海上原油中转储销模式研究

随着国内海上油气田的勘探开发,原油产量增长对目前常规海上原油储销体系产生巨大压力,并且部分海上平台或者边际油田位置较为偏远,传统的铺设输油管道和建设陆地终端或FPSO进行原油储销成本较高,影响油气田的开发利用。文章通过对目前国内海洋原油常规储销模式进行研究,分析其在新形势变化下面临的问题和不足,以QHD原油中转外输为实际案例,对海上原油中转储销模式进行探讨。

大力加强我国海洋石油勘探开发安全与陆上油气储运安全工作的建议

保证我国石油天然气可靠安全的供应是我国可持续发展的基础。海洋石油勘探开发安全与陆上油气储运安全是我国能源工作的重要方面。本文叙述了安全工作的重要性,海洋石油勘探开发安全与陆上油气储运安全的现状,与安全相关的科技问题及主要工作建议。

渤海湾裂缝性稠油油藏合理开发方式

渤海湾潜山裂缝性稠油油藏为具有储集层裂缝发育、流体黏度大、埋藏较深等特点的海上油藏。如果常规热采开发,注入蒸汽的热损失大;如果冷采开发,较大的原油黏度会导致驱油效率和波及效率较低,合理开发难度很大。针对此类油藏特点,采用室内物理实验和油藏工程相结合的方法,应用大尺度物理模型,对目标油田冷水驱、热水驱以及热水加表面活性剂驱等开发方式的开发机理和适应性进行研究,并应用实际地质模型对合理开发方式进行验证。结果表明,采用热水加表面活性剂的开发方式,开发效果最好,其余依次为热水驱、冷水驱、蒸汽驱和蒸汽吞吐。综合对比开发效果和经济效益,最终推荐目标区采用热水驱开发方式。

海上油气田区域开发模式思考与实践

在目前技术水平和经济条件下,采用常规开发方式单独开发JZ25-1S油气田周边的JX1-1稠油油田及其他小油田经济效益差,有的甚至没有经济效益。提出了海上油气田区域开发模式。根据区域勘探评价和产能规划研究成果,将JZ25-1S油气田及其周边油气田作为一个整体区域全面规划、分步实施,获得了很好的油气田开发区域联动经济效益。

海上油气田的工程模式优选

海上油气田开发中的海洋工程模式优选,不仅是项目可行性研究的重要内容,还对后续设备选型、结构设计和建造产生重要影响。海上油气田开发中的工程模式主要分为三大类:全陆式、半海半陆式和全海式,以人工岛、井口平台+固定式处理平台+海底管道+陆上终端、水下井口+浮式处理平台+FSO(浮式储卸油装置)/海底管道、水下井口+FPSO(浮式生产、储卸油装置)、井口平台+FPSO等较为典型。在选择工程模式时,主要考虑技术因素和经济因素:一般先通过分析水深、离岸距离、基础设施、环境条件等关键技术因素,逐渐缩小选择范围,初步选出几个技术上可行的工程模式,然后利用QUE$TOR软件,快速、准确地计算各种模式的海洋工程投资,进而优选出技术上可行且投资最低的方案。以西非某海上油田为例,利用该优选方法,找到了最优的工程模式。该优选方法可以方便、快捷地优选出技术上可行、经济上合理的海上油气田工程模式,适用于海上新项目快速评价及工程方案可行性研究,有助于提高工程模式选择的科学化水平,提高项目经济效益。

海上油田高效开发技术探索与实践

在我国渤海湾相继发现40多亿t地质储量的原油,但这些原油多为稠油和重油,难以开发,在陆上油田开发经验不能用于海上,又无国际先例可借鉴的情况下,基于海上稠油开发历程及现状,深入分析了海上稠油油田开发面临的主要问题与挑战,有针对性地集成、创新了适合于海上稠油开采的先进技术,逐步建立完善了海上稠油高效开发思路和技术体系。该技术有效降低了油田开发成本,并成功地开发了被国际石油公司称为"21世纪挑战"的海上最大稠油油田。成功研发了开发海上边际油田的"三一模式"和"蜜蜂模式",应用于渤海边际油田开发实践,并探索出一套适用于海上油田开发的优快钻完井技术。在此基础上,为了实现渤海油田产量进一步增长和大幅度提高采收率,经过长期技术探索与矿场实践,大胆提出了海上稠油高效开发新模式,即模糊一、二、三次采油界限,通过技术创新和创新技术集成,使油田在投产初期迅速达到高峰产量并高速开采,始终保持旺盛生产能力;采取多枝导流、控制适度出砂、早期注水、注水即注聚、注水注聚相结合等技术;通过以聚合物驱为主的提高采收率技术、多枝导流技术、电潜螺杆泵举升技术和地面除砂工艺等技术体系,在最短的时间内采出更多的原油,达到最大采收率。基于高效开发新模式思想,成功开发了迄今为止世界海上最稠的渤海南堡35-2油田,并已在多个油田进行应用。这一创新的认识与实践,不仅为我国海上油田开发探索出一条新路,也为世界海上油田,特别是稠油油田的开发提供了新思路的思考。

特稠油、超稠油油藏热采开发模式综述

方法利用水平井热采模式．对特、超稠油油藏进行开采。目的改善开发效果，提高经济效益。结果对油层厚度小于5m的特、超稠油油藏不宜采用水平井热采；对油层厚度在5～10m的特稠油油藏或油层厚度大于10m的超稠油油藏，可采用水平井蒸汽吞吐和蒸汽驱开采；对原油粘度大于5×104mPa·s的超稠油油藏，适用蒸汽吞吐开采；对油层厚度大于20m，原油粘度大于20×104mPa·s的超稠油油藏，必须采用蒸汽辅助重力泄油技术。结论对已投入蒸汽吞吐的特稠油油藏，尤其是处于中后期吞吐阶段的区块，应采用蒸汽加氮气泡沫驱及现有在井与水平共组合蒸汽驱模式；对尚未开发的特、超稠油油藏，应采用水平井注蒸汽热采模式及其它新技术。

西非深水油气田开发状况及其发展趋势

西非深水海域油气资源丰富、开发潜力巨大,是世界上公认的海上油气田最具开发前景的地区。由于众多石油公司参与开发,西非深水油气田的开发模式呈现多样性。文章分析研究了西非现有深水油气田的开发模式、相关技术及发展趋势,为西非深水油气田的开发提供了一定的参考依据。

坐落管柱控制系统发展现状及国产化研究难点

坐落管柱是深水油气测试关键装备,遭遇特殊海况和紧急工况时可通过控制坐落管柱来实现油气封堵和测试管柱解脱,保障浮动平台安全撤离。随着海洋油气开发逐渐转向深水、超深水,坐落管柱控制系统已经历了直接液压控制、先导液压控制和电液控制等3个发展阶段,然而中国对坐落管柱控制系统的研究还处于起步阶段。详细介绍了坐落管柱控制系统组成、发展历程以及国内外研究现状,总结了坐落管柱3种控制系统的技术特征,包括响应时间、成本等;进一步通过对比现有国外产品,分析了坐落管柱控制系统整体发展趋势;最后结合中国实际情况,指出了坐落管柱控制系统国产化研究重点、难点。本文研究成果可为坐落管柱控制系统国产化提供参考。

排66块火成岩油藏合理开发方式研究

针对准噶尔盆地排66块火成岩非均质性严重、原油黏度大造成的开发方式不确定的问题,运用数值模型方法,结合油藏实际动态特征,通过参数敏感性分析,确定了原油黏度和储层渗透性对此类油藏采收率影响较大,并提出以地层原油流度作为区块冷采和热采两种不同开发方式的界限,得出了排66块原油流度和热采净增油提高值的关系曲线,当原油流度大于0.163 m D/m Pa·s时,采用冷采开发,否则采用热采开发。根据研究,在排66块东部部署5口评价井,均采用冷采开发,并取得较好开发效果。

亚极地海域油气田开发方式的选择

俄罗斯远东萨哈林岛大陆架上油气资源丰富,由于地处亚极地海域冬季海冰严重,年冰期在180 d以上,单层冰厚可达1 m;并且萨哈林岛还处于多个地质板块的交汇处,地震灾害频繁,区域内海上油气田开发难度很大。针对当地不同的油气田,选择一种适合其特点的开发方式非常关键。通过对该海域已有几个油气田开发实践的分析,总结出了针对亚极地海域不同条件下油气田开发方式的选择依据,并对各开发方式下的单井成本进行了比较,推荐了该区域WEINI凝析气田较理想的开发方案。这种亚极地海域油气田开发方式的选择方法,较全面地考虑了亚极地海域的环境因素,在现实中可以帮助作业者快速有效地做出决策。

海上稠油油藏多元热流体吞吐后转火驱开发研究

针对NB35-2油田多元热流体吞吐部分井日产油量降低、回采水率及回采气率升高、井底流压较低的现象,从生产井生产特征出发,将低效井作为转火驱开发研究对象,分析低效原因。利用油藏数值模拟方法,建立考虑多组分转化关系的火驱数学模型,充分利用现有井网条件,以提高火驱单井产能及累计产油量为出发点,优选适合海上稠油火驱的井网类型及驱替模式,论证大井距火驱开发的可行性,并对注采参数进行优化。结果表明,3口不同类型低效井转驱后累计增油13.1×10^4m^3,且边部储量得到有效动用,边部转驱单井累计产油达到12.4×10^4m^3,开发具有一定经济性,满足海上稠油热采少井、高产开发要求。研究结果可对海上稠油油藏开发方式转换提供借鉴意义。

AP-05稠油破乳剂的研制及现场应用

AP-05稠油破乳剂是针对渤海绥中36-1油田低含水稠油研制的一种油溶性高分子破乳剂。其合成中采用了甲苯二异氰酸酯扩链剂、高效增效剂等先进技术。产品具有优越的破乳性能,对绥中低含水稠油具有出水量大、脱水速度快、油水界面齐、污水含油率低的特点,尤其适合海洋油田原油脱水。

2000年以来俄罗斯石油工业状况与展望

从原油开采、石油加工与炼化、原油及成品油出口等方面回顾总结俄罗斯石油工业2000-2016年的发展。近年来在俄罗斯联邦政府税费政策与炼厂现代化升级改造的激励下,俄罗斯石油工业取得了长足的进步。俄罗斯核心区原油产量已过巅峰期,政府出台优惠政策扶持新增长点,东部新区增产作用显著,海洋石油资源开发快速发展,非常规难开采石油资源开发进展缓慢,油田伴生气回收成效显著但任重道远。炼油厂现代化升级初见成效,油品全面进入"欧V"时代,力保石油出口市场份额,拓展向亚太地区出口石油。未来世界石油消耗量仍将加大,而俄罗斯石油稳产与增产将主要依靠老产区提高石油采收率、东西伯利亚及远东开发、海洋及北极油气开发、非常规石油资源开发。未来亚太地区将成为世界石油需求增长的最主要地区,扩大与亚洲国家的能源合作对俄罗斯具有战略意义。

渤西油田群联合开发及半海半陆式工程方案的确定

本文系统地阐述了渤西油田群联合开发思路的形成和“半海半陆式”工程方案的确定过程。采用“全海式”开发工程方案单独开发歧口18-1油田的经济测算表明,该油田无经济效益。而油藏研究结果显示,以歧口18-1油田为中心、以15km为半径的范围内所发现的歧口17-3、歧口17-2及曹妃甸13-1等油气田均获高产油气流,并有可观的石油地质储量。工程专家以此为基础,提出渤西水浅离岸近,可充分依托陆地,建成“半海半陆式”工程设施,以歧口18-1油田为集输中心,把几个油气田生产的油气流全部汇集到18-1油田后再通过2条管线把油水和天然气输送上岸进行处理。联合开发思路和“半海半陆式”工程方案为渤海四大开发体系的形成奠定了物质技术基础。

渤海稠油油藏开发现状及热采开发难点与对策

渤海稠油资源丰富,一半以上的探明储量是稠油。经过多年实践,渤海成功建立了蒸汽吞吐、蒸汽驱先导试验区,随着规模化热采的进行,目前面临一些新的问题。总结了渤海稠油资源特点、海上稠油分类、不同类型稠油开发技术现状,重点分析了目前海上稠油热采开发面临的问题与挑战,并提出了相应的技术对策。目前渤海稠油热采面临4个问题:①蒸汽吞吐产能偏低;②大井距水平井蒸汽驱难度大;③薄层边底水稠油油藏热采热损失严重,难以经济有效动用;④普通稠油油藏水驱后仍有大量剩余油富集。针对问题,提出了3项对策:①改进热采设备增加热利用率,通过精细地质油藏研究提高单井产能;②运用热复合化学增效技术提高采收率;③探索超临界多源多元热流体吞吐、火烧及井下热力发生等热采前沿技术,提高薄层边底水储量动用程度。本文研究对推进渤海油田稠油规模化高效开发进程具有重要指导作用。

海上油田新型主发电站技术分析

根据渤海某油田开发的特点,对海上油田主发电站配置规模、形式、燃料选择等方面进行了分析和研究,提出了一种可以同时使用柴油、天然气、原油等的多燃料透平发电机组作为主发电机组。研究表明,在海上油田开发中,为减少运营费用,主发电站的燃料应首先是油田伴生气,其次是伴生气+自产原油,然后是自产原油,最后才是柴油;多燃料的透平发电机组可以应用于海上油田开发,实现了主发电站选型的多元和灵活性,为海上石油的开发提供更多的保障,但是该多燃料透平机组对于原油燃料的要求比较高,需要设计多燃料供应系统,并对实际应用的情况进行跟踪了解,优化完善设计方案以及相应辅机的配置方案,以提高该机组在后续应用中的安全性、可靠性。

渤海埕北油田原油消泡剂BHX-06的开发

渤海埕北海上油田A、B平台所产高含水（平均87％）舍气（气油比66和45）重质原油，从各该综合汇管进入三相分离器，在温度70～75℃、压力0．23～0．26MPa下含水原油、自由水、天然气分离。为了抑制天然气从原油中逸出时产生泡沫，挟带原油进入高压洗涤器，需在三相分离器内加入原油消泡剞。合成了有机氟接枝聚硅氧烷，再加入螯合剂、助溶剞、分散荆，制成了有效成分质量分数≤10％的原油消泡剂BHX-06。从现场取含气含水原油样，加入体积分数20％的各种消泡剂煤油溶液，加量为50mL几，在封闭、70℃条件下测原油样体积变化，求得12分钟时BHX-06的消泡率为86％，略小于日本帝国石油公司的EX-906（88％），在不同程度上高于8种国内商品或自制消泡刑。在埕北B平台进行了为时5天的现场应用试验．将体积分数3％的BHX-06煤油溶液连续注入三相分离器．加量按油气水混合物产量计为8．3～14、5mL亿，三相分离器和高压洗涤器运行顺利，高压洗涤器内基本上无积液。图2表3参3。

海上油气田开发工程模式探讨

海上油气田开发工程模式的选择与确定取决于多方面因素,国内外对海上油气田开发有着不同的惯用模式。文章探讨了油藏、水深、工程地质、离岸距离、现有设施依托情况、地方法规、建造和安装能力、经济指标和风险分析等决定工程模式选择的因素,分析了产品特性、井口数量、钻完井方式、储油及外输方式、销售方式、技术管理水平与偏好、操作及维护等影响工程模式选择的主要因素。对于海上油气田开发方案的设计具有一定的参考价值。

单螺杆泵的特点分析及其在海油陆采平台的选型设计

随着油田地面集输工艺的发展和机械制造行业的日趋成熟,单螺杆泵作为一种非常有特点的容积式泵,在油气混输方面的应用越来越广泛。结合胜利油田垦东12区块油气物性特点,分析了该区块1号海油陆采平台地面工程中采用的单螺杆泵的特点及选型设计方法。