番禺35-1/35-2气田水下管汇嵌入式在线安装方案设计及建造关键技术

随着海洋油气开发不断向深水延伸,使用水下生产系统开发深水油气已经成为一种重要的开发模式,其中水下管汇作为水下生产系统的常见设施用于简化水下生产系统。在我国南海番禺35-1/35-2气田开发中,部分水下管汇采用了新型嵌入式在线安装的解决方案,这是国内首次实现嵌入式在线安装的水下工程产品。文中阐述了番禺35-1/35-2气田水下设施项目中在线安装水下管汇的设计方案、建造关键技术和实施方案,其研究成果为我国南海深水油气田开发提供了技术支撑,对我国分体式管汇的制造、测试具有很好的借鉴作用。     

番禺35-2/35-1气田水下生产系统的优化设计

解决好番禺35-2/35-1深水开发项目水下生产系统在设计过程中遇到的关键技术问题,可优化整个生产系统的设计,满足下一阶段海上安装和气田生产的需要,保证深水气田水下设施的经济性并降低风险。为此,在对水下生产系统设计温度、化学药剂注入、硬管与软管比选、连接器形式选择以及海底管线在线管汇的安装方案等方面问题进行梳理和分析的基础上,结合项目在基本设计阶段的成果文件和目前设备供应和海上安装承包商的制造能力和优势,以及当前世界深水开发的经验,在详细设计阶段对水下生产系统关键技术、水下生产系统设计优化方面初步总结出了一套适合该项目的方案。结论认为:详细设计阶段需要对基本设计阶段的成果进一步进行核实,并在全面考虑各方面影响因素的基础上对各个关键技术进一步优化,以保证项目的顺利开展,合理设计并节约投资。该成果为以后类似项目的开发提供了技术支撑与经验借鉴。     

水下采油树选型和功能设计

水下采油树在每个工程中针对油田特性都有不同的设计要求。选型设计时,要充分考虑油气田类型、作业环境、压力、井口数量、钻机类型、水深、操作者的喜好进行选型设计。该文给出水下采油树选型流程图,阐述了卧式和立式水下采油树显著区别,列出水下采油树结构选择的六个界面,分析了超高压高温水下采油树的技术挑战和主要经验,指出卧式水下采油树功能设计要求,并针对PY35-1、PY35-2实际项目详细分析了水下采油树的选型及功能设计要求。     

水下嵌入式海管终端PLET设计及建造综述

水下生产系统已经成为深水开发中的重要模式。海管终端PLET是水下生产系统的常见设施,为油气田水下回接提供接口。番禺35-1/35-2气田中的海管终端PLET采用了新型嵌入式的解决方案,用于194~338m水深,首次在国内实现了嵌入式安装。阐述了番禺35-1/35-2水下设施项目中海管终端PLET的设计方案、建造要求及控制措施等,为我国南海深水油气田开发积累了宝贵经验。     

流花4-1油田水下复合电液控制系统设计与应用

流花4-1油田水下生产项目是我国自主开发深水领域的第一个项目,该油田是依托老油田生产的边际油田,老油田所采用的直接电液控制系统已无法满足生产要求,因此设计了水下复合电液控制系统并进行了成功应用。该系统在增加了水下电力通讯单元和水下控制模块基础上,利用脐带缆技术实现了批量数据传输,使整个系统的水下传感器和执行器实现了规模化和自动化,增加了系统的安全性、可操作性和良好的数据反馈性,为流花4-1油田的稳产打下了坚实基础。     

荔湾3-1气田水下采油树阐述

本文通过对荔湾3-1项目水下采油树的设计工作原理和关键部件进行阐述,概括性总结水下采油树的技术特点。     

崖13-1气田海南基地项目建设管理

围绕崖13-1气田海南基地项目建设的管理方式、选好与管好承包商、管理措施等方面论述了该建设项目管理的先进性。特别总结了海南基地建设中所采用的一种特殊的管理承包商方式,这种方式有利于在国际合作项目中,按国际通用标准和惯例对国内项目实行建设管理,对降低项目费用起到了重要作用。这些经验,值得借鉴。     

流花19-5气田水下完井技术

流花19-5气田属于边际气田,为降低开发成本,提高经济效益,需要新建水下生产系统。为此,进行了水下完井技术研究。针对水下完井技术难点,进行了海上水平井完井防砂及管柱设计,制定了防止井筒内形成水合物、结垢和结蜡的技术措施,优选了完井工具及完井管柱的材料,采用连续油管注氮气举排液技术投产,制定了锚泊定位半潜式平台漂移应急方案,形成了水下完井技术。流花19-5气田的2口井采用了水下完井技术,完井作业顺利,平均单井完井时间30.32 d。研究与实践表明,水下完井技术能够满足流花19-5气田高效开发的需求,可以提高生产效率,降低作业成本,实现边际气田的有效开发。      

流花4-1油田水下电潜泵远程控制系统研究及方案设计

流花4-1油田是我国第1个基于深水开发模式采用水下生产设施开发的油田,其电潜泵驱动电机与变频器之间的距离长达15.5 km,给电潜泵远程控制提出了挑战。针对电潜泵远程控制带来的风险,开展了流花4-1油田水下电潜泵远程控制系统研究和方案设计,最终选用PF7000型中压变频器控制系统成功解决了水下电潜泵长距离控制所面临的电机侧电压值偏离、电压变化率大、电机绝缘影响和输出电流谐振影响大等技术难题,实现了8口井水下双电潜泵一次性投运成功。远距离中压变频控制系统在流花4-1油田生产控制中的成功应用在国内尚属首次,可为我国海上其他油田水下电潜泵远程控制提供借鉴。     

海外石油工程建设项目区域化管理的创新与实践

文章全面回顾和总结了在与国际一流公司同台竞技中,中国石油工程建设公司在苏丹石油工程建设市场的发展历程,从传统的单体项目制管理,到群体项目管理,再到区域项目管理模式的创新,每一次都实现了规模和效益的大幅增长,逐渐形成了海外项目管理的独特优势和核心竞争力。尤其是区域化的项目管理模式在组织优化、资源配置和绩效考核等方面突破了项目管理的一般理论．并在实践中取得了显著效果．为中国总承包企业国际化经营提供了有益借鉴。     

水下增压泵在陆丰22-1油田的应用研究

为了高效开发边际油气田和深水油气田，水下增压已成为全球海上油气田开发的重要技术手段之一。陆丰22-1油田属于二次开发，具有含水率高、井口压力低等特点，为充分利用油田的剩余开采储量和提高油田的商业价值，采用全水下生产系统开发模式，利用水下增压泵将井口流体增压后输送至平台进行处理。应用多相流动态模拟OLGA软件建立了陆丰22-1油田从水下井口至平台的流体输送模型。首先针对单海管工况和双海管运行工况进行了模拟分析，结果表明陆丰22-1油田双海管运行时水下增压泵均在最佳运行区域内，且流体温度高于原油凝点；而单海管运行输量<300 m³/ h时，水下增压泵工作点处于最佳运行区域外；然后通过调节水下增压泵转速对双海管在线清管进行了动态模拟，结果表明在平台用200 m³/ h的生产水推动清管球对第一条海管清管时，需将水下井口的流量限产至420 m³/ h,待清管球通过第一条海管后在平台停止注入生产水，同时水下井口恢复至正常产量，双海管在线清管总时间约11.4 h。研究结果对深水油气田应用水下增压泵解决流动安全问题具有指导意义。     

水下GPS定位技术在流花 4-1 油田井口定位中的应用

在国内首个采用深水开发模式自营开发油田——流花 4-1 油田(LH4-1 油田)的钻井作业中,要求对水下井口精确定位和井口导向基盘方位精确控制,为满足作业要求,采用了水下GPS定位技术。该技术利用水声相对定位技术与GPS水面高精度定位技术相结合的方式,经过比较分析水声定位技术三大系统长基线定位技术、短基线定位技术和超短基线定位技术的特点,在 LH4-1 油田水下井口定位作业中选用了长基线定位系统与GPS定位系统组合形成的组合定位系统,编制了水下无线罗经和水下机器人配合下水下井口精确定位及井口导向基盘控制的详细施工程序。作业后测量表明,定位精度均满足设计要求,取得了良好的实施效果,圆满解决了 LH4-1 油田钻井水下井口精确定位及基盘方位精确控制的难题。      

崖城13-4气田水下管汇设计创新技术

目前水下生产系统相关设备依赖国外进口,费用昂贵且采办周期长,严重制约了我国边际油气田和深海油气田的滚动开发。根据崖城13-4气田开发特点,研制了一种新型水下管汇,采用了吸力桩固定、复合管TIP-TIG焊接、2种管线固定方式、水下管道连接器、水下清管球发射器等多项创新技术,为海上快速有效安装奠定了基础,并大大节约了投资费用。     

荔湾3-1气田深水水下管汇总体设计技术研究

水下管汇是最常用和重要的水下设施之一,本文具体针对南海深水气田荔湾3-1西区管汇的工程实例,从管汇基础、框架结构、管汇连接系统、内部管道系统和总体布置方面对深水水下管汇的总体设计技术研究进行了总结,并结合项目条件对西区管汇的设计方案,操作策略进行了研究和三维模拟,验证了荔湾气田西区管汇总体布局的ROV可操作性和设计合理性。该文的成果对于开展深水水下系统设施共性技术的研究具有重要的指导意义。     

水下采油树关键部件的材料设计选型

我国海洋油气开采所需的水下采油树长期依赖于进口,成本高昂。文章针对水下采油树所处的深水、高温、高压、高腐蚀等应用工况,对水下采油树关键部件的基体材料、防腐材料及密封材料的相关性能进行了分析与选型,并将研究成果应用于中国南海流花11-1油田和番禺35-2/1气田采油树的国产化制造中。自主研发和设计选型的水下采油树关键部件材料,不仅达到了国际行业标准的性能指标,而且成本只有国外的1/3。     

利用项目组合管理提升企业建设管理水平

项目组合管理是管理多种类型项目或项目群组的一种方法和思想,通过对各个单一项目管理目标进行组合,将企业资源进行整体优化与分配,合理利用现有资源,以实现企业长足发展的目标。项目组合管理不同于传统项目管理,也不等同于大型项目管理,在项目管理中起着非常重要的作用。项目管理与一般的管理活动相比具有其特殊性,要采取相应措施解决项目组合管理中存在的困难,保证管理活动顺利开展,确定管理目标,考虑实现的可能性,帮助企业实现战略目标。     

水下生产设施用高压试压管帽设计和有限元分析

番禺35-1/2水下生产设施项目是中国首次全面采用水下生产系统的项目,在水下生产设施管线终端和在线管汇建造完成之后,要进行流体管线的水压试验及水下阀门单侧压差试验,试验时需将水下生产设施流体管端部封堵。由于试验压力比较高(46.5 MPa),且管线为全焊接无法兰连接,故需设计专用非标高压试压管帽。而流体管线设计标准采用的是ASME 31.8—2010《Gas Transmission and Distribution Piping System》,非标设计采用标准一般为ASMEⅧ第二册—2011《压力容器建造另一规则》或JB 4732—1995《钢制压力容器——分析设计标准》,因此需要对试压管帽的设计和分析方法进行研究,保证设计的合理性。基于JB 4732—1995,对端部外径为273mm的试压管帽进行了设计、有限元分析和计算验证,得到了合理的计算和有限元分析方法,设计制造的试压管帽成功应用于项目测试中。     

流花11-1油田水下采油树测试方法研究

为了对新服役和维修后再役的水下采油树进行性能测试,对水下采油树系统结构和工作原理进行了研究,参照API相关标准及水下采油树工厂验收测试步骤,结合流花11-1油田水下采油树的特点,制定了一套水下采油树测试方法和流程。水下采油树测试项目包括:水下采油树本体测试、密封轴套测试、油管挂测试、采油树帽测试及采油树系统功能联合测试。测试过程中判断保压效果的标准是没有明显的泄漏,且在规定的保压时间内压降不应超过初始压力的3%。该测试方法的制定对于解决国内油田水下采油树的检测维修问题具有重要的现实意义,对国内水下生产系统及相关水下生产设备的发展具有重大的推动作用。     

水下生产设施在线管汇工厂接收测试技术研究

由于受国外技术保护垄断的影响,深水水下生产系统在我国海上油气田开发应用较少,水下生产系统制造及测试技术进展缓慢,且南海油气资源丰富,其中70%位于深水区,深水油气开发已成为我国能源的战略接力区。深水水下生产设施在工厂接收测试(FAT)时,涉及很多专用的测试设备、材料,且每项测试具体要求可借鉴的文献较少。结合中国南海番禺35-1/2项目在线管汇(ILM)的实际测试经验,详细说明了水下生产设施FAT的流程、关键专用设备、每项测试的目的及注意事项,为发展我国水下生产系统进行了重要的技术储备。     

油气田大修理项目费用控制探索——以某35kV变电站大修工程为例

针对如何合理确定并有效控制油气田大修理项目费用的问题,以某35kV变电站电源进线大修工程为例,介绍了事前成立项目管理机构及确保设计概算准确、事中加强施工方案动态管理及重视工程量现场签证管理、事后加强工程余料管理以及采购环节加强物资采购管理以控制设备及材料采购费用的全过程费用控制方法,最终使此项目节约投资47.72万元,节约率为9.4%.