深海气田富含乙二醇产出水分析方法的建立及应用

南海西部海域深海气田产出液中乙二醇含量高达70%以上,其与水互溶特性使产出水中各离子含量测定结果存在较大偏差,严重干扰产出水样分析结果,影响到产水来源判断及MRU处理系统正常运行的诊断。本文通过不同实验分析方法比对及标准分析方法步骤优化和干扰物排除等分析手段,建立了深海气田富含乙二醇产出液的分析方法。研究结果表明,采用电位滴定法测定富含乙二醇产出水Cl-含量;指示剂滴定法测定富含乙二醇产出水CO32-、HCO3-含量;分光光度法测定富含乙二醇产出水SO42-含量;ICP光谱法测定金属元素等,实验操作过程较简单、准确度高。通过对生产工艺节点液样进行离子含量监测,为气田生产及时诊断MRU处理系统正常有效防止天然气水合物并正确判断深海气田产水来源提供基础数据支撑,以保障深水气田的正常运行。

国内深海油气田开发用无缝钢管的设计及应用现状

随着能源需求的不断增加,全球海洋油气开发需求与日俱增。本文介绍了国内深海油气田开发现状及发展趋势,总结出深海油气田开发用管的特点及主要技术要求,调研了国内油气输送用大口径海洋用无缝管线管生产现状,论述了钢管的种类、轧制方法及国内主要钢管生产企业的生产能力,并结合国内某深水油田实际海管设计要求,指出了我国深海油气田输送管线管材料设计、生产工艺、几何尺寸和力学性能要求。鉴于我国深海油气开发起步晚,与国外发达国家相比仍存在很大差距,今后应重点完善管材设计和生产装备,同时结合输送工况的需求开发高品质大口径输送油气用无缝管线管。

琼东南盆地中央峡谷“深海一号”大气田周缘成藏条件与滚动勘探成效

为探明琼东南盆地中央峡谷“深海一号”大气田的地质储量,推动该大气田的可持续开发,创新性地将滚动勘探技术引入中央峡谷深水天然气勘探。搜索该区5个潜力区块开展了滚动勘探,优选成藏条件优越且能够动用控制地质储量层位的块4,针对莺歌海组T_(29)B、T_(29)E砂体以及黄流组HL-Ⅰ_上、HL-Ⅲ、HL-Ⅳ气组开展了成藏条件研究;并通过与周边已钻井成果及成藏规律的类比,重点研究了块4的圈闭、储层沉积、油气运聚等成藏条件。块4黄流组和莺歌海组T_(29)E砂体均为被中央峡谷水道壁与峡谷内部后期弱振幅泥质水道联合封闭形成的岩性圈闭,而莺歌海组T_(29)B砂体为峡谷背景下的海底扇局部高点形成的背斜圈闭;通过振幅属性砂体刻画技术、正演模拟技术,落实了块4黄流组和莺歌海组目的层中好的储盖组合;油气通过底辟、高角度裂缝和微裂缝等垂向运移通道运移至目的层圈闭中,而圈闭的顶底板有效性较好,从而起到很好的保存油气的作用。根据各成藏要素落实了资源量参数及潜在资源量,开展深水滚动探井部署,引入深水定向井钻探技术,部署L17-10d井落实含气层系和储量规模,取得了较好的钻探效果。L17-10d井在T_(29)B、T_(29)E砂体及HL-Ⅲ气组钻遇纯气层,气层垂厚近45 m,落实探明地质储量近70亿立方米;证实了中央峡谷深水区的成藏规律,为周边区域滚动勘探指明了方向;同时促进了部分难动用天然气探明地质储量与控制地质储量的动用,为深海一号大气田后续可持续开发提供了有力保障。

基于N-K模型的深海油气田生产平台建设风险分析

为降低深海油气田生产平台建设的风险,保障深海油气开发作业的安全稳定运行,从质量、进度、技术和安全4个因素识别生产平台建设过程中的风险,根据风险耦合机理,将风险因素划分为单因素、双因素和多因素耦合,并利用N-K模型对某深海油气田生产平台建设工程进行定量耦合分析。结果表明:风险耦合值与事故发生的频率呈正相关;多因素耦合的影响大于双因素耦合,其中,质量、进度、技术和安全4因素耦合值最大,耦合风险值为0.67,其次为质量和技术的双因素耦合,风险值为0.29。从质量、进度、技术和安全4个方面提出管理措施,以降低深海油气田生产平台建设安全的风险。

深海油气田开发模式及控制因素分析

海洋深水油气田开发的特点是高技术、投资巨大、高风险和高回报率。深水油气田开发模式的选择决定着深水油气田开发的经济性、安全性和有效性,众多石油公司的开发经验表明,在开发前期进行开发模式的选择研究非常重要。深水油气田开发模式的选择受多种因素影响,对这些控制因素进行了研究与分析,得出深水开发模式选择的一般原则。

深海油气田用多芯光纤复合海底电缆的设计及应用

从电缆制造技术、施工费用等方面进行分析,提出了在深海油气田领域中采用多芯、分相铅包光纤复合海底电缆的设计方案,可优化常用电缆的阻水、防腐蚀、使用寿命、机械强度和电气连接等性能,降低施工成本。

浅谈国内海上气田开发模式的发展趋势

为了经济高效地开发深海气田,国际上提出了FLNG概念,FLNG技术正处于海洋工程领域的最前沿。浮式液化天然气生产储卸装置是一种用于海上天然气田开发的浮式生产装置,随着FLNG应用技术的逐步成熟,FLNG概念的工程化已被众多能源公司所接受。全世界范围内已有两艘FLNG项目正式开始,处在筹划和招标阶段的FLNG项目不下数十个,由于全球对FLNG的投资呈快速增长趋势以及FLNG应用技术的日趋成熟,全球FLNG很快将迎来大发展。

高性能金属管在深海中的应用

深度超过1000m的油气田面临许多技术问题，天然气与油、水、沙的混合物首先必须从深井中抽送到1个中央收集装置，然后由立式管道输送到1个浮动的集生产、储存和输出于一体的装置，即所谓的FPSO容器。

远海油气转驳装备的密封研究进展

远海油气转驳技术是我国海洋油气田开采的关键技术之一,但面对极端恶劣海况,超深海平台及核心零部件高可靠性和超长寿命服役仍是世界技术难题,高性能长寿命密封系统与元件是行业的“卡脖子”技术难题,需要从相关基础理论研究、技术开发、工程应用等方面实现全面突破。从油气转驳输送技术、高压密封劣化特性、极端环境密封失效规律研究等3个方面,概述了远海油气转驳装备的高性能密封技术研究进展,并对深远海转驳装备的密封理论、技术研究趋势作出展望。

水下采油树在深海油气田开发中的发展现状和趋势分析

近几年,国内外对于水下采油树的应用成为了社会各界关注的焦点,在应用机制和技术管理体系中,对其项目运行结构进行全程管理,最大安装水深度能在2 700 m以上。水下采油树的设计工作、制造项目以及安装管理体系都是研究重点,为了满足深海发展需求,要对施工安装项目和维护能力进行系统控制。本文对水下采油树技术进行了简要分析,并集中阐释了国内外应用现状,对其发展趋势展开了讨论,以供参考。

卧底管-悬链线立管严重段塞流判定数学模型

随着油气开采不断向深海迈进,有必要对卧底管-悬链线立管中产生的严重段塞流现象进行深入研究。针对结构参数、生产参数多变的卧底管-悬链线立管集输系统,工程上缺少灵活、便捷、准确的判定严重段塞流产生的宏观理论模型。对卧底管采用分层流理论模型,着重考虑喷发阶段结束后的立管回流质量,结合漂移流速度模型,建立了卧底管-悬链线立管系统严重段塞流判定数学模型,将严重段塞流判定数学模型的判定结果与文献中的实验结果进行对比验证。结果表明,数学模型判定结果与实验结果吻合良好,可实现对卧底管-悬链线立管系统严重段塞流的产生进行宏观预判;同时对严重段塞流流型转换边界进行预测,分析了各流型间的转换特性。以现场卧底管-悬链线立管集输系统为例,预判某油田正常生产参数下将不会产生严重段塞流,并给出产生严重段塞流时的产液量及气液比范围。该模型的建立可为深海油气田开采过程中严重段塞流的宏观预判及预防提供理论依据,具有工程实际意义。

水下生产测试系统的数据通信

根据深海油气田水下生产系统实际测试要求,设计基于自由口通信模式的数据采集系统,实现测试过程的实时监控。采用字符中断方式接收数据,提高了King VIEW与S7-200PLC的通信速度。该通信方案已实际应用于水下生产测试平台,其通信的稳定性和可靠性达到了预期效果。

海底油气管道流动保障技术研究进展

面对深海低温高压的特殊环境,在深海油气田的不断开发过程中,流动保障成为了深海油气资源输送过程中亟待解决的问题之一.在深海油气田的流动保障中所要解决的主要问题是流动堵塞,即水合物、蜡、水垢、沥青质等固相的沉积.主要从蜡沉积、水合物生成以及二者之间的相互影响等三个方面进行论述,介绍了国内外深海管道流动保障技术研究的最新进展,为我国在深海油气田流动保障技术的进一步研究提供了参考.

中国海洋油气钻完井技术的进展与展望

海上油气生产已经成为保障国家能源安全的重要增长极。为了破解中国海上油气生产关键核心技术积累不足、工具装备基础薄弱、难以支撑重要领域的优快发展等技术难题,中国海洋石油集团有限公司(以下简称中国海油)在“十三五”期间,立足科技自主创新,通过理论研究、关键技术攻关与试验,攻克了一系列核心技术难题。所取得的成果包括:①突破了渤海中深层高效钻完井、海上规模化稠油热采、深水油气田开发、南海高温高压钻完井、非常规油气增产、海上应急救援等关键技术,成功投产了我国首个自营超深水“深海一号”大气田,实现了水深由300到1500 m、由勘探到开发的跨越;②研发了随钻测井与旋转导向钻井系统、深水钻井表层导管、水下应急封井装置、水下井口采油树等关键工具装备,推进了中国海洋石油工业的高质量发展。进而提出建议,中国海油未来应加强科技自主创新,加快进军深海油气的步伐,在复杂领域的钻完井技术与装备材料持续国产化等油气增储上产关键核心技术、多气合采试开发技术体系与地热等绿色能源转型上持续攻关,以期为保障国家能源安全、建设海洋强国做出更大的贡献。

Stones深水油田开发项目案例研究及启示

Stones油田是世界上水深最深的独立开发油气田。其高温、高压、低渗等油藏特点为油田的开发带来了前所未有的挑战。研究总结了Stones油田开发概况、油藏特性及项目节点,梳理了油田所用的主要生产设施,分析了油田开发过程中的成功经验。研究成果可为深海油气田的开发提供借鉴和参考。

深海油气田开发模式及控制因素研究

我国深海油气田开发起步晚,资金支持少、技术先进程度不足,目前尚未达到世界先进水平,亟待加强。目前已有的深海油气田开发模式包含CPT基础开发模式、浮式生产储卸油基础开发模式、基于张力腿平台的基础开发模式、以Spar平台为基础的开发模式等。在选择深海油气田开发模式的过程中,需围绕水深影响,风力、浪潮、水流等海域自然环境产生的影响,油田离岸距离产生的影响,深海及海岸地质地貌条件产生的影响,油藏特性产生的影响进行重点控制,最终选择契合度最高的深海油气田开发模式。

卧底管-悬链线立管严重段塞流数值模拟

POT深海油气田投产前优选并构建了卧底管-悬链线立管集输系统,严重段塞流的预防及影响因素分析至关重要。该文基于卧底管-悬链线立管结构参数及生产参数设计,应用OLGA软件对管线内的流动进行数值模拟,计算分析产量和气液比等生产参数对流型的影响,预测严重段塞流并描绘严重段塞流的流型特征,监测不同产量及气液比情况下立管内最大液塞长度及立管底部最大压力波动值。计算结果表明,卧底管-悬链线立管结构参数设计合理,设计的生产参数范围内不会产生严重段塞流,而在低产量情况下严重段塞流特征规律明显。计算分析产量及气液比与流型的关系,绘制了严重段塞流流型区间预测图。计算得出立管内最大液塞长度及立管底部最大压力波动值,着重分析节流法在抑制严重段塞流中的效果,得到节流阀开度为0.2的POT深海油气田最优化结果,为严重段塞流的预防提供依据。

油基体系水合物浆液瞬态流动机理模型

深海油气在生产运输过程中涉及高压、低温条件,极易产生水合物并导致管道堵塞。对于水合物浆液的气液固流动体系,基于水合物颗粒分散相特性,依据粒径对水合物颗粒进行分类,结合水合物生成/分解动力学模型,模拟水合物颗粒的个数、粒径及运移规律,耦合双流体模型和温度方程,建立了适用于油基体系的水合物浆液多相瞬态流动机理模型。采用交错网格对控制方程进行离散,基于压力基算法,实现了多相流动、水合物颗粒生成/分解动态变化与水合物颗粒运移等多物理场的耦合求解。将该模型应用于某多相混输管道,模拟得到水合物浆液输送管道水合物含量的变化规律,为定量分析水合物浆液输送的堵塞风险提供理论基础。(图12,表5,参37)