南海油田如何開采

① 南海蘊藏這多少油氣資源，中國有開采嗎聽說越南在開采，他們的油田位置在哪裡

這種其實都是YY。都說南海資源豐富，這其實主要是政治意圖，到底資源有多少在版哪裡，大家進行的權勘探都很有限，除了技術制約，政治因素也是重要考慮，不要說在爭議地區開采了，就是勘探也會引起政治風波，所以目前大家的開采活動都是在水淺的非正義地區進行，一來政治風險小，二來技術難度也小。

② 中國南海石油儲量是多少

南海是我國最深、最大的海，南海的油氣資源極為豐富，整個南海盆地群石油地質資源量約在230-300億噸之間，天然氣總地質資源量約為16萬億立方米，占我國油氣總資源量的1/3，其中70%蘊藏於153.7萬平方公里的深海區域。
目前，我國海洋石油工業勘探開發的海上油田水深普遍小於300米，大於300米水深的油氣勘探開發處於起步階段。
由於受海洋自然地理環境的影響，海上鑽井工程不僅要考慮風浪、潮汐、海流、海冰、海嘯、風暴潮等的影響，而且要考慮海洋的水深、海上搬遷拖航等因素的影響，這是陸上鑽井無需解決的問題，因而海上鑽井工程設備的結構非常復雜。海上鑽井裝備從技術上說與陸上類似，但在系統配置、可靠性、自動化程度等方面都比陸上鑽機要求更苛刻。正是這些因素造成了實施深水勘探的困難，也體現了南海深水油氣勘探的高技術特點。
http://news.china.com.cn/txt/2012-05/07/content_25321229.htm

③ 南海油田什麼時候能產油

中海油南海油田抄群成功試產 現日產原油14000餘桶

中央Zheng府門戶網站 2008年07月02日 來源：新華社

新華社北京7月2日電（記者 安蓓、張藝）中國海洋石油有限公司2日宣布，中海油位於中國南海的文昌油田群已成功試產。目前，這一油田群共有7口井在產，可日產原油14000餘桶。

文昌油田群位於南海西部海域的珠江口盆地，由文昌19－1、文昌15－1、文昌14－3、文昌8－3四個油田構成。開發生產設施包括5座井口平台、一艘浮式生產儲油輪和26口生產井。

文昌19－1是文昌油田群中第一個投產的油田，其高峰日產量預計可達18800餘桶。其餘三個油田文昌15－1、文昌14－3和文昌8－3將於今年陸續投產。

中海油有限公司執行副總裁劉健介紹說，在文昌油田群的開發過程中，為降低開發成本，中海油採用了鄰近油田聯合開發的模式。期望文昌油田群能以更為高效的生產為中海油的發展作出貢獻。

文昌油田群是由中海油自任作業者的自營油田群。

④ 中國在南海開發石油和天然氣了么

中國在南海有油田

南海東部油氣田多為中外合作油田

西江24－3，30－2油田

西江24－3發現於回1985年答3月，西江30－2發現於1988年7月。1988年8月在合同區域15/22啟動第一口探井之前，進一步對該區域進行了 146公里 的地質調查。第二塊油田30－2的商業可行性在1990年被證實。

在對24－3和30－2油田進行了聯合開發研究之後，1991年底這兩塊油田的整體開發計劃（ODP）被提交到中國有關部門審批。ODP中估計開發成本為6億美元，按計劃在1994年11月投產24－3油田，然後30－2油田在1995年10月投產。24－3油田的原油可采儲量為1.83億桶，30－2油田的原油可采儲量為2.54億桶。1992年1月ODP獲得批准。

這兩塊油田由菲利普斯石油國際公司亞洲部代表其合作者Pecten和中國海洋石油總公司(51％）進行作業。

⑤ 南海是深海鑽井油田嗎

南海是深海鑽井油田嗎？
首先南海不是油田！是海。南海有油田。淺海油田、深海油田都有內。
中國沒容有技術能力在南海取得石油嗎？
有，但中國沒有深海油田開采技術。目前中國在南海的石油開采僅局限於廣東省及海南省沿海的淺層大陸架上。是於西沙群島及更加遙遠的南沙群島還沒有能力涉足。

⑥ 油氣田的南海油氣田

中國西南中沙群島海域的海底資源十分豐富，尤其是海底石油和天然氣儲量巨大。中國地質學家認為，南沙群島的曾母暗沙盆地是南海石油和天然氣開發最好的地區之一。蘊藏量約200億噸，有「第二波斯灣」之稱。
由於石油開采是一項高投入、高技術的行業，出於政治和現實兩方面的考慮，越南、菲律賓等南海周邊國家從20世紀七八十年代起就走上了一條拉西方「入伙」的道路，即通過直接或間接合資的方式，邀攬西方大的石油公司合作開采南海油氣資源。據了解，目前共有200多家西方公司在南海海域有開采作業，鑽井總量達上千口。
1957年，海南島鶯歌海漁村漁民向當時石油部反映，附近淺海的油氣苗至少存在了上百年，根據這一線索，地質專家開始進行調查，並在淺海開始鑽探工作。到1960年，廣東省石油管理局海南勘探大隊在鶯歌海村水道口附近的淺海中，打淺井兩口，共採得原油150公斤，並在此基礎上，於1963年打出了具有海洋石油起步標志的「鶯1井 」。
20世紀80年代初，越南就與蘇聯合作開采了頭頓地區東南150公里處的白虎油田，這塊油田最高年產量達到540萬噸，至今仍是越南第一大油田。
2012年6月，中海油對外招標開采南海油氣田，招標公告顯示，9個海上區塊分別命名為「金銀22、華陽10、華陽34、畢生16、彈丸04、彈丸22、日積03、日積27、尹慶西18」等區塊，其中7個區塊位於中建南盆地，2個位於萬安盆地與南薇西盆地部分區域。這些區塊的水深在300米到4000米之間，總面積約為16萬平方公里。
2012年7月11日，菲律賓能源部副部長拉約格稱，將在7月底標售3個南海海域開采天然氣和石油的權利。開放競標的3個水域都位於菲律賓巴拉望島外海，是中菲爭議海域，也被認為是最有可能成功開採石油和天然氣的水域。該區域緊鄰菲律賓在該海域現有的天然氣田，拉約格說這個油氣田目前已承擔了菲律賓呂宋島近40%的能源供應。

⑦ 南海有哪些國家開採油田

參與南海石油開採的有中國，越南，馬來西亞，菲律賓，汶萊，印尼，新加坡

⑧ 　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。

⑨ 中國所能控制的南海油田有哪些

屬於中國的地區開採的不過，跟過去海上鑽井技術設備條件不夠有關，而且海上開采成本很高，巨大投資、巨大風險，也要涉及具體損益核算。
中國實際開採的海上油田，除東海的「天外天」油田外，基本都是近岸油田。

現在開始重視這一塊了，中國自行研發的先進海上鑽井平台已經投入使用。

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西江24－3，30－2油田

西江24－3發現於1985年3月，西江30－2發現於1988年7月。1988年8月在合同區域15/22啟動第一口探井之前，進一步對該區域進行了 146公里 的地質調查。第二塊油田30－2的商業可行性在1990年被證實。

在對24－3和30－2油田進行了聯合開發研究之後，1991年底這兩塊油田的整體開發計劃（ODP）被提交到中國有關部門審批。ODP中估計開發成本為6億美元，按計劃在1994年11月投產24－3油田，然後30－2油田在1995年10月投產。24－3油田的原油可采儲量為1.83億桶， 30－2油田的原油可采儲量為2.54億桶。1992年1月ODP獲得批准。

這兩塊油田由菲利普斯石油國際公司亞洲部代表其合作者Pecten和中國海洋石油總公司(51％）進行作業。

惠州油田群

由惠州21－1，惠州26－1，惠州32－2，惠州32－3和惠州32－5形成惠州油田群。其中，惠州21－1油田於1985年8月發現， 1990年9月投產。惠州26－1油田於1988年3月發現，1991年11月投產。惠州32－2油田於1990年12月發現，1995年6月投產。惠州 32－3油田於1991年1月發現，1995年6月投產。惠州32－5油田於1996年9月發現，1999年2月投產。

2000年6月，惠州26－1北項目成功投產，該油田石油日產量將增加1萬桶。

流花11－1油田

流花11－1油田，發現於1987年2月，是目前南中國海發現的最大的油田。該油田位於南中國海的珠江口盆地，在香港東南方向 1000英尺（ 300米 ）的水中。阿莫科於1985年從中國海洋石油總公司獲得區塊29/04合同。經過初步勘探研究後，流花11－ 1A 開鑽。測試產油量是每天2240桶重油。隨後進行的評價井鑽探流花11－1－3和流花11－1－4證實油儲量巨大，超過10億桶。1993年12月，科麥奇公司加入合作開發的隊伍，持有24.5%的股份，阿莫科也持有24.5％股份，中國海洋石油總公司東部公司持有51％的股份。

番禺5－1油田田

番禺5－1油田田於1999年發現。

中國海洋石油南海東部公司（ CONHE ）是中國海洋石油總公司的直屬公司。主要經營石油天然氣的加工、貯運、銷售；天然氣管道的輸送、石油、天然氣產品的生產、銷售及利用（含成品油、液化氣、石化深加工等）。兼營與主營相關的技術服務、咨詢服務及配套服務。南海東部公司成立於1983年6月，是中國海洋石油總公司下屬的四個地區油公司之一。負責南海東部東經 113°10′ 以東、面積約 13.1× 10 4 km 2 海域的石油、天然氣的勘探開發生產業務，授權全面執行該海域的對外合作的石油合同和協議。 13 年來，已有8個油田建成投產，公司每年原油產量大幅度增長，至 1996 年產油量超過 1000×10 4t，在全國陸海油田中年產量排行第四位。

南海西部油氣田

潿洲10－3油田

於1982年12月發現，是南海西部公司最早的海上合作油田，合作方是法國的TOTAL公司。 1986年8月7日 投產， 1992年5月16日轉為自營，與 1991年8月20日 自營建成的潿洲10－3北油田連片生產，形成年產能30萬噸，至今已產原油近400萬噸。

作業採油平台：南海自強號

潿洲11－4油田

潿洲11－4油田仍是潿西南油田群主力油田之一，1982年11月發現， 1993年9月19日 自營建成，設計產能60萬噸，經改造達80萬噸。與 1999年8月2日 自營建成的潿洲11－4東油田連片生產，形成年產能90萬噸以上，至今已產原油近600萬噸。

作業採油平台：潿洲11－ 4A ，潿洲11－ 4C

潿洲12－1油田

潿洲12－1油田，是潿西南油田群的最大油田，1989年12月發現， 1999年6月12日自營建成，設計產能100萬噸，至今已產原油近160萬噸。與潿洲10－3油田、潿洲10－3北油田、潿洲11－4油田和潿洲 11－4東油田連片生產，形成了南海北部灣潿西南油田群。

1999年7月28日 ，潿西南油田群總體開發工程投產慶典儀式在北部灣的潿洲島上隆重舉行。該項目總投資32億元人民幣，歷時三年建成。並每年向廣西北海煉油廠供油50萬噸。

作業採油平台：潿洲12－1

崖城13－1大氣田

項目背景

崖城13－1氣田位於三亞市以南 100公里 ，是1983年8月在水深約 100米的地方發現的，估計儲量在3萬億立方英尺。阿科為作業者並擁有該氣田34％的權益。中國海洋石油總公司擁有51％的權益，科威特石油勘探公司擁有 15％的權益。崖城13開始投入生產時，成為中國第一個海上氣田。