2022年亚洲首例深水导管架（导管架平台适用水深）
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听大家说“深海一号”，“深”在哪里？
深海一号气田位于琼东南盆地，距海南岛150公里，探明储量超过1000亿立方米，可稳定生产30亿立方米/年天然气生产供应10年以上，其中每年向香港供气超过10亿立方米。中海油在南海的天然气生产和供应能力已增加到每年130多亿立方米，是海南省年用气量的2.6倍。中国工程院院士周守伟表示，从保障国家能源安全的角度来看，去年我国对国外原油和天然气的依存度分别超过70%和40%。“深海一号”气田投产后，天然气峰值年产量33.9亿立方米/年，可满足粤港澳大湾区四分之一的民生用气需求，凝析油24.7万立方米，对保障国家能源安全具有重要意义，尤其是能源消费集中的华南、华东地区。
“深海一号”属于超深水
值得一提的是，“深海一号”大气场所在海域深度约1200至1500米，属于超深水。从浅水到深水，“深海一号”是一小步，但却是中国能源行业的一大步。南海油气资源丰富，其中约一半位于深海区。中海油表示，目前南海莺歌海、琼东南、珠江口盆地天然气探明地质储量近8000亿立方米，到2025年累计探明储量将达到1万亿立方米。“沈海一号”气田的勘探突破和成功开发，打开了南海深水油气宝藏的大门，进一步展示了该地区油气生产的巨大潜力。据了解，“深海一号”能源站未来还可以带动周边新深水气田的开发，形成气田群。依托已建成的连接粤港澳大湾区和海南岛自贸港的天然气管网大动脉，在南海建设万亿美元大气区，最大限度地开发、生产、输送天然气资源，有效带动周边地区经济发展和能源结构转型。
“深海一号”改变水深难度
揭秘“深海一号”大气场！中国海上油气勘探开发已进入“超深水”“深海一号”船体建成后，由拖轮“新光华”拖至烟台。位于超深水区的“深海一号”大气田开发难度有多大？其实，深水不仅仅是“水深”。当海面下水深增加一米时，压力、温度、海流将完全不同，开发难度呈几何级数增加。此外，“沈海一号”气田所处海域位于欧亚板块、太平洋板块和印澳板块交汇处，经历了多期构造活动。凹陷构造多样，水深变化大，地质构造复杂。钻井过程中要克服高温高压、超深海水、极端天气等诸多问题。
“深海一号”从浅水到深水
从浅水到深水，需要采用完全不同的作业设备、生产设备和开发技术。目前，世界上只有少数大型石油公司具备深水开发技术能力。在“深海一号”工程之前，我国海上油气田主要依靠建造在大陆架上的导管架平台实现开采和处理，从未进行过1500米级全海深水油气处理装置的研发和使用。由于相关设备属于全球海洋工程制造领域的金字塔顶尖产品，短时间内难以取得突破，需要巨大的投资和时间成本。
市场风格快速轮动切换，短线操作不激进追高
一、财经新闻精选
央行下调支农、支小再贷款利率0.25个百分点
支农、支小再贷款自2021年12月7日起下调0.25个百分点，下调后3个月、6个月、1年期再贷款利率分别为1.7%、1.9%、2%。这是时隔一年多人民银行再度下调支农、支小再贷款利率。2020年7月，央行彼时下调支农、支小再贷款利率0.25个百分点。不过，有观点认为，支农、支小再贷款利率的下调并不能看作是政策利率“降息”。
国家能源局官员：将继续稳步推进生物质能多元化开发
国家能源局新能源和可再生能源司副司长王大鹏6日在2021（第三届）全球生物质能创新发展高峰论坛上透露，“十四五”期间国家能源局将继续稳步推进生物质能多元化开发。一是稳步发展生物质发电，优化生物质发电的开发布局。二是积极发展生物质能清洁供暖。合理发展以农林生物质、生物质成型燃料等为燃料的生物质锅炉供暖，鼓励采用大中型锅炉在农村、城镇等人口聚集区进行集中供暖。三是加快发展生物天然气。在粮食主产区、畜禽养殖集中区等种植养殖大县，统筹规划建设年产千万立方米级的生物天然气工程，形成并入天然气管网、城市燃气管网等多元化应用的模式，促进生物天然气产业化发展。
亚洲首例，我国自主设计建造300米级深水导管架主结构合龙
由天津港保税区企业海洋石油工程股份有限公司负责工程总包的亚洲首例300米级深水导管架，中国海油南海东部陆丰15-1油田在公司旗下中海福陆场地（珠海）顺利合龙，这也标志着我国超大型深水固定式海洋油气平台自主设计建造能力再获新的突破。
政治局会议定调明年经济，财政政策和货币政策发力点逐渐清晰
近日召开的中央政治局会议已为明年经济工作定调。会议提出，宏观政策要稳健有效，继续实施积极的财政政策和稳健的货币政策。积极的财政政策要提升效能，更加注重精准、可持续。稳健的货币政策要灵活适度，保持流动性合理充裕。明年货币政策将稳中趋松，不排除连续降准和降息，除总量型货币政策工具以外，明年央行或将继续引导结构性“宽信用”，结构性货币政策工具的使用也将成为常态。财政政策侧重点转向资金使用效率，财政支出总量加码的空间不大，赤字率和地方政府专项债目标相对2021年可能会有所下调。
市场监管总局：将集中推出一批个体防护装备强制性国家标准
国家市场监督管理总局标准技术司副司长陈洪俊在7日举行的第四季度例行新闻发布会上表示，为进一步加强口罩等个体防护装备标准化工作，市场监管总局和应急管理部联合印发了《个体防护装备标准化提升三年专项行动计划（2021―2023年）》，利用三年左右的时间，集中推出一批个体防护装备强制性国家标准和一批个体防护装备产品推荐性国家标准。
（投资顾问：林旭锐，执业证书号S0260615100004）
二、市场热点聚焦
市场点评: 市场风格快速轮动切换，短线操作不激进追高
周二A股各大指数呈现分化走势，收盘涨跌不一，截止收盘，沪指收盘上涨0.16%，收报3595.09点；深证成指下跌0.38%，收报14697.17点；创业板指走势较弱，跌幅达到1.09%，收报3368.78点。市场成交达到1.2万亿元，当日北向资金净买入79.49亿元。行业板块跌多涨少，盘面观察：电力、地产、食品饮料等板块涨幅居前；而航空、有色、通讯设备跌幅居前。市场风格快速轮动切换，央行全面降准符合市场主体所需，2022年货币政策和财政政策都有发力空间，无论是消费需求还是基建投资都有望反弹。A股跨年行情正在展开，高景气成长赛道仍是中期重要配置方向。操作上规避高位题材股，保持灵活仓位做好轮动操作，逢低布局大金融、军工、绿电、基建、必选消费等板块。股市有风险，投资需谨慎。
（投资顾问 古志雄 注册投资顾问证书编号：S02606611020066）
宏观视点：稀土矿业的“航母”要来了！业内人士称中国稀土集团或本月底挂牌
事件：12月6日，有媒体报道称，中国已批准成立世界最大的稀土公司。此举旨在保持其作为稀土全球供应链中的主导地位，该公司将被命名为中国稀土集团，最快将于本月在江西省成立。
来源：证券日报网
点评：我国是稀土资源大国，但是长期以来，中国稀土行业面临低层次的竞争、无序开采、低价销售，缺乏核心技术等问题，组建大规模的稀土集团有利于减少恶性循环，稀土行业整合有利相关龙头公司长期胜出，建议逢低合理关注配置。
（投资顾问 古志雄 注册投资顾问证书编号：S02606611020066）
保险行业：险资获准参与证券出借，资本市场供需结构进一步优化
事件:12月3日,中国银保监会发布了《关于保险资金参与证券出借业务有关事项的通知》,在正式放开保险资金参与证券出借业务的同时,也规范了保险资金参与证券出借业务的行为。
来源：东吴证券研报
点评：近年来对于保险资金运用的政策持续放款，保险资金投资范围拓宽、投资比例上限提高及创新投资方式涌现，助推保险行业资产端高质量发展，行业长期发展逻辑不改，行业资产、负债两端在未来有望趋势性改善，看好长期配置价值。
（投资顾问 古志雄 注册投资顾问证书编号：S02606611020066)
三、新股申购提示
风光股份申购代码301100，申购价格27.81元
永安期货申购代码730927，申购价格17.97元
四、重点个股推荐
参见《早盘视点》完整版（按月定制路径：发现-资讯-付费资讯-早盘视点；单篇定制路径：发现-金牌鉴股-早盘视点）
中国南海流花深水油田开发新技术
流花11-1油田位于中国南海珠江口盆地29/04合同区块，在香港东南方220km，海域平均水深305m。
流花11-1油田是中国海油和阿莫科东方石油公司（Amoco Orient Petroleum Company）联合开发的油田。流花11-1油田1987年1月发现，1993年3月在发现该油田6年后，政府主管部门正式批准了该油田总体开发方案，随即启动油田开发工程建设，于1995年5月投产，作业者是阿莫科公司。
流花11-1油田包括3个含油圈闭，即流花11-1、4-1和11-1东3个区块。流花11-1区块基本探明含油面积36.3km2，地质储量15378×104t，控制含油面积53.6km2，地质储量6426× 104t。流花4-1区块控制含油面积18.2km2，地质储量1753×104t。流花11-1东区块控制含油面积11.3km2，地质储量458×104t。全油田探明加控制含油面积为83.1km2，地质储量共计24015×104t，是迄今为止在中国南海发现的最大的油田。目前先投入开发的流花11-1区块，只是流花11-1油田的一部分。
要经济有效地开发这样一个大油田，面临着诸多技术上的难题：水深大、环境条件恶劣、原油比重大、黏度高、油藏的底水充足且埋深浅。针对这些特点，经过中外双方技术人员共同努力，开拓创新，用全新的思维观念，采用了当今世界顶尖的高新技术，在工程开发过程中创造了“3个首次、7项一流”。
流花11-1油田设计开采年限12年，工程设施设计寿命为20年，批准投资预算65300万美元，实际投资决算62200万美元，比预算节约了3100万美元。
一、工程开发方案
流花11-1油田采用深水全海式开发方案。整个工程设施包括5部分：半潜式浮式生产系统（FPS）南海“挑战号”、浮式生产、储卸油装置（FPSO）南海“胜利号”、单点系泊系统、海底输油管线和水下井口系统（图12-1）。
图12-1 流花11-1油田工程设施图
二、设计条件
（一）环境条件
a．流花11-1油田作业海区除了冬季风、夏季强热带风暴（台风）的影响外，还有一种特殊的海况——内波流，它也是影响作业和系统选择的主要因素。1990年单井测试期间，曾发生过由内波流引起的几次拉断缆绳、船体碰撞，甚至拉断浮标或挤破漂浮软管的事故。
b．流花11-1油田环境参数见表12-1。
c．流花11-1油田“挑战号”FPS柔性立管设计参数见表12-2。
d．流花11-1油田“挑战号”浮式生产系统FPS设计环境参数见表12-3。
e．流花11-1油田“胜利号”FPSO方向性海况设计参数见表12-4。
表12-1 流花11-1油田环境参数
表12-2 “挑战号”FPS柔性立管设计参数（百年一遇）
表12-3 “挑战号”FPS浮式生产系统环境设计参数
表12-4 “胜利号”FPSO方向性海况设计参数
（二）流体性质
流花11-1油田属于高比重、高黏度、低含硫、低含蜡、低凝固点、低溶解气油比、欠饱和环烷基生物降解原油。地面原油的主要参数为：
相对密度：0.92～0.97；
黏度：50～162mPa.s；
含硫量：0.28%～0.41%；
含蜡量：0.43%～6.21%；
凝固点：－12～4.4℃；
饱和压力：0.91MPa；
原始溶解气油比：1.6～18.9m3/m3。
原油其他各项性能指标见表12-5。
表12-4 流花11-1油田原油的各项性能指标
续表
（三）其他设计参数
水下井口配套设备，包括压力仪表，其管路最大工作压力为15.5MPa(22401b/in2）；
单井高峰日产量：2384m3/d，含水范围0%～93%;
FPSO日处理能力：47670m3/d；
大气温度： 16.4～33.7℃；
水下作业温度： 11～31℃；
井液温度： 11～52℃。
所有的管路材料及计量和压力仪表应适于输送带硫化氢和二氧化碳的液体，内表层应进行化学防腐处理，外表层以油漆和牺牲阳极进行保护。
（四）延长测试
为了解决油田强大底水快速锥进，减缓水锥速度，更大程度地挖掘油田潜能，对油田长期产能作进一步分析，有效地提高采收率，在正式开发之前用了半年时间对3口井进行了延长测试。
a．流花11-1-3井为一口穿透油藏的直井，初始日产量363m3，综合含水20%,42d后日产量350m3，综合含水升至70%。
b．流花11-1-5井，为一口大斜度延伸井，落入油藏段的井斜段达78%，初始日产量为1271m3，综合含水0%;51d后日产量降为874m3，综合含水升至51%，水锥上升速度较直井有明显改善。
c．流花11-1-6井为一口水平井，水平井段全部落入油层顶部渗透率最好的层段，初始日产量1907m3，综合含水为0%;120d后日产量为1017m3，综合含水为26%。与前2口井相比，采用水平井开采不但可以提高单井产量，还可以减缓底水水锥速度，是该油田最佳的开发方案。
三、南海“挑战号”浮式生产平台（FPS）
流花11-1油田海域水深将近310m，使用常规的导管架固定平台结构形式，仅导管架本身费用就高达10亿美元，而新造一座张力腿平台的费用估计要12亿美元。经过技术和经济上的论证和比较，最终采用了改造半潜式钻井平台方案，全部改造费用也不超过2亿美元。根据使用要求，改造后的浮式生产系统不但能抵御海区百年一遇的恶劣海况，还能满足钻井、完井、修井作业要求，并且能够安装、回收和维修水下井口设备，监视控制水下井口，为井底电潜泵提供悬挂月池和供给电力。根据台风极值具有方向性，东北方向的风、浪、流极值明显比西北方向大的特点，改变常规的8根或12根锚链对称系泊方式为非对称的11根锚链，还根据实际受力情况，使大部分锚链长度有所缩短。锚链直径φ127mm，单锚重量40t，是目前使用于海上商业性用途最大的船锚。锚泊力可以承受百年一遇强台风的袭击，将南海“挑战号”永久性地系泊在海底。
“挑战号”的设计使用寿命是20年。
1993年7月购进改造用的半潜式钻井平台，经过22个月改造设计和船厂施工，于1995年4月系泊到油田预定位置。
“挑战号”还配有2台ROV遥控机器人支持作业，通过25根水下电缆向井口供电。生活模块可容纳130人居住。
四、浮式生产储卸油轮（FPSO）和单点系泊系统
（一）南海“胜利号”浮式生产储卸油轮（FPSO）
南海“胜利号”是由一艘14万吨级的旧油轮改装的，该油轮型长280m，型宽44m，型深23m，吃水17m。改装后的油轮具有发电、原油净化处理、原油储存和卸油功能。高峰日处理液量为4.77×104m3，日产油量1.03×104m3，可储存原油72万桶。针对流花11-1油田原油黏稠特点，原油处理流程采用了世界先进的电脱盐/脱水二合一新技术，即在一个设备内，分步完成原油脱盐和脱水。海上油田使用这项新技术在世界上也属首次，不但节省了大量的空间，还节约了上百万美元的工程费用。
“胜利号”生活楼模块可容纳85人居住。储存的合格原油经串靠的穿梭油轮外运销售。
（二）“胜利号”单点系泊系统
“胜利号”浮式生产储卸油系统（FPSO）采用永久式内转塔单点系泊系统。单点用锚链固定于海底，通过油轮船体前部空洞内的转塔机构与船体相连，油轮可绕单点作360°的旋转。这种结构形式在国内是首次采用，在深水情况下比固定塔架式系泊结构要经济得多。设计环境条件采用百年一遇极端海况，用10条Φ114.3mm锚链系泊。根据环境条件各个方向极值的差别，适当调整锚链长度。该单点系泊系统为永久不可解脱式，最大系泊力为600t。
五、水下生产系统
（一）水下井口系统的选型
a．分散水下井口生产系统，适用于作业海区海流流向沿深度分布基本一致并相对稳定的情况。水下井口之间可通过柔性管线相连或与总管汇相连，也可直接与油轮相连，这种水下井口系统的优点是已有一定经验，井口和表层套管的定位精度要求低。其缺点是，水下井口之间的软管与特种液压接头的成本及安装费用高，海流方向不稳定时易引起软管的缠绕，造成软管和接头部位损坏，单井修井会影响其他井生产，且施工安装海况要求高、时间长。
b．集中水下井口生产系统，适用于各种海流条件，井口导向底座之间用钢质跨接管相连成一整体。这种结构形式以前还从未采用过，缺乏经验和现成的配套技术及设备，井口和表层套管的定位精度要求高。另一方面，这种结构形式的优点是钢性跨接管接头成本远低于柔性软管和液压接头，只相当于后者约1/3。单井修井作业不影响其他井正常生产，相对独立的软管可以单独安装和回收，且运动范围小，不会发生软管的摩擦和缠绕，钢性跨接管的测量、安装和回收作业可与其他作业同时进行，且不需动用其他船只，在较恶劣海况下照常作业，效率高。通过全面研究对比，最终选用了集中水下井口生产系统。
（二）水下井口系统的主要结构和复装顺序
集中水下井口生产系统被称为“组块搭接式控制体系”，是流花11-1油田工程创新最多的体系，首创的新技术包括：集液中枢管汇；钢制井口间跨接管；湿式电接头在海上平台的应用；浮式生产平台支持的悬链式柔性立管系统；水下生产液压控制系统；遥控水下作业机器人ROV；新型海底管道固定底座及钢制长跨接管；水下卧式采油树。
水下井口设备分三大块安装，先将导向生产底座（PGFB）锁紧在762mm的表层套管头上，用钢制跨接管将PGFB下部集输管线接头连接起来，从而将独立的水下井口连成一体，形成复线的封闭回路，再将水下采油树锁紧在476mm的井口头上，将采油树出油管线接头与生产底座上的阀门相连，最后将采油树帽连同电潜泵电缆一起盖在采油树上，电潜泵的电路被接通，原油经采油树出口进入PCFB下部集输管汇内，汇集到中枢管汇，再从中枢管汇通过钢制长跨接管进入海底输油管道，输往南海“挑战号”进行处理。
（三）水下井口设备的功能
1．中枢管汇
中枢管汇组块长21.3m，宽2.1m，高2.1m，重60t。由2根457.2mm生产管线和1根203.2mm测试管线组成，分别与2条342.9mm(13.5in）海底输油管线和1条152.4mm的海底测试管线对应。每根管线引入6个接头，其中4个接头与井口采油树的4个翼阀相接，1个接头与海底管线相接，1个接头用作管线间的转换阀。安装时用平台吊机将中枢管汇吊起扶正，接近转台，再用钻机大钩穿过月池安放到海底。中枢管汇还作为液压盘的基础，主控室的液压信号通过分配盘传递到各采油树上。
2．永久生产导向底座PGFB
与常规的永久导向底座相比，除了尺寸4.8m×4.8m更大，具有导向和作基础功能外，还具有集液功能。底座下部设计了2条304.8mm集液管，从采油树出来的原油经生产阀进入集液管。底座的导向杆也经过改进，可以回收多次利用。
3．卧式水下采油树
为了适应水下无人工潜水作业，这种采油树帽将所有阀门设计在水平方向并由水下机器人操作。16个不同性能的球阀阀门的开关集中设在便于遥控机器人ROV操作的一块操作盘上，可用机器人操作这些开关，来控制生产阀、环空阀、安全阀、化学药剂注入阀等。这些阀门也可由平台液压控制开启和关闭，在应急情况下安全阀可自动关闭。
4．水下采油树帽
采油树帽盖在采油树顶部，帽内侧固定湿式电接头（WMEC）插座，外侧法兰盘内是干式电接头（DMEC）插头，干式电接头被固定在IWPC终端法兰盘内，在平台上先接好干式电接头法兰。考虑到恶劣的环境条件可能对IWPC拉扯造成采油树的破坏，在IWPC一端设计了一种安全破断法兰，在荷载尚未达到破坏采油树之前，破断法兰的螺栓首先破断，使IWPC与采油树帽脱离。
5．采油树及采油树帽的安装
安装作业所使用的工具是一种多功能完井、修井工具（URT）。这种工具经4条导向缆坐在采油树上，整套系统由液压控制，能自动对中，调整高度，平缓而高效，不但能安装采油树和采油树帽，还能回收采油树帽，暂时停放在PGFB上，进行油管塞密封压力和湿式电接头电路测试，省去了将采油树帽和IWPC收回到平台测试再安装的复杂作业。这种工具的下部为一长方形框架结构，4根用作导向的漏斗柱体间距与采油树导向漏斗完全相同，1根中心杆，通过液压控制，可平缓移动。
6．水下遥控机器人（ROV)
2台机器人都是根据流花11-1油田的使用要求设计制造的，一台为永久式，在平台上作业；另一台为移动式，能移到工作船上进行潜水作业。2台机器人的功率均为73.5kW (100HP）,6个推进器，6架摄像机（其中1架为可调焦，1架为笔式装在机械手上），能在2浬的海流中拖着183m的脐带作业，配备有多功能的模块——MFPT。ROV配备有下列模块：旋转工具模块、机械手插入式液压推进器、自动对中伸缩液压驱动器、辅助作业工具、柔性工作绳剪断器、电缆截断器、电缆抓紧器、低压冲洗枪、黄油注入工具、定位伸缩吸盘、液压圆锯、1只7功能Schilling机械手、1只5功能Schilling大力机械手和拔插销功能等。由于设计时考虑了各种作业工况的要求，并事先进行了模型试验，因此，在实际作业过程中性能良好，一直保持着非常高的作业效率。
7．海底管线连接固定基座（TIB）
海底管线连接固定基座（TIB）是一个将海底管线与水下井口连接在一起的装置。它的一侧通过3根长为22.9m、17.4m和11.3m的钢制长连接管与水下井口中枢管汇相连，另一侧与3条海底管线相接。海底管线连接固定基座（TIB）由浮式生产平台安装，TIB与3条海底管线的连接则由一套无潜水软管连接系统（DFCS）完成。DFCS由1台ROV携带下水，当海底管线下放到接近目标位置时，另1台 ROV将从 DFCS上引出一条钢丝绳，将钢丝绳端的QOV卸扣挂在海底管线连接头的吊点上，拉紧钢丝绳，使海管接口顺导向槽逐渐贴近TIB上的接口，由ROV将液压驱动器插头插进接头锁紧孔锁紧接头，密封试压合格后，松掉接头上的ROV卸扣，便完成安装作业。
六、海底输油管线
流花11-1油田海底管线包括3部分内容。
1．生产管线
数量：2根；
直径：131/2”；
输送介质：油水混合液体；
材质：动力柔性软管；
距离：从“挑战号”浮式生产系统（FPS）下面的海管立管基座到“胜利号”浮式生产、储卸油装置下面的立管基座（PRB）；
长度：2.24km。
2．计量管线
数量：1根；
直径：6”；
输送介质：油水混合液体，单井计量或应急情况下代替生产管线；
材质：动力柔性软管；
距离：从“挑战号”浮式生产系统（FPS）下面的立管基座到“胜利号”浮式生产储、卸油装置下面的立管基座（PRB）；
长度：2.24km。
3．立管
数量：生产立管2根，计量立管1根；
直径：生产立管131/2”，计量立管6”；
输送介质：液体；
材质：动力柔性软管；
距离：从“胜利号”浮式生产储、卸油装置下面的立管基座到上面的转塔式单点。
七、水平井钻井技术
（一）井眼轨迹的设计
该油田特点是面积大、油层埋藏深度浅，从泥面到油藏顶面的垂直距离只有914m。受油藏埋深限制，平台钻水平井的最大控制半径约为3km。为保证电潜泵能在无横向扭矩条件下运转，水平井井眼轨迹设计分为2个造斜井段，在2个造斜井段之间设计了一段稳斜井段，将电潜泵下入到稳斜井段中。为防止电潜泵下入时受到损坏，第一个造斜井段的造斜率不得超过7°/30m。20口水平井设计的水平井段均处在厚度约为6.8m孔隙度最好的B1层，水平段长度为800m，总水平位移约为910～2590m。
（二）钻井技术和特点
a．首先使用随钻下套管的新工艺安装套管，成功地完成了25根导管安装作业。安装作业时间总计14.4d，平均单井安装时间14.8h，与常规方法相比较节约时间36d。
b．采用成批钻井方法，对444.5mm(171/2in）和311.2mm+215.9mm(121/4in+81/2in）井段分别采用成批作业方式。444.5mm井段测量深度650m，平均单井完成时间1.5d;311.2mm+215.9mm井段测量深度2040～3048m，平均单井完成时间10.8d。成批钻井作业方法的应用大大加快了钻井作业的速度。
c．钻井液使用PHPA水基泥浆体系和海水（加Xanvis泥浆）钻造斜段和水平段，降低了泥浆成本，提高了钻井速度，减少了对油层的污染，保护了环境。
d．导向钻井技术采用先进的水平井设计技术和GST(GeosteeringTool）井下导向钻井工具，随时掌握钻井状态和监测钻遇地层，及时确定目的层的深度和调整井眼轨迹，不但加快了钻井进度，还使水平井准确落入厚度仅为6.8m的B1目标层位的比例达到91%。
（三）主要钻井指标
油田投产前，钻井作业除成批安装25套762mm(30in）导管外，共钻井17口，完井12口，总进尺28207m，总天数180d，平均测量井深2351m，水平井段813m，水平井段落入B1目标层位的比例为91%，单井作业周期13d，单井费用196万美元。
八、完井管柱
1．油管挂
完井管柱的安装是通过油管挂安装工具（THRT）起下油管挂来完成的。油管挂经导向槽导向着陆，再锁紧在采油树内的密封布芯内。
2．湿式电接头（WMEC）
湿式电接头（WMEC）是电潜泵井下电缆的终端，通过招标选用国外标准化产品，其插头固定在油管挂中，插座固定在采油树帽中，在盖上采油树帽时，套筒形的插座随采油树帽一起套在油管挂插头上，在海水中对接即可通电，且保证不会漏电，无需再专门进行安装。插头咬合部分类似于普通的三相插头，整个套筒插座长约50cm，直径约8cm。
为保险起见，用电绝缘液冲洗采油树帽与油管挂之间的空间，再用氮气将电绝缘液挤出，以保证湿式电接头（WMEC）不会因长时间在变高压和变频强电流工作状态下，工作产生高热量导致采油树帽热膨胀而损坏。
湿式电接头的工作参数为：电压5kV，电流125A，频率60Hz。
3．电潜泵
由于流花11-1油田原油黏度高、密度大、井底压力低以及后期含水上升快等特点，因此选用加电潜泵采油工艺。所选用的电潜泵是Reda公司提供的562系列电潜泵总成，HN13500、73Stages、540HP、125Ams、5000Volts。为电潜泵供电的水下电缆下端与采油树帽相连，上端悬挂在FPS下层甲板上，与电潜泵控制室中的变频器相连。单井生产阀和安全阀的开关由FPS上的液压系统直接控制，采油树上的液压接头通过水下控制软管与水下中枢管汇液压分配盘相连，而液压分配盘通过液压控制缆与FPS中控室相接。
4．水下坐封式生产封隔器
由NODECO提供的可再次坐封的封隔器有4个通道，包括地层液流动通道、ESP电缆穿越器、化学药剂注入管线和备用管线通道。它的主要特点是可以再次坐封，采用再次坐封的封隔器可以避免每次修井都要起出管柱更换封隔器，从而节约了修井时间和费用。
