‘壹’ 有时候会看到海上有平台作业，他们是在挖石油吗
在南海功绩卓着的“海洋石油981”号钻井平台又取得了新战绩。日前中国海洋石油总公司（中海油）宣布，“海洋石油981号”已经在缅甸安达曼海进行海上钻探作业。作为中国高端装备和服务“走出去”的代表，“海洋石油981”号将继续参与“一带一路”建设，在国际合作与市场竞争中接受检验。
深水海域已经成为国际上油气勘探开发的重要区域。作为中国首座自主设计、建造的第六代深水半潜式钻井平台，“海洋石油981”最大钻井深度10000米，最大作业水深3000米，于2008年4月28日开工建造，整合了全球一流的设计理念和一流的装备，配备了国际最先进的第三代动力定位系统，可在中国南海、东南亚、西非等深水海域作业。
安达曼海所在位置
此前，海洋石油981平台曾在南海取得过重大功绩。中国企业所属“981”钻井平台在中国西沙群开展钻探活动。虽然中方作业开始后，越南方面即出动包括武装船只在内的大批船只，非法强力干扰中方作业，现场船只最多时达60多艘，屡次冲闯中方警戒区及冲撞中方公务船。
最终“海洋石油981”平台顶住越方压力，完成西沙群岛海域的钻探活动，按计划顺利取全、取准了当地的相关地质数据资料，获得了重大发现；“海洋石油981”又在南海北部深水区陵水17-2-1井测试获高产油气流。
‘贰’ 海上石油平台是什么
http://image..com/i?tn=image&ct=201326592&lm=-1&cl=2&fm=ps&word=%BA%A3%C9%CF%CA%AF%D3%CD%C6%BD%CC%A8 这里有图片。。你可以去看下。。海洋石油平台弃置管理暂行办法 （2002年6月24日国家海洋局发布） 第一条 为加强对海洋石油平台弃置活动的管理，根据《中华人民共和国海洋环境保护法》及有关法律法规的规定，制定本办法。 第二条 凡在中华人民共和国内水、领海、毗连区、专属经济区、大陆架以及中华人民共和国管辖的其他海域进行海洋石油平台弃置活动的，适用本办法。 第三条 本办法所指的海洋石油平台（以下简称平台）包括海洋石油勘探开发活动中所使用的固定式平台、移动式平台、单点系泊等配套设施和其它浮动工具。 第四条 进行海洋石油平台弃置活动，应当按照国家海洋行政主管部门的要求采取有效措施，保护海洋环境，防止对海洋环境造成有害影响。 平台所有者在海上石油平台弃置活动中，应拆除可能造成海洋环境污染的设备和设施。 第五条 海洋石油平台弃置可分为原地弃置、异地弃置和将平台改做他用三种方式。 第六条 停止海洋油气开发作业的平台所有者应当在平台停止生产作业90日之前，向国家海洋行政主管部门提出平台弃置的书面申请。 书面申请应当包括以下内容： 1、弃置平台的概况，包括其名称、地理位置、所有者及使用时间； 2、终止作业的原因； 3、预计停产日期及进行弃置的起止时间； 4、平台的主要结构及其功能； 5、平台的弃置方式及与其他弃置方式的比较； 6、原地弃置平台保留设施的基本情况。 第七条 平台在原地弃置的，平台的所有者向国家海洋行政主管部门提交申请书时，应当同时报送平台弃置对周围海域的环境影响评估论证报告。 环境影响评估论证报告应当包括以下内容： 1、平台周围海域的自然状况及环境状况； 2、平台弃置作业期间对海洋环境可能造成的影响分析； 3、平台弃置采取的海洋环境保护措施和环保应急计划； 4、平台弃置后漂离原地的风险分析； 5、平台弃置后腐蚀的速率可能对海洋环境造成的影响分析； 6、平台弃置后对水面或水下航行等其他海洋功能使用和海洋资源开发的影响分析以及解决的措施； 7、平台弃置后的监测计划及监控措施。 第八条 平台在海上异地弃置的，平台的所有者向国家海洋行政主管部门提交申请时，应同时报送临时性海洋倾倒区选划论证报告。 第九条 停止海洋油气开发作业的平台需要改做他用的，平台所有者向国家海洋行政主管部门提交申请时，应同时报送海洋工程建设项目环境影响报告书。 第十条 国家海洋行政主管部门自受理平台弃置申请之日起60日内征求有关部门意见后做出审批决定，并将审批结果书面通知申请者。 国家海洋行政主管部门在做出审批决定后，应将审批决定通报有关部门。 第十一条 平台所有者必须按照国家海洋行政主管部门批准的要求进行平台弃置，并应在停止油气开发作业之日起的一年内进行平台弃置。 第十二条 废弃的平台妨碍海洋主导功能使用的必须全部拆除。 在领海以内海域进行全部拆除的平台，其残留海底的桩腿等应当切割至海底表面4米以下。在领海以外残留的桩腿等设施，不得妨碍其它海洋主导功能的使用。 第十三条 平台在海上弃置的，应当封住采油井口，防止地层内的流体流出海底对海洋环境造成污染损害，并拆除一切可能对海洋环境和资源造成损害的设施。 第十四条 弃置平台的海上留置部分，应当进行清洗或防腐蚀处理。 海上清洗或者防腐蚀作业，应当采取有效措施防止油类、油性混合物或其它有害物质污染海洋环境，清洗产生的废水必须经过处理达标后方可排放。 第十五条 弃置平台的海上留置部分，其所有者应当负责日常维护与管理，设立助航标志。 第十六条 国家海洋行政主管部门所属的中国海监机构负责海洋石油平台弃置活动的现场监督检查。 第十七条 违反本办法第六条、第七条、第八条，擅自进行平台弃置的，由国家海洋行政主管部门根据《中华人民共和国海洋环境保护法》第七十三条第一款第（三）项、第二款的规定予以处罚。 第十八条 违反本办法第九条的，由国家海洋行政主管部门根据《中华人民共和国海洋环境保护法》第八十三条的规定予以处罚。 第十九条 违反本办法第十一条、第十二条、第十三条的，由国家海洋行政主管部门根据《中华人民共和国海洋环境保护法》第八十六条的规定予以处罚。 第二十条 违反本办法第十四条的，依照《中华人民共和国海洋倾废管理条例》第十七条、第二十一条的规定予以处罚。 第二十一条 海上石油平台进行异地弃置的，除了应遵守本办法外，还应当遵守海洋倾废管理的有关规定。 停止海洋油气开发作业的平台需改做他用的，除了应遵守本办法外，还应当遵守海洋工程建设项目环境保护管理的有关规定。 第二十二条 弃置其他海上人工构造物的，参照本办法执行。 第二十三条 本暂行办法自颁布之日起施行。
‘叁’ 什么是海洋石油工程技术
一、海洋石油平台技术
经过60多年的研究和发展，海洋石油的开发从浅滩发展到目前的2000米以上的深水及超深水开发，从早期的简易设施发展到目前的大规模、复杂的生产设施、深水立管及水下完井系统。生产设施更是类型众多，可以适应不同的海况、不同的生产能力，从而获取最佳的经济效益。石油生产设施是海洋石油开发的核心，海上石油开采和陆上开采很大的区别就是海上平台这一点。
陆上及浅海石油资源的日趋枯竭迫切要求发展深海开采技术，随着海洋开采范围的日益扩大，深海石油开发已经成为石油工业的重要前沿阵地。70年代前，世界海洋油气开采平台仅建在低于100米水深的海域；70年代后期，钻井技术的发展使得深水石油开采超过300米水深。最早的深水石油开发技术采用水下生产系统及浮生生产系统（如FPSO或FPU）相结合的形式，此时的生产系统还比较简单，而巴西是当时最早发展深水技术的国家。80年代，墨西哥湾开始发展深水技术，开始使用较为复杂的具有更强控制及监测能力的生产系统。90年代，墨西哥湾首次采用成本较低的“干式采油树”装置，并应用到没有贮油及卸货能力的平台类型如张力腿平台及深吃水单筒式平台。海洋石油开采技术的发展及开采水深的不断增加为世界带来了巨大的经济收益。
海洋石油开采技术的关键是降低成本，开发有效的平台形式。1960年，世界上诞生了张力腿平台（TLP）的概念；1984年，CONOCO公司在英国北海Hutton油田建立起世界上第一座TLP。1972年，北海的Brent SPAR应用于油田装卸终端，标示着深吃水立柱式平台（SPAR）概念的问世；1996年，Kerr-McGee公司在墨西哥湾安装了首座作为生产平台的SPAR平台——NEPTUNE SPAR；NEPTUNE SPAR的成功应用，表明了SPAR平台具有支持立管、工艺设施及钻井系统的性能及可靠性。目前先进的海洋石油生产设施具有油气处理、储存、注水（气）和转运等功能。按照海洋水深的变化，海洋石油生产设施可分为固定式和浮式两大类。其中浮式生产系统可分为半潜式生产系统和油轮式生产系统（图43-1）。
图43-1海洋平台类型
随着海上潜油电泵安装费用的降低、维修次数的减少和可靠性的增强，其应用更加广泛。先进的海上潜油电泵技术能够使距主平台更远的探边井回接到主平台，使边际油田和偏远油田得到经济开采。海上潜油电泵采油的优点还包括节能和受不利环境制约程度的降低。
潜油电泵系统正越来越多地应用于海上采油，该设备的发展风向是使用寿命的延长和可靠性。针对海上高产深井，已经有专门的潜油电泵被研制出来，这些泵需要采用耐高温的电动机。
在远距离扩边井的应用上，潜油电泵采油系统的举升效率并不因生产井远离主平台而受到影响，在距主平台20千米或更远的海上油井中安装潜油电泵是可行的。
潜油电泵的发展趋势为小的、边际区块能更加经济地开采。
潜油螺杆泵采油系统属于无杆采油设备，在美国、加拿大和俄罗斯都得到了广泛的应用，而我国近来在渤海湾一带黏油区和海上平台上也都有使用。潜油螺杆泵采油技术属于节能环保采油设备，其发展趋势为节省能源，效率更高，具有更高的适应性。
二、海底管道技术
一般来说，海底管线是与石油天然气平台紧密联系在一起的。海底管线有多种分类方式，从海管分布来说，有平台之间的海底管线和平台通往处理厂的长输管线；从海管种类来说，有输油管线、注水管线、天然气管线和海底电缆；从海管形态来说，有立管、平管和浮管等。
海底管道技术包括海底管道设计与调查技术、铺设技术、防腐蚀保护技术以及新材料、新方法等。
三、海洋环境保护技术的发展
随着石油资源的不断开发利用，接踵而来的海洋水体油污染问题日趋严重，已对人们的生产生活造成严重危害。海洋污染科学研究组（GESAMP）的调查和评估表明，石油是海洋环境中最普遍的污染物之一。据统计，每年因突发性溢油事故而流入江河、海洋的石油为300万～500万吨。目前我国海上的石油运输量仅次于美国、日本，居世界第三位，海上船舶溢油事故呈上升趋势，面临的海上防油污形势日趋严峻。由此看见，解决溢油污染的问题已刻不容缓。
在石油领域的海洋环境保护技术主要是指海洋溢油的处理技术，包括物理回收方法、化学处理方法以及生物处理方法等。
‘肆’ 海底石油是怎么形成的
从海岸向外，到深海大洋区之问的区域，人们称它为大陆边缘地区。这里有水深不到200米的大陆架浅水区，还有大陆架到深海之间的一段陡坡，水深在200~3000米之间，称为“大陆坡”。经过近百年的海上石油勘探，人们发现在大陆架浅水区蕴藏着丰富的油气资源，而且在大陆坡，甚至在小型的海洋盆地等深水海域也都找到了藏油的证据。据调查，海底石油约有1350亿吨，占世界可开采石油储量的45％。举世闻名的波斯湾是世界上海底石油储量最丰富的地区之一。在我国的南海、东海、黄海和渤海湾，也都先后发现了油田。海底石油资源如此丰富，那么它是如何来的呢?要搞清这个问题，还得从几千万年甚至上亿年前的历史地质时期谈起。
海底石油
在漫长的历史地质时期中，地球上的气候，有的时期比现在温暖湿润，有的时期比现在寒冷干燥。在温暖湿润的地质时期，由于大陆架浅水区气候温和，阳光充足，光线能够透过浅浅的水层照射到海底，加上江河里带来大量的营养物质，水质肥沃，海洋藻类生物在这里大量繁殖。同时，海洋中的鱼类、软体类动物以及其他浮游生物也在这里群集，迅速繁殖。这些生物死亡后，遗体随同江河夹带来的泥沙一起沉积在海底，形成所谓的“有机淤泥”。这样，年复一年，大量的生物遗体和泥沙组成的有机淤泥被一层一层掩埋起来。由于这些地层因某种原因不断下降，有机淤泥越积越厚，越埋越深，最后与外面的空气相隔绝，造成一个缺氧的环境，加上深层处温度和压力的作用，厌氧细菌便把有机质分解，最后形成了石油。不过，这时形成的石油还只是分散的油滴。
在地层下，分散的油滴需寻找“藏身之地”。由于气候的变迁，海洋中形成的沉积物有时候颗粒较粗，颗粒问孔隙较大，便形成了砂岩、砾岩；有时候颗粒较细，颗粒问孔隙很小，于是形成页岩、泥岩。在上覆地层的压力作用下，这些分散的油滴被“挤”向多孔隙的砂岩层，成为储积石油的地层；而孔隙很小的页岩层，由于油滴无法“挤”进去，储积不了石油，却成了防止石油逃逸的“保护层”。
石油储积在砂岩层中还不具备开采价值，还需经过一个地质构造变形过程，使分散的石油集中在构造的一定部位，这样才能成为可开采的油田。这个过程大致为：原来接近水平的岩层由于受到各种压力的作用而发生变形，形成波浪起伏的形状，向上突起的叫背斜构造，向下弯曲的叫向斜构造；有的岩层经过挤压，形成像馒头一样的隆起，叫穹隆构造。在岩层受到巨大压力而变形的同时，含油层中比重小的石油由于受到下部地下水的浮托，向向斜构造岩层或穹隆构造岩层的顶部汇集，这时石油位于上部，而处在中间、下部的则是水。具有这种构造的岩层就像一个大脸盆，把汇集的石油保存起来，成为储藏石油的大“仓库”，在地质学上叫做“储油构造”，这才有真正的开采价值。
‘伍’ 什么是海洋石油平台
海洋石油平台是由英文“offshore
oil
&
gas
platform”翻译而来，一般是指在海上进行油气作业的设施，包括钻井平台、生产平台、井口平台和生活平台等，所谓的平台并非就是一个平的台子
‘陆’ 海底石油和陆地石油有什么区别吗
海底石油和陆上石油的本质相同，都是烃类（有机物，主要是烷烃、环烷烃、芳香烃）的液态至半固态的混合物，但是形成条件和开发方法不一样。
1.海相石油的有机物组成和一些化学元素的比例与陆相石油不同，根据姥/植烷比，V/Ni等元素比以及各种地质学，地球化学指标可以分析得知原油形成时的环境，确定这些原油是在海洋中形成的还是在陆地的湖泊里形成的。
2.开采方面，陆地原油和海底原油的开采有所区别，常规的陆地原油比较容易开采，而海底原油的开采涉及的工艺技术比较复杂，包括建设平台，钻井，埋设管道等多个环节和陆地石油开采都不同。
3.陆地上的石油也有海相原油和陆相原油之分，海相原油是远古海洋当中的有机质形成的，陆相原油则是在古代陆地上的湖泊中形成的，但是形成石油的地方，古代可能是海洋也可能是陆地，但地壳是会变动的，发生沧海桑田的变化，海平面上升，陆地下降，就可能导致原来是陆地的地方。
现在是海洋（比如中国的渤海），或者原来是海洋的地方，现在是陆地（比如中国新疆的塔里木盆地）。
4.把石油简单分成海洋石油和陆地石油，石油地质学更多的关心的是这些原油形成的时候（原油都经历了千百万年的漫长形成过程），这个地方是海洋还是陆地，科学的说法应该是海相石油和陆相石油，就是在海洋环境或者陆地环境形成的石油。
(6)海上石油模块是什么扩展阅读：
海底石油是埋藏于海洋底层以下的沉积岩及基岩中的矿产资源之一。海底石油（包括天然气）的开采始于20世纪初，但在相当长时期内仅发现少量的海底油田，直到60年代后期海上石油的勘探和开采才获得突飞猛进的发展。
现在全世界已有100多个国家和地区在近海进行油气勘探，40多个国家和地区在150多个海上油气田进行开采，海上原油产量逐日增加，日产量已超过100万吨，约占世界总量的百分之25。
石油的成油机理有生物沉积变油和石化油两种学说，前者较广为接受，认为石油是古代海洋或湖泊中的生物经过漫长的演化形成，属于生物沉积变油，不可再生。
后者认为石油是由地壳内本身的碳生成，与生物无关，可再生。石油主要被用来作为燃油和汽油，也是许多化学工业产品，如溶液，化肥，杀虫剂和塑料等的原料。
参考资料来源：
网络--海底石油
网络--石油
‘柒’ 海洋石油平台标准化设计技术
海洋石油的开发是高投入、高技术、高风险的行业，随着海洋石油事业的发展，海上油气田工程开发项目日益增多。一个海上油气田工程项目能否经济有效的开发，油气田工程的开发方案和设计规模是决定因素，而工程项目的有效实施关键又在于工程开发的计划进度控制、成本（投资）控制和质量控制。如何有效地做好这“三大控制”，首先应加强油气田的工程设计，因为工程设计自始至终贯穿于工程开发的三大控制之中。多年的实践证明，进行海洋石油平台标准设计是有效实施“三大控制”、经济有效开发海上油气田的关键所在。
一、平台标准化设计的目的
平台标准化设计是降低海上石油工程开发成本、缩短开发周期和实现油田规模化开发的主要途径。主要体现以下两个方面。
1．工程设计
①提高海上平台的设计效率和设计质量，减少重复设计工作量；②有利于设计知识储备，提高海洋工程整体设计水平；③有利于设计人员的培养。
2．工程开发过程标准化管理
①从整体上缩短海上油田开发周期，降低工程成本；②海上油田开发过程标准化管理；③设备、材料标准化和批量化，便于采办和管理。
二、平台标准化设计的适用范围
能否有效地进行海洋石油平台标准化设计，应从海上油田开发规模、所处的环境、平台的处理能力及操作要求等几个方面考虑。一般来讲，海洋平台标准化设计适用于大型海上油田群的开发设计，其特点是各井口平台处在相同海域，环境参数基本一致，水深变化不大，各平台间水深变化在3m左右，平台的处理能力基本相当，平台井数相差不大；其次，运用平台标准化的设计思想，在一些开发规模相差不大、工程参数基本一致的油田开发工程中采用成熟的标准化设计模式，可以实现高速高效和低成本开发海上油气田。国内海上油气田已经成功实现标准化设计模式的有：绥中36-1Ⅱ期油田、秦皇岛32-6油田和文昌13-1/2油田。借鉴标准化设计模式，在建和将建的海上油气田有：渤中25-1油田和旅大油田群。由此可见，平台标准化设计必将在过去、现在和将来的海上油气田群开发工程中产生巨大的社会效益和经济效益。
三、平台标准化设计应用
随着绥中36-1Ⅱ期和秦皇岛32-6大型海上油田的相继建成和投产，井口平台标准化设计已经在以上两个超大型海上油田的开发中得到应用，井口平台标准化设计思路和标准化开发模式已经建立，如绥中36-1Ⅱ期6座井口平台的导管架、隔水套管、平台总体布置、平台组块结构工艺系统、平台设备和中心平台（CEP）主工艺处理设施等都实现了标准化设计。
四、油田群平台标准化设计
（一）平台总体方案
为有效地进行平台的标准化设计，油田群各井口平台的设计，必须满足一定的要求。
一是油田布置应符合以下条件：
①工作船安全停靠；②钻井船将来打调整井，即钻井船二次停靠；③平台组块施工与海底管道铺设施工不矛盾；④海底管道和海底电缆在施工和投产后能安全生产，不易被来往船只抛锚损坏。
绥中36-1油田Ⅱ期工程有6座无人井口平台（WHP）,1座中心平台（CEP），平台间的海底管道多达12条，平台间有内部海底电缆5条和一条70km上岸外输管线（图14-1）。为能使油田间海管集中操作和尽可能地减小外界对它的干扰，在油田布置阶段，综合考虑各种因素，最终选择了海管集中CEP平台的方案；为方便供应船停靠和将来二次打井，躲开了WHP井口两侧；同时，WHP平台靠船方式采用尾靠，妥善解决了海上油田群在油田布置上的难题。
二是平台布置的设计应尽量满足以下要求：
①平台布置实现安全分区，满足安全要求；②根据环境条件，确定平台的方位、靠船面、火炬和冷态放空位置；③设备布置保证通道畅通；④平台布置实现设备区域化，满足工艺流程要求，便于平台操作和管理；⑤平台布置在满足工程整体要求的同时，使设备间的管线和电缆连接最短；⑥在尽可能的条件下，平台要布置合理，预留平台设备扩容区域；⑦各平台采用相同的总体布置，以利于其他专业实行标准化设计。
缓中36-1Ⅱ期包括WHP1-WHp6六座井口平台，在油田布置的基础上进行平台总体布置设计，其任务是要合理地设计各种设施的相互位置，有效地利用空间和进行甲板荷载控制，最大限度地减少事故的发生和事故造成的影响，保证操作人员和生产设施安全，保护环境和防止污染，方便生产操作和设备维修。
图14-1绥中36-1油田1期工程平台方案
在设计方法上，绥中36-1Ⅱ期井口平台在结构和功能上基本相同，处在相同海区，除水深和土壤数据有差别外，其他环境条件相同，具备了方案上采用标准化设计的条件。根据油田布置总体要求，海管立管和电缆的位置需避免对海上作业产生影响，平台的方位需满足供应船停靠和钻井船作业的需要。直升机坪的设计满足国家民航局规定。井口平台布置，从东至西依次为油田处理区、井口区、注水泵区、电气控制区。
以前设计的平台，都以海图水深作为零点标高，向上为正，向下为负，取海图水深为零点，这将引起平台和导管架标高的不同，六座平台有六个海图水深，无法统一；为了解决这一问题，在标准化设计中采用以泥面为零点，水位不同，工作点的标高将随之变化，但各个导管架的主体尺寸相同，即主结构完全相同，实现了标准化设计。
考虑到各井口平台设置的立管数量和管径不尽相同，应在满足油田布置要求的基础上，确定每一个立管的布置位置，依据管线的输送特性、工艺流向，进行井口平台清管阀位置的设计；在总体布置图纸上，采用编号布置原则，给每个立管、清管阀在总体布置图上进行编号，以便各平台的立管、清管阀在图上一一对应（图14-2）。
由于各平台处理能力、工艺参数存在差异，导致各平台部分设备的配置不一致。在平台总体布置中，尽可能采用相同设备最大、数量最多的平台进行总体设计，最后合理调配，使各平台、设备区域布置一致，平台主体尺寸一致。
（二）主工艺流程
平台标准化设计根本是工艺流程的标准化。如何达到平台工艺流程标准化，平台主工艺流程定型化是关键。各平台的产量、主工艺流程操作参数有所不同，这就需要设计人员充分、认真地研究各平台基础数据，分析各平台产能，适当选取设计数据，简化和合理地设计一套适用各平台的主工艺流程，使各平台主工艺流程的型式相同或者基本相同，每座平台主工艺流程的处理能力一致。
在绥中36-1Ⅱ工期海上工程设计中，设计人员在充分认真研究各井口平台的基础数据后，最终确定一个适用于各平台的主工艺流程，油田的基础数据和主工艺流程简化如下。
a．绥中36-1Ⅱ期（WHP1-WHP6）单井产量（最大值）：
油288m3/d，气30696m3/d，水326m3/d，液330m3/d;
WHP6平台井口产量：
油288m3/d，气19320m3/d，水324m3/d，液330m3/d。
b．油井压力、温度数据见表14-1
表14-1油井压力、温度数据
二是除了桩的灌入深度不同外，土壤状况不同还将影响到防沉板的设计。防沉板是在导管架入水之后，在打桩之前防止导管架沉降过大的结构。防沉板的设计需要考虑导管架的自重和浮力，以及导管架在安装期间所受的波、流荷载以及表层土壤的承载力条件。在设计防沉板时，主结构已经确定，设计环境条件也已给出，结构所受的荷载就基本确定了，这时主要考虑土壤的承载力。防沉板有一个基于土壤承载力的最小面积，如果防沉板面积小于这一数值，土壤将承受不住而发生失稳、破坏。各平台土壤表层土的抗剪强度不同，但总体上差别不大，而且都比较软，所以应采用最软的土壤数据作为设计依据，以实现防沉板设计标准化。如果土壤情况相差大，可适当考虑采用不同的防沉板形式。
4．上部荷载变化
总结绥中36-1Ⅱ期6座井口平台的上部荷载变化，对于导管架标准化设计影响不大，其原因为井口平台工艺的标准化和上部组块标准化。在导管架上部荷载输入中，选用荷载较大的组块荷载，适当控制上部组块重心，虽然该做法较保守，但可使导管架结构得到适当的冗余，也就值得。
（五）上部模块主结构
由于上部模块总体布置一致、工艺流程一致、平台处理能力基本接近、配置的设备基本相同，在上部结构设计中，选取可包容各平台的荷载数据，优化和简化主结构设计，使得结构一套图纸就能够适用于特定油田群各井口平台，提高设计效率，且便于结构材料批量采办，简化加工制造程序，降低制造成本，利于海上安装连接工作。
（六）机械设备
工艺流程的定型化和标准化设计，使得各平台和相同系统中的同类设备可以选用相同规格的设备，也为各平台的总体布置一致创造了条件。如绥中36-1Ⅱ期井口平台的计量分离器按油田最大单井产能设计选型，可满足各平台工艺物流要求。
同时，由于各平台处理能力、工艺参数存在差异，导致设备的参数变化，如各平台生产井数和注水井数不一致，使管汇、注水泵的参数发生变化。在平台设计中，可采用灵活的设计思想，在满足组块标准化设计大前提下，保持各平台特性。
（七）仪表控制系统
由于工艺流程的定型化，也使得仪表控制系统定型化，仪表控制参数各平台特性化，在保证平台基本的仪表控制原理及仪表布置一致下，根据各平台流程的参数选取仪表，设定仪表的控制参数。
（八）电力供给系统
大型海上油田井口平台的电力供给一般采用中心平台或FPSO集中供电方式，这样使油田便于集中管理和分配。各平台的电源，由中心平台或FPSO统一通过海底电缆，分别变压后输送至各井口，为各平台提供电力。各平台配备各自的应急电源、UPS系统和导航系统。各平台通过海缆在高压盘获得电能后，进行平台的电力分配和电压转换，分别向中压盘和低压盘供电，通过它给平台各用电用户提供电能。
五、平台标准化设计中的技术进步
平台标准化设计是海上油气田开发工程设计的一种新方法，其技术进步体现在设计思路的创新上。主要表现在以下四个方面：平台标准化设计理念是一套完整的海上油气田群开发总体设计新方法和新思路；平台标准化设计方法是一种规范的高速高效的设计方法；平台标准化设计创建了大型海上油气田标准化开发模式；平台标准化设计规范了项目管理，为建造安装技术的规范化和标准化打下了基础。
六、平台标准化设计的实施效果
平台标准化是降低大型海上油田开发成本、缩短油田工程建设周期的最有利措施之一，而平台标准化设计是平台标准化的关键，它有利于平台工程开发、管理、设备材料采办、平台制造、安装、油田的操作等一系列过程，平台标准化设计可为油田开发工程带来巨大的经济效益和社会效益。
1．大大缩短设计工期
平台采用标准化设计最直接的效果是大幅度提高设计效率，缩短设计周期为以往的1/3，有利于促进和保障设计质量，建立和完善标准化设计基础，培养和提高设计人员的技术水平，从而更有效地保证安全经济地开发海上油气田工程。
2．材料采办批量化
导管架、组块结构标准化设计使主结构材料实行大批量订货，平台工艺系统、机械设备、电气、仪表通讯系统可定型化设计，减少设计人员采办配合的人力投入。实行设备材料批量化，定型化采办，降低成本，便于设备、材料的过程管理。
3．制造、安装和调试标准化
由于平台导管架和上部组块设计成一个标准尺寸，只需出一套标准图和一套装配图，就可按标准图建造不同平台，因而大大提高现场预制工效。
安装配图进行附件安装和海上施工，通过导管架的潮差段适应不同水深的要求。对导管架、组块的制造和安装采用分组、流水作业方式，科学合理地调配设备资源。对井口平台导管架可分成二组进行预制和海上安装，每组同时在陆地预制三个井口平台导管架，六个井口平台导管架共需两个制造周期，由于导管架采用标准化设计，同时加工制造三个导管架的时间，要比分别在不同时间一个一个地制造完成三个导管架的时间短，作业效率高，预制成本低，体现出标准化设计和现代工业模式流水作业的优势。
4．取得了良好的综合效益
油田群工程开发的标准化设计已成功应用于渤海湾两个较大的油田，即绥中36-1Ⅱ期和秦皇岛32-6油田。绥中36-1Ⅱ期油田开发工程中所形成的平台标准化设计思路和创建的标准化模式，是海上油田开发工程设计方法上的一个重大突破，为中国海油高速高效开发海上油气田打下了基础。通过标准化设计、建造和海上安装，结合工程中的优化、设备材料国产化等措施，使绥中36-11期工程总投资节省了10亿元人民币，产生了可观的经济效益和社会效益。伴随着标准化设计的是材料和设备的国产化，一方面既扶持了民族工业，另一方面又大大缩短了采办周期。由此给项目管理、平台制造、安装和油田操作等带来的便利是不可估量的。
‘捌’ 什么是世界海洋石油储运技术
一、海上油气集输系统
油气集输是继地质勘探、油田开发、钻井采油之后的油田生产阶段。这阶段的任务是从油井井口开始，将油井的产出物在油田集中、油气分离、计量、净化处理、必要的初加工，生产出符合质量要求的油、气及副产品，而后输送给用户。
海上油气集输系统包括海上油气生产设备系统以及为其提供生产场地、支撑结构的工程设施。海上油气集输包括了整个油田生产设备及其工程设施。这些工程设施有井口平台、生产平台、生活平台、储油平台、储油轮、储油罐、单点系泊、输油码头等。根据所开发油田的生产能力、油田面积、地理位置、工程技术水平及投资条件，可分别组成不同的油气集输系统。
随着海上油田开发工程由近海向远海发展，海上油气集输形成了以下三种类型。
1.全陆式集输系统
海上油田开发初期，是在离岸不远的地方修筑人工岛，建木质或混凝土井口保护架（平台）打井采油。油井的产出物靠油井的压力经出油管线上岸集油、分离、计量、处理、储存及外输。这种把全部的集输设施放在陆上的生产系统称为全陆式集输系统。
该系统的海上工程设施一般为：（1）井口保护架（平台）通过海底出油管上岸；（2）井口保护架（平台）通过栈桥与陆地相连；（3）人工岛通过路堤与陆地相连。
全陆式生产系统在海上只设井口保护架（平台）和出油管线，大大减少了海上工程量，便于生产管理。陆地生产操作费用比较低，而且受气候影响小，与同等生产规模的海上生产系统相比，其经济效益好。该系统一般适用于浅水、离岸近、油层压力高的油田。我国滩海油田开发多采用这一集输方式。
2.半海半陆式集输系统
随着油田开发地点水深的增加、离岸距离加大、钢导管架平台的发展和应用，全陆式集输系统已不能适用。为了解决油气长距离混输上岸效率低及油层压力不足的问题，逐步把油气分离及部分处理设备放在海上。油井开采出来的油气在海上经过分离初处理后，再将原油加压管输上岸处理、储存及外输。如伴生气的量小，除作平台燃料外，其余在海上放空烧掉；如天然气量较大，则油、气在海上分离后，分输上岸再处理。这种在海上仅进行油气初处理，而把主要的油气集输设备及储存、外输工作放在陆上的油气集输系统，称为半海半陆式集输系统。该系统适用于离岸不远、油田面积大、产量高、海底适合铺设管线以及陆上有可利用的油气生产基地或输油码头条件的油田，尤其适用于气田的集输。因为在海上不易解决天然气的储存和加工问题，所以一般气田采用半海半陆式的集输系统，如我国渤海湾锦州20-2气田就采用半海半陆式集输系统。
3.全海式集输系统
随着世界工业的迅猛发展，对石油的需求量不断增加。为了简化海上生产的原油上岸后再通过海运外输的环节，凭借现代海洋工程技术在海上建储油罐和输油码头，使油气直接从海上外运。这种将油气的集中、处理、储存和外输工作全部放在海上，从而形成了全海式集输系统。由此也使海洋油田的开发向远海、深海和自然条件恶劣的极地发展。全海式的集输系统可以是固定式，也可以是浮动式；井口生产系统可以在水上，也可以在水下。这种集输生产系统既适合小油田、边际油田，也适合大油田；既适合油田的常规开发，也适合油田的早期开发。这是当今世界适应性最强、应用最广的一种集输生产系统。
综上所述，海上油气集输系统是从全陆式发展到半海半陆式，又从半海半陆式发展到全海式。它们的根本区别在于集输的生产处理设施是放在海上还是陆上，如全部的油气集输生产设施放在陆上，则称为全防式；如全部设施放在海上，称为全海式；如部分设施放在陆上、部分设施放在海上，称为半海半陆式。
二、海上油气集输工艺流程
因为全海式油气集输系统可实现全部油气集输任务，本节就以全海式生产平台为例，介绍油气集输主要工艺流程及设备。出油气集输生产包括油气水分离、原油处理、天然气处理、污水处理等主要生产项目。
1.油气计量及油气生产处理流程石油是碳氢化合物的混合物，在地层里油、气、水是共生的，又由于油气生成条件各异，各油田开采出的原油的组分是不同的。此外，油中还含少量氧、磷、硫及砂粒等杂质。油气生产处理的任务就是将油井液经过分离净化处理，能给用户提供合格的商品油气。由于各油田生产出来的油气组分和物性不同，生产处理流程也不完全相同，如我国海上生产的原油普遍不含硫和盐，因此就没有脱盐处理的环节。有的油田生产的原油不含水，就没有脱水环节。海上原油处理包括油气计量、油气分离、原油脱水及原油稳定几部分。由于海上油田普遍采用注水增补能量的开采方法，因此原油脱水是原油处理的主要环节之一。
2.天然气处理
经油、气分离的天然气，在高温下仍带有未被分离的轻质油、饱和水、二氧化碳及粉尘等物质，这些物质如不处理，一则浪费，二则会造成管路系统的堵塞和腐蚀。天然气处理主要指脱水、脱硫及凝析油回收，有的天然气还要脱除二氧化碳。一般海上平台天然气处理是将由高压分离器分离出的气体和各级闪蒸出来的气体分别进入相应的气体洗涤器，以除去气体携带的液体，再进入不同压力等级的压缩机，分段加压，达到设计压力，一个典型四级分离的气体压缩和凝析油回收系统。由各级气体洗涤器收集的凝析油分别进入各级闪蒸罐的原油管线中。为防止管线被天然气水化物堵塞，采用甘醇-气体接触器，吸收天然气的水分。
由于天然气处理压缩系统投资较高、质量大、占用空间面积大，有的平台由于生产的伴生气较少，往往将生产分离出来的天然气不经处理，一部分作平台燃料，一部分送火炬放空烧掉。如果气量大，可管输上岸再处理。如何处理天然气要经综合评价后做出选择。经气体压缩和凝析回收后出来的气体，一般仍需进一步脱水、脱硫和凝析油回收。脱水主要采用自然冷却法、甘醇化学吸收法、压缩冷却法等，脱水的同时可以脱出轻质油。对含硫的天然气还需要脱硫，同时可以回收硫。海上天然气加工生产系统和陆上一样，这里不再赘述。
3.含油污水的处理
随着世界工业的迅速发展，自然环境受到污染，严重地影响了生物的生长和人类的健康。目前世界环境保护机构规定：油田所有的含油污水必须经过处理，水中含油量低于15～50毫克/升才能排放。故海上采油平台原油脱水出来的污水及生产中产生的含油污水，都必须经过污水处理系统进行处理。
4.海上油气集输生产流程及设备的选型
油气集输生产流程的设计及主要设备的选型，不像钻井工艺及钻机设备那样有定型生产流程及系列的钻机设备，它往往是根据油田产出物的组分、物理性质、产量及油田的开发方式、油气集输系统的选择等条件进行设计制作。如一离岸较远、含气量较高的油田，选用半海半陆式集输系统，油气长距离混输上岸，在技术上有一定难度，为此采用油、气分输上岸流程，即在海上平台进行油、气分离初处理，油、气上岸后再分别进行全面的处理；如采用全海式集输系统，油气处理及其储运设备全部放在海上，那么其具体工艺流程及设备的型号显然是与前者不同的。每个油田根据设计的生产流程、主要设备、工程结构选型及尺度，分别设计安装在模块上，一般都按生产的内容设计，大致分以下几种类型。
（1）井口模块模块。上面设置井口采油树、测试分离器、管汇、换热器等。
（2）油气处理模块。一般设置生产分离器组、电脱水器、原油稳定装置及其配套的管路、仪表、罐、换热器等。
（3）天然气处理模块。一般设置有分离器、洗涤器、压缩机、轻质油回收装置等。
（4）污水处理模块。有隔油浮选、沉降分离、过滤器及其加压的水泵与其辅助设备等。
此外，还有发电配电模块、生活模块、注水模块、压缩模块等。这些模块的设计要求自成系统，同时考虑与其他系统的连接配套。部分生产模块的设备在陆上安装好可进行试车，当在平台吊装就位，连接好水、电、管路系统就可全面试运转，以减少海上工程量，便于生产管理。在设计模块规模时，还要考虑平台面积、施工起吊能力及生产安全要求等。
三、海洋集输平台设施
当人们航行在茫茫大海中，有时会突然发现远方有一些建筑群时隐时现，你一定会欣喜万分，以为看到了海市蜃楼。轮船靠近后才看清这是一些钢铁制造的庞然大物高高地矗立在海面上，不管是台风袭击还是海浪拍打，它都像一个忠实的哨兵守卫在辽阔的海疆。这些钢铁建筑物就是海上石油生产平台。先建平台后打井、采油，这是海上石油和陆上石油的主要差别。通俗地说平台就是给人们在海上生活、生产提供的固定场所。
最初人们在海洋进行石油勘探开发只能在近海，用木料搭制一个作业平台，进行钻井、采油。伴随科学技术的进步，人们希望平台更安全、更坚固耐用，并能适用于环境恶劣的深海条件，逐渐改为使用混凝土或钢铁建造作业平台。再后来发明了自升式钻井平台和钻井船，这两种装备实际上都是船，前者没有自航能力，要靠其他船只拖曳，后者具备自航能力。钻完井后，钻井平台或钻井船驶往新井场。目前海上见到的平台大多是油气生产平台，这些平台上设施的内涵与陆地油田没有什么差别，只是更精良、更安全可靠。图37-1所示是所有设施全部设置在海上的情况，其中中心处理平台把周边各井的油气通过海底管道集中并计量，同时配备安全装置，然后将油气水分离净化，合格的原油输送到储油平台，处理过的水再经过井口平台回注或排放，天然气一般放空烧掉；储油平台主要功能是存放原油并通过穿梭油轮定期运送给用户；动力平台主要是柴油发电机组、天然气透平发电机组、供热锅炉等提供动力的设备；生活平台提供工作人员休息、生活；各平台间有供工作人员行走的栈桥，另外淡水、蒸汽、燃料等管道及电缆也附设其上。当然，根据油田在海洋的地理位置，各种设施并非要全部建在海上。如果距离陆地较近，油气水处理平台、储油平台则建在陆上。即便全部建立在海上，也可根据情况将某些设施适当地组合在一座平台上。井口平台实际就相当于陆上油田计量站，负责单井的集油、油气日产量的计量和注水。浮式生产储油轮相当于陆上油田的联合站，负责油气水分离净化、储油。其动力、生活系统也在船上。这样就大大减少了海上固定平台，降低了投资。如果油田迅速降产或失去生产价值，浮式生产储油轮还可以转移到其他油田继续使用。
图37-2FPSO工作示意图
静态来看，截至2008年2月，FPSO现役数量为139艘，其中，新建数量为54艘，占比为38.85％，改造数量为85艘，占比为61.15％；订单32艘，其中11艘为新建，21艘为改造，占比分别为34.38％和65.63％。无论是新建还是改造，均经历了两次高峰：1997—1999年、2003年至现在。现役FPSO基本上是在2000年以后建造的，80％左右的船龄在10年以内，大多还可以应用至少10年左右的时间，更新需求动力相对较小。在现役的FPSO中，分布较多的国家有巴西、中国、英国、澳大利亚、尼日尔爾利亚、安哥拉等国，数量分别为22艘、15艘、13艘、12艘、12艘、11艘。在FPSO订单中，巴西依然是拥有量最多的，为9艘，其次较多的分别为英国、印度和尼日尔爾利亚，其数量分别为5艘、4艘和3艘。
七、发展趋势
挪威专家Einar Holmefjord先生在题为《挪威边际油田开发研究活动现状——DEMO2000》的演讲中指出，“昨天，我们采用重力基础的平台进行钻井和生产，今天，我们采用浮式生产系统和水下设施，明天，我们将井流物从海底直接输送上岸处理，不需要任何海上设施”。Einar Holmefjord先生的话简明地概括了国外海上石油发展现状和发展趋势。为开发边际油田，国外越来越多地采用了浮式生产设施和水下回接技术，开发了一系列的配套技术，如水下混输技术、深水大排量混输泵、水下供配电系统、水下作业机器人、水下卧式采油树、水下管汇和水下多相计量技术等。上部设施包括油气集输和水处理设施的新工艺、新设备也不断出现，如多相透平技术、海水脱氧技术等。这些技术已得到应用，且有些技术已趋于成熟。深水和超深水域油田的开发是国外海上油田开发面临的最大挑战，某些地区，如Ormen Lange、Voring plateau、At1antic Margin的水深在600～1400米，而Angola、Gom、New Foundland、Brazil的水深更是达1500～3000米。深水具有低温、超高静压、温压变化引起立管内介质物性复杂等特点，容易引发立管段塞流、结蜡、水合物等问题，并且一旦出现问题，就会造成重大损失和危害。为解决深水水域介质在管道内的流动安全问题，近年形成了一门新兴学科——流动安全学。目前国外公司开展的深水技术研究包括立管内多相流研究、SPAR模型平台、深水系泊系统、轻型组合立管、电加热管技术、水合物抑制技术（动力学抑制剂的研制）等。解决深水油田开发的技术问题是国外海上石油技术发展的趋势。