A produção acumulada de petróleo do desenvolvimento secundário do Campo Petrolífero de Liuhua, o primeiro campo petrolífero de águas profundas da China, ultrapassou 2 milhões de toneladas métricas. Os hidrociclones de desoleificação da SAGA estão envolvidos

A produção acumulada de petróleo bruto do projeto de desenvolvimento secundário do Campo Petrolífero de Liuhua — o primeiro campo petrolífero de águas profundas da China — ultrapassou oficialmente 2 milhões de toneladas. Isto marca que o modelo de desenvolvimento secundário da China para campos petrolíferos maduros de águas profundas resistiu ao teste da produção contínua em operações reais, e fornece um exemplo prático replicável para melhorar a qualidade e a eficiência e explorar o potencial de produção em campos petrolíferos maduros semelhantes.

Quando o navio-tanque "Beihai Kaituo" largou e partiu, carregado com 42.000 toneladas de petróleo bruto de águas profundas do "Haikui No. 1", a primeira plataforma cilíndrica de processamento de petróleo e gás offshore da Ásia, que está em operação há apenas dois anos, partiu da plataforma "Haiji No. 2" em direção a terra. Isto também elevou o petróleo bruto exportado acumulado do projeto de desenvolvimento secundário do Campo Petrolífero de Liuhua para 2,02 milhões de toneladas.

O projeto de desenvolvimento secundário do Campo Petrolífero de Liuhua está localizado nas águas da Bacia do Estuário do Rio das Pérolas, com uma profundidade operacional média de 305 metros. Baseia-se principalmente em operações coordenadas envolvendo a "Haiji nº 2", a primeira plataforma de jaqueta de águas profundas da Ásia; a "Haikui nº 1", a primeira planta cilíndrica de processamento de petróleo e gás offshore da Ásia; e um sistema de produção submarino. Um total de 32 poços de produção foram colocados em operação, com a produção máxima diária de petróleo bruto atingindo 3.900 toneladas.

Segundo Shu Zhengyong, diretor da plataforma "Haiji No. 2" do Campo Petrolífero de Liuhua, sob a China National Offshore Oil Corporation (CNOOC), após o processamento inicial na plataforma "Haiji No. 2", o petróleo bruto extraído é transportado por dutos submarinos até a "Haikui No. 1" para processamento e armazenamento adicionais e, finalmente, exportado. Todo o processo operacional alcançou controlabilidade independente em toda a cadeia.

Como o primeiro campo petrolífero de águas profundas da China, o Campo Petrolífero de Liuhua, após dez anos de pesquisa tecnológica, teve sua equipe de pesquisa melhorando efetivamente a recuperação de petróleo bruto e a eficiência de produção, estendendo a vida produtiva do campo petrolífero em 30 anos.

Fan Huaiyong, gerente de produção da Liuhua Operating Company da CNOOC, disse que, até o momento, o campo petrolífero produziu cumulativamente mais de 40 milhões de toneladas de petróleo bruto, e sua produção diária atingiu o nível mais alto desde que entrou em produção há 22 anos.

A liberação eficiente da capacidade de produção verifica plenamente a confiabilidade do novo modelo de desenvolvimento e do sistema técnico para estabilizar o petróleo e controlar a água no projeto de redesenvolvimento do Campo Petrolífero de Liuhua. Também explora uma “solução chinesa” viável para o futuro desenvolvimento em larga escala e com boa relação custo-benefício de campos petrolíferos em águas profundas na China.

No campo da exploração e desenvolvimento de petróleo e gás em águas profundas, a China alcançou um salto histórico de 300 metros para 1.500 metros de águas ultraprofundas, tornando-se um dos poucos países do mundo capazes de realizar de forma independente a exploração e o desenvolvimento de petróleo e gás em águas profundas.

Nos últimos anos, a CNOOC desenvolveu de forma independente uma série de “ferramentas afiadas de águas profundas”, como “Xuanji”, “Haijing” e “Haimai”, superando sucessivamente desafios técnicos de nível mundial em ambientes convencionais de águas profundas, águas ultraprofundas e águas profundas de alta temperatura e alta pressão, e formando um sistema tecnológico de águas profundas com direitos de propriedade intelectual independentes.

Neste projeto emblemático, o hidrociclone projetado e fabricado pela SAGA foi implantado com sucesso nesta empreitada crítica, aproveitando sua avançada tecnologia de separação. Seu desempenho excepcional e confiabilidade fornecem forte suporte para a operação tranquila do projeto.

Os hidrociclones são equipamentos de separação óleo-água comumente utilizados em campos de petróleo. Ao gerar uma forte força centrífuga por meio da queda de pressão, o dispositivo cria um vórtice de alta velocidade dentro do tubo do ciclone. Devido às diferenças na densidade dos fluidos, as gotículas de óleo mais leves são forçadas em direção ao centro, enquanto os componentes mais pesados são empurrados em direção à parede externa.

O hidrociclone adota um design de vaso de pressão e incorpora tubos de hidrociclone especialmente projetados (Modelo MF-20). Ele utiliza a força centrífuga gerada pelo vórtice giratório para separar gotículas de óleo livre de líquidos como a água produzida. Este produto apresenta tamanho compacto, estrutura simples e operação fácil, sendo adequado para diversos cenários operacionais. Pode ser utilizado como uma unidade autônoma ou integrado com outros equipamentos (como unidades de flotação, separadores coalescentes, tanques de desgaseificação e separadores de sólidos ultrafinos) para formar um sistema completo de tratamento e reinjeção de água produzida. As principais vantagens incluem alta capacidade de vazão por unidade de volume com pequena área ocupada, alta eficiência de separação (até 80%–98%), flexibilidade operacional com faixas de redução de 1:100 ou superiores, baixos custos operacionais e longa vida útil.