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4月28日,由中国海洋石油工程股份有限公司总承包的亚洲海上油气田最大平台导管架——番禺气田深水导管架在3800吨大型起重船“蓝疆”号和亚洲最大、世界第二、载重能力达6万吨的导管架下水驳船——海洋石油229及全体施工人员的共同努力下,成功下水并扶正,经水下机器人检测,各项指标满足技术规范要求,达到了国际水平,这标志着海油工程在深水领域进行超大型海上导管架下水作业和安装方面又创造了新纪录。图为平台导管架安装作业现场, 相似文献
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在营运1年后的年度水下检查中,发现番禺30-1气田平台导管架阴极保护系统存在保护不足的问题。为此,开展了该气田平台导管架阴极保护系统修复方案研究,最终采用了Retrobuoy远程阴极保护系统的修复方案,并进行了方案设计,主要包括水下阳极橇块设计、预保护面积计算、保护电流计算、水下阳极与导管架距离计算、水下阳极之间距离计算、水下电缆的规格及长度设计、电缆弃头设计等。通过一系列优化措施与风险应对策略的实施,实现了该气田平台导管架阴极保护系统的成功安装,取得了很好的保护效果,可为其他类似导管架提供经验。 相似文献
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陵水17-2气田是中国海油在南海自主勘探发现的第一个自营深水气田,该气田所在海域水深1 220~1 560 m。针对陵水17-2气田气藏的分布状况,提出了回接至浅水导管架平台开发和回接至深水浮式平台开发2种工程方案。基于中国现有海洋工程工业技术水平及南海的适应性,确定了适用于陵水17-2气田的深水浮式平台方案;基于该方案及南海现有油气管网的分布现状,首次提出了凝析油储存在深水半潜式浮式平台的创新方案;在确定了水下生产系统及深水半潜式浮式平台方案的基础上,对回接浅水导管架平台开发和回接深水浮式平台开发2种工程方案进行了对比研究,得到了气田采收率、技术和经济性等多方面的对比结果,最终选择采用深水浮式平台方案对陵水17-2气田进行开发,并对深水浮式平台特殊技术进行了研究。本文研究思路和方法有效支持了陵水17-2气田开发工程方案的科学决策,对于南海深水油气田开发具有一定的指导意义。 相似文献
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番禺34-1油田导管架是国内第二大深水导管架,其结构体积大、内部结构复杂、施工时间长,通过设立基线、利用经纬仪进行施工控制容易造成误差的积累,导管架建造精度达不到要求。通过调研与设计,建立了该油田导管架测量控制网布设方案,开展了测量控制网应用中的一系列关键技术研究,较好地解决了该油田大型导管架建造测量难题,控制了导管架整体建造精度,值得在后续大型导管架建造项目中推广应用。 相似文献
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中国海洋石油有限公司宣布在南海东部获重大天然气发现。公司对去年年底番禺30-1和番禺34-1两个天然气田的重大发现的初步评估结果证实 相似文献
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为了迎接南海石油大规模开采的即将来临,我国第一座海洋石油深水钻采平台基础工程——惠州21-1导管架的竣工典礼,昨天在位于深圳蛇口赤湾的导管架制造场隆重举行。 相似文献
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《天然气勘探与开发》2021,(3)
正9月6日,随着东区最后一口生产井成功开井,中国首个自营超深水大气田——"深海一号"大气田全面投产;中国在海洋油气领域实现重大跨越,正式进入世界先进行列。"深海一号"大气田距离海南省三亚市150公里,于2014年被勘探发现,该区域天然气探明地质储量超千亿立方米,最大水深超过1500米,最大井深达4000米以上;是中国迄今为止自主发现的水深最深、勘探开发难度最大的海上超深水气田。 相似文献
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文昌油田深水导管架安装技术 总被引:2,自引:0,他引:2
通过介绍文昌油田13-1/13-2导管架海上安装的关键过程,总结了导管架海上安装成功的经验和失败的教训,并借鉴SAIPEM公司先进的施工方案,提出深水导管架安装的施工技术,为今后类似工程提供借鉴. 相似文献
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文昌油田深水导管架安装技术 总被引:3,自引:0,他引:3
朱绍华 《中国海上油气(工程)》2003,(1)
通过介绍文昌油田 13- 1/13- 2导管架海上安装的关键过程 ,总结了导管架海上安装成功的经验和失败的教训 ,并借鉴SAIPEM公司先进的施工方案 ,提出深水导管架安装的施工技术 ,为今后类似工程提供借鉴 相似文献
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近日,宝钢钢管条钢事业部顺利完成了供南海荔湾3-1气田的4500t深海无缝海底管线管和4.3万t深水天然气输送UOE管线管的两项合同。南海荔湾3-1气田是目前我国首个深海(1 500 m水深)气田,也是中国最大、最深的海上气田,该气田的开发具有十分重要的战略意义。随着海洋石油工业的蓬勃发展,国内需要大 相似文献
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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。 相似文献
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王正东 《石油与天然气化工》1980,(2):27-32
奥伦堡凝析气田是苏联最大的天然气田之一,位于苏联欧洲部分的乌拉尔河流域,1967年发现。据称气田储量在2万亿米~3以上。1969年投入开发,分三期工程进行。第一期和第二期工程投产后已采气约730亿米~3,凝析油540万吨,生产硫磺150万吨。1978年完成全部建设工程,全面投产,年产天然气450亿米~3。气田平均井深1800米,每口井都下有200米深的12英寸的表层套管和1500米深的9英寸套管以及下至1300~1650米深的7英寸的套管柱。套管之间的空间至井口注满水泥, 相似文献
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番禺30-1气田是以水平井开发为主的海上深水气田,生产时地层出砂,必须采用先期防砂完井才能投产。海上深水气田开发的高成本决定了其防砂措施必须可靠,因此需要确定该气田水平井采用的高级优质筛管的防砂层结构和综合挡砂精度。采用实际的地层岩心,通过室内出砂模拟实验确定了高级优质筛管防砂的合理挡砂精度,获得了不同于常规的防砂设计准则。生产实践表明,采用出砂模拟实验确定的挡砂精度比直接采用防砂准则设计的挡砂精度更加可靠,防砂后产量高,防砂效果好,为此类气田进行精细防砂设计提供了新的思路。 相似文献