平台油氣水處理工藝設計與設備選型

① 高含水期油田原油預分水技術

胡長朝 黨 偉

（中國石化石油勘探開發研究院，北京 100083）

摘 要 國內外大部分油田已進入高含水開發期，原油綜合含水率高達90％以上，造成原有地面系統超負荷運行，改造投資、能耗及運行成本急劇增大。針對這一問題，部分油田開始在集輸系統的接轉站實施預分水，分出的污水就地處理達標後回注地層。本文從技術原理、優缺點等方面對國內外普遍應用的預分水技術進行了評述，並對其未來的發展進行了展望。

關鍵詞 預分水 高含水期 展望

Predewatering Technology for Crude Oil of

High Water－cut Oilfield

HU Changchao，DANG Wei

（Exploration and Proction Research Institute，SINOPEC，

Beijing 100083，China）

Abstract Most of domestic and foreign oilfields have entered the high water－cut stage and the comprehensive water－cut of crude oil has reached as high as 90％ or above，which leads to the overload operation of the existing surface system and the rapid increases of the reconstruction investment，the energy consumption and the operating cost.For this problem，some oilfields begin to carry out predewatering at block stations of gathering and transferring systems，and the seperated sewage is treated in situ and reinjected to the ground after reaching the water quality standard.The paper reviews the predewatering technology commonly used at home and abroad from the aspects such as technical principle，advantages and disadvantages，and looks into its future development.

Key words predewatering；high water－cut stage；prospect

國內外油田開發都經歷著產油量上升階段、油量達到高峰穩產階段和油井見水、產量遞減3個階段^［1］。目前，我國東部主力油田大部分已進入高含水或特高含水開采期，原油綜合含水率已超過90％，有的油田甚至高達98％，油田開發已由 「採油」 變為 「采水」。在高含水期，含水率的小幅上升會導致液量的大幅度增加。以勝利油田為例，全油田綜合含水率在91％～92％時，含水率每增加0.1％，液量每年就增加約375×10⁴ t，增幅達1.25％。由於地面處理系統利用的是中、低含水期的生產設施，因而不能適應產液量劇增和以水為主的處理需求，主要存在以下問題：

1）集輸和污水處理系統處理能力明顯不足，超負荷運行，處理效率低下。

2）原有設施需不斷擴建，改造工程量和投資費用過大，並且原有流程的改造也十分困難。

3）能耗及成本增大。在油田中、低含水期開發階段建設的原油脫水站，大多採用兩段脫水工藝，高含水原油集輸至集中處理站後全部進入加熱爐加熱，大部分熱能消耗在對污水的加熱升溫上。在一個進站液量為1700×10⁴ m³/a、綜合含水率為95％的聯合站，將來液升溫7℃，僅一次加熱爐的燃油消耗就達1.45×10⁴t/a以上，其中污水吸收的熱能大約佔97％，造成了能量的極大浪費^［2］。脫出的污水需返輸至注水站，污水往返輸送成本、降回壓泵能耗、運行管理維護成本等增大。另外，隨著含水率的上升，油井排來液的溫度越來越低，熱量及化學助劑等的消耗進一步增大，導致噸液、噸油處理成本急劇增加。

4）大量污水的循環加速了管道和設備的腐蝕，縮短了設備的使用壽命。

實施預分水，盡早把污水分離出來，減少污水流動環節，可有效解決以上問題，大幅降低能耗、成本和改造投資，提高經濟效益。因此，國內外油田一方面加緊研究適應高含水期油田生產需要的預分水技術，成功研製出了末端分相管、水力旋流器等高效預分水裝置；另一方面對原有流程進行配套改造，增加預分水環節，由采出液全液在聯合站集中加熱脫水改為在各井場、分壓泵站、接轉站進行低溫預分水，分出的污水就地處理達標後回注地層，剩餘低含水油再送至聯合站集中加熱處理。目前，國內外常用的預分水技術主要有三相分離技術、旋流分離技術、末端分相技術、斜管預分水技術和低溫破乳技術。

1 三相分離技術

三相分離器的技術原理是油水混合液經設備進口進入設備，經進口分氣包預脫氣後進入水洗室，在水洗室中油水混合液發生碰撞、摩擦等降低界面膜的水洗過程分離出大部分的游離水，沒有分離的混合液經分配器布液和波紋板整流後進入沉降室，並在沉降室進行最終的油水分離，達到脫水的目的（圖1）。三相分離器綜合應用了來液預脫氣、淺池布液、水洗破乳、高效聚集整流和油水界面控制等數項技術，在國內外油田得到廣泛應用，其中尤以我國應用水平最高^［3］。

圖1 高效三相分離器原理圖

我國陸上油田大多將三相分離器改造為預分水器進行預分水。河南油田規劃設計研究院根據高含水期油田原油物化特性，研製出了HNS型三相分離器，其外形尺寸為φ3000mm×10608mm×10mm，分離器內分為預脫氣室、穩流室、水洗室、沉降分離室、油室、水室、氣相空間、氣包等部分。該型三相分離器採用了氣體預分離、二次捕霧技術和活性水水洗強化破乳技術，提高了油水分離效率；利用雙隔板結構U形管壓力平衡原理，實現了油水界面控制；合理配置設備與工藝控制的有機結合，提高了自動化水平。將HNS型三相分離器改造為預分水器，其處理能力為同規格傳統設備的4～8倍，針對河南油田密度為0.85g/cm³ 的輕質原油，經一次預分水處理，出口原油含水率在0.4％以下，污水含油低於500mg/L^［4］。

勝利油田 「十一五」 期間在33座聯合站推廣應用高效三相分離器152台，處理進站液量67.55×10⁴m³/d，原油含水率從85％～90％降至50％～60％，每天節省加熱燃料900t左右，取得了良好的節能降耗效果。以坨三站為例，進站液量為3.5×10⁴m³/d，應用高效三相分離器預分水後，分離器出油含水率由94％降低到15％，加熱液量下降了90％，年節約燃料油1068t。對於邊遠小斷塊油田，勝利油田將原來的高含水全液外輸至較遠聯合站、注水水源回調改為就地預分水處理後回注、低含水油外輸，在15座接轉站應用三相分離器32台，分出水6.98×10⁴m³/d，污水就地回注後實現污水替代清水0.6×10⁴m³/d，每天減少3.6×10⁴m³污水往返輸送，節約輸送電耗3.75×10⁴kW·h，年降低加熱能耗7.06×10¹⁴J，同時解決了部分油田欠注的問題，緩解了污水回灌壓力。

三相分離器用作預分水器，具有處理能力大、分離效率高、運行工況穩定、管理方便、自動化程度高等特點，含水原油經一段處理後獲合格凈化原油標准；但三相分離器是以出油含水率達到一定指標為目的設計的設備，污水分離凈化的有效空間不足，造成除油效率低，分出水含油指標一般控制在1000mg/L以下，實際運行中水中含油在500 ～1000mg/L之間，後續污水處理系統需採用二級除油加過濾的處理工藝，投資、佔地和運行費用均較高。

2 旋流分離技術

圖2 水力旋流器原理圖

水力旋流器的工作原理是在油水存在密度差的情況下，使含油污水在水泵或其他外加壓力的作用下，從切線方向進入旋流器後高速旋轉，在離心力的作用下，水向器壁運動，形成向下的外旋流，通過旋流器底部出口流出（底流）；油向旋流器軸心處運動，形成螺旋上升的內旋流油核，由上端溢流而出（溢流），最終實現油水分離，如圖2所示^［5，6］。

旋流分離技術是油田高含水期節能降耗行之有效的工藝手段。水力旋流器可以使高含水原油在不加熱的條件下實現游離水脫除，節約大量的燃料，歐美國家海上油田廣泛用作預分水器，陸上油田基本不單獨使用，目前發展方向主要是作為前端預處理器與其他技術組合應用。旋流分離技術在國內尚處於研究開發階段，未得到大規模應用。勝利油田開展了旋流分離技術試驗，研製了以旋流和沉降相結合的試驗設備，其工作原理為油、氣、水混合液進入旋流筒，靠離心旋轉分離和重力作用，脫除90％以上的伴生氣，該氣體與分水器內的少量氣體一起經二次除液後，由壓力控制進入氣體系統，油水混合液經配流管均勻進入分離區，再經整流迷宮板緩沖整流進入沉降區沉降；在沉降區內，靠加熱器進一步激發破乳劑的活性，使乳化液破乳分離，油滴聚結上浮，脫水原油經隔板進入油室，再經液位控制流出分水器。該試驗設備的技術關鍵為：(1)分水器進入端設計了預分離旋流器，採用預分離技術，將混合液中95％以上的氣體預先分離；(2)設計了配流管和整流迷宮板，使高效分水器內流場穩定，便於油水分離；(3)分水器內部設有加熱器，既能激發破乳劑活性，又能避免對底部污水的加溫；(4)設計的水位調節器能自動調節分離器內的油水界面，處理後污水含油基本在500mg/L左右。江漢油田進行了兩級旋流分離工藝研究，兩台旋流器串聯應用，一級進行預分水，二級對一級分出的水進行除油處理。現場試驗後，馬王廟油田馬56站一級旋流器分出污水占總液量的50％以上，二級旋流器除油後污水含油在100mg/L以下^［7］。

水力旋流器用作預分水設備，具有質量輕、佔地面積小、單位容積處理能力大、分離效率高、分離速度快、投資小、構造簡單、本身無活動部件、易於安裝和維修等優點，但也存在著許多缺點，如旋流管易磨損、氣體影響分離效果、提升和旋流造成原油乳化不易分離、出水水質不平穩、動力消耗較大、可有效分離游離水卻對乳化水基本沒有分離能力、分出水含油偏高（1000mg/L左右）等，難以得到推廣應用。

3 末端分相技術

末端分相管是一段直徑加粗了的末端集輸管線，長約45m（長度取決於原油的特性和預分水效果），直徑1020～1220mm，兩端用球蓋封堵，主要用於高含水油田原油的預分水和污水凈化。末端分相管在管內完成油氣水分離的5個過程（流體水力攪拌、質量交換、擴散、重力沉降、在聚結器內使水滴聚集），同時具備多種裝置的功能（Ⅰ級分離裝置、預分水裝置、預凈水裝置），在前蘇聯得到較多的應用。西西伯利亞地區的塔什金諾沃油田在叢式井井場或增壓泵站上配備了兩根直徑1020mm、長250m的末端分相管，液體處理能力達30000～32000m³/d，每天可分出7800～9000m³的游離水，游離水分出率達60％，而出口原油含水率僅為9.3％～12.5％。

末端分相管能在油田配套工藝流程中取代造價昂貴、數量眾多的Ⅰ級分離裝置和脫水裝置，大幅度降低投資（可降低總投資25％～40％），具有製造與控制操作簡便、液體處理能力大的特點，可用作小型和邊遠油田的預分水器，缺點是分離效率較低，分出水含油偏高。

4 斜管預分水技術

斜管預分水器的工作原理是自然沉降結合淺池分離，主要用於分出遊離水，歐美稱之為仰角式游離水脫除器。其是將卧式和立式游離水分離器相結合，採用仰角設計，克服了立式容器內油水界面覆蓋面積小、卧式容器油水界面與水出口距離短以及分離時間不充分的缺點。來液進口位於管式容器的上行端，水中油珠能聚集並爬高上行至頂端油出口，而水下沉至底端水出口排出。

斜管預分水器結構簡單，造價低，佔地面積小，主要用於對分出水含油要求不高的摻水油田，將分出的污水就地回摻，以降低集輸系統摻水能耗和管線投資，並減少聯合站的運行負荷。俄羅斯在其高含水和特高含水原油集輸中廣泛採用斜管預分水器（直徑為1220mm，傾斜角度在45°左右，液量處理能力為10000～15000m³/d），用於脫除80％的游離水。歐美國家也開發並推廣應用了該類設備，但在斜管仰角設計上採取了較低角度，為12°^［8］。斜管預分水器目前在國內沒有得到廣泛應用，僅河南油田1個計量站應用，分出水水質無法控制，出水含油一般在1000mg/L以上，分離效率較低。

5 低溫破乳技術

利用低溫破乳技術來進行預分水是比較經濟的。加拿大研製的原油聲波破乳設備，可安裝在高含水油井管徑小於4in的集油管線上，使處理後的稠油含水率最低降至1％，節省葯劑投加量50％。美國的微波破乳MST模塊化撬裝設備在現場試驗中也取得了成功，效果顯著^［8］。

近些年來，隨著注聚等3次採油工藝的應用，采出液物化性質發生了較大變化，且乳化現象十分嚴重，導致預分水難度加大。各油田為了彌補機械方法的不足，普遍開始重視高效設備和化學助劑的綜合應用，即在原有預分水工藝的基礎上，投加預脫水劑，使高含水期大量污水在較低溫度和較低化學葯劑加入量條件下得到有效分離。H1聯原油黏度高，污水含油量高，乳化嚴重，採用機械方法進行預脫水有諸多不便，通過選用高效預脫水劑，在進站溫度下，采出液中80％以上的污水實現預分離，分出的污水含油在100mg/L左右，可直接進入污水處理系統，節省了大量的天然氣和破乳劑，並且工藝改動量小、投資少、易推廣應用^［9］。遼河油田通過大量室內試驗，研製出了預脫水劑，在原有設備基礎上優化工藝流程，在進站不加熱的條件下分出遊離水，再進行後續處理，取消一段加熱，節省了大量破乳劑，經濟效益明顯，全公司推廣後，每年可節省操作費用4000萬～5000萬元。

化學葯劑的引入，導致預分水費用增加，後續污水處理難度加大，如何趨利避害，有待深入研究。

6 預分水技術的發展方向

目前各油田採用的預分水技術在一定程度上起到了預分水的效果，但這些技術的主要控制指標是原油含水，對分出水中含油則限制較少，造成分出污水含油高達1000mg/L左右，這樣污水處理系統需要進行一級除油、二級沉降加過濾的復雜處理工藝才能使污水水質達標，污水系統佔地、設施投資和運行費用很高。預分水技術未來主要向以下方向發展：

1）加速高效油水分離設備、分離技術的研製和推廣。

2）在研製高效預分水設備時，更加註重降低分出污水中含油指標的研究。

3）向各種技術的集成化、一體化、小型化、低投資和低成本方向發展，如旋流、氣浮、沉降、聚結等的優化集成，物理、化學和生物方法的綜合應用等，以發揮不同技術、手段的優點，擴寬預分水技術的使用范圍，提高預分水設備的穩定性和處理效果。

基於此，筆者正在開展新型一體化預分水除油技術研究，通過綜合應用旋流、氣浮、聚集和三相分離等技術，將預分水與污水除油功能有機結合，形成一體化裝置，在高效預分水的同時，強化污水除油功能，改善出水水質，使出水含油降到15mg/L以下，從而簡化後段處理工藝，減少投資和運行費用等。該項研究目前進展順利，室內試驗已達到預期效果，現場試驗正按計劃進行，專利成果也正在申報中。

參考文獻

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［9］張大安，黃耀達，馬強.預脫水技術應用研究［J］.內蒙古石油化工，2008，18：10～11.

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③ 什麼是世界海洋石油儲運技術

一、海上油氣集輸系統

油氣集輸是繼地質勘探、油田開發、鑽井採油之後的油田生產階段。這階段的任務是從油井井口開始，將油井的產出物在油田集中、油氣分離、計量、凈化處理、必要的初加工，生產出符合質量要求的油、氣及副產品，而後輸送給用戶。

海上油氣集輸系統包括海上油氣生產設備系統以及為其提供生產場地、支撐結構的工程設施。海上油氣集輸包括了整個油田生產設備及其工程設施。這些工程設施有井口平台、生產平台、生活平台、儲油平台、儲油輪、儲油罐、單點系泊、輸油碼頭等。根據所開發油田的生產能力、油田面積、地理位置、工程技術水平及投資條件，可分別組成不同的油氣集輸系統。

隨著海上油田開發工程由近海向遠海發展，海上油氣集輸形成了以下三種類型。

1.全陸式集輸系統

海上油田開發初期，是在離岸不遠的地方修築人工島，建木質或混凝土井口保護架（平台）打井採油。油井的產出物靠油井的壓力經出油管線上岸集油、分離、計量、處理、儲存及外輸。這種把全部的集輸設施放在陸上的生產系統稱為全陸式集輸系統。

該系統的海上工程設施一般為：（1）井口保護架（平台）通過海底出油管上岸；（2）井口保護架（平台）通過棧橋與陸地相連；（3）人工島通過路堤與陸地相連。

全陸式生產系統在海上只設井口保護架（平台）和出油管線，大大減少了海上工程量，便於生產管理。陸地生產操作費用比較低，而且受氣候影響小，與同等生產規模的海上生產系統相比，其經濟效益好。該系統一般適用於淺水、離岸近、油層壓力高的油田。我國灘海油田開發多採用這一集輸方式。

2.半海半陸式集輸系統

隨著油田開發地點水深的增加、離岸距離加大、鋼導管架平台的發展和應用，全陸式集輸系統已不能適用。為了解決油氣長距離混輸上岸效率低及油層壓力不足的問題，逐步把油氣分離及部分處理設備放在海上。油井開采出來的油氣在海上經過分離初處理後，再將原油加壓管輸上岸處理、儲存及外輸。如伴生氣的量小，除作平台燃料外，其餘在海上放空燒掉；如天然氣量較大，則油、氣在海上分離後，分輸上岸再處理。這種在海上僅進行油氣初處理，而把主要的油氣集輸設備及儲存、外輸工作放在陸上的油氣集輸系統，稱為半海半陸式集輸系統。該系統適用於離岸不遠、油田面積大、產量高、海底適合鋪設管線以及陸上有可利用的油氣生產基地或輸油碼頭條件的油田，尤其適用於氣田的集輸。因為在海上不易解決天然氣的儲存和加工問題，所以一般氣田採用半海半陸式的集輸系統，如我國渤海灣錦州20-2氣田就採用半海半陸式集輸系統。

3.全海式集輸系統

隨著世界工業的迅猛發展，對石油的需求量不斷增加。為了簡化海上生產的原油上岸後再通過海運外輸的環節，憑借現代海洋工程技術在海上建儲油罐和輸油碼頭，使油氣直接從海上外運。這種將油氣的集中、處理、儲存和外輸工作全部放在海上，從而形成了全海式集輸系統。由此也使海洋油田的開發向遠海、深海和自然條件惡劣的極地發展。全海式的集輸系統可以是固定式，也可以是浮動式；井口生產系統可以在水上，也可以在水下。這種集輸生產系統既適合小油田、邊際油田，也適合大油田；既適合油田的常規開發，也適合油田的早期開發。這是當今世界適應性最強、應用最廣的一種集輸生產系統。

綜上所述，海上油氣集輸系統是從全陸式發展到半海半陸式，又從半海半陸式發展到全海式。它們的根本區別在於集輸的生產處理設施是放在海上還是陸上，如全部的油氣集輸生產設施放在陸上，則稱為全防式；如全部設施放在海上，稱為全海式；如部分設施放在陸上、部分設施放在海上，稱為半海半陸式。

二、海上油氣集輸工藝流程

因為全海式油氣集輸系統可實現全部油氣集輸任務，本節就以全海式生產平台為例，介紹油氣集輸主要工藝流程及設備。出油氣集輸生產包括油氣水分離、原油處理、天然氣處理、污水處理等主要生產項目。

1.油氣計量及油氣生產處理流程石油是碳氫化合物的混合物，在地層里油、氣、水是共生的，又由於油氣生成條件各異，各油田開采出的原油的組分是不同的。此外，油中還含少量氧、磷、硫及砂粒等雜質。油氣生產處理的任務就是將油井液經過分離凈化處理，能給用戶提供合格的商品油氣。由於各油田生產出來的油氣組分和物性不同，生產處理流程也不完全相同，如我國海上生產的原油普遍不含硫和鹽，因此就沒有脫鹽處理的環節。有的油田生產的原油不含水，就沒有脫水環節。海上原油處理包括油氣計量、油氣分離、原油脫水及原油穩定幾部分。由於海上油田普遍採用注水增補能量的開采方法，因此原油脫水是原油處理的主要環節之一。

2.天然氣處理

經油、氣分離的天然氣，在高溫下仍帶有未被分離的輕質油、飽和水、二氧化碳及粉塵等物質，這些物質如不處理，一則浪費，二則會造成管路系統的堵塞和腐蝕。天然氣處理主要指脫水、脫硫及凝析油回收，有的天然氣還要脫除二氧化碳。一般海上平台天然氣處理是將由高壓分離器分離出的氣體和各級閃蒸出來的氣體分別進入相應的氣體洗滌器，以除去氣體攜帶的液體，再進入不同壓力等級的壓縮機，分段加壓，達到設計壓力，一個典型四級分離的氣體壓縮和凝析油回收系統。由各級氣體洗滌器收集的凝析油分別進入各級閃蒸罐的原油管線中。為防止管線被天然氣水化物堵塞，採用甘醇-氣體接觸器，吸收天然氣的水分。

由於天然氣處理壓縮系統投資較高、質量大、佔用空間面積大，有的平台由於生產的伴生氣較少，往往將生產分離出來的天然氣不經處理，一部分作平台燃料，一部分送火炬放空燒掉。如果氣量大，可管輸上岸再處理。如何處理天然氣要經綜合評價後做出選擇。經氣體壓縮和凝析回收後出來的氣體，一般仍需進一步脫水、脫硫和凝析油回收。脫水主要採用自然冷卻法、甘醇化學吸收法、壓縮冷卻法等，脫水的同時可以脫出輕質油。對含硫的天然氣還需要脫硫，同時可以回收硫。海上天然氣加工生產系統和陸上一樣，這里不再贅述。

3.含油污水的處理

隨著世界工業的迅速發展，自然環境受到污染，嚴重地影響了生物的生長和人類的健康。目前世界環境保護機構規定：油田所有的含油污水必須經過處理，水中含油量低於15～50毫克/升才能排放。故海上採油平台原油脫水出來的污水及生產中產生的含油污水，都必須經過污水處理系統進行處理。

4.海上油氣集輸生產流程及設備的選型

油氣集輸生產流程的設計及主要設備的選型，不像鑽井工藝及鑽機設備那樣有定型生產流程及系列的鑽機設備，它往往是根據油田產出物的組分、物理性質、產量及油田的開發方式、油氣集輸系統的選擇等條件進行設計製作。如一離岸較遠、含氣量較高的油田，選用半海半陸式集輸系統，油氣長距離混輸上岸，在技術上有一定難度，為此採用油、氣分輸上岸流程，即在海上平台進行油、氣分離初處理，油、氣上岸後再分別進行全面的處理；如採用全海式集輸系統，油氣處理及其儲運設備全部放在海上，那麼其具體工藝流程及設備的型號顯然是與前者不同的。每個油田根據設計的生產流程、主要設備、工程結構選型及尺度，分別設計安裝在模塊上，一般都按生產的內容設計，大致分以下幾種類型。

（1）井口模塊模塊。上面設置井口採油樹、測試分離器、管匯、換熱器等。

（2）油氣處理模塊。一般設置生產分離器組、電脫水器、原油穩定裝置及其配套的管路、儀表、罐、換熱器等。

（3）天然氣處理模塊。一般設置有分離器、洗滌器、壓縮機、輕質油回收裝置等。

（4）污水處理模塊。有隔油浮選、沉降分離、過濾器及其加壓的水泵與其輔助設備等。

此外，還有發電配電模塊、生活模塊、注水模塊、壓縮模塊等。這些模塊的設計要求自成系統，同時考慮與其他系統的連接配套。部分生產模塊的設備在陸上安裝好可進行試車，當在平台吊裝就位，連接好水、電、管路系統就可全面試運轉，以減少海上工程量，便於生產管理。在設計模塊規模時，還要考慮平檯面積、施工起吊能力及生產安全要求等。

三、海洋集輸平台設施

當人們航行在茫茫大海中，有時會突然發現遠方有一些建築群時隱時現，你一定會欣喜萬分，以為看到了海市蜃樓。輪船靠近後才看清這是一些鋼鐵製造的龐然大物高高地矗立在海面上，不管是台風襲擊還是海浪拍打，它都像一個忠實的哨兵守衛在遼闊的海疆。這些鋼鐵建築物就是海上石油生產平台。先建平台後打井、採油，這是海上石油和陸上石油的主要差別。通俗地說平台就是給人們在海上生活、生產提供的固定場所。

最初人們在海洋進行石油勘探開發只能在近海，用木料搭制一個作業平台，進行鑽井、採油。伴隨科學技術的進步，人們希望平台更安全、更堅固耐用，並能適用於環境惡劣的深海條件，逐漸改為使用混凝土或鋼鐵建造作業平台。再後來發明了自升式鑽井平台和鑽井船，這兩種裝備實際上都是船，前者沒有自航能力，要靠其他船隻拖曳，後者具備自航能力。鑽完井後，鑽井平台或鑽井船駛往新井場。目前海上見到的平台大多是油氣生產平台，這些平台上設施的內涵與陸地油田沒有什麼差別，只是更精良、更安全可靠。圖37-1所示是所有設施全部設置在海上的情況，其中中心處理平台把周邊各井的油氣通過海底管道集中並計量，同時配備安全裝置，然後將油氣水分離凈化，合格的原油輸送到儲油平台，處理過的水再經過井口平台回注或排放，天然氣一般放空燒掉；儲油平台主要功能是存放原油並通過穿梭油輪定期運送給用戶；動力平台主要是柴油發電機組、天然氣透平發電機組、供熱鍋爐等提供動力的設備；生活平台提供工作人員休息、生活；各平台間有供工作人員行走的棧橋，另外淡水、蒸汽、燃料等管道及電纜也附設其上。當然，根據油田在海洋的地理位置，各種設施並非要全部建在海上。如果距離陸地較近，油氣水處理平台、儲油平台則建在陸上。即便全部建立在海上，也可根據情況將某些設施適當地組合在一座平台上。井口平台實際就相當於陸上油田計量站，負責單井的集油、油氣日產量的計量和注水。浮式生產儲油輪相當於陸上油田的聯合站，負責油氣水分離凈化、儲油。其動力、生活系統也在船上。這樣就大大減少了海上固定平台，降低了投資。如果油田迅速降產或失去生產價值，浮式生產儲油輪還可以轉移到其他油田繼續使用。

圖37-2FPSO工作示意圖

靜態來看，截至2008年2月，FPSO現役數量為139艘，其中，新建數量為54艘，佔比為38.85％，改造數量為85艘，佔比為61.15％；訂單32艘，其中11艘為新建，21艘為改造，佔比分別為34.38％和65.63％。無論是新建還是改造，均經歷了兩次高峰：1997—1999年、2003年至現在。現役FPSO基本上是在2000年以後建造的，80％左右的船齡在10年以內，大多還可以應用至少10年左右的時間，更新需求動力相對較小。在現役的FPSO中，分布較多的國家有巴西、中國、英國、澳大利亞、奈及利亞、安哥拉等國，數量分別為22艘、15艘、13艘、12艘、12艘、11艘。在FPSO訂單中，巴西依然是擁有量最多的，為9艘，其次較多的分別為英國、印度和奈及利亞，其數量分別為5艘、4艘和3艘。

七、發展趨勢

挪威專家Einar Holmefjord先生在題為《挪威邊際油田開發研究活動現狀——DEMO2000》的演講中指出，「昨天，我們採用重力基礎的平台進行鑽井和生產，今天，我們採用浮式生產系統和水下設施，明天，我們將井流物從海底直接輸送上岸處理，不需要任何海上設施」。Einar Holmefjord先生的話簡明地概括了國外海上石油發展現狀和發展趨勢。為開發邊際油田，國外越來越多地採用了浮式生產設施和水下回接技術，開發了一系列的配套技術，如水下混輸技術、深水大排量混輸泵、水下供配電系統、水下作業機器人、水下卧式採油樹、水下管匯和水下多相計量技術等。上部設施包括油氣集輸和水處理設施的新工藝、新設備也不斷出現，如多相透平技術、海水脫氧技術等。這些技術已得到應用，且有些技術已趨於成熟。深水和超深水域油田的開發是國外海上油田開發面臨的最大挑戰，某些地區，如Ormen Lange、Voring plateau、At1antic Margin的水深在600～1400米，而Angola、Gom、New Foundland、Brazil的水深更是達1500～3000米。深水具有低溫、超高靜壓、溫壓變化引起立管內介質物性復雜等特點，容易引發立管段塞流、結蠟、水合物等問題，並且一旦出現問題，就會造成重大損失和危害。為解決深水水域介質在管道內的流動安全問題，近年形成了一門新興學科——流動安全學。目前國外公司開展的深水技術研究包括立管內多相流研究、SPAR模型平台、深水系泊系統、輕型組合立管、電加熱管技術、水合物抑制技術（動力學抑制劑的研製）等。解決深水油田開發的技術問題是國外海上石油技術發展的趨勢。

④ 求教純水處理工程的工藝設計大致流程

這個問題應該需要分為幾部分來進行：
1、根據水質水量以及用戶的要求來確定工藝流程。
根據用戶的水量、原水水質以及產水水質來確定工藝，比如工藝用水、鍋爐用水等等，採用工藝形式也有多種，這個跟用戶要求和投資有關。一般確定工藝流程之後就可以根據工藝來選擇設備。
2、預處理對選擇。
預處理的形式有多種多樣，簡單舉個例子，比如鍋爐補給水100噸/小時，採用的是自來水，採取了多介質+活性炭+阻垢劑+保安過濾器+反滲透+除碳器+混床+加氨調PH值的工藝流程，其中反滲透回收率75%。則系統總進水133噸/小時。
（1）多介質設計9米/小時流速（一般10米/小時以內），選擇直徑3200mm過濾器，則單台過濾器產水72噸/小時，系統配套3台過濾器並列運行，順序反洗。
（2）活性炭設計10米/小時流速（一般12米/小時以內），選擇直徑3000mm（也可選擇3200以保持一致），可以選擇2台以降低成本，也可以選擇3台並列運行。
（3）保安過濾器選擇直徑800mm，內填72-80根5um濾芯，單台產水量能達到150噸/小時；
（4）阻垢劑投加量根據計算為3ppm，每小時投加400克，稀釋5倍則每小時投加2升，選擇3.8升/小時加葯泵；
2、反滲透裝置
（1）高壓泵選擇卧式或立式，進口或國產，一般揚程選擇140米左右（需要根據膜計算書按照水質和水溫進行模擬），大流量的可以選擇1台，小流量的可以選擇兩台並列運行，一般不需要備用。
（2）反滲透裝置需要選膜，選膜殼，並通過模擬計算得出膜數量（這個膜廠商可以提供服務），簡單地講，設計時按照0.9噸/膜計算，100噸產水則需要108隻或114隻（膜數量一般是6的整數倍），還有進水慢開門、濃排閥、產水排污閥、沖洗閥以及儀器儀表等等。
（3）化學清洗裝置配清洗泵、清洗箱、清洗保安過濾器、清洗流量計等，在一些場合可能還需要電加熱裝置（一般的可以用廠里蒸汽進行加熱）；
3、後處理
（1）除碳器按照60米/小時流速選擇除碳器的直徑，然後根據直徑查產品樣本；
（2）混床按照40-50米/小時流速選擇混床的直徑，然後根據直徑查產品樣本；
（3）混床再生系統，一般選酸鹼儲罐、酸鹼計量箱、酸鹼噴射器、再生泵等；
（4）加氨系統可以選擇10升/小時左右的計量泵，如果需要自動調節的話，可以根據情況選擇具有自動控制信號的泵和PH儀表等。
4、配電系統
根據系統控制要求看是否需要上位機，如果不需要則直接選用PLC控制，然後根據水泵的流量、揚程等來查詢水泵的型號及功率，從而確定控制點數和控制櫃的數量。
5、其它說明
一個系統的設計涉及到方方面面很多，很難定量地講清楚，如果能有相應的項目，參考一些成熟的資料，然後自己在順著這條路去摸索、探究，抓住一個問題就把一個問題搞懂搞透，每天都進步一點，都記住一個知識點，我想也會很快，如果有人帶帶的話，可能入門就更加快了。
因水處理的東西比較多，因此無法很詳細地全面描述清楚，還請抱歉！
謝謝！

⑤ 工藝設備選型的步驟是什麼

工藝過程設計解決的問題：生產什麼產品；如何生產；利用何種設備和工具；採用怎樣的加工方法。
工藝設備選型的步驟是；
①在進行工藝過程的設計時，要考慮到設備的負荷狀況，使設備能力得到平衡
②當按經濟批量分批生產時，一個主要問題是使所選擇的加工方法，同現有的設備型號相適應。有時，現有的某種型號規格設備的數量，會影響到工藝過程的設計。所設計的工藝，有時會造成某種型號的機器設備負荷超過生產能力。這時，必須改變加工方法，即便要增加一些製造費用，也得改用別種型號的機器。因而，必須同掌握現有設備負荷的生產控制部門保持密切聯系。
③工藝過程設計中不一定沿用現有設備。當一種新的構思值得購置效率更高的新設備來實施時，繼續沿用現有設備將會妨礙新的工藝方法的構思。一種零部件的產量，可能不足以從經濟上補償購置新設備的投資，而當另一部分零部件的工藝也相應改變後，採用新設備在經濟上就變得合理，使整個製造費用得以降低。
④注意對製造產品所用的機床和設備進行不斷改進。
負荷是將現在正在進行中的工作量加上今後預計投入的工作量，據以確認生產能力有餘，還是生產任務超過了生產能力的一種臨界標准。

⑥ 水處理設計淺談：什麼是好設計篇

水處理是應用性的學科，行業技術也有著其自身的特點。
1、技術門檻普遍偏低
水處理工程的建設結果基本都比較直觀和易於理解，技術模仿和進入門檻普遍較低，模仿起來不需要有太多的專業功底，多花些心思琢磨後還經常能形成一些自己的改進。因為這些特性，行業尤其重商務而輕技術，碰到技術問題時通過監管漏洞以及商務技巧來迴避風險。另外，由於門檻低，大量的小環保工程公司也因此層出不窮。
2、入門易、精通難
水處理的項目看起來比較簡單、容易復制，但工程的實際效果往往不好，經常出現剛開始運行就要改造的情況。主要是因為水處理的變化性大，如果在工程設計時對各種要素評估不足、工藝設計中考慮不周全、工程建設水平控制不到位、調試應對能力不足等，都會導致工程結果不好。
水處理設計中，經驗佔了非常大的比重。在作為最權威設計依據文件的設計規范中，設計參數往往只是建議值而且取值范圍非常大;而水處理項目建成後實際進水值和設計值經常會出現較大的偏差，難以驗證設計參數的合理性;對於各單位的技術人員，接觸到的項目類型一般較為單一，同行交流機會少，還受到商業保密因素的制約，獲得項目經驗的途徑少。以上這些都制約了技術人員設計能力的成長。
好的設計需要有良好的綜合能力，而設計的綜合能力需要基於良好的理論功底和大量類型豐富的各種工程實踐經驗，整個行業特點和市場特性決定了水處理技術的入門容易而精通較難。
3、科研與行業協會作用有待挖掘
應用性科研引領著技術的發展，在水處理的科研領域，目前的科研重點偏理論性研究，在應用性研究中和工程設計需求的關聯不多。從國家政策的角度是鼓勵企業參與科研，以加強成果的擴散，但企業一線人員的科研實力偏弱，往往流於形式。在應用性科研方面有很大的發展空間，做好後可以推動行業技術應用水平的提升。
行業協會是行業技術獲得的重要來源，比如德國的排水技術協會(ATV)會定期根據最新研究更新污水處理的設計規范，提供行業設計指導。這種由行業協會組織編寫的設計規范內容非常詳實，時效性強，可大大地方便設計人員進行參考和利用。國內的類似導則偏指導性，中國的行業協會在這方面還有很大的潛力可供挖掘，為行業設計水平的提升發揮作用。
二、技術需求的特點
水處理從業技術人員經常要能應對不同的差異性大的技術支持需求，有其鮮明的特點。
1、水處理涉及的范圍廣
水處理涉及的范圍廣，從大類來分包括以下幾類：
(1)城鎮、鄉村給水：城鎮給水廠(地表水源、地下水源)、鄉村給水處理設施等。
(2)城鎮、鄉村排水：城鎮污水廠、垃圾填埋場滲濾液、鄉村排水處理設施，包括城市污泥的處置等。
(3)工業園區污水：各種不同類型的工業園區污水處理設施，典型的有化工園區、石化園區、制葯園區、印染園區等。
(4)工業給水與循環水：常規給水、純水、超純水、循環水處理等。
(5)工業廢水：采礦、食品飲料、紡織、製革、造紙、石油加工、化學品製造、醫葯製造、金屬冶煉等各行業的工業廢水處理。
技術人員經常需要給不同的水處理項目需求提供技術支持，當項目差異性大的時候往往隔行如隔山。
2、水處理設計涉及的知識面廣
水處理項目中，工藝設計是龍頭專業，設計人員涉及握的知識面廣，主要包括：
(1)專業基礎知識。包括了水的特性認知、反應器與反應動力學、廢水的物化處理原理、生物處理原理、自然生態處理技術、污泥與臭氣的處理、水力計算等。
(2)設備、儀表與材料。包括了泵、風機、閥門等常用設備，格柵、排泥撇渣設備、曝氣充氧設備等專用設備，還有各種壓力、物位、流量、水質監測等儀表，還用到填料、葯劑及各種管道材料等。
(3)主要工藝單元。與工藝原理對應，需要了解各工藝單元，包括格柵、沉砂、調節、沉澱、厭氧、好氧、過濾、膜分離、離子交換、高級氧化、生態處理技術等，還包括污泥處置、臭氣處理涉及的各種工藝。
(4)方案與圖紙設計。需要通過文本與圖紙表達設計成果，包括了方案、可研、初設、施工圖等，要能滿足國家對不同階段成果的規范性和設計深度要求。
作為龍頭專業，工藝設計人員還需要了解配套專業如建築結構、電氣自控的基本知識等。
3、對綜合判斷能力要求高
水處理項目在來水可控性差時還要求對末端產品水水質負責。在設計當中，要充分考慮到水質的差異性、工藝的可靠性及操作人員的特點等因素，同時還需要充分的考慮經濟性指標。在企業內部，為了獲得更好的綜合效益，經常還需要和企業的清潔生產結合。
工藝設計人員還需要負責與商務配合，理解商務需求，結合技術進行商務判斷的協助。這些都還需要設計人員具備良好的綜合判斷能力，以使技術方案達到各方面的綜合平衡。
三、好的水處理設計
一個工程項目，從開始的方案到最終的調試驗收，設計起著重要的主線作用。在設計過程中，需要對項目目標、外部條件、工藝路線與參數、設備配置規格等進行充分分析，綜合權衡，適當取捨，結果簡單而過程復雜。一個好的設計應該具備以下特點：技術上考慮周全，經濟性合理，便於施工，方便操作與運行管理，具有一定的前瞻性。要做出好的設計，一般需具備以下條件：
(1)良好的專業判斷能力。無論是原始條件和要求的確認，還是項目目標的合理評估，包括項目方案的確定以及實施過程中問題的解決，都需要良好的專業判斷能力來提供支持，以確保項目方向不會出現偏差，保證項目實施具有可控性。專業判斷能力是設計隊伍重要的核心競爭力。
(2)基本功扎實的設計隊伍。任何一個設計都是設計人員智力的付出，從方案到細節設計，都需要耗費大量的精力。
參與設計的設計人員具有良好的基本功，才能夯實每個細節，做出好的設計產品。
(3)良好的溝通和應變能力。水處理中水質水量的不確定性以及外部條件的變化給工程的設計工作帶來了很大的挑戰，設計人員最重要工作之一就是進行充分的溝通確認，並根據變化進行合理的調整。在出現預估范圍之外的情況後，要有好的應變能力，特別是要處理好局部變化與總體的關系。
(4)良好的設計習慣與體系。設計是由一個一個細節壘起來的，好的設計習慣能讓每個細節具有其內在的一致性，避免系統錯誤。在設計的組織管理上，關鍵環節需要充分控制，在時間緊迫時要能分清重點，合理節省設計周期，好的設計組織體系不可或缺。
(5)好的職業道德。對於設計人員，應該更多的提供有價值的設計，工藝選擇與設備選型要尊重其自身特點，合理選用。好的職業道德能讓設計以滿足工程本身的內在需求為基本出發點，做到以客戶為中心。
設計是一個很嚴謹的工作，但同時也是一個很活潑的創造過程，好的設計會給人一種賞心悅目的感覺。

⑦ 　海洋石油平台標准化設計技術

海洋石油的開發是高投入、高技術、高風險的行業，隨著海洋石油事業的發展，海上油氣田工程開發項目日益增多。一個海上油氣田工程項目能否經濟有效的開發，油氣田工程的開發方案和設計規模是決定因素，而工程項目的有效實施關鍵又在於工程開發的計劃進度控制、成本（投資）控制和質量控制。如何有效地做好這「三大控制」，首先應加強油氣田的工程設計，因為工程設計自始至終貫穿於工程開發的三大控制之中。多年的實踐證明，進行海洋石油平台標准設計是有效實施「三大控制」、經濟有效開發海上油氣田的關鍵所在。

一、平台標准化設計的目的

平台標准化設計是降低海上石油工程開發成本、縮短開發周期和實現油田規模化開發的主要途徑。主要體現以下兩個方面。

1．工程設計

①提高海上平台的設計效率和設計質量，減少重復設計工作量；②有利於設計知識儲備，提高海洋工程整體設計水平；③有利於設計人員的培養。

2．工程開發過程標准化管理

①從整體上縮短海上油田開發周期，降低工程成本；②海上油田開發過程標准化管理；③設備、材料標准化和批量化，便於采辦和管理。

二、平台標准化設計的適用范圍

能否有效地進行海洋石油平台標准化設計，應從海上油田開發規模、所處的環境、平台的處理能力及操作要求等幾個方面考慮。一般來講，海洋平台標准化設計適用於大型海上油田群的開發設計，其特點是各井口平台處在相同海域，環境參數基本一致，水深變化不大，各平台間水深變化在3m左右，平台的處理能力基本相當，平台井數相差不大；其次，運用平台標准化的設計思想，在一些開發規模相差不大、工程參數基本一致的油田開發工程中採用成熟的標准化設計模式，可以實現高速高效和低成本開發海上油氣田。國內海上油氣田已經成功實現標准化設計模式的有：綏中36-1Ⅱ期油田、秦皇島32-6油田和文昌13-1/2油田。借鑒標准化設計模式，在建和將建的海上油氣田有：渤中25-1油田和旅大油田群。由此可見，平台標准化設計必將在過去、現在和將來的海上油氣田群開發工程中產生巨大的社會效益和經濟效益。

三、平台標准化設計應用

隨著綏中36-1Ⅱ期和秦皇島32-6大型海上油田的相繼建成和投產，井口平台標准化設計已經在以上兩個超大型海上油田的開發中得到應用，井口平台標准化設計思路和標准化開發模式已經建立，如綏中36-1Ⅱ期6座井口平台的導管架、隔水套管、平台總體布置、平台組塊結構工藝系統、平台設備和中心平台（CEP）主工藝處理設施等都實現了標准化設計。

四、油田群平台標准化設計

（一）平台總體方案

為有效地進行平台的標准化設計，油田群各井口平台的設計，必須滿足一定的要求。

一是油田布置應符合以下條件：

①工作船安全停靠；②鑽井船將來打調整井，即鑽井船二次停靠；③平台組塊施工與海底管道鋪設施工不矛盾；④海底管道和海底電纜在施工和投產後能安全生產，不易被來往船隻拋錨損壞。

綏中36-1油田Ⅱ期工程有6座無人井口平台（WHP）,1座中心平台（CEP），平台間的海底管道多達12條，平台間有內部海底電纜5條和一條70km上岸外輸管線（圖14-1）。為能使油田間海管集中操作和盡可能地減小外界對它的干擾，在油田布置階段，綜合考慮各種因素，最終選擇了海管集中CEP平台的方案；為方便供應船停靠和將來二次打井，躲開了WHP井口兩側；同時，WHP平台靠船方式採用尾靠，妥善解決了海上油田群在油田布置上的難題。

二是平檯布置的設計應盡量滿足以下要求：

①平檯布置實現安全分區，滿足安全要求；②根據環境條件，確定平台的方位、靠船面、火炬和冷態放空位置；③設備布置保證通道暢通；④平檯布置實現設備區域化，滿足工藝流程要求，便於平台操作和管理；⑤平檯布置在滿足工程整體要求的同時，使設備間的管線和電纜連接最短；⑥在盡可能的條件下，平台要布置合理，預留平台設備擴容區域；⑦各平台採用相同的總體布置，以利於其他專業實行標准化設計。

緩中36-1Ⅱ期包括WHP1-WHp6六座井口平台，在油田布置的基礎上進行平台總體布置設計，其任務是要合理地設計各種設施的相互位置，有效地利用空間和進行甲板荷載控制，最大限度地減少事故的發生和事故造成的影響，保證操作人員和生產設施安全，保護環境和防止污染，方便生產操作和設備維修。

圖14-1綏中36-1油田1期工程平台方案

在設計方法上，綏中36-1Ⅱ期井口平台在結構和功能上基本相同，處在相同海區，除水深和土壤數據有差別外，其他環境條件相同，具備了方案上採用標准化設計的條件。根據油田布置總體要求，海管立管和電纜的位置需避免對海上作業產生影響，平台的方位需滿足供應船停靠和鑽井船作業的需要。直升機坪的設計滿足國家民航局規定。井口平檯布置，從東至西依次為油田處理區、井口區、注水泵區、電氣控制區。

以前設計的平台，都以海圖水深作為零點標高，向上為正，向下為負，取海圖水深為零點，這將引起平台和導管架標高的不同，六座平台有六個海圖水深，無法統一；為了解決這一問題，在標准化設計中採用以泥面為零點，水位不同，工作點的標高將隨之變化，但各個導管架的主體尺寸相同，即主結構完全相同，實現了標准化設計。

考慮到各井口平台設置的立管數量和管徑不盡相同，應在滿足油田布置要求的基礎上，確定每一個立管的布置位置，依據管線的輸送特性、工藝流向，進行井口平台清管閥位置的設計；在總體布置圖紙上，採用編號布置原則，給每個立管、清管閥在總體布置圖上進行編號，以便各平台的立管、清管閥在圖上一一對應（圖14-2）。

由於各平台處理能力、工藝參數存在差異，導致各平台部分設備的配置不一致。在平台總體布置中，盡可能採用相同設備最大、數量最多的平台進行總體設計，最後合理調配，使各平台、設備區域布置一致，平台主體尺寸一致。

（二）主工藝流程

平台標准化設計根本是工藝流程的標准化。如何達到平台工藝流程標准化，平台主工藝流程定型化是關鍵。各平台的產量、主工藝流程操作參數有所不同，這就需要設計人員充分、認真地研究各平台基礎數據，分析各平台產能，適當選取設計數據，簡化和合理地設計一套適用各平台的主工藝流程，使各平台主工藝流程的型式相同或者基本相同，每座平台主工藝流程的處理能力一致。

在綏中36-1Ⅱ工期海上工程設計中，設計人員在充分認真研究各井口平台的基礎數據後，最終確定一個適用於各平台的主工藝流程，油田的基礎數據和主工藝流程簡化如下。

a．綏中36-1Ⅱ期（WHP1-WHP6）單井產量（最大值）：

油288m³/d，氣30696m³/d，水326m³/d，液330m³/d;

WHP6平台井口產量：

油288m³/d，氣19320m³/d，水324m³/d，液330m³/d。

b．油井壓力、溫度數據見表14-1

表14-1油井壓力、溫度數據

二是除了樁的灌入深度不同外，土壤狀況不同還將影響到防沉板的設計。防沉板是在導管架入水之後，在打樁之前防止導管架沉降過大的結構。防沉板的設計需要考慮導管架的自重和浮力，以及導管架在安裝期間所受的波、流荷載以及表層土壤的承載力條件。在設計防沉板時，主結構已經確定，設計環境條件也已給出，結構所受的荷載就基本確定了，這時主要考慮土壤的承載力。防沉板有一個基於土壤承載力的最小面積，如果防沉板面積小於這一數值，土壤將承受不住而發生失穩、破壞。各平台土壤表層土的抗剪強度不同，但總體上差別不大，而且都比較軟，所以應採用最軟的土壤數據作為設計依據，以實現防沉板設計標准化。如果土壤情況相差大，可適當考慮採用不同的防沉板形式。

4．上部荷載變化

總結綏中36-1Ⅱ期6座井口平台的上部荷載變化，對於導管架標准化設計影響不大，其原因為井口平台工藝的標准化和上部組塊標准化。在導管架上部荷載輸入中，選用荷載較大的組塊荷載，適當控制上部組塊重心，雖然該做法較保守，但可使導管架結構得到適當的冗餘，也就值得。

（五）上部模塊主結構

由於上部模塊總體布置一致、工藝流程一致、平台處理能力基本接近、配置的設備基本相同，在上部結構設計中，選取可包容各平台的荷載數據，優化和簡化主結構設計，使得結構一套圖紙就能夠適用於特定油田群各井口平台，提高設計效率，且便於結構材料批量采辦，簡化加工製造程序，降低製造成本，利於海上安裝連接工作。

（六）機械設備

工藝流程的定型化和標准化設計，使得各平台和相同系統中的同類設備可以選用相同規格的設備，也為各平台的總體布置一致創造了條件。如綏中36-1Ⅱ期井口平台的計量分離器按油田最大單井產能設計選型，可滿足各平台工藝物流要求。

同時，由於各平台處理能力、工藝參數存在差異，導致設備的參數變化，如各平台生產井數和注水井數不一致，使管匯、注水泵的參數發生變化。在平台設計中，可採用靈活的設計思想，在滿足組塊標准化設計大前提下，保持各平台特性。

（七）儀表控制系統

由於工藝流程的定型化，也使得儀表控制系統定型化，儀表控制參數各平台特性化，在保證平台基本的儀表控制原理及儀表布置一致下，根據各平台流程的參數選取儀表，設定儀表的控制參數。

（八）電力供給系統

大型海上油田井口平台的電力供給一般採用中心平台或FPSO集中供電方式，這樣使油田便於集中管理和分配。各平台的電源，由中心平台或FPSO統一通過海底電纜，分別變壓後輸送至各井口，為各平台提供電力。各平台配備各自的應急電源、UPS系統和導航系統。各平台通過海纜在高壓盤獲得電能後，進行平台的電力分配和電壓轉換，分別向中壓盤和低壓盤供電，通過它給平台各用電用戶提供電能。

五、平台標准化設計中的技術進步

平台標准化設計是海上油氣田開發工程設計的一種新方法，其技術進步體現在設計思路的創新上。主要表現在以下四個方面：平台標准化設計理念是一套完整的海上油氣田群開發總體設計新方法和新思路；平台標准化設計方法是一種規范的高速高效的設計方法；平台標准化設計創建了大型海上油氣田標准化開發模式；平台標准化設計規范了項目管理，為建造安裝技術的規范化和標准化打下了基礎。

六、平台標准化設計的實施效果

平台標准化是降低大型海上油田開發成本、縮短油田工程建設周期的最有利措施之一，而平台標准化設計是平台標准化的關鍵，它有利於平台工程開發、管理、設備材料采辦、平台製造、安裝、油田的操作等一系列過程，平台標准化設計可為油田開發工程帶來巨大的經濟效益和社會效益。

1．大大縮短設計工期

平台採用標准化設計最直接的效果是大幅度提高設計效率，縮短設計周期為以往的1/3，有利於促進和保障設計質量，建立和完善標准化設計基礎，培養和提高設計人員的技術水平，從而更有效地保證安全經濟地開發海上油氣田工程。

2．材料采辦批量化

導管架、組塊結構標准化設計使主結構材料實行大批量訂貨，平台工藝系統、機械設備、電氣、儀表通訊系統可定型化設計，減少設計人員采辦配合的人力投入。實行設備材料批量化，定型化采辦，降低成本，便於設備、材料的過程管理。

3．製造、安裝和調試標准化

由於平台導管架和上部組塊設計成一個標准尺寸，只需出一套標准圖和一套裝配圖，就可按標准圖建造不同平台，因而大大提高現場預制工效。

安裝配圖進行附件安裝和海上施工，通過導管架的潮差段適應不同水深的要求。對導管架、組塊的製造和安裝採用分組、流水作業方式，科學合理地調配設備資源。對井口平台導管架可分成二組進行預制和海上安裝，每組同時在陸地預制三個井口平台導管架，六個井口平台導管架共需兩個製造周期，由於導管架採用標准化設計，同時加工製造三個導管架的時間，要比分別在不同時間一個一個地製造完成三個導管架的時間短，作業效率高，預製成本低，體現出標准化設計和現代工業模式流水作業的優勢。

4．取得了良好的綜合效益

油田群工程開發的標准化設計已成功應用於渤海灣兩個較大的油田，即綏中36-1Ⅱ期和秦皇島32-6油田。綏中36-1Ⅱ期油田開發工程中所形成的平台標准化設計思路和創建的標准化模式，是海上油田開發工程設計方法上的一個重大突破，為中國海油高速高效開發海上油氣田打下了基礎。通過標准化設計、建造和海上安裝，結合工程中的優化、設備材料國產化等措施，使綏中36-11期工程總投資節省了10億元人民幣，產生了可觀的經濟效益和社會效益。伴隨著標准化設計的是材料和設備的國產化，一方面既扶持了民族工業，另一方面又大大縮短了采辦周期。由此給項目管理、平台製造、安裝和油田操作等帶來的便利是不可估量的。