1、海洋環境惡劣；海洋環境惡劣；離岸遠；離岸遠；水深增加使平臺負荷增大；水深增加使平臺負荷增大；平臺類型多種多樣；平臺類型多種多樣；鉆井、作業難度大、費用高、風險大；鉆井、作業難度大、費用高、風險大；油井產量高。油井產量高。深水油氣開采特殊性深水油氣開采特殊性水下為主的開發模式復雜的鉆采系統智能的操作系統可靠的安全系統開發技術特點開發技術特點成果一：深水海域油氣田開發技術現狀調研成果一：深水海域油氣田開發技術現狀調研（一）深水開采特點 成果一：深水海域油氣田開發技術現狀調研成果一：深水海域油氣田開發技術現狀調研（二）深水油氣田開發工程模式 1、開發工程模式類型 特點主要模式干式采油采油樹置于水面以

2、上的甲板上，井口作業在甲板進行，平臺甲板需要足夠大的面積1.TLP(或SPAR)+外輸管道開發模式2.TLP(或SPAR)+FPSO開發模式濕式采油采油樹置于海底，井口作業在水下進行，水下井口分散布置，所需甲板面積較小1.FPSO+1.FPSO+水下井口聯合開發工程模式水下井口聯合開發工程模式2.SEMI-FPS+水下井口+外輸管線聯合模式3.水下井口回接到現有設施工程開發模式4.水下生產裝備+外輸管道工程開發模式5.SEMI-FPS+FPSO聯合開發工程模式干濕組合式采油濕式采油和干式采油聯合應用，在油藏分布呈集中和分散雙重特征時可以采用1.TLP(或SPAR)+水下井口+外輸管線的開發模式

3、2.TLP(或SPAR)+水下井口+FPSO聯合開發模式根據采油方式不同分為濕式采油、干式采油和干濕組合式采油三種： TLP(TLP(或或SPAR)+SPAR)+FPSOFPSO開發模式開發模式 AngolaAngola， Kizomba AKizomba A，10061281 m10061281 m TLP(TLP(或或SPAR)+SPAR)+外輸管道開發模式外輸管道開發模式印度尼西亞的印度尼西亞的West SenoWest Seno油田油田 1021m 1021m l 2種干式采油開發模式干式采油開發模式成果一：深水海域油氣田開發技術現狀調研成果一：深水海域油氣田開發技術現狀調研（一）深水

4、油氣田開發工程模式 1、開發工程模式l 5種濕式采油開發模式濕式采油開發模式 FPSO+FPSO+水下井口聯合開發工程模式水下井口聯合開發工程模式AngolaAngola， Kizomba C Kizomba C 732 m732 mAngolaAngola， Pazflor 6001200 mPazflor 6001200 m國內陸豐油田國內陸豐油田 330m330mSEMISEMIFPS+FPS+水下井口水下井口+ +外輸管線聯合開發工程模式外輸管線聯合開發工程模式墨西哥灣墨西哥灣 NaNa KikaKika油氣田油氣田,17702360 m,17702360 m挪威的挪威的Troll W

5、estTroll West油田，油田，350m350m成果一：深水海域油氣田開發技術現狀調研成果一：深水海域油氣田開發技術現狀調研（一）深水油氣田開發工程模式 1、開發工程模式水下井口回接到現有設施工程開發模式水下井口回接到現有設施工程開發模式 墨西哥墨西哥BullwinkleBullwinkle平臺生產后期平臺生產后期 412.4m412.4mBullwinkleBullwinkle平臺，平臺，19881988年年水下生產裝備水下生產裝備+ +外輸管道工程開發模式外輸管道工程開發模式挪威挪威 SnohvitSnohvit 氣田氣田 250-345m250-345mSEMISEMIFPS+FP

6、SO(FPS+FPSO(或或FSO)FSO)聯合開發工程模式聯合開發工程模式 流花油田，流花油田，310m310m濕式采油模式濕式采油模式 TLP(TLP(或或SPAR)+SPAR)+水下井口水下井口+ +外輸管線的開發模式外輸管線的開發模式墨西哥灣的墨西哥灣的SerranoSerrano和和OreganoOregano油氣田油氣田 1036m1036ml 2種干濕組合式采油開發模式干濕組合式采油開發模式 TLP(TLP(或或SPAR)+SPAR)+水下井口水下井口+ +FPSOFPSO聯合開發模式聯合開發模式馬來西亞馬來西亞 KikehKikeh油田油田 1330 m1330 m（一）深水油

7、氣田開發工程模式 1、開發工程模式成果一：深水海域油氣田開發技術現狀調研成果一：深水海域油氣田開發技術現狀調研距岸或其他油田設施的距離開發井布置方式(分布或叢式)修井作業頻率開發工程模式短短叢式叢式低低SEMI+水下設施水下設施+外輸管線外輸管線SWP+水下設施水下設施+外輸管線外輸管線FPSO+水下設施水下設施高高TLP+外輸管線外輸管線SPAR+外輸管線外輸管線SEMI+MiniTLP+外輸管線外輸管線SEMI+水下設施水下設施+外輸管線外輸管線SWP+MiniTLP+外輸管線外輸管線FPSO+MiniTLP分布式分布式低低SEMI+水下設施水下設施+外輸管線外輸管線SWP+水下設施水下設

8、施+外輸管線外輸管線FPSO+水下設施水下設施高高SEMI+MiniTLP+外輸管線外輸管線SWP+MiniTLP+外輸管線外輸管線FPSO+MiniTLP長長叢式叢式低低FPSO+水下設施水下設施SPAR+水下設施水下設施+OLSSEMI+水下設施水下設施+FSU或或DTL高高TLP+FSU或或DTLSPAR+OLSFPSO+MiniTLPSEMI+水下設施水下設施+FSU或或DTL分布式分布式低低FPSO+水下設施水下設施SEMI+水下設施水下設施+FSU或或DTLSPAR+水下設施水下設施+OLS高高FPSO+MiniTIPSPAR+MiniTLP+0LS深深水水油油氣氣田田開開發發工工

9、程程模模式式的的選選擇擇修井作業頻率的高低與完井采油方式的選擇密切相關。修井作業頻率的高低與完井采油方式的選擇密切相關。2 為克服浮式系統因水深加大而面臨的極惡劣環境條件、諸多潛在風險及高建造成本的挑戰，生產和控制系統正逐步從海面(干式)向海底(濕式)發展。水下增壓、水下油氣處理等創新技術已進入現場試驗和工業化應用階段主流的深海和超深海油田越來越多地采用水下生產系統成果一：深水海域油氣田開發技術現狀調研成果一：深水海域油氣田開發技術現狀調研3、 發展趨勢發展趨勢（二）深水油氣田開發工程模式 l第一個第一個水下完井系統于水下完井系統于19431943年年在加拿大伊在加拿大伊利湖利湖10m10m水

10、深水深處安裝，目前水深記錄處安裝，目前水深記錄2714m2714ml全世界已有全世界已有130130多個油氣田應用了水下生多個油氣田應用了水下生產技術，井數達到產技術，井數達到36003600多口多口。（三）水下生產裝備1.系統組成 成果一：深水海域油氣田開發技術現狀調研成果一：深水海域油氣田開發技術現狀調研其中采油樹和控制系統需要根據完井采油方式的不同來進行選擇。其中采油樹和控制系統需要根據完井采油方式的不同來進行選擇。l 按結構形式分為按結構形式分為干式、濕式干式、濕式，目前普遍采用濕式采油樹。，目前普遍采用濕式采油樹。濕式采油樹干式采油樹 安裝于水下密閉常溫艙內，與海水不接觸 采油樹工作

11、環境好、可靠性高 維修人員可入內安裝維護 但入內作業安全性差，安全設備復雜 采油樹與海水直接接觸 結構簡單，維護方便成果一：深水海域油氣田開發技術現狀調研成果一：深水海域油氣田開發技術現狀調研2.水下采油樹 （三）水下生產裝備l濕式采油樹按照濕式采油樹按照閥門布置方式又閥門布置方式又分分臥式臥式采油樹、采油樹、立式立式采油樹采油樹臥式采油樹臥式：生產主閥、翼閥和井下安全閥均在采油樹體外側水平方向。允許大直徑井下工具，便于智能完井和后期修井作業，但完井安裝、回收時工序復雜。成果一：深水海域油氣田開發技術現狀調研成果一：深水海域油氣田開發技術現狀調研2.水下采油樹 立式：生產主閥、翼閥和井下安全閥

12、安裝在一條垂直線上。適用于高壓、井控復雜、修井作業少，5 1/2in以下油管的油氣井。完井采油方式不同，水下采油樹在具體結構設計上還將有所不同。完井采油方式不同，水下采油樹在具體結構設計上還將有所不同。 （三）水下生產裝備立式采油樹控制管束控制管束成果一：深水海域油氣田開發技術現狀調研（三）水下生產裝備3.水下控制系統u 主要功能主要功能(1) (1) 開關水下采油樹上的閥門開關水下采油樹上的閥門(2) (2) 開關井下安全閥開關井下安全閥(3) (3) 調節井下油嘴調節井下油嘴(4) (4) 監測井口油壓、套壓等數據監測井口油壓、套壓等數據(5) (5) 控制井下電潛泵控制井下電潛泵u 控制

13、模式控制模式 (1) (1) 全液壓控制全液壓控制(2) (2) 電液控制電液控制(3) (3) 全電氣控制（工業化試驗）全電氣控制（工業化試驗）需要根據具體完井采油方式，配套設計相應功能的控制系統。需要根據具體完井采油方式，配套設計相應功能的控制系統。 研發全電驅動的水下控制系統 可實現水下遠程控制，便于建設智能、數字化油田；實現電控開關對各生產層流量進行精確的優化控制。 13（三）水下生產裝備世界上第一臺全電力水下世界上第一臺全電力水下生產裝備（荷蘭北海）生產裝備（荷蘭北海）水下井口與井口群水下井口與井口群成果一：深水海域油氣田開發技術現狀調研成果一：深水海域油氣田開發技術現狀調研4. 發

14、展趨勢（四）深水完井采油工藝1、概況成果一：深水海域油氣田開發技術現狀調研成果一：深水海域油氣田開發技術現狀調研巴西的巴西的Marlim SulMarlim Sul深水油田深水油田 1180m1180m 深水油氣井完井方式和防砂工藝與淺海油田沒有本質區別；目前開發的都是高滲透油田，主要采用水平井裸眼濾砂管或裸眼礫石充填防砂一體化完井方式。 最大的區別是以高產、長壽命、完井智能控制為特點公司公司完井系統完井系統類型應用情況Schlumberger油藏監測和控制系統RMC液壓式智能完井系統印度尼西亞NE Intan A-24井阿曼Saih Rawl油田、中東 、挪威Weatherford智能完井系

15、統Haliburton地面控制油藏分析與管理系統SCRAMSBakerInForce系統BakerInCharge系統電控式智能完井系統巴西Marlim Sul油田l國外現狀國外現狀2、智能完井技術成果一：深水海域油氣田開發技術現狀調研（四）深水完井采油工藝l 對比對比工藝特點優點缺點液壓式智能完井1.電子控制液壓系統；2.液壓驅動井下系統；1.開關結構簡單；2.可靠性高；1.管線數量多；2.龐大液壓系統支持；3.不能精確控制流量4.潛在的環境污染；5.分層級數受限。電控式智能完井全電控制1.反應迅速；2.應用范圍廣；3.易長距離控制；4.分層級數多；5.下入簡單。1.電纜密封性能要求高2.電

16、控部分密封性能要求高3.受電子元器件的限制p 電控式智能完井是將來發展的方向電控式智能完井是將來發展的方向。成果一：深水海域油氣田開發技術現狀調研（四）深水完井采油工藝2、智能完井技術 不同的采油方式需要依托不同的開發模式來實現。 干式模式的深水舉升方式和淺海沒有很大的不同，只是生產管柱上需要深井安全閥進行生產通道安全控制。 濕式模式必須采用水下氣舉、水下電潛泵技術。為了延長電潛泵的壽命，發展了水下的水驅潛油泵技術。（四）深水舉升工藝成果一：深水海域油氣田開發技術現狀調研尼日利亞濕式開發工程模式尼日利亞濕式開發工程模式AngolaAngola干式開發工程模式干式開發工程模式成果一：深水海域油氣

17、田開發技術現狀調研與干式氣舉相比，需考慮氣體分配系統、井口與氣舉管線的接口，氣舉閥更換等問題。在北海、墨西哥灣、巴西海域廣泛應用。平均檢泵周期2年。（四）深水舉升工藝1、水下氣舉成果一：深水海域油氣田開發技術現狀調研水下電潛泵基本原理、結構形式與干式井口電潛泵相同，主要不同在于輸配電系統、水下安裝及修井作業方式。p 輸配電系統:需要使用濕式電接頭和水下輸配電技術；p 水下安裝:需要專用的水下安裝包；p 修井作業:需要鉆井船, 動復員費很高。英國北海Gannet 、巴西Jubarte等油田,近40口井；我國的流花11-1油田應用25臺。平均檢泵周期2-3年。英國北海Gannet油田（四）深水舉升

18、工藝2、水下電潛泵成果一：深水海域油氣田開發技術現狀調研p驅動由高壓動力液完成:無電纜接頭老化等問題，延長壽命。減少水下修井作業頻率，降低油氣田運行費用。無需使用水下濕式電接頭及水下配電系統，可以簡化水下采油樹設計。p英國北海實驗應用40余井次，平均檢泵周期18個月。（四）深水舉升工藝3、水驅潛油泵p 排量3184m3/dp 轉速10000r/minp 完井防砂方式：裸眼精密濾砂管井下安全閥井下安全閥生產油管生產油管生產套管生產套管環空封隔器環空封隔器地層隔離閥地層隔離閥防砂封隔器防砂封隔器濾砂管濾砂管（五）深水井筒安全控制技術 由于濕式開發模式需要采用水下完井作業，深水完井管柱不僅要求緊急情況