深水海域油气田开发技术现状.pptVIP

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2020-04-04 发布于浙江
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深水海域油气田开发技术现状.ppt

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海洋环境恶劣；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。;成果一：深水海域油气田开发技术现状调研;② TLP(或SPAR)+FPSO开发模式 Angola， Kizomba A，1006~1281 m; 5种湿式采油开发模式;;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;距岸或其他油田设施的距离; 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。;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。; 按结构形式分为干式、湿式，目前普遍采用湿式采油树。;湿式采油树按照阀门布置方式又分卧式采油树、立式采油树;控制管束;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。;（四）深水完井采油工艺;公司; 对比; 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。;成果一：深水海域油气田开发技术现状调研;成果一：深水海域油气田开发技术现状调研;成果一：深水海域油气田开发技术现状调研;井下安全阀;调研结论