La production cumulée de pétrole issue du développement secondaire du champ pétrolifère de Liuhua, le premier champ pétrolifère en eau profonde de Chine, a dépassé les 2 millions de tonnes métriques. Les hydrocyclones de déshuilage SAGA sont impliqués

La production cumulée de pétrole brut du projet de redéveloppement du champ pétrolifère de Liuhua — le premier champ pétrolifère en eaux profondes de Chine — a officiellement dépassé les 2 millions de tonnes. Cela marque que le modèle chinois de redéveloppement des champs pétrolifères matures en eaux profondes a résisté à l'épreuve de la production continue en conditions réelles, et fournit un exemple pratique reproductible pour l'amélioration de la qualité et de l'efficacité ainsi que pour l'exploitation du potentiel de production dans des champs pétrolifères matures similaires.

Alors que le pétrolier « Beihai Kaituo » appareillait et partait, chargé de 42 000 tonnes de pétrole brut en eaux profondes provenant de « Haikui No. 1 », la première usine cylindrique de traitement du pétrole et du gaz en mer d'Asie, en service depuis seulement deux ans, il a quitté la plateforme « Haiji No. 2 » en direction de la terre ferme. Cela a également porté le pétrole brut exporté cumulé du projet de redéveloppement du champ pétrolifère de Liuhua à 2,02 millions de tonnes.

Le projet de redéveloppement du champ pétrolifère de Liuhua est situé dans les eaux du bassin de l'embouchure de la rivière des Perles, avec une profondeur d'eau opérationnelle moyenne de 305 mètres. Il repose principalement sur des opérations coordonnées impliquant la « Haiji n° 2 », la première plateforme à structure jacket en eaux profondes d'Asie ; la « Haikui n° 1 », la première usine cylindrique de traitement du pétrole et du gaz en mer d'Asie ; et un système de production sous-marin. Au total, 32 puits de production ont été mis en service, avec une production quotidienne maximale de pétrole brut atteignant 3 900 tonnes.

Selon Shu Zhengyong, directeur de la plateforme « Haiji No. 2 » du champ pétrolifère de Liuhua, relevant de la China National Offshore Oil Corporation (CNOOC), après un traitement initial sur la plateforme « Haiji No. 2 », le pétrole brut extrait est transporté par des pipelines sous-marins vers « Haikui No. 1 » pour un traitement et un stockage plus poussés, puis finalement exporté. L'ensemble du processus d'exploitation a atteint une contrôlabilité indépendante sur toute la chaîne.

En tant que premier champ pétrolifère en eaux profondes de Chine, le champ pétrolifère de Liuhua, après dix ans de recherche technologique, a vu son équipe de recherche améliorer efficacement la récupération du pétrole brut et l'efficacité de production, prolongeant la durée de vie du champ pétrolifère de 30 ans.

Fan Huaiyong, responsable de la production de la Liuhua Operating Company de CNOOC, a déclaré qu'à ce jour, le champ pétrolifère a produit cumulativement plus de 40 millions de tonnes de pétrole brut, et sa production quotidienne a atteint son plus haut niveau depuis sa mise en production il y a 22 ans.

La libération efficace de la capacité de production vérifie pleinement la fiabilité du nouveau modèle de développement et du système technique de stabilisation du pétrole et de contrôle de l'eau dans le projet de redéveloppement du champ pétrolifère de Liuhua. Elle explore également une « solution chinoise » réalisable pour le développement futur à grande échelle et rentable des gisements pétrolifères en eaux profondes en Chine.

Dans le domaine de l'exploration et du développement pétroliers et gaziers en eaux profondes, la Chine a réalisé un bond historique de 300 mètres à 1 500 mètres en eaux ultra-profondes, devenant l'un des rares pays au monde capables de mener de manière indépendante l'exploration et le développement pétroliers et gaziers en eaux profondes.

Ces dernières années, CNOOC a développé de manière indépendante une série d'« outils de pointe pour les eaux profondes » tels que « Xuanji », « Haijing » et « Haimai », surmontant successivement des défis techniques de classe mondiale dans les environnements conventionnels d'eaux profondes, d'ultra-eaux profondes et d'eaux profondes à haute température et haute pression, et formant un système technologique d'eaux profondes avec des droits de propriété intellectuelle indépendants.

Dans ce projet emblématique, l'hydrocyclone conçu et fabriqué par SAGA a été déployé avec succès dans cette entreprise critique, tirant parti de sa technologie de séparation avancée. Ses performances exceptionnelles et sa fiabilité constituent un soutien solide pour le bon déroulement du projet.

Les hydrocyclones sont des équipements de séparation huile-eau couramment utilisés dans les champs pétrolifères. En générant une forte force centrifuge par la perte de charge, le dispositif crée un vortex à grande vitesse à l'intérieur du tube cyclone. En raison des différences de densité des fluides, les gouttelettes d'huile plus légères sont poussées vers le centre, tandis que les composants plus lourds sont repoussés vers la paroi extérieure.

L'hydrocyclone adopte une conception de récipient sous pression et intègre des tubes hydrocyclones spécialement conçus (modèle MF-20). Il utilise la force centrifuge générée par le tourbillon 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 utilisation facile, ce qui le rend adapté à divers scénarios opérationnels. Il peut être utilisé comme unité autonome ou intégré à d'autres équipements (tels que des unités de flottation, des séparateurs coalesceurs, 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 débit élevée par unité de volume avec un encombrement réduit, une efficacité de séparation élevée (jusqu'à 80 %–98 %), une flexibilité opérationnelle avec des taux de modulation de 1:100 ou plus, de faibles coûts d'exploitation et une longue durée de vie.