油水置换式水下储油舱原油输送方式研究

采用油水置换式水下储油舱储存原油有很多优点,但是需要解决水下储油舱与上部平台之间的原油输送问题.介绍了水下储油舱及油水置换工艺,分析了原油注入及输出储油舱时的动力、阻力情况.确定了方式I2、方式O2分别作为原油进入及输出储油舱的方式.以重质油标准和某边际油田的产能为例,研究了原油注入及输出储油舱的阻力△FI与△FO与水深、流速等参数的关系.无论水深多少,对于方式I2,原油必须依靠外力进入水下储油舱;对于方式O2,海水能直接将原油压至上部平台.降低原油流速,减小管路内壁粗糙度,可以降低油水置换过程中的阻力.     

SPAR储卸油优化方案

水下储油多使用油水置换工艺,该工艺经济高效,但仍会有少量原油在油水置换过程中随水排放到周围海水中,累积造成环境污染。为此该文提出了油水隔离置换水下储油新设想,针对油水置换和原油外输工艺提出三种设想并进行优选,既保留了油水置换储油的主要优点,又避免了环境污染等缺点。     

基于LabVIEW的水下储油监控系统研究

对油水置换式水下储油技术进行研究,提出采用油水隔离层的防污染保温油水置换储油方法.同时为了对油水置换式海底储油罐运行状态进行监控,运用现场总现技术和虚拟仪器技术研制了储油罐在线监控系统,实现油水隔离层导热系数在线监测、温度场测控和含水量监测.实验结果表明,该系统结构简单、稳定可靠,具有较高的实用价值.     

油水置换水下储油技术在海上油田开发中的应用

通过大量调研,对干式储油模式和湿式储油模式进行分析比较,回顾油水置换水下储油技术发展历史,给出国外已建成的26座湿式储油结构物的基本情况。以Hebron平台为例,介绍了混凝土湿式储油平台的主要特点,分析总结了油水置换储油的关键技术问题。介绍了国内油水置换技术的研究情况,提出了一种新型深水Spar钻井生产储卸油平台,并介绍了该平台储油系统的储卸油操作工艺流程、已完成的相关试验与计算研究工作。     

自升式平台沉垫储油舱油水界面传热学研究

使用油水置换式水下储油舱储存原油时,油水界面附近原油热量散失过多,会造成原油黏度过高,甚至出现凝油层,进而阻碍油水置换工艺的顺利进行。建立了油水界面附近原油温度随时间和位置变化的数学模型,通过油水界面传热学分析得知,原油温度只与傅里叶数、毕渥数和z/δ值有关。油水置换时间的长短是影响油水隔离层的作用重点,时间较短主要起隔离作用,时间较长时其保温作用才明显。水下储油舱应该设计成多个舱室,以缩短油水置换工艺时间。有效隔热厚度达到0.02~0.03 m的TPU隔离层能满足油水置换工艺需要。     

国外海上边际油田开发技术

国外海上边际油田的开发已有二十几年的历史,其间开发的新技术和积累的宝贵经验可供国内学习和借鉴.介绍了国外最少设施平台及相关技术和小型浮式生产储油卸油装置(FPSO)在海上边际油田开发中的应用,包括广泛用于墨西哥湾的各种类型的简易平台、用钻井船安装平台技术、平台动力技术、3 种小型FPSO的主要参数和作业实例.     

八角形浮式生产储油装置关键技术与应用探索

针对渤海边际油田开发的需要,提出了八角形浮式生产储油装置(FPSO)的概念,探讨了将八角形FPSO用于浅水海域小型油田或边际油田开发的"蜜蜂式"开发模式,并对八角形FPSO总体布置、与井口平台间的柔性连接、原油外输方式、浅水海域多点系泊系统、环形舭龙骨等关键技术进行了研究.这些初步成果可为今后研究开发各种全新概念的FPSO提供借鉴,也将积极推动我国浅水海域小型油田或边际油田的开发.     

南海东部海域油田开发模式的创新与应用实践

根据油田地质特征、储量规模、地理位置和海洋环境,对南海东部海域20多年来陆续实施的大中型油田独立开发、油田群联合开发和小型油田依托开发模式的创新与应用实践进行了总结,并概括出了"水下井口+单体船"独立开发、"水下井口+浮式生产平台+油轮"独立开发、水下井口依托开发、大位移井依托开发和无人简易平台依托开发等创新模式的海洋工程应对策略,为其他海域开发边际油田和小型卫星油田提供了可借鉴的经验。     

水下储油方式

1.水下储油方式的特点水下储油由于位于水面以下,与火源、雷电隔离,不仅油气损耗小而且不易着火;具有天然的防爆性能,在海况恶劣时油井也可连续生产;由于波浪能量主要集中在水面附近,油罐置于水下避开了波浪的主要作用,受波浪力小。此外,与水上储油相比,水下油罐可节省昂贵的平台建造费用,而且储罐容量不受限制,具有巨大的储油能力。水下储油一般采用油水置换工艺。利用油水重度差的原理,采用进油排水、进水排油的工艺流程。采用该工艺,由于罐体保持充满液体状况,还可省去常规储油方式所需的安全防爆系统装置。水下储油的缺点:由于储罐长期…     

新型储油Spar油水置换工艺试验研究

新型钻井储油Spar平台的储油卸油功能的实现是该平台的关键技术及难点之一。该平台的储油和卸油功能依靠水与油的自然密度差,通过油水置换实现。为了验证该工艺的可行性,进行了1:83缩尺比的模型试验,试验包括储油系统油水置换过程模拟和平台运动油水界面晃荡模拟两部分。油水置换模型试验对储油卸油过程中排出的水样进行多次检验,水样含油量低于50mg/L。油密度越高,排出水样含油量越大,油水置换循环次数越多,水样含油量越大。模型试验验证了新型钻井储油Spar油水置换工艺这一关键技术的可行性,使新型钻井储油Spar平台的应用前景更明朗。     

海上边际油气田的开发模式

阐述了海上边际油气田的一般概念,及其开发模式,如大跨度井、海底生产系统、可移动生产装置,以及边际油气田的集群开发等。     

海洋油气水下处理系统研究现状和发展趋势

介绍了当今世界上已经投入使用或正在试验开发的油气水下处理技术,包括水下多相混输技术、水下海水分离技术、水下气体分离技术及水下多相分离技术,阐述了水下处理系统的种类和应用现状。在深入分析海洋油气田不同开发时期水下处理系统开发模式的基础上,总结了多相混输系统、海水分离回注系统和油气水三相分离系统等3种典型的水下处理系统设计开发流程。最后对国内海洋油气水下处理系统的研究开发提出了建议。     

海上边际气田水下井口排水采气工艺技术

为了降低海上边际气田水下井口排水采气成本,提高边际气田开发的经济效益,通过借鉴国内外排水采气的先进经验, 利用水下井口的脐带缆系统、化学药剂注入系统等配套设施,将泡沫排水采气、高压气源气举排水采气、高压邻井气举排水采气和 气举辅助泡沫排水采气等4 种工艺应用于水下井口,总结并设计出相应的工艺流程。应用结果表明：水下气井采用上述4 种工艺技术, 具有经济、可靠、高效的优点,在气井转入排水采气生产阶段时不需要进行修井作业,可降低排水采气成本,提高海上边际气田采收率, 可作为开发边际气田水下产水气井的技术手段。结论认为,在海上边际气田开发工程的设计及建造阶段,要对气田的全生命周期开 发形势做出充分地预测及评估,并确定合适的人工举升方式,设计与安装的脐带缆管线、水下井口阀门、生产管柱及气举阀要满足 气田中后期开发的排水采气工艺要求。该配套工艺技术为南海深水油气开发提供了技术储备。     

开发海上深水边际油田的尖端技术装备(一)

陆丰２２－１深水边际油田开发最与众不同之处在于采用无生产平台的采油方式。油田租用１艘以多功能单点系泊系统系泊的生产储卸油轮，配以全自动控制的水下井口生产系统，与世界海上石油界首次在采油树上使用的泥线增压泵相结合，安全、高效地实施油田的前期开发和后期生产管理。被称为“组块搭接式控制系统”的水下井口生产系统，荟萃了当今世界的尖端技术，包括双定位水下卧式采油树、电／液控制系统、泥线增压泵、电缆系统、折叠式钻井底盘系统和遥控作业机器人等。浮式生产储卸油轮是世界上首次使用多功能旋转接头与半沉没式单点系泊结合的油轮系统，具有电力供应、原油净化处理等功能，高峰日处理液量为１２５万桶，日处理油量为６万桶     

单通道井钻完井技术在边际油田应用前景分析

作为能有效解决低丰度、小型或者边际油气田经济性开采问题的关键技术,小井眼单通道井钻完井技术采用小的井眼尺寸、简化的井身结构及生产管柱设计,完井作业不占用钻机时间,能够最大限度降低钻完井过程中材料、机时等主要费用。目前该项技术已被国外几大石油公司广泛应用于全球多个地区,取得可观的经济效益,使许多低产断块油气田得以经济开发。同时,国外也有利用该技术成功开发煤层气、页岩气等非常规能源的先例。在我国,该项技术仅在少数几个陆地油田应用过,对于海上,部分油田采用了小井眼侧钻工艺,但单通道完井技术还未有应用的先例。因此开展单通道井钻完井关键技术的研究并推进相关技术的应用,对于降低海上边际油田开发费用、提高开发效益、为开发非常规能源提供技术储备均具有非常重要的意义。文章对单通道井钻完井技术中的原理、现状、钻井、完井及测试等关键技术进行了较详细的概括分析,并根据目前海上油气田取得的一些关键研究成果,提出了相关技术的解决方案,对今后指导该技术的推广应用具有一定的指导意义     

“十一五”我国海底管道新技术开发应用概况

文章介绍了"十一五"期间我国海洋石油工程海底管道技术创新项目及其应用情况,即双金属复合钢管、集肤效应电伴热海底管道、柔性管海底输气管道、单层保温管等新技术研究开发及应用的情况。新技术的应用降低了开发成本,促进了边际油气田的有效开发,为实现中国海油的产能目标起到了重要的保障作用。     

深水高含水气田水下分离技术应用

针对海上油气田开发中遇到的高含水问题,分析国外典型油气田采取的解决方案。研究采用水下分离器方案开发海上气田尤其是深水气田的可行性和优势。针对南海某深水气田高含水的特点,研究不同水下生产流体外输方案和不同水下分离器布置方案的影响,从而确定最优化的水下分离器使用方案。对水下分离器的设计进行研究。总结高含水气田采用水下分离器方案需要考虑的问题。对水下分离器设计的研究有助于我国自主掌握水下分离器的设计技术,打破国外垄断。     

我国海洋深水油气田开发工程技术研究进展

分析了中国海洋深水油气田开发工程技术与国外的差距,详细论述了"十一五"至"十三五"期间国家科技重大专项"海洋深水油气田开发工程技术"项目所取得的重大研究进展.具体体现在:构建了 1500 m深水油气田开发工程设计技术体系,基本具备了 1500 m深水油气田开发工程设计能力,相关研究成果已在荔湾3-1气田群、流花16-2...     

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。      

渤海边际油气田开发“蜜蜂式“采油设施方案研究

针对渤海边际油气田开发需要,开展了"蜜蜂式"采油设施方案研究。以预选目标油田开发数据为依据,提出了"简易井口平台 小型移动式生产储油装置"的3种采油设施方案,并进行了对比分析。"简易井口平台 可移动式采油平台"方案设施可重复利用,建造周期短,投资少,适用于渤海海域周边无生产设施可依托且规模较小的边际油气田的开发。