La producción acumulada de petróleo del desarrollo secundario del campo petrolífero Liuhua, el primer campo petrolífero de aguas profundas de China, ha superado los 2 millones de toneladas métricas. Los hidrociclones desaceitadores de SAGA están involucrados

La producción acumulada de crudo del proyecto de desarrollo secundario del campo petrolífero de Liuhua —el primer campo petrolífero de aguas profundas de China— ha superado oficialmente los 2 millones de toneladas. Esto marca que el modelo de desarrollo secundario de China para campos petrolíferos maduros de aguas profundas ha resistido la prueba de la producción continua en operaciones reales, y proporciona un ejemplo práctico replicable para mejorar la calidad y la eficiencia y aprovechar el potencial de producción en campos petrolíferos maduros similares.

Cuando el buque tanquero "Beihai Kaituo" zarpó y partió, cargado con 42.000 toneladas de crudo de aguas profundas de "Haikui No. 1", la primera planta cilíndrica de procesamiento de petróleo y gas en alta mar de Asia, que ha estado en funcionamiento durante solo dos años, partió de la plataforma "Haiji No. 2" hacia tierra. Esto también elevó el crudo exportado acumulado del proyecto de desarrollo secundario del campo petrolífero de Liuhua a 2,02 millones de toneladas.

El proyecto de redesarrollo del yacimiento petrolífero de Liuhua está situado en las aguas de la cuenca del estuario del río de las Perlas, con una profundidad media de operación de 305 metros. Se basa principalmente en operaciones coordinadas que involucran la "Haiji n.º 2", la primera plataforma de chaqueta de aguas profundas de Asia; la "Haikui n.º 1", la primera planta cilíndrica de procesamiento de petróleo y gas en alta mar de Asia; y un sistema de producción submarino. Se han puesto en funcionamiento un total de 32 pozos de producción, con una producción máxima diaria de crudo que alcanza las 3.900 toneladas.

Según Shu Zhengyong, director de la plataforma "Haiji No. 2" del campo petrolífero Liuhua de la Corporación Nacional de Petróleo Submarino de China (CNOOC), después del procesamiento inicial en la plataforma "Haiji No. 2", el crudo extraído se transporta a través de tuberías submarinas a "Haikui No. 1" para su posterior procesamiento y almacenamiento, y finalmente se exporta. Todo el proceso operativo ha logrado una controlabilidad independiente en toda la cadena.

Como el primer campo petrolífero de aguas profundas de China, el campo petrolífero Liuhua, tras diez años de investigación tecnológica, ha visto a su equipo de investigación mejorar efectivamente la recuperación de crudo y la eficiencia de producción, extendiendo la vida productiva del campo petrolífero en 30 años.

Fan Huaiyong, gerente de producción de la Compañía Operadora Liuhua de CNOOC, dijo que hasta ahora, el campo petrolífero ha producido acumulativamente más de 40 millones de toneladas de crudo, y su producción diaria ha alcanzado el nivel más alto desde que entró en producción hace 22 años.

La liberación eficiente de la capacidad de producción verifica plenamente la confiabilidad del nuevo modelo de desarrollo y del sistema técnico para estabilizar el petróleo y controlar el agua en el proyecto de redesarrollo del campo petrolífero de Liuhua. También explora una "solución china" factible para el futuro desarrollo a gran escala y rentable de los campos petrolíferos de aguas profundas de China.

En el campo de la exploración y desarrollo de petróleo y gas en aguas profundas, China ha logrado un salto histórico de 300 metros a 1.500 metros de aguas ultraprofundas, convirtiéndose en uno de los pocos países del mundo capaces de realizar de forma independiente la exploración y desarrollo de petróleo y gas en aguas profundas.

En los últimos años, CNOOC ha desarrollado de forma independiente una serie de "herramientas afiladas de aguas profundas" como "Xuanji", "Haijing" y "Haimai", superando sucesivamente desafíos técnicos de nivel mundial en entornos convencionales de aguas profundas, ultraprofundas y de alta temperatura y alta presión en aguas profundas, y formando un sistema tecnológico de aguas profundas con derechos de propiedad intelectual independientes.

En este proyecto emblemático, el hidrociclón diseñado y fabricado por SAGA se ha desplegado con éxito en esta empresa crítica, aprovechando su avanzada tecnología de separación. Su rendimiento y fiabilidad excepcionales brindan un fuerte apoyo para el funcionamiento fluido del proyecto.

Los hidrociclones son equipos de separación de agua y aceite comúnmente utilizados en los campos petroleros. Al generar una fuerte fuerza centrífuga mediante la caída de presión, el dispositivo crea un vórtice de alta velocidad dentro del tubo del ciclón. Debido a las diferencias en la densidad de los fluidos, las gotas de aceite más ligeras son forzadas hacia el centro, mientras que los componentes más pesados son empujados hacia la pared exterior.

El hidrociclón adopta un diseño de recipiente a presión e incorpora tubos hidrociclónicos especialmente diseñados (Modelo MF-20). Utiliza la fuerza centrífuga generada por el vórtice giratorio para separar las gotas de aceite libre de líquidos como el agua producida. Este producto presenta un tamaño compacto, una estructura simple y una operación sencilla, lo que lo hace adecuado para diversos escenarios operativos. Puede utilizarse como una unidad independiente o integrarse con otros equipos (como unidades de flotación, separadores coalescentes, tanques de desgasificación y separadores de sólidos ultrafinos) para formar un sistema completo de tratamiento y reinyección de agua producida. Las ventajas clave incluyen una alta capacidad de rendimiento por unidad de volumen con una huella pequeña, una alta eficiencia de separación (de hasta 80 %–98 %), flexibilidad operativa con relaciones de reducción de 1:100 o superiores, bajos costos operativos y una larga vida útil.