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準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區塊基本探明含油面積36.3km2，地質儲量15378×104t，控制含油面積53.6km2，地質儲量6426× 104t。流花4-1區塊控制含油面積18.2km2，地質儲量1753×104t。流花11-1東區塊控制含油面積11.3km2，地質儲量458×104t。全油田探明加控制含油面積為83.1km2，地質儲量***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油田的壹部分。
要經濟有效地開發這樣壹個大油田，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***同努力，開拓創新，用全新的思維觀念，采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項壹流”。
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，批準投資預算65300萬美元，實際投資決算62200萬美元，比預算節約了3100萬美元。
壹、工程開發方案
流花11-1油田采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
（壹）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（臺風）的影響外，還有壹種特殊的海況——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（百年壹遇）
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
（二）流體性質
流花11-1油田屬於高比重、高黏度、低含硫、低含蠟、低凝固點、低溶解氣油比、欠飽和環烷基生物降解原油。地面原油的主要參數為：
相對密度：0.92～0.97；
黏度：50～162mPa.s；
含硫量：0.28%～0.41%；
含蠟量：0.43%～6.21%；
凝固點：－12～4.4℃；
飽和壓力：0.91MPa；
原始溶解氣油比：1.6～18.9m3/m3。
原油其他各項性能指標見表12-5。
表12-4 流花11-1油田原油的各項性能指標
續表
（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，含水範圍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壹步分析，有效地提高采收率，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井為壹口穿透油藏的直井，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，為壹口大斜度延伸井，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井為壹口水平井，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，采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”浮式生產平臺（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臺結構形式，僅導管架本身費用就高達10億美元，而新造壹座張力腿平臺的費用估計要12億美元。經過技術和經濟上的論證和比較，最終采用了改造半潛式鉆井平臺方案，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壹遇的惡劣海況，還能滿足鉆井、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。根據臺風極值具有方向性，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壹遇強臺風的襲擊，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鉆井平臺，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臺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
（壹）南海“勝利號”浮式生產儲卸油輪（FPSO）
南海“勝利號”是由壹艘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，原油處理流程采用了世界先進的電脫鹽/脫水二合壹新技術，即在壹個設備內，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）采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采用，在深水情況下比固定塔架式系泊結構要經濟得多。設計環境條件采用百年壹遇極端海況，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
（壹）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壹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壹定經驗，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壹整體。這種結構形式以前還從未采用過，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。另壹方面，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，且運動範圍小，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，且不需動用其他船只，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臺的應用；浮式生產平臺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；水下臥式采油樹。
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壹體，形成復線的封閉回路，再將水下采油樹鎖緊在476mm的井口頭上，將采油樹出油管線接頭與生產底座上的閥門相連，最後將采油樹帽連同電潛泵電纜壹起蓋在采油樹上，電潛泵的電路被接通，原油經采油樹出口進入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個接頭與井口采油樹的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。安裝時用平臺吊機將中樞管匯吊起扶正，接近轉臺，再用鉆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采油樹上。
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，從采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．臥式水下采油樹
為了適應水下無人工潛水作業，這種采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操作的壹塊操作盤上，可用機器人操作這些開關，來控制生產閥、環空閥、安全閥、化學藥劑註入閥等。這些閥門也可由平臺液壓控制開啟和關閉，在應急情況下安全閥可自動關閉。
4．水下采油樹帽
采油樹帽蓋在采油樹頂部，帽內側固定濕式電接頭（WMEC）插座，外側法蘭盤內是幹式電接頭（DMEC）插頭，幹式電接頭被固定在IWPC終端法蘭盤內，在平臺上先接好幹式電接頭法蘭。考慮到惡劣的環境條件可能對IWPC拉扯造成采油樹的破壞，在IWPC壹端設計了壹種安全破斷法蘭，在荷載尚未達到破壞采油樹之前，破斷法蘭的螺栓首先破斷，使IWPC與采油樹帽脫離。
5．采油樹及采油樹帽的安裝
安裝作業所使用的工具是壹種多功能完井、修井工具（URT）。這種工具經4條導向纜坐在采油樹上，整套系統由液壓控制，能自動對中，調整高度，平緩而高效，不但能安裝采油樹和采油樹帽，還能回收采油樹帽，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，省去了將采油樹帽和IWPC收回到平臺測試再安裝的復雜作業。這種工具的下部為壹長方形框架結構，4根用作導向的漏鬥柱體間距與采油樹導向漏鬥完全相同，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臺機器人都是根據流花11-1油田的使用要求設計制造的，壹臺為永久式，在平臺上作業；另壹臺為移動式，能移到工作船上進行潛水作業。2臺機器人的功率均為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、黃油註入工具、定位伸縮吸盤、液壓圓鋸、1只7功能Schilling機械手、1只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，壹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）是壹個將海底管線與水下井口連接在壹起的裝置。它的壹側通過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，另壹側與3條海底管線相接。海底管線連接固定基座（TIB）由浮式生產平臺安裝，TIB與3條海底管線的連接則由壹套無潛水軟管連接系統（DFCS）完成。DFCS由1臺ROV攜帶下水，當海底管線下放到接近目標位置時，另1臺 ROV將從 DFCS上引出壹條鋼絲繩，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，使海管接口順導向槽逐漸貼近TIB上的接口，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，松掉接頭上的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、水平井鉆井技術
（壹）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，平臺鉆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壹段穩斜井段，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，第壹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）鉆井技術和特點
a．首先使用隨鉆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．采用成批鉆井方法，對444.5mm(171/2in）和311.2mm+215.9mm(121/4in+81/2in）井段分別采用成批作業方式。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。成批鉆井作業方法的應用大大加快了鉆井作業的速度。
c．鉆井液使用PHPA水基泥漿體系和海水（加Xanvis泥漿）鉆造斜段和水平段，降低了泥漿成本，提高了鉆井速度，減少了對油層的汙染，保護了環境。
d．導向鉆井技術采用先進的水平井設計技術和GST(GeosteeringTool）井下導向鉆井工具，隨時掌握鉆井狀態和監測鉆遇地層，及時確定目的層的深度和調整井眼軌跡，不但加快了鉆井進度，還使水平井準確落入厚度僅為6.8m的B1目標層位的比例達到91%。
（三）主要鉆井指標
油田投產前，鉆井作業除成批安裝25套762mm(30in）導管外，***鉆井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，再鎖緊在采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準化產品，其插頭固定在油管掛中，插座固定在采油樹帽中，在蓋上采油樹帽時，套筒形的插座隨采油樹帽壹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，用電絕緣液沖洗采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采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，因此選用加電潛泵采油工藝。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采油樹帽相連，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，采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、化學藥劑註入管線和備用管線通道。它的主要特點是可以再次坐封，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換封隔器，從而節約了修井時間和費用。