深水海域油气田开发技术现状2015
中国海洋石油的海上油田开发技术现状和展望
中海油在海上油田开发中的钻完井技术现状和展望姜伟中国海洋石油总公司摘要：本文总结中国海洋石油总公司在海上油田勘探、开发和生产中，结合海上油田开发的需要和特点，通过不断的探索和实践，逐步的掌握了在中国近海开发油田的关键技术及其特点。
同时根据目前国外的开发技术发展现状，结合中海油自身的特点，针对海上油田开发的具体不同的需求。
经过改革开放20多年来的不断努力，中海油已经掌握并形成了一整套的海上油气田开发的钻完井工程技术。
并且形成了以海上油田开发为目标的优快钻完井技术体系；大位移钻井技术体系；稠油开发钻完井技术体系；海上丛式井和加密井网钻完井技术体系；海上疏松砂岩油田开发储层保护技术体系；海上平台模块钻机装备技术体系等八大技术特色和体系；在海上油田的开发和生产中发挥了巨大的作用，同时也在为海洋石油未来的发展产生了积极的推动作用。
关键词：海洋石油海上油气开发技术挑战钻完井工程关键技术体系中国海洋石油工业的发展源于上世纪60年代初期，进入到上个世纪80年代初期，随着中国的改革开发，海洋石油总公司成立28年来，海洋石油工业在对外合作开发海上油气资源的过程中，遵循一条引进、消化、吸收、再创新的道路，并且成功的实现了由浅水向深水、上游向下游、单一的勘探开发向综合能源公司发展的三个跨越。
并且逐步形成和建设了一个现代化的海洋石油工业体系。
1．中国海上油气开发的概况和挑战在中国近海开发油气资源，在技术、资金、自然环境等方面面临诸多的困难和挑战，对于钻完井工程而言，我们主要面临三大挑战：首先是海洋环境的挑战，在海上钻井，除了我们通常的地下各种工程地质问题以外，海洋自然环境条件大大的增加了我们工作的难度。
北冰南风是我们要面临的海洋开发的自然环境条件中的最大难题和挑战。
第二个挑战是海上油田开发，钻完井工程投资高、风险大，昂贵的海上开发费用和海上钻完井作业成本与经济有效的开发海上油田的挑战。
第三个挑战是以渤海稠油开发、南海西部高温高压地层的钻探、南海东部深水生产装置周边油田的经济开发为代表的海洋钻完井技术的和安全风险控制的挑战。
超深水油气田开发中的海上天然气开采技术探索
超深水油气田开发中的海上天然气开采技术探索在全球能源需求快速增长的背景下，海上石油与天然气资源的开采已成为当今能源行业的重要课题之一。
随着陆地油气资源的逐渐枯竭，人们开始转向海洋深处寻找新的能源来源。
超深水油气田开发中的海上天然气开采技术正是应对这一挑战的重要手段之一。
超深水油气田开发中的海上天然气开采技术探索旨在解决海底水深数千米甚至上万米的情况下，如何高效、安全地开采天然气的问题。
这对于海洋工程师和石油公司来说是一项巨大的挑战，需要他们借助先进的技术和设备来实现。
首先，海上天然气开采技术探索中，深水开发技术是关键。
深水开采是指在水深超过500米的海域进行油气开采。
为了实现深水开采，石油公司需要应用先进的技术来处理深水环境带来的各种问题，如海底流体温度和压力的改变，以及海洋环境对设备和管道的影响。
在深水开采过程中，需要使用钻井设备、生产平台、管道输送等技术，以确保油气能够从海底成功开采上来。
其次，探明天然气储量是超深水油气田开发中的一项重要任务。
海上天然气开采需要事先确定合适的开采区域，这需要进行大量的地质勘探和海洋地质调查。
石油公司通过使用船舶、潜水器等工具进行勘探，结合地质数据和测量结果，确定潜在的天然气矿藏。
在深水开采中，由于水深较大，地质勘探和采样变得更加困难，然而探明储量的准确性对于后续的开采工作至关重要。
此外，超深水油气田开发中的海上天然气开采技术探索还需要解决海底设备的可靠性和安全性问题。
由于离岸环境的恶劣性质，海底设备需要经受高压、低温、海洋腐蚀等多重挑战。
因此，研发和应用高强度、耐腐蚀的材料，设计可靠的设备结构和工艺，以及建立健全的安全管理体系，都是确保海上天然气开采的关键要素之一。
同时，加强风险评估和应急响应能力，以防范潜在的事故和灾害，也是十分重要的。
最后，超深水油气田开发中的海上天然气开采技术探索需要在环保和可持续发展的基础上进行。
石油公司和海洋工程师在开采过程中必须遵守环保法规，努力减少环境污染。
2015年中国十大油田现状基本分析
2015年中国十大油田现状基本分析谁减产了，谁增产了？谁意气风发，谁叫苦连天？中国油气产量最高的十个油田现在都是什么状态？长庆油田——产量刹不住车减产？对不起，长庆油田2016年开年第一个月，石油、天然气的产量就双双刷新了同期的最高记录。
近日中石油宣布要削减支出、降低产量，也不知道此消息公布后，长庆油下个月的产量还能刹得住车不。
毕竟现在石油业的口号已经转变为“不以产量论英雄，以效益定成败”了。
大庆油田——向总书记诉苦在最近召开的两会上，大庆油田的代表忍不住向总书记苦诉了大庆严峻的形势。
大庆剩余可采储量约1.97亿吨，按照现在的开采速度计算，也就只够开采五年左右了。
2016年刚一开始，大庆油田就没有稳住，两三个月时间就亏损了50亿元。
大庆作为中国石油工业的象征，大庆人急呼“求不要被放弃”。
胜利油田——“减”个不停胜利油田将要减少的恐怕不仅是产量和利润了，机关部门将减少20%，矿、队及管理干部要减少1450人，减幅高达28.8%。
胜利油田最近出台措施，宣布今年将进一步关停无效油田、无效单井拉油井。
据估计，按照目前油价胜利油田还需要关停拉油井150多口。
此外，胜利油田还掀起员工争当“破烂王”的活动，不少一线员工开始收集现场的一些螺栓、卡箍等散料废料回收利用以实现降本增效，日子实在是不容易啊。
塔里木油田——产个不停塔里木油田2015年在利润和现金贡献上，位居中石油集团第二。
去年油气当量达到2500亿吨，计划在5年后实现3000万吨，届时可能超越胜利油田位列全国第三。
国家最新资源评价显示，塔里木盆地天然气探明率仅为13%。
这个年轻力壮的油田正处于事业的上升期，生产势头旺盛，2016年前三个月的产量就已经超过原计划。
不知道在中石油减产计划公布后，这种作风会不会有所收敛。
在未来，塔里木油田的部分区块有可能成为引入民资合作开发的试验品。
渤海油田——“拖延症”患者虽然2015年的产量很稳定，但渤海油田受到持续低油价的影响，新油田投产、老油田挖潜项目统统要被往后拖。
深水勘探探索深水油气资源开发的挑战与机遇
深水勘探探索深水油气资源开发的挑战与机遇深水油气资源是指位于海洋水深大于500米的地下油气藏。
由于深水油气资源蕴藏量巨大，开发潜力巨大，因此深水勘探与开发成为全球油气行业的热点。
然而，深水油气资源的勘探与开发面临着一系列的挑战与机遇。
一、深水勘探的挑战1. 技术难题：深水勘探面临着技术难题，例如在大水深下进行油气勘探与开发需要超长距离的海底管道输送，这对管道技术的要求非常高。
另外，深海环境恶劣，海洋动力学复杂，难以满足船只与设备的稳定操作，需要开发适应深水环境的新型勘探设备与技术。
2. 成本高昂：相比陆地油田，深海油气的勘探投资与开发成本要高昂许多。
首先，水深对设备的运营维护造成了困难和复杂性，增加了设备维修与更换的难度与费用。
此外，深水油气的开发还需要投入巨额资金进行前期的勘探与开发活动，这对投资方的资金实力提出了较高要求。
3. 风险与不确定性：深海油气勘探面临着较高的风险与不确定性。
深海地质环境复杂多变，勘探难度较大，不确定性较高。
另外，深海油气的生产周期长，风险分散性低，一旦投产遇到问题，将会给企业带来巨大的损失。
二、深水勘探的机遇1. 蕴藏量丰富：深水油气资源蕴藏量巨大。
根据国际能源署的数据显示，目前全球已发现的深海油气资源占全球未被开发的油气资源的70%以上，具有巨大的市场价值与开发潜力。
深水油气资源的丰富给勘探与开发企业提供了巨大的发展机会。
2. 技术创新：深水勘探的挑战催生了技术创新与突破。
为了突破深水油气资源开发的技术难题，石油行业积极进行技术研发与创新，开发出一系列适应深水环境的新型设备与技术。
这不仅为石油行业带来了技术突破，也为其他相关行业的技术创新提供了契机。
3. 发展海工装备制造业：深水勘探的发展为海工装备制造业带来了机遇。
深水油气资源的勘探与开发需要各种船只、海底设备以及管道输送等海工装备的配套。
通过发展海工装备制造业，不仅可以提升我国的制造业水平与技术实力，还能够推动相关产业的发展，带动经济增长。
深水完井技术
深水完井技术摘要：近年来，全球新增油气储量逐渐转向海洋，深水海域已经成为全球油气资源储量接替的主要领域。
中国石油资源的平均探明率为38.9% 海洋石油仅为12.3%远远低于世界平均探明率73%和美国的探明率75% 因此我国海洋油气勘探开发潜力巨大,可作为油气资源战略接替区。
从海上钻井方式及水深来看,海洋油气的开采逐步趋向深海化,钻井深度已由20世纪70年代的500m发展到3000m。
随着勘探开发技术的不断进步,海洋深水油田在不同的时期有着不同的定义,而不同地区或公司对深水的标准也不同。
目前,水深600~1200m为深水1200~3000m为超深水。
深水完井技术是深水油气资源高效、经济开采的重要保障。
因此,研究智能深水完井所具有的特点,把握其发展趋势,对于促进我国石油工业可持续发展、增加油气产量、保障能源安全具有重要意义。
完井作业是深水油气井投产之前的最后一关，也是最大限度提高深水油气田产量的关键。
1 深水完井特点从本质上说，水的深度对完井技术的影响不大，水下完井与陆上完井在一定程度上来说基本没有区别。
但是，深水油气田也有自身独特、复杂的地质条件，这在另一方面也决定了深水区域的完井方法也需要适当改变。
1.1 费用昂贵与浅水以及陆上油气田相比，深水区域的钻井装置租金昂贵，这就要求施工队伍合理安排工作，尽量减少窝工时间，缩短工期，这对于降低施工成本是非常重要。
同时也意味着完井方式越简单越好，越利于后期修井作业越好。
1.2 受水合物影响在海洋中，气体水合物的形成需要一定的温度压力条件，深水区能够满足这一条件，并能够使其稳定存在。
因此，我们在完井期间，安装采油树的时候必须采取措施，避免气体水合物对完井作业的影响。
目前国际上普遍所采取的措施为坐放水下采油树之前在井口头内先注入甲醇和乙二醇以防止水合物的生成。
1.3 完井步骤深海油气田的完井工作包括 5 个步骤，如下所示：（1）上部完井；（2）中部完井；（3）下部完井；（4）智能完井；（5）合理选取水下采油树。
我国海洋深水油气资源的开发面临挑战和机遇
我国海洋深水油气资源的开发面临挑战和机遇发布时间：2011-11-14信息来源：深水区域蕴藏着丰富的油气资源。
全球范围内，海上油气资源有44%分布在300 m以深的水域，已于深水区发现了33个储量超过8 000万m3的大型油气田;此外，深水区域具有丰富的天然气水合物资源，全球天然气水合物的资源总量(含碳量)相当于全世界已知煤炭、石油和天然气等总含碳量的2倍，其中海洋天然气水合物的资源量是陆地冻土带的100倍以上。
到2004年末，全世界已有124个地区直接或间接发现了天然气水合物，其中海洋有84处，通过海底钻探已成功地在20多处取得天然气水合物岩心;同时，在陆上天然气水合物试采已获得成功。
我国南海具有丰富的油气资源和天然气水合物资源，石油地质储量约为230亿～300亿吨，占我国油气总资源量的三分之一，其中70%蕴藏于深海区域。
在我国南海海域已经发现了天然气水合物存在的地球物理及生物等标志，但我国目前油气开发还主要集中在陆上和近海。
随着全球能源消耗需求的增长，在加大现有资源开发力度的同时，开辟深海油气勘探开发领域以寻求新的资源是当前面临的主要任务。
1世界海洋石油工业技术现状随着海上油气开发的不断发展，海洋石油工程技术发生着日新月异的变化，在深水油气田开发中，传统的导管架平台和重力式平台正逐步被深水浮式平台和水下生产系统所代替(图2)，各种类型深水平台的设计、建造技术不断完善。
目前，全世界已有2 300多套水下生产设施、204座深水平台运行在全世界各大海域，最大工作水深张力腿平台( TLP)已达到1 434 m、SPAR为2 073 m、浮式生产储油装置( FPSO)为1 900 m、多功能半潜式平台达到1 920 m以上、水下作业机器人(ROV)超过3 000 m，采用水下生产技术开发的油气田最大水深为2 192 m，最大钻探水深为3 095 m。
与此同时，深水钻井装备和铺管作业技术也得到迅速发展，全世界已有14艘在役钻探设施具备进行3000 m水深钻探作业能力，第5代、第6代深水半潜式钻井平台和钻井船已在建造中(图3)。
浅析油气田开发现状及发展趋势
浅析油气田开发现状及发展趋势摘要：当前，我国的油气田事业已经开发到了中后期阶段，但是在开发过程中逐渐出现了油气井含水量增加、油气产量下降、开采成本上升等问题，对油气田正常开发产生了一定的影响。
因此企业需要采取科学的增产措施来调整与优化开发，确保油气田开发取得良好效果。
本文将探讨油气田开发现状、技术与发展趋势，以此提供参考。
关键词：油气田；开采成本；开发效果在开发油气田过程中，企业不能忽视这个阶段的经济利益，需要利用较小的开发成本来获取较大的油气田产出效益，这就要求企业需要尽可能的投入合理的资金成本，采取科学有效的措施增加油气田的产量，以此来获取最大化的开采效益。
1油气田开发现状现阶段，我国油气田已经开发到了较为关键的中后期阶段，由于之前开采的时间比较长，逐渐影响到了油气田的产量，如果企业没有及时采取科学有效的措施来缓解油气田产量的增加，那么在一定程度上就会降低油气井的功能，最后就会阻碍到油气田正常的开采工作。
当前油气田的资源正处于逐渐枯竭的现状，企业想要改善这一现状就需要运用科学有效的技术手段来进行补救，以此来保障油气田资源开发目标能够有效实现[1]。
社会经济的发展与需求都需要大量的油气资源，但油气资源开采的形式却不是很好，大部分的油气井在开采过程中难度逐渐增大，导致开采成本持续增加，但是所开采出来的油气产量却比较低，甚至有些还出现了减少的趋势。
连续多年的开采导致油气井中的含水量逐渐增多、地层压力不断下降，一些企业为了增加产量而采用注水开采方式，但是这种方式不仅没有增加产量，还导致含水量越来越多，最终使得很多油气田停止了开采作业。
2油气田开发增产的发展趋势2.1压裂技术压裂技术主要是利用压裂液的性能来进行一定油气田开采作业的，在油气井的内部施加一定的压力，让油层处于一种裂开的形态，将这种裂开形态保持住，让油层的流动性增强起来，这为后续的油气田开采作业创造了一个良好的环境。
在压裂技术的运用过程中，它能够将油层流动的速度提升起来，使得开采工作能够非常顺畅的进行，是当前较为科学有效的油气田开采增产的必要措施。
世界深水油气勘探现状及面临的挑战
产 。此 外 ， 在 其 他 １ 深 水 勘探 区块 中 占有 股 还 １个 份 。 目前 ， 牌 公 司 ８ ％ 的 油气 产 量 来 自墨 西 哥 壳 ０ 湾 。从 １９ ９３年起 ， 牌 已 建立 了 ６个 深 水 勘 探 中 壳 心 ， 用深 水水 下 设 施 开发 和 运 营 了 １ 深 水 油 运 ７个
１ 深水 油气 勘探开发 形势和现状
据资料分 析 ， ２ ０世纪 ９ ０年代 以来 ， 世界剩余
可采储 量 在 １５ ９ ０ ｍ ． ８ ８Ｘ１ 以上 的重 大 油 田共 有
ｌ 个 。其 中， １ 西非 、 中亚 、 墨西哥 、 拉美各 有 ２个 ，
中东 、 罗 斯 远 东 和北 非 各 １个 。在 油气 ， 其海上传统的浅水油
区产量呈下降趋势 ， 但其西北大陆架很可能成为新
兴 的产 油 区 。
不将获得足够 的油气资源作为外交活动 的中心。
在 油 气勘 探 的 主攻方 向上 ， 现在 已开始 实现 由
陆地 、 浅水到深水海域找油的战略转移。 自上世纪 开始 ， 勘探重点转 向深水 ， 目前 已形成规模。浩瀚 的深水海域可能寄托着石油人开发 丰富油气资源
巴西海域、 西非海域 以及被称 为第 ２个波斯 湾的 南中 国海 是最有 希 望的深 水油 气 区。为 了开
发 南 海 深 水 油 气 资 源 ， 海 油 总 公 司 已迈 出 了重 要 的 一 步 。 笔 者 重 点 介 绍 了 能 适 应 深 水 勘 探 中
的主要钻 井设备的研发 现状 ， 世界 主要的钻 井承 包商及其 市场 占有情 况， 深水设备 的 日费以及
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产技术，井数达到3600多口。
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。
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
2.水下采油树
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
平均检泵周期2-3年。
英国北海Gannet油田
成果一：深水海域油气田开发技术现状调研
（四）深水举升工艺
3、水驱潜油泵
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
程
模 式
丛式
高
低
SWP+Mini—TLP+外输管线 FPSO+Mini—TLP FPSO+水下设施 SPAR+水下设施+OLS SEMI+水下设施+FSU或DTL TLP+FSU或DTL
的
选 择
分布式 长
高
SPAR+OLS FPSO+Mini—TLP SEMI+水下设施+FSU或DTL FPSO+水下设施
印度尼西亚的West Seno油田 1021m
② TLP(或SPAR)+FPSO开发模式
Angola， Kizomba A，1006~1281 m
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
①FPSO+水下井口联合开发工程模式 Angola， Kizomba C 732 m Angola， Pazflor 600~1200 m 国内陆丰油田 330m
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）深水举升工艺
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。
湿式采油
采油树置于海底，井口作业 在水下进行，水下井口分散 布置，所需甲板面积较小
干湿组合 式采油
湿式采油和干式采油联合应 用，在油藏分布呈集中和分 散双重特征时可以采用
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ຫໍສະໝຸດ 2种干式采油开发模式
① TLP(或SPAR)+外输管道开发模式
立式采油树
卧式采油树
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。
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
控制管束
(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) 全电气控制（工业化试验）
• 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
（三）水下生产装备
2.水下采油树 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
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。 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，但完井安装、回收时工序复杂。
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
（三）水下生产装备
1.系统组成
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
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
深水油气开采特殊性
海洋环境恶劣； 离岸远；
开发技术特点
水下为主的开发模式
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。
复杂的钻采系统 智能的操作系统
可靠的安全系统
成果一：深水海域油气田开发技术现状调研
② TLP(或SPAR)+水下井口+FPSO联合开发模式
马来西亚 Kikeh油田 1330 m
2 深
距岸或其他油田 设施的距离
开发井布置方式 (分布或丛式)
修井作业频率
开发工程模式
SEMI+水下设施+外输管线
水
油 气 田 开 发 工
短
丛式
低
SWP+水下设施+外输管线
FPSO+水下设施 TLP+外输管线 SPAR+外输管线
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。
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
4. 发展趋势
• 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。
水下井口与井口群
世界上第一台全电力水下 生产装备（荷兰北海）
高
SEMI+Mini—TLP+外输管线 SEMI+水下设施+外输管线 SWP+Mini—TLP+外输管线 FPSO+Mini—TLP
SEMI+水下设施+外输管线 修井作业频率的高低与完井采油方式的选择密切相关。 SWP+水下设施+外输管线
低
分布式
FPSO+水下设施 SEMI+Mini—TLP+外输管线
低 高
SEMI+水下设施+FSU或DTL SPAR+水下设施+OLS FPSO+Mini—TIP SPAR+Mini—TLP+0LS
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
3、 发展趋势
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。
检泵周期18个月。
排量3184m3/d
转速10000r/min 完井防砂方式：裸眼精密滤砂管
成果一：深水海域油气田开发技术现状调研
（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
井下安全阀 生产油管
要求完井作业时的安全保障。
（四）深水举升工艺
2、水下电潜泵
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。
②SEMI—FPS+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,1770~2360 m 挪威的Troll West油田，350m
湿式采油模式
③水下井口回接到现有设施工程开发模式 墨西哥Bullwinkle平台生产后期 412.4m
Bullwinkle平台，1988年
④水下生产装备+外输管道工程开发模式 挪威 Snohvit 气田 250-345m
优点
1.开关结构简单； 2.可靠性高；
缺点
1.管线数量多； 2.庞大液压系统支持； 3.不能精确控制流量 4.潜在的环境污染； 5.分层级数受限。 1.电缆密封性能要求高 2.电控部分密封性能要求高 3.受电子元器件的限制
电控式智能 完井
全电控制
1.反应迅速； 2.应用范围广； 3.易长距离控制； 4.分层级数多； 5.下入简单。
13
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
1、概况
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。 最大的区别是以高产、长寿命、完井智能控制为特点
巴西的Marlim Sul深水油田
1180m
深水井筒安全控制屏障
生产套管
• 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；
环空封隔器 地层隔离阀 防砂封隔器 滤砂管
马来西亚Kikeh 油田
近几年海上安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
调研结论
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
印度尼西亚NE Intan A-24井 阿曼Saih Rawl 油田、中东 、 挪威
Baker
Baker
InCharge系统
电控式智能完 井系统
巴西Marlim Sul 油田
成果一：深水海域油气田开发技术现状调研