巴西Atlanta深水稠油油田开发的现状和未来
稠油占剩余油储量的很大一部分,发展稠油开采技术、开采稠油剩余油可产生可观的经济效益.Atlanta油田的开发成功地采用早期生产系统(EPS)阶段和最终系统(DS)阶段方案,为安全开采深水超稠油指明了方向.经营者Enauta公司2011年购入Atlanta油田.Atlanta油田属稠油油田,等级为14°API,粘度相当于12.API原油,储层埋藏浅,约为海床下800米,温度低,为40℃,水深约为1550m.通常稠油特征为粘度高、易于形成稳定乳状液、储层能量低.这些特征导致开采、运输、处理作业难度大.同样,Atlanta原油特性使得储层描述、钻完井、井到FPSO(浮式生产储卸油系统)流动保障、上部模块处理(相分离、热电生成方法)、货油存储及FPSO向油轮卸载难度增大.本文论述了利用现有最佳技术解决方案和方法,实施早期生产系统(EPS)阶段和最终系统(DS)阶段开发,以克服上述难题,维持安全开采且盈利.本文重点就解决流动保障难题采用的具体策略、控制流体粘度技术、破乳技术、改善相分离技术、电热生成方法、采用替代燃料优化OPEX(运营成本)、减少大气排放设计等展开论述.本文还就早期生产系统(EPS) FPSO原油处理和卸载及最终系统(DS) “灵活FPSO”原油开采理念展开论述,包括运用替代燃料保证石油开采,注重CAPEX/OPEX(资本支出/运营成本)优化,注重作业灵活性、有效性,同时注意遵守愈加严格的环境法规.为保证安全开采,实施了不同的应急计划,诸如该创新方案:开发软件并进行海上测试,可靠预测钻井船漂移(SW-Drift),获取预测数据和实时metocean数据,确定什么情况下支援船应提前获知以避开与钻井船发生因失电事件引起的碰撞.Atlanta油田开发为石油行业原油特征相似、项目困难相似的原油开采项目提供了一个真实的成功案例.
深水稠油、fpso、安全开采、剩余油、流动保障、稠油开采、替代燃料、运营成本、超稠油、现有最佳技术
TE345;TE257.3;U674.38
2020-12-17（万方平台首次上网日期，不代表论文的发表时间）
共10页
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