深水海域油气田开发技术现状2015

1、海洋环境恶劣；海洋环境恶劣；离岸远；离岸远；水深增加使平台负荷增大；水深增加使平台负荷增大；平台类型多种多样；平台类型多种多样；钻井、作业难度大、费用高、风险大；钻井、作业难度大、费用高、风险大；油井产量高。油井产量高。深水油气开采特殊性深水油气开采特殊性水下为主的开发模式复杂的钻采系统智能的操作系统可靠的安全系统开发技术特点开发技术特点成果一：深水海域油气田开发技术现状调研成果一：深水海域油气田开发技术现状调研（一）深水开采特点 成果一：深水海域油气田开发技术现状调研成果一：深水海域油气田开发技术现状调研（二）深水油气田开发工程模式 1、开发工程模式类型 特点主要模式干式采油采油树置于水面以

2、上的甲板上，井口作业在甲板进行，平台甲板需要足够大的面积1.TLP(或SPAR)+外输管道开发模式2.TLP(或SPAR)+FPSO开发模式湿式采油采油树置于海底，井口作业在水下进行，水下井口分散布置，所需甲板面积较小1.FPSO+1.FPSO+水下井口联合开发工程模式水下井口联合开发工程模式2.SEMI-FPS+水下井口+外输管线联合模式3.水下井口回接到现有设施工程开发模式4.水下生产装备+外输管道工程开发模式5.SEMI-FPS+FPSO联合开发工程模式干湿组合式采油湿式采油和干式采油联合应用，在油藏分布呈集中和分散双重特征时可以采用1.TLP(或SPAR)+水下井口+外输管线的开发模式

3、2.TLP(或SPAR)+水下井口+FPSO联合开发模式根据采油方式不同分为湿式采油、干式采油和干湿组合式采油三种： TLP(TLP(或或SPAR)+SPAR)+FPSOFPSO开发模式开发模式 AngolaAngola， Kizomba AKizomba A，10061281 m10061281 m TLP(TLP(或或SPAR)+SPAR)+外输管道开发模式外输管道开发模式印度尼西亚的印度尼西亚的West SenoWest Seno油田油田 1021m 1021m l 2种干式采油开发模式干式采油开发模式成果一：深水海域油气田开发技术现状调研成果一：深水海域油气田开发技术现状调研（一）深水

4、油气田开发工程模式 1、开发工程模式l 5种湿式采油开发模式湿式采油开发模式 FPSO+FPSO+水下井口联合开发工程模式水下井口联合开发工程模式AngolaAngola， Kizomba C Kizomba C 732 m732 mAngolaAngola， Pazflor 6001200 mPazflor 6001200 m国内陆丰油田国内陆丰油田 330m330mSEMISEMIFPS+FPS+水下井口水下井口+ +外输管线联合开发工程模式外输管线联合开发工程模式墨西哥湾墨西哥湾 NaNa KikaKika油气田油气田,17702360 m,17702360 m挪威的挪威的Troll W

5、estTroll West油田，油田，350m350m成果一：深水海域油气田开发技术现状调研成果一：深水海域油气田开发技术现状调研（一）深水油气田开发工程模式 1、开发工程模式水下井口回接到现有设施工程开发模式水下井口回接到现有设施工程开发模式 墨西哥墨西哥BullwinkleBullwinkle平台生产后期平台生产后期 412.4m412.4mBullwinkleBullwinkle平台，平台，19881988年年水下生产装备水下生产装备+ +外输管道工程开发模式外输管道工程开发模式挪威挪威 SnohvitSnohvit 气田气田 250-345m250-345mSEMISEMIFPS+FP

6、SO(FPS+FPSO(或或FSO)FSO)联合开发工程模式联合开发工程模式 流花油田，流花油田，310m310m湿式采油模式湿式采油模式 TLP(TLP(或或SPAR)+SPAR)+水下井口水下井口+ +外输管线的开发模式外输管线的开发模式墨西哥湾的墨西哥湾的SerranoSerrano和和OreganoOregano油气田油气田 1036m1036ml 2种干湿组合式采油开发模式干湿组合式采油开发模式 TLP(TLP(或或SPAR)+SPAR)+水下井口水下井口+ +FPSOFPSO联合开发模式联合开发模式马来西亚马来西亚 KikehKikeh油田油田 1330 m1330 m（一）深水油

7、气田开发工程模式 1、开发工程模式成果一：深水海域油气田开发技术现状调研成果一：深水海域油气田开发技术现状调研距岸或其他油田设施的距离开发井布置方式(分布或丛式)修井作业频率开发工程模式短短丛式丛式低低SEMI+水下设施水下设施+外输管线外输管线SWP+水下设施水下设施+外输管线外输管线FPSO+水下设施水下设施高高TLP+外输管线外输管线SPAR+外输管线外输管线SEMI+MiniTLP+外输管线外输管线SEMI+水下设施水下设施+外输管线外输管线SWP+MiniTLP+外输管线外输管线FPSO+MiniTLP分布式分布式低低SEMI+水下设施水下设施+外输管线外输管线SWP+水下设施水下设

8、施+外输管线外输管线FPSO+水下设施水下设施高高SEMI+MiniTLP+外输管线外输管线SWP+MiniTLP+外输管线外输管线FPSO+MiniTLP长长丛式丛式低低FPSO+水下设施水下设施SPAR+水下设施水下设施+OLSSEMI+水下设施水下设施+FSU或或DTL高高TLP+FSU或或DTLSPAR+OLSFPSO+MiniTLPSEMI+水下设施水下设施+FSU或或DTL分布式分布式低低FPSO+水下设施水下设施SEMI+水下设施水下设施+FSU或或DTLSPAR+水下设施水下设施+OLS高高FPSO+MiniTIPSPAR+MiniTLP+0LS深深水水油油气气田田开开发发工工

9、程程模模式式的的选选择择修井作业频率的高低与完井采油方式的选择密切相关。修井作业频率的高低与完井采油方式的选择密切相关。2 为克服浮式系统因水深加大而面临的极恶劣环境条件、诸多潜在风险及高建造成本的挑战，生产和控制系统正逐步从海面(干式)向海底(湿式)发展。水下增压、水下油气处理等创新技术已进入现场试验和工业化应用阶段主流的深海和超深海油田越来越多地采用水下生产系统成果一：深水海域油气田开发技术现状调研成果一：深水海域油气田开发技术现状调研3、 发展趋势发展趋势（二）深水油气田开发工程模式 l第一个第一个水下完井系统于水下完井系统于19431943年年在加拿大伊在加拿大伊利湖利湖10m10m水

10、深水深处安装，目前水深记录处安装，目前水深记录2714m2714ml全世界已有全世界已有130130多个油气田应用了水下生多个油气田应用了水下生产技术，井数达到产技术，井数达到36003600多口多口。（三）水下生产装备1.系统组成 成果一：深水海域油气田开发技术现状调研成果一：深水海域油气田开发技术现状调研其中采油树和控制系统需要根据完井采油方式的不同来进行选择。其中采油树和控制系统需要根据完井采油方式的不同来进行选择。l 按结构形式分为按结构形式分为干式、湿式干式、湿式，目前普遍采用湿式采油树。，目前普遍采用湿式采油树。湿式采油树干式采油树 安装于水下密闭常温舱内，与海水不接触 采油树工作

11、环境好、可靠性高 维修人员可入内安装维护 但入内作业安全性差，安全设备复杂 采油树与海水直接接触 结构简单，维护方便成果一：深水海域油气田开发技术现状调研成果一：深水海域油气田开发技术现状调研2.水下采油树 （三）水下生产装备l湿式采油树按照湿式采油树按照阀门布置方式又阀门布置方式又分分卧式卧式采油树、采油树、立式立式采油树采油树卧式采油树卧式：生产主阀、翼阀和井下安全阀均在采油树体外侧水平方向。允许大直径井下工具，便于智能完井和后期修井作业，但完井安装、回收时工序复杂。成果一：深水海域油气田开发技术现状调研成果一：深水海域油气田开发技术现状调研2.水下采油树 立式：生产主阀、翼阀和井下安全阀

12、安装在一条垂直线上。适用于高压、井控复杂、修井作业少，5 1/2in以下油管的油气井。完井采油方式不同，水下采油树在具体结构设计上还将有所不同。完井采油方式不同，水下采油树在具体结构设计上还将有所不同。 （三）水下生产装备立式采油树控制管束控制管束成果一：深水海域油气田开发技术现状调研（三）水下生产装备3.水下控制系统u 主要功能主要功能(1) (1) 开关水下采油树上的阀门开关水下采油树上的阀门(2) (2) 开关井下安全阀开关井下安全阀(3) (3) 调节井下油嘴调节井下油嘴(4) (4) 监测井口油压、套压等数据监测井口油压、套压等数据(5) (5) 控制井下电潜泵控制井下电潜泵u 控制

13、模式控制模式 (1) (1) 全液压控制全液压控制(2) (2) 电液控制电液控制(3) (3) 全电气控制（工业化试验）全电气控制（工业化试验）需要根据具体完井采油方式，配套设计相应功能的控制系统。需要根据具体完井采油方式，配套设计相应功能的控制系统。 研发全电驱动的水下控制系统 可实现水下远程控制，便于建设智能、数字化油田；实现电控开关对各生产层流量进行精确的优化控制。 13（三）水下生产装备世界上第一台全电力水下世界上第一台全电力水下生产装备（荷兰北海）生产装备（荷兰北海）水下井口与井口群水下井口与井口群成果一：深水海域油气田开发技术现状调研成果一：深水海域油气田开发技术现状调研4. 发

14、展趋势（四）深水完井采油工艺1、概况成果一：深水海域油气田开发技术现状调研成果一：深水海域油气田开发技术现状调研巴西的巴西的Marlim SulMarlim Sul深水油田深水油田 1180m1180m 深水油气井完井方式和防砂工艺与浅海油田没有本质区别；目前开发的都是高渗透油田，主要采用水平井裸眼滤砂管或裸眼砾石充填防砂一体化完井方式。 最大的区别是以高产、长寿命、完井智能控制为特点公司公司完井系统完井系统类型应用情况Schlumberger油藏监测和控制系统RMC液压式智能完井系统印度尼西亚NE Intan A-24井阿曼Saih Rawl油田、中东 、挪威Weatherford智能完井系

15、统Haliburton地面控制油藏分析与管理系统SCRAMSBakerInForce系统BakerInCharge系统电控式智能完井系统巴西Marlim Sul油田l国外现状国外现状2、智能完井技术成果一：深水海域油气田开发技术现状调研（四）深水完井采油工艺l 对比对比工艺特点优点缺点液压式智能完井1.电子控制液压系统；2.液压驱动井下系统；1.开关结构简单；2.可靠性高；1.管线数量多；2.庞大液压系统支持；3.不能精确控制流量4.潜在的环境污染；5.分层级数受限。电控式智能完井全电控制1.反应迅速；2.应用范围广；3.易长距离控制；4.分层级数多；5.下入简单。1.电缆密封性能要求高2.电

16、控部分密封性能要求高3.受电子元器件的限制p 电控式智能完井是将来发展的方向电控式智能完井是将来发展的方向。成果一：深水海域油气田开发技术现状调研（四）深水完井采油工艺2、智能完井技术 不同的采油方式需要依托不同的开发模式来实现。 干式模式的深水举升方式和浅海没有很大的不同，只是生产管柱上需要深井安全阀进行生产通道安全控制。 湿式模式必须采用水下气举、水下电潜泵技术。为了延长电潜泵的寿命，发展了水下的水驱潜油泵技术。（四）深水举升工艺成果一：深水海域油气田开发技术现状调研尼日利亚湿式开发工程模式尼日利亚湿式开发工程模式AngolaAngola干式开发工程模式干式开发工程模式成果一：深水海域油气

17、田开发技术现状调研与干式气举相比，需考虑气体分配系统、井口与气举管线的接口，气举阀更换等问题。在北海、墨西哥湾、巴西海域广泛应用。平均检泵周期2年。（四）深水举升工艺1、水下气举成果一：深水海域油气田开发技术现状调研水下电潜泵基本原理、结构形式与干式井口电潜泵相同，主要不同在于输配电系统、水下安装及修井作业方式。p 输配电系统:需要使用湿式电接头和水下输配电技术；p 水下安装:需要专用的水下安装包；p 修井作业:需要钻井船, 动复员费很高。英国北海Gannet 、巴西Jubarte等油田,近40口井；我国的流花11-1油田应用25台。平均检泵周期2-3年。英国北海Gannet油田（四）深水举升

18、工艺2、水下电潜泵成果一：深水海域油气田开发技术现状调研p驱动由高压动力液完成:无电缆接头老化等问题，延长寿命。减少水下修井作业频率，降低油气田运行费用。无需使用水下湿式电接头及水下配电系统，可以简化水下采油树设计。p英国北海实验应用40余井次，平均检泵周期18个月。（四）深水举升工艺3、水驱潜油泵p 排量3184m3/dp 转速10000r/minp 完井防砂方式：裸眼精密滤砂管井下安全阀井下安全阀生产油管生产油管生产套管生产套管环空封隔器环空封隔器地层隔离阀地层隔离阀防砂封隔器防砂封隔器滤砂管滤砂管（五）深水井筒安全控制技术 由于湿式开发模式需要采用水下完井作业，深水完井管柱不仅要求紧急情况