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1、海洋环境恶劣； 离岸远； 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。,深水油气开采特殊性,水下为主的开发模式 复杂的钻采系统 智能的操作系统 可靠的安全系统,开发技术特点,成果一：深水海域油气田开发技术现状调研,（一）深水开采特点,成果一：深水海域油气田开发技术现状调研,（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：, TLP(或SPAR)+FPSO开发模式 Angola， Kizomba A，10061281 m, TLP(或SPAR)+外输管道开发模式 印度尼西亚的West S
2、eno油田 1021m,2种干式采油开发模式,成果一：深水海域油气田开发技术现状调研,（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,FPSO+水下井口联合开发工程模式 Angola， Kizomba C 732 m Angola， Pazflor 6001200 m 国内陆丰油田 330m,SEMIFPS+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,17702360 m 挪威的Troll West油田，350m,成果一：深水海域油气田开发技术现状调研,（一）深水油气田开发工程模式,1、开发工程模式,水下井口回接到现有设施工程开发模式 墨西哥Bul
3、lwinkle平台生产后期 412.4m,Bullwinkle平台，1988年,水下生产装备+外输管道工程开发模式 挪威 Snohvit 气田 250-345m,SEMIFPS+FPSO(或FSO)联合开发工程模式 流花油田，310m,湿式采油模式, 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,2种干湿组合式采油开发模式, TLP(或SPAR)+水下井口+FPSO联合开发模式 马来西亚 Kikeh油田 1330 m,（一）深水油气田开发工程模式,1、开发工程模式,成果一：深水海域油气田开发技术现状调研,深 水 油 气 田 开
4、发 工 程 模 式 的 选 择,修井作业频率的高低与完井采油方式的选择密切相关。,2,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。,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,成果一：深水海域油气田开发技术现状调研,3、 发展趋势,（二）深水油气田开发工程模式,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产技术，井数达到3600多口。,（三）水下生产装备,1.
5、系统组成,成果一：深水海域油气田开发技术现状调研,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。,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,采油树与海水直接接触 结构简单，维护方便,成果一：深水海域油气田开发技术现状调研,2.水下采油树,（三）水下生产装备,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,卧式采油树,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
6、，但完井安装、回收时工序复杂。,成果一：深水海域油气田开发技术现状调研,2.水下采油树,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。,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。,（三）水下生产装备,立式采油树,控制管束,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,3.水下控制系统,主要功能 (1) 开关水下采油树上的阀门 (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
7、制（工业化试验）,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。,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。,13,（三）水下生产装备,世界上第一台全电力水下生产装备（荷兰北海）,水下井口与井口群,成果一：深水海域油气田开发技术现状调研,4. 发展趋势,（四）深水完井采油工艺,1、概况,成果一：深水海域油气田开发技术现状调研,巴西的Marlim Sul深水油田 1180m,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。
8、 最大的区别是以高产、长寿命、完井智能控制为特点,国外现状,2、智能完井技术,成果一：深水海域油气田开发技术现状调研,（四）深水完井采油工艺,对比,电控式智能完井是将来发展的方向。,成果一：深水海域油气田开发技术现状调研,（四）深水完井采油工艺,2、智能完井技术,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。,（四）深水举升工艺,成果一：深水海域油气田开发技术现状调研,尼日利亚湿式开发工程模式,Angola干
9、式开发工程模式,成果一：深水海域油气田开发技术现状调研,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。,（四）深水举升工艺,1、水下气举,成果一：深水海域油气田开发技术现状调研,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。 平均检泵周期
10、2-3年。,英国北海Gannet油田,（四）深水举升工艺,2、水下电潜泵,成果一：深水海域油气田开发技术现状调研,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，平均检泵周期18个月。,（四）深水举升工艺,3、水驱潜油泵,排量3184m3/d 转速10000r/min 完井防砂方式：裸眼精密滤砂管,（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，还要求完井作业时的安全保障。,近几年海上安
11、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。,成果一：深水海域油气田开发技术现状调研,深水井筒安全控制屏障 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；,马来西亚Kikeh 油田,调研结论,成果一：深水海域油气田开发技术现状调研,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。,
