深水海域油气田开发技术现状2015

产技术，井数达到3600多口。
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。
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
2.水下采油树

按结构形式分为干式、湿式，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
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。
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（三）水下生产装备
4. 发展趋势
• 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。
水下井口与井口群
世界上第一台全电力水下 生产装备（荷兰北海）
程
模 式
丛式
高
低
SWP+Mini—TLP+外输管线 FPSO+Mini—TLP FPSO+水下设施 SPAR+水下设施+OLS SEMI+水下设施+FSU或DTL TLP+FSU或DTL
的
选 择
分布式 长
高
SPAR+OLS FPSO+Mini—TLP SEMI+水下设施+FSU或DTL FPSO+水下设施
• 采油树与海水直接接触
• 结构简单，维护方便
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（三）水下生产装备
2.水下采油树 湿式采油树按照阀门布置方式又分卧式采油树、立式采油树
立式：生产主阀、翼阀和井下安全阀安 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。 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。
印度尼西亚的West Seno油田 1021m
② TLP(或SPAR)+FPSO开发模式
Angola， Kizomba A，1006~1281 m
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（一）深水油气田开发工程模式
1、开发工程模式

5种湿式采油开发模式
①FPSO+水下井口联合开发工程模式 Angola， Kizomba C 732 m Angola， Pazflor 600~1200 m 国内陆丰油田 330m
⑤SEMI—FPS+FPSO(或FSO)联合开发工程模式 流花油田，310m
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（一）深水油气田开发工程模式
1、开发工程模式

2种干湿组合式采油开发模式
① TLP(或SPAR)+水下井口+外输管线的开发模式
墨西哥湾的Serrano和Oregano油气田 1036m
优点
1.开关结构简单； 2.可靠性高；
缺点
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。 1.电缆密封性能要求高 2.电控部分密封性能要求高 3.受电子元器件的限制
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。
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
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（三）水下生产装备
1.系统组成
第一个水下完井系统于1943年在加拿大伊 利湖10m水深处安装，目前水深记录2714m 全世界已有130多个油气田应用了水下生
（二）深水油气田开发工程模式
1、开发工程模式
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：
类型
干式采油
特点
采油树置于水面以上的甲板 上，井口作业在甲板进行， 平台甲板需要足够大的面积
主要模式
1.TLP(或SPAR)+外输管道开发模式 2.TLP(或SPAR)+FPSO开发模式
1.FPSO+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 1.TLP(或SPAR)+水下井口+外输管线的开发模式 2.TLP(或SPAR)+水下井口+FPSO联合开发模式
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（四）深水完井采油工艺
2、智能完井技术

国外现状 公司
Schlumberger Weatherford Haliburton
完井系统
油藏监测和控制系统RMC 智能完井系统 地面控制油藏分析与管理 系统SCRAMS InForce系统
类型
应用情况
液压式智能完 井系统
检泵周期18个月。
排量3184m3/d
转速10000r/min 完井防砂方式：裸眼精密滤砂管
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（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 紧急情况时要有安全防范工具，还
井下安全阀 生产油管
要求完井作业时的安全保障。
Angola干式开发工程模式
尼日利亚湿式开发工程模式
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（四）深水举升工艺
1、水下气举
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。
wk.baidu.com
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② TLP(或SPAR)+水下井口+FPSO联合开发模式
马来西亚 Kikeh油田 1330 m
2 深
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
SEMI+水下设施+外输管线
水
油 气 田 开 发 工
短
丛式
低
SWP+水下设施+外输管线
FPSO+水下设施 TLP+外输管线 SPAR+外输管线
立式采油树
卧式采油树
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。
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（三）水下生产装备
3.水下控制系统
主要功能 (1) 开关水下采油树上的阀门
控制管束
(2) 开关井下安全阀
(3) 调节井下油嘴 (4) 监测井口油压、套压等数据 (5) 控制井下电潜泵 控制模式 (1) 全液压控制 (2) 电液控制 (3) 全电气控制（工业化试验）
高
SEMI+Mini—TLP+外输管线 SEMI+水下设施+外输管线 SWP+Mini—TLP+外输管线 FPSO+Mini—TLP
SEMI+水下设施+外输管线 修井作业频率的高低与完井采油方式的选择密切相关。 SWP+水下设施+外输管线
低
分布式
FPSO+水下设施 SEMI+Mini—TLP+外输管线
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（四）深水完井采油工艺
1、概况
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
巴西的Marlim Sul深水油田
1180m
印度尼西亚NE Intan A-24井 阿曼Saih Rawl 油田、中东 、 挪威
Baker
Baker
InCharge系统
电控式智能完 井系统
巴西Marlim Sul 油田
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（四）深水完井采油工艺
2、智能完井技术

对比
工艺
液压式智能 完井
特点
1.电子控制液 压系统； 2.液压驱动井 下系统；
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
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
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（一）深水油气田开发工程模式
1、开发工程模式

2种干式采油开发模式
① TLP(或SPAR)+外输管道开发模式
统湿式模式是主要模式，目前国内外正致力于水下增压、水下处理系统等水下生
产技术的工业化实验。 2、举升方式以水下气举和水下电潜泵为主，正在实验水驱潜油泵技术。 3、深水完井方式以高产、长寿命、完井智能控制为特点。主要应用了液控式智能完 井技术，电控式是发展方向。 4、深水开发需要更可靠的安全系统。
电控式智能完井是将来发展的方向。
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（四）深水举升工艺
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。
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（一）深水开采特点
深水油气开采特殊性
海洋环境恶劣； 离岸远；
开发技术特点
水下为主的开发模式
水深增加使平台负荷增大；
平台类型多种多样； 钻井、作业难度大、费用高、风险大； 油井产量高。
复杂的钻采系统 智能的操作系统
可靠的安全系统
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（四）深水举升工艺
2、水下电潜泵
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。 输配电系统 : 需要使用湿式电接头和水下 输配电技术； 水下安装:需要专用的水下安装包； 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。
深水井筒安全控制屏障
生产套管
• 地层封隔：地层隔离阀；
• 环空封隔：环空封隔器； • 生产通道封隔：安全阀；
环空封隔器 地层隔离阀 防砂封隔器 滤砂管
马来西亚Kikeh 油田
近几年海上安全事故造成的重大灾害，使油气井安全完整性的研究受到更多的重视。
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调研结论
1、国内外主要应用了干式、湿式，干湿结合9种深水开发模式，FPSO+ 水下生产系
平均检泵周期2-3年。
英国北海Gannet油田
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（四）深水举升工艺
3、水驱潜油泵
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。
英国北海实验应用40余井次，平均
低 高
SEMI+水下设施+FSU或DTL SPAR+水下设施+OLS FPSO+Mini—TIP SPAR+Mini—TLP+0LS
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（二）深水油气田开发工程模式
3、 发展趋势
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。
②SEMI—FPS+水下井口+外输管线联合开发工程模式
墨西哥湾 Na Kika油气田,1770~2360 m 挪威的Troll West油田，350m
湿式采油模式
③水下井口回接到现有设施工程开发模式 墨西哥Bullwinkle平台生产后期 412.4m
Bullwinkle平台，1988年
④水下生产装备+外输管道工程开发模式 挪威 Snohvit 气田 250-345m