Le premier projet de réaménagement de champ pétrolier en eau profonde de Chine a été entièrement mis en service, et nos hydrocyclones ont été déployés dans celui-ci！

Le 14 décembre, la China National Offshore Oil Corporation (CNOOC) a annoncé le début de la production complète du premier projet de développement secondaire de champ pétrolier en eaux profondes de la Chine—le projet de développement secondaire du champ pétrolier Liuhua 11-1/4-1. Depuis le début de l'exploitation du premier puits de développement, le champ pétrolier a produit cumulativement plus de 900 000 tonnes de pétrole brut.

Le projet de développement secondaire du champ pétrolier Liuhua 11-1/4-1 est situé dans le bassin de la bouche du fleuve Perle en Chine. Il comprend les champs pétroliers Liuhua 11-1 et Liuhua 4-1, avec un total de 32 puits de production conçus. Les principales installations de production comprennent une plateforme jacket en eau profonde nommée "Hai Ji Er Hao," une FPSO cylindrique (unité de production, de stockage et de déchargement flottante) nommée "Hai Kui Yi Hao," et un système de production sous-marin.

Plateforme de veste "Hai Ji Er Hao"

"Hai Kui Yi Hao" FPSO

À ce jour, les 32 puits de production de ce projet ont été entièrement mis en production. La production quotidienne de pétrole brut a augmenté régulièrement pour atteindre 3 900 tonnes, établissant un nouveau record de production.

Les champs pétrolifères en calcaire récifal sont parmi les types de réservoirs les plus difficiles à développer. Leur structure interne de réservoir est très complexe, comprenant des cavités de tailles variées, des pores en forme d'éponge et des réseaux de fractures intriqués. Ces réservoirs se trouvent souvent au-dessus de "coussins d'eau" massifs, ce qui signifie qu'une fois l'extraction commencée, l'eau sous-jacente peut rapidement avancer à travers les canaux les plus perméables, provoquant une percée d'eau incontrôlée. Cela conduit souvent à ce que les puits soient rapidement inondés, laissant d'importantes quantités de pétrole brut difficiles à récupérer.

Le champ pétrolier Liuhua 11-1 est le premier champ pétrolier en eau profonde de la Chine et reste à ce jour le plus grand champ pétrolier en calcaire récifal prouvé au large de la Chine. Depuis son début de production en 1996, il a produit cumulativement plus de 20 millions de tonnes de pétrole brut. Cependant, on estime que 140 millions de tonnes de réserves de pétrole brut restent encore piégées profondément dans les formations sous-marines.

Au cours de la phase de développement initial du champ pétrolier Liuhua 11-1, la teneur en eau de la plupart des puits de production a augmenté de manière significative dans l'année suivant le début de l'exploitation. Contrôler la production d'eau, stabiliser la production de pétrole et améliorer la récupération du pétrole est donc devenu essentiel pour le développement efficace du champ. Après une décennie de recherche et développement axée sur les technologies de récupération améliorée du pétrole pour les champs pétrolifères en calcaire récifal, la China National Offshore Oil Corporation (CNOOC) a lancé un projet d'ajustement complet pour le développement secondaire du champ pétrolier.

Grâce à un contrôle précis de la hauteur de la colonne de pétrole, à une évitement scientifique des défauts cachés et à une amélioration systématique de l'efficacité du contrôle de l'eau, les chercheurs ont innovativement introduit plusieurs nouvelles technologies d'extraction et méthodes de construction. Ils ont exploré et établi un système complet de technologie de stabilisation du pétrole et de contrôle de l'eau adapté aux conditions géologiques offshore. Cela a efficacement amélioré à la fois le taux de récupération du pétrole brut et l'efficacité d'extraction du champ pétrolier de calcaire récifal, prolongeant la durée de vie opérationnelle de ce champ offshore de 30 ans.

Les données de production de l'année écoulée montrent que la coupure d'eau globale des puits de production dans le projet de développement secondaire du champ pétrolier de Liuhua est significativement inférieure à celle prévue.

Dans ce projet emblématique, l'hydrocyclone de notre entreprise, tirant parti de sa technologie de séparation avancée, a été déployé avec succès dans cette entreprise critique. Ses performances exceptionnelles et sa fiabilité ont fourni un soutien solide au bon fonctionnement du projet.

Les hydrocyclones sont des équipements de séparation huile-eau couramment utilisés dans les champs pétrolifères. En générant une forte force centrifuge grâce à une chute de pression, l'appareil crée un effet de vortex à grande vitesse à l'intérieur du tube cyclone. En raison de la différence de densités des fluides, les particules d'huile plus légères sont forcées vers le centre, tandis que les composants plus lourds sont poussés vers l'intérieur.

Le hydrocyclone adopte un design de réservoir sous pression, incorporant des tubes de hydrocyclone spécialement conçus (Modèle MF-20). Il utilise la force centrifuge générée par un vortex tourbillonnant pour séparer les gouttelettes d'huile libre des liquides tels que l'eau produite. Ce produit se caractérise par une taille compacte, une structure simple et une facilité d'utilisation, ce qui le rend adapté à divers scénarios opérationnels. Il peut être utilisé comme une unité autonome ou intégré à d'autres équipements (tels que des unités de flottation, des séparateurs coalescents, des réservoirs de dégazage et des séparateurs de solides ultra-fins) pour former un système complet de traitement et de réinjection de l'eau produite. Les principaux avantages incluent une capacité de traitement élevée par unité de volume avec une petite empreinte, une efficacité de classification élevée (jusqu'à 80 %–98 %), une flexibilité opérationnelle avec des rapports de réduction de 1:100 ou plus, des coûts opérationnels bas et une longue durée de vie.

Prouvés dans les principaux domaines mondiaux opérés par CNOOC, CNPC, Petronas et d'autres à travers l'Asie du Sud-Est, les hydrocyclones SAGA sont déployés sur les têtes de puits et les plateformes de production. Ils assurent une élimination fiable des solides des gaz, des fluides de puits et des condensats, et sont essentiels pour la purification de l'eau de mer, la protection des flux de production et les programmes d'injection/d'inondation d'eau.

Au-delà des hydrocyclones, SAGA propose un portefeuille de technologies de séparation reconnues. Notre gamme de produits comprendsystèmes de membranes pour l'élimination du CO₂ du gaz naturel, unités de flottation compactes haute performance (CFUs), Désableur cyclone de haute qualitéethydrocyclones multi-chambres, offrant des solutions complètes pour les défis les plus difficiles de l'industrie.