分析差別、變速時深換算、儲層橫向預測和描述等技術。能完成三維地震資料人機交互解釋、人機交互繪制含油氣儲層頂底構造圖、厚度圖、平均速度圖、層速度圖、含砂量百分比圖、砂層厚度圖、孔隙度圖、含油氣飽和度圖、含油氣豐度圖等的解釋和繪制。

e．在海上工程建設方面，先後引進了國際同類工程設計公司所通用的計算機和大型應用軟體，配備了各種微機54台，軟體92個，形成了一套比較完整的、進行海洋石油開發工程設計的計算機輔助設計系統，達到了國外設計公司計算應用系統水平，包括進行工藝與公用系統設計、經濟評價與經濟預測、工程結構計算與輔助設計繪圖和資料庫等四大部分的軟體與配套設備，熟練掌握和運用這些軟體進行工作。設計人員和計算機技術人員具備了承擔海洋油氣田經濟預測和經濟評價的能力，具備了以油氣開發工藝、總圖配管、海底管線、消防安全、儀表控制、探測防腐、環保為主要專業進行海上油氣田開發工程系統設計的能力，承擔海上油氣田開發工程的機械設備、動力、電氣、熱工、通訊、暖通系統等設備組塊、導管架、海底管線、舾裝和土建工程等設計任務的能力。

總之，我們掌握了國際上慣用的工程評價和經濟評價的理論和方法，掌握了國際海洋工程界通用的計算方法和標准規范體系，掌握了國際工程項目管理的理論和方法。

另外，還引進了儲層預測新技術（包括模式識別技術、地震模擬CSMOL儲層預測新方法）、油藏模擬軟體，組分油藏模擬（COMPIV）、多組分模擬軟體以及PPI測井解釋軟體、PCI微機測井軟體、TTXO和WELLTEST軟體等。

三、根據各外國公司特長，轉讓我們需要的十方面專業技術

根據《條例》的有關規定，在簽訂的第一、二輪石油合同中，經與外國公司反復談判，確定了外國作業者對中方實行各項技術轉讓和培訓中方技術人員的合同條款。為此，按每個外國公司的技術專長，應義務地向中方轉讓一項或多項在中國海上作業中適用而先進的技術，並承擔對中方一定數量專業技術人員進行技術培訓的任務。

僅在第二輪石油合同中，根據外國公司的技術特長和我們的需要，瞄準其獨特的先進技術，在8個石油合同中進行了36項技術轉讓，包括地質、鑽井、測井、開發、海洋工程、採油采氣等10個方面的專業技術。從1985年10月執行以來，完成了24項，共有77人出國接受技術轉讓。在接受轉讓中，深入實際，通過共同工作，在地質方面，學習前Amoco公司在地層對比方面的圖解法；開發方面的儲集岩測定及研究方法，如核磁共振、圖像分析包裹體、同位素等方法；在採油方面學習其改進游梁式有桿泵的運動體系技術、JHN在氣田生產自動化方面的Centum系統；在鑽井方面學習Chevron、Agip石油公司的鑽井軟體等專業技術。這些技術針對性強，如Amoco公司轉讓的定向井鑽井技術和公司鑽井軟體系統，在潿洲10-3-5C定向設計和潿洲11-4油田淺井大斜度井鑽井作業中取得成功。又如Chevron公司轉讓的海洋油氣處理集輸設計、施工和維修技術項目，得到設計通用規格書和油田實例共5套45冊，有關設計手冊12種。這套資料系統、完整、實用，已作為各專業進行基本設計的基礎資料。美國Esso公司早日的海上安全檢驗技術，對我國海上鑽井平台安全檢驗工作的開展有很大幫助。

在24項技術中，掌握的技術14項，其中明顯收到效果的有：解決地質評價問題的盆地模擬技術；礁油氣田的分布規律和有效勘探方法；地震地層學技術和重復測試（RFT）技術；油藏數值模擬技術。另外，在地層學和古環境解釋、地層飽和度、儲層岩性和物理特徵、油藏評價研究等方面也學到了新的技術，並獲得很多有價值的資料和軟體。

有些項目還利用技術轉讓提供的費用，購買了我們急需的軟體，取得比較好的效果。

四、組成合營公司，充分利用國外先進技術與經驗

如何在對外合作工作中，迅速地提升中方的整體技術實力，始終是我們一直考慮的重要問題，而與國外專業承包服務公司的合作經營，能迅速地把專業技術提高到國際水平，這是一種好的辦法。

中外合營公司是技術引進的重要窗口。對外合作以來，我們同美、英、法、日等國的公司，在短短不到4年的時間里，組成地質、鑽井、物探、測井、定位、鑽井液、工程建造等40家中外合營公司，充分利用國際專業公司的先進技術和管理經驗來為己所用。通過合作經營，引進處於國際先進水平的外國承包公司所擁有的海洋勘探、開發、生產的新技術、新設備，在我國海域工作中實現快速技術轉讓，使各種專業技術能夠很快提高到國際水平，拉近了我們與世界先進水平之間的距離；同時，也是專業技術人才快速成長的搖籃，是先進技術引進的綠色通道，又是中外雙方平等互利雙贏理念的充分體現。

a．通過組成鑽井合營公司的合作經營，掌握了優選參數鑽井、地層壓力預測監視和平衡鑽井、地層異常高壓的預測與壓力平衡鑽井、海上叢式井的二維和三維定向井井身軌跡設計和叢式井整體設計。引進一批先進技術軟體，吸收使用了先進的測斜儀和鑽定向井的專用工具。還掌握了世界上主要先進固井技術和膠質水鑽井液的設計與應用等十多項新技術。應用麥克巴專利——特殊防塌鑽井液處理劑和ETSS新型鑽井液程序，為現場鑽井液及有關鑽井工程計算提供絕大部分計算項目，對鑽井液性能、組分能很快做出定量分析判斷。配製和使用優質鑽井液，在單獨承包外國作業公司的鑽井工程中，創造了安全、優質、低費用的服務，受到作業者的好評。南海2號鑽井船在合作前自營的3年中，僅打井3口，合營後承包BP公司的作業，僅用14個月時間就打井7口，進尺22377m，日操作費用中98%是A級操作費（即操作費最合理、最低），生產時效也高達98%。這些指標在英國北海也是高水平的。

b．與美國德萊賽公司合資經營的石油測井服務公司，與法國斯侖貝謝公司建立石油測井合作業務，引進了一批先進技術裝備，按照國際標准進行具有國際競爭能力的測井承包作業。該公司具有在各種復雜岩性和各種環境條件下的測井技術。在資料處理、解釋等重要環節上，掌握了德萊賽公司全套解釋程序、一套先進的解釋軟體和比較先進的測井地質學、高解析度地層傾角測井程序的編制和用HP9825計算機處理測井資料的先進技術，為海上和陸上提供了大量的優質服務。

c．為盡快掌握定位導航技術，滿足海上石油勘探、開發需要，與英國雷卡定位測量公司合資組成了中國南海、渤海雷卡定位測量公司。先後從美國、英國引進中程和遠程海上定位系統，僅在南海就建立了14個定位岸台，成立了相應的定位數據處理中心。1984年3月，我方首批出國培訓技術人員回國4個月後，全線岸台都由中方人員操作管理，完全掌握了數據中心的硬體維修、軟體編程和定位數據管理技術、導航計算和水下定位設計維修技術。建立起了一支能獨立工作、高精度海上無線電定位導航的隊伍，承攬了我國南海和渤海海域全部定位作業。

d．中國奇科地球物理公司是渤海石油公司地球物理公司與挪威奇科物探公司組建的一個合營公司，在合作經營中我們掌握了先進的海上數字地震採集技術，地震資料特殊處理和三維地震處理，廣泛運用地震地層學解釋、人機聯作解釋和儲層評價技術，引進了一批先進的技術和裝備。通過對方的技術培訓和共同從事實際工作，培養了一批懂得現代地球物理技術應用和管理的人才，同時通過合營公司對濱海511地震船更新改造，裝備了一套計算機控制的質量控制、三維採集和解釋程序，使該船地震數據採集能力上了一個台階，從而在國際招標中佔了明顯的優勢。

五、多渠道積極開展雙邊國際技術合作與交流

從1983年起，我們先後與美國、英國、加拿大、澳大利亞、聯邦德國等9個國家和地區的36家公司，開展了技術交流與合作，共開展了36個項目的雙邊合作研究，得到各國政府和公司提供的無償研究資金360餘萬美元，有近60人次出國參加項目研究工作。這些活動提高了學術和技術水平，合作研究的成果也大部分應用到海上石油開發工程上，從而推動了海上石油技術的進步，促進了海上石油開發的進程。

在技術合作中，與澳大利亞C.S.R技術合作援助項目是收益最大、效果最好的項目之一。該項目屬於政府間無償援助項目，由澳大利亞政府提供160萬澳元，用於提高中方海上油氣開發技術和經濟評價方面的技能。為此，澳方執行項目公司C.S.R提供PRIME-750計算機系統及配套的IFPS經濟評價軟體，我方則派出16人到澳大利亞石油天然氣公司接受技術培訓。同時，澳方還派遣專家來華舉辦研討會和多項專業技術指導，受益人員廣達100多人。通過合作，中方人員掌握了PRIME-750計算機操作系統和海洋工程評價、經濟評價技術，提高了工程設計、經濟分析、外語表達能力，培訓出一批設計技術骨幹，並在工作中發揮更大的作用。

渤海海域的海冰對開發渤海油氣田來說，是一個十分關鍵的問題，也是一個多年來未徹底解決的問題。過去因為多種原因，未能進入渤海中部和北部海域進行實測，許多資料數據不完全，一些工程上應用的海冰設計參數，也都依靠推算出來的，一般比較保守、安全系數偏高，直接影響開發投資。特別是最近幾年來，在遼東灣陸續發現一批有商業價值的油氣田後，要在此建造採油平台，進行石油開發。所以，冰力大小成為工程設計備受關注而又必須解決的問題。冰力參數涉及到採油平台結構形式、決定投資和建造費用的大小。

從1987年起，我們通過政府間科技合作渠道，與聯邦德國海洋工業協會合作，利用其技術和專家，開展了《遼東灣海冰調查和冰力研究》項目的聯合研究工作，大部分研究經費由聯邦德國政府資助。經過幾年研究，已摸清了遼東灣海冰生成、流向規律、物理化學性質、種類、分布狀況、與結構物最大作用力、動力反應、振動等一系列問題，合作研究的成果部分已用到該海區工程設計項目上。

在世界冰區研究中，結合我國石油開發進行這樣大規模的現場實際測量冰情研究還是首次，填補了我國海況研究史上的空白。

另外，根據海上勘探開發工作的進展和實際需要，在技術薄弱環節上也聘請了少數外國專家，在華做短期顧問和咨詢工作，這對提高專業技術人員水平，鍛煉和培養從事勘探、開發、評價、合同條法和工程設計人員，也起到了積極的作用。

六、「聯管會」「平行研究」「外聘」多類技術培訓

據統計，從1982年至1991年，派出人員前往美國、英國、日本、挪威、法國、義大利、澳大利亞、新加坡、德國、加拿大、瑞典、巴西、泰國、荷蘭、丹麥、比利時、埃及、阿聯酋、阿布扎比、希臘、阿爾及利亞、紐西蘭、哥倫比亞等30個國家和地區，接受地質、物探、鑽井、開發、工程建設、工藝措施、環保安全、財會管理、法律法規、采辦供銷等14類147個專業方面的技術培訓。共選派977批（團組）2308人次，總費用達到2000多萬美元。其中，勘探、開發技術人員佔581批1549人次。

（一）「聯管會」「平行研究」

通過雙邊談判，在一至四輪招標和招商活動中，已與外國公司簽訂了十個區塊合同。為便於合同區管理，根據作業者的不同，成立了「聯合管理委員會」（JMC）。在會內由我方首席代表和外國專家共同管理勘探、開發、生產一切業務，各方代表全部工作程序必須按國際慣例行事。這是我方代表學習和提高的機會，這就要求我方技術人員必須了解和掌握本專業當時的國際先進技術，嚴格按國際標准進行研究，才能在平行研究或雙方共同研究中，顯示我方的能力和水平。如埕北油田的開發方案，是中國海油與日本石油公團採用平行作業方式研究的。我方由於採用國內外先進技術，拿出了具有國際水平、符合渤海實際情況的方案，從而以20萬美元的代價轉讓給日方（作業者），在日方提出的埕北油田模擬研究中，都採用了中方的研究成果。

除平行研究外，更多的是通過共同工作，逐步學會外方的一套先進而適用的勘探、開發、生產管理經驗和技術，更新了我們的觀念，提高了人員素質和技術水平。如法國TOTAL公司在北部灣勘探，發現和試生產的潿洲10-3油田，由於中方火員刻苦努力，很快掌握了該油田全部管理技術，提前實現了作業者地位轉移。經過近一年中方的管理和操作，不僅大大地降低了操作成本，而且各項工作都做得很好，得到了合作者法國方面的贊揚。

（二）聘專家

從1984～1987年3月，我們先後聘請美國魯瑪斯公司的辛余克斯先生任設計公司顧問、麥可里先生任烏石16-1項目經理；聘請美國布朗·路特公司孫曾成先生任潿洲11-4混凝土平台基本設計外方經理、鎘木孝治先生任結構工程師；聘請英國泰勒·百德羅公司卡魯特斯先生任西江24-3、惠州21-1工程可行性研究項目經理、懷特先生任高級成本估算專家、奧斯丁斯先生任鶯歌海氣田上游工藝模塊模擬詳細設計項目顧問。

在外聘專家指導下，按照國際標准、規范、慣例和要求，共同完成了10個項目的可行性研究和概念設計或基本設計，培訓出一批掌握國外現代海洋石油開發工程設計技術的各種專業骨幹。他們經過具體項目的實踐，積累了各階段設計的經驗，完成了一批設計項目，學會了目前國際上在海洋石油開發工程設計方面採用可行性研究、概念設計、基本設計和詳細設計各階段的設計方法、設計深度、工作程序、信息處理、對外咨詢以及設計文件的編制等。

通過與專家一起完成設計項目，19個主要專業公司的200多名技術人員，在設計技術和專業知識等方面，得到配套的培訓和提高：學會了專家基本工作方法；學會了應用國際標准規范來進行設計；學會了自編各種計算小程序。同時，也學習了現代化管理設計項目的方法，培訓了一些項目經理人員。在專家指導設計工作中，也了解到國外設計項目的管理主要是項目管理方法，是通過項目經理來組織和實現目標管理的方法，其核心是質量控制、進度控制和費用控制。

（三）技術合作

為盡快學習和掌握國外海洋石油開發工程設計先進技術和經驗，我們先後同4個國家5個公司的36名專家，以項目合作方式共同進行設計。如瓊－深天然氣管道工程，首先與英國環球公司（GLDBAL）、日本日暉株式會社（JGC）進行了《海南島海上氣田開發可行性研究》、著重下游利用方案採用液化天然氣（LNG）的可行性研究，各自承擔有關費用；其次，與加拿大努發公司（Nova.Corp）合作，並聘請四川設計院、管道設計院參加，進行管道工作詳細可行性研究及概念設計；與聯邦德國PLE公司，並以石油管道設計院為主，合作進行管道基本設計；與英國KPKENNY公司合作，進行瓊－深海峽管道穿越的基本設計；還與英國環球公司和美國哈德森公司合作，完成了潿洲11-4和錦州20-2凝析氣田上、下游的基本設計。

七、有重點地開展廣泛的國內技術合作

在引進、消化、吸收、技術轉讓國外先進技術的基礎上，充分調動並發揮國內有關高等院校、科研機構的技術和人才優勢，結合海洋石油勘探、開發、生產實際需要，積極進行新技術的推廣應用和開發研製創新，以滿足對外合作和自營勘探、開發的急需。據不完全統計，與中國科學院系統的地質與地球物理研究所等20多個研究所，以及清華大學、北京大學、中國地質大學、石油大學等幾十所高等院校進行了多項合作，總共合作研究77個科研課題，開發研製成功31項成果。這些研究成果大都應用於生產實際，推動了海洋石油科技的發展。

本階段（「六五」至「七五」）共引進國外海洋石油先進技術303項，接受國外石油公司技術培訓230項，總公司派團組到國外進行技術交流1394個，送到國外培訓的技術人員3222人次，派遣136人出國留學攻讀學位。通過這些活動培養出來的各種技術人員，後來都成為各個崗位的技術骨乾和各級管理的中堅，並且，還有相當數量的技術人員頂替了外方人員的工作，擔負起了合作油田的重要技術崗位。

⑷ 　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。