储油沉垫对自升式平台桩腿的力学影响研究

为了研究海洋环境中储油沉垫对自升式平台桩腿的力学影响,采用Froude-Krylov假定法计算沉垫所受波流力,并在ANSYS中建立有限元模型,分析对普通自升式平台和沉垫自升式平台桩腿最大应力的变化规律。研究结果表明:当沉垫距离海平面较近时,沉垫所受波浪载荷是桩腿应力的主要来源,其应力值高于相同位置的普通自升式平台,风载荷是后者桩腿应力的主要来源;当沉垫距离海平面较远时,沉垫所受海流的F-K力可忽略不计,普通自升式平台桩腿最大应力高出沉垫自升式平台。最后指出储油沉垫增加了桩腿的结构强度。     

"南海自强号"改造设计

"南海自强号"生产处理平台是由自升式移动钻井平台改造而成.改造过程中在自升式移动钻井平台原有空间有限的条件下进行了改造,使其达到原"南海希望号"浮式生产储油装置的生产处理能力;在总体设计和配管设计中虽遇到很大的困难,但该项目在满足规范要求的情况下,因地制宜,采用了一些有效可行的措施,成功地进行了改造设计.     

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。     

中油海62自升式平台的拖航稳性计算分析

自升式平台作为一种重要的移动式平台,是开发海洋石油的基础装备。文章以中油海62平台为例,运用MOSES软件建立自升式平台模型,计算各工况下平台拖航的完整稳性和破舱稳性,通过分析研究得到不同状态下最危险的倾覆轴方向和最危险的破损舱室,结果表明平台稳性满足规范要求。     

胜利油建建成国内首座自升式采油平台

近期,胜利油建桩西海工基地一号码头,国内首座自升式采油平台正在紧张施工。直径3米,长39．7米,重达170余吨的自安装采油平台2号桩腿已吊装到位．目前平台整体已完成,进入调试收尾阶段、图为职工在进行平台桩管接桩工作。     

深水SDPSO平台油水置换储卸油系统排出水含油量研究

深水立柱式干树钻井生产储卸油平台(SDPSO)平台是一种具有采油与储卸油功能的新型多功能深水浮式平台,油水置换储油技术是其核心技术,为保证平台投产后不会对海洋环境造成污染,需对平台油水置换储油系统排出水的含油量进行研究.为阐明置换次数、平台运动和环境温度等对储油舱底部水中含油量的影响,按1:15的缩尺比设计建造了一座深...     

“南海自强号”改造设计

“南海自强号”生产处理平台是由自升式移动钻井平台改造而成。改造过程中在自升式移动钻井平台原有空间有限的条件下进行了改造,使其达到原“南海希望号”浮式生产储油装置的生产处理能力;在总体设计和配管设计中虽遇到很大的困难,但该项目在满足规范要求的情况下,因地制宜,采用了一些有效可行的措施,成功地进行了改造设计。     

自升式钻井平台的最新进展

回顾岸外海事业与自升式钻井平台发展的低潮与高峰,总结深水自升式平台的现状,进一步论述了新一代自升式平台的技术发展,给出自升式平台的市场需求趋势与中国自升式平台设计建造的发展.     

渤海自立号平台沉垫防滑桩的设计、安装与搬迁

渤海自立号采油平台是由大沉垫基础的自升式钻井平台改造而成。由于大沉垫式基础在渤海使用曾发生过多次滑移,该平台采用了导流基础结构刚性防滑桩。本文对防滑桩的设计制造、海上安装、起浮搬迁的全过程进行了实践经验的总结。     

自升式海洋平台关键部位钢结构的监造

以胜利作业四号平台的监造为例,针对自升式海洋平台特点,对自升式海洋平台关键部位钢结构监造中质量控制方法和监造要点进行了论述,为今后自升式海洋平台的监造提供参考与借鉴.     

三立柱大型半潜式生产储卸油平台设计

针对中国南海典型深水油气田开采,结合陵水17-2深水油气田开发工程项目,提出一种三立柱高效大型半潜式生产储卸油平台新船型概念,具有2万t上部组块有效载荷和2万m3原油储油功能。该三立柱深水半潜式生产储卸油平台与目前四立柱半潜式生产平台船型相比,减少1组立柱-浮箱-锚链,采用大跨度三角形桁架式轻型甲板设计和自主研发油水置换高效储油技术,有效载荷比显著提高,可以大幅降低平台建造与安装工程总成本,为南海深水油气田开发提供一种高效低成本的技术解决方案。     

20万m~3储罐技术发展的重要意义及研究内容

近些年,大型储罐设计、建造技术迅速发展,储罐大型化已经成为原油储运专业技术发展的一个必然趋势。国外大型储罐单罐容积已经达到20万m3,国内大庆油田在南三油库建成了规模最大的15万m3储罐群。20万m3储罐设计建造技术的研究,对于完善我国国家石油战略安全储备技术;促进中国石油工程建设技术发展;对大型油库建设的技术经济优化发展都具有重要意义。论述了20万m3储罐的主要研究内容,包括储罐整体强度分析及结构优化;特大型双盘浮顶结构安全技术;储罐"象足"屈曲分析与安全评估;搅拌形式及效果数值分析;大线能量焊高强度钢板焊接;特大型储罐安全监测与诊断;特大型储罐组装与焊接变形控制施工技术。     

油田丛式井平台地面工程设计

随着能源用地政策的改革和新"两法"的颁布实施,油田逐步开始采用丛式井平台开发模式。吉7井区新建大平台采用"玻璃钢敷缆复合连续油管+电潜螺杆泵"无杆泵采油模式,地面建设采用"井站一体化采油平台",将集输工艺、注水工艺、供配电、仪表自动化和道路等多项技术进行配套改进,同时采取设备集成、无人值守、远程监控、事故巡井等措施。井站一体化采油平台的建设可大大减少油田建设征地面积,降低能源消耗,减少地面建设工程量,缩短建设周期,实现油田快速建产、智能管理、高效生产,具有良好的经济效益和社会效益,已成为油田丛式井平台地面工程建设的样本和典范。     

多元热流体热采技术在海上探井测试中适应性研究

稠油黏度高,流动性差,常规测试难以正确评价储层的真实产能。随着多元热流体热采技术在海上油田生产平台的成功应用,提出了在探井测试中应用多元热流体热采技术。通过对支撑平台的适应性分析研究,运用数值模拟方法预测多元热流体热采测试的开采效果,并对相应的井口、供给方式等进行了优化研究。。通过现场实施,多元热流体热采测试的日产油量可达常规冷采测试产油量的2倍以上,实际效果与数值模拟的结果基本相当。该技术的应用更能准确反映油田的真实产能,为海上稠油油田的探井测试提供了一个新方法。     

大庆油田采油工程主体技术现状及展望

随着大庆油田60多年的高效勘探开发，采油工程技术不断发展完善，满足了油田不同开发阶段的生产需求，但随着油田进入“后油藏、非常规”勘探开发阶段，智能化、新能源等新技术飞速发展，采油工程面临着前所未有的机遇与挑战。围绕大庆油田的开发历程，系统梳理了60多年来采油工程在快速上产、5 000万 t不同时期稳产、4 000万 t稳产和高质量发展等不同开发阶段形成的技术系列，概述了长垣水驱、三次采油、外围油田、人工举升、修井及清洁化作业等领域目前的采油工程主体技术的发展现状，以推动采油工程技术系统全面布局，核心技术、“卡脖子”技术全面突破为发展目标，探索并展望了未来采油工程技术发展的总体思路及发展方向。     

优化改造油田生产工艺 增产增效提高环保水平——涠洲11-4油田生产工艺优化改造实践

油田生产水处理和海管输油能力不足是制约涠洲11-4油田生产和影响生产安全的瓶颈问题。合理利用油田原有设施和条件,对生产水处理系统和输油管道系统进行工艺优化改造,使该油田B平台海管运行的安全可靠性得以明显提高,并使油田生产水处理能力和处理质量得到有效改善,同时大幅度降低了油田生产成本,拓宽了油田增产挖潜的空间。涠洲11-4油田优化改造生产工艺实践经验,可为进一步拓宽海上老油气田的生产管理思路提供参考。     

边际海上油田零散天然气回收技术研究

目前边际油田伴生天然气均采取气液分离后排火炬烧掉的处理方式,既污染环境,又浪费能源,为有效地回收边际海上油田零散天然气,有必要进行回收技术的研究。采用"井口平台—自航船—陆地"的生产模式,天然气的压缩、集气、周转在自航船上进行。油气在试采平台上分离后,天然气通过高压软管,进入压缩天然气(CNG)生产、运输系统(自航船)。在该系统中,天然气首先进入缓冲罐,经天然气压缩机增压至20 MPa,经脱水装置脱水后,进入系统的储气装置中,储气到额定的压力或气量后,自航船将天然气运至码头,卸气至天然气管网。与其他生产方式相比,CNG生产方式具有工艺简单、投资少、适应性强、经营风险小等优点。通过边际海上油田零散天然气的回收,可以合理利用资源,保护环境,增加天然气产量和商品率,提高油田的经济效益。     

绥中36-1油田堵水稳油技术数值模拟研究及应用

为了保证渤海绥中36-1油田的稳产,针对油田开发过程中暴露出注入水单层单向突进的矛盾,在注水井优化注水的基础上,采用数值模拟方法进行油井堵水效果研究。方案设计时考虑三种堵水方式:封堵防砂段、封堵高含水小层和层内堵水;考虑封堵三个不同含水级别的油层段:含水分别大于90%、80%、70%。油井堵水后减少无效水循环,提高注入水利用率,减少平台污水处理量,实现了节能减排,同时为中低含水井提液生产创造了产液空间。研究认为堵水越精细,限液生产造成的油量损失越少,且在一定程度上提高了油田采收率。现场试验结果表明高含水油井堵水后降水增油效果明显。     

减氧空气吞吐技术在鲁克沁深层稠油油藏的应用

鲁克沁三叠系深层稠油油藏经过多年的注水开发,出现了含水率上升快、水驱效率低、采出程度低等问题。为了解决水驱矛盾,提高单井产量,提出了减氧空气吞吐的方案。通过室内物理模拟实验和数值模拟研究,分析了减氧空气吞吐的机理,优化了注入参数。基于理论研究结果,在鲁克沁三叠系深层稠油油藏开展了减氧空气吞吐矿场试验,结果表明：减氧空气吞吐降水增油的机理是稠油注减氧空气后存在拟泡点,形成泡沫油流分散降黏,同时封堵水流优势通道,扩大波及体积。注气量、注气速度和焖井时间对减氧空气吞吐效果影响较大,建议单井注气量40×10⁴ m³,注气速度4×10⁴ m³/d,焖井时间8~10 d。鲁克沁三叠系深层稠油油藏共实施减氧空气吞吐400余井次,有效率82%,单井平均初期日增油量4.5 t,综合含水率下降42%,有效期达168 d,有效期内单井增油量480.0 t。因此,减氧空气吞吐是深层稠油的一种有效降水增油技术,对同类型油藏注水开发后提高采收率具有重要的借鉴意义。