从80%进口到石油出口国，巴西靠技术完美逆袭
1973年10月，OPEC最终选择拿起“石油武器”，宣布石油禁运。世界第一次石油危机爆发，原油价格从1973年的每桶不到3美元飙升到超过13美元。在南美，彼时的巴西正全力发展经济，其国内生产总值年增长率达到10％～20％，被世界誉为“巴西速度”。然而，随着石油危机的爆发，石油价格飞涨，巴西发展速度放缓，“巴西速度”戛然而止。
“绝处逢生”，没有被逼到最后，往往不知道自己的潜力到底有多大。70年代世界石油危机的影响之下，对于彼时近80%的石油依靠进口的巴西来说，苦不堪言。由于陆上油气资源贫瘠，巴西开始加大了海上石油勘探开发的投资。
也就是在这样的背景下，1974年Campos盆地迎来第一次石油发现——Garoupa油田，1977年，迎来第一次石油生产，2007年巴西实终于现了石油独立。时至今日，Campos盆地仍然是巴西最重要的盆地之一。在过去40多年里，Campos盆地的开发已经成为海洋油气技术发展的一个重要阶段，它将海上石油和天然气生产的水深推向了从未有过的深度，它所应用的海洋油气技术，甚至成为海洋油气领域里程碑式的技术，成就了今天巴西的石油天然气行业。
也就是在这样的背景下，1974年Campos盆地迎来第一次石油发现——Garoupa油田，1977年，迎来第一次石油生产，2007年巴西实终于现了石油独立。时至今日，Campos盆地仍然是巴西最重要的盆地之一。在过去40多年里，Campos盆地的开发已经成为海洋油气技术发展的一个重要阶段，它将海上石油和天然气生产的水深推向了从未有过的深度，它所应用的海洋油气技术，甚至成为海洋油气领域里程碑式的技术，成就了今天巴西的石油天然气行业。
01. Campos盆地技术之路
1974年Campos盆地迎来第一次石油发现——Garoupa油田，水深120米。但由于各种技术难题，Garoupa油田的生产一直被延迟。
直到1977年，Campos盆地才实现第一次商业采油—Enchova油田。在Enchova油田（水深120米），巴西国油采用半潜式钻井平台作为Enchova油田的生产系统，由此为巴西近海石油开采开辟了一条新途径，即Early Production System（EPS）概念——早期生产系统。EPS系统利用已有的少数勘探井、试油井和较简易的或在短期改装完成的采油设施先行生产或结合进行延长测试，以期进一步探明油气储量以及早期取得经济效益的海上油气生产系统。这也是降低储层风险的有效途径之一，它提供了实时的生产数据，用于评价储层性能、预测产量、缩短采油井投产周期，而且与安装长期设施相比，其建造成本更低。而这一概念在巴西采用的两年前刚刚在北海一个油田中首次使用。
Enchova油田第一口油井日产量达到了1万桶，是当时巴西历史上单井产量最高的油井。尝到甜头后，巴西国油进行了更多的创新和尝试，并获得丰厚的石油资源。在2018年OTC大会上,一篇名为《Compas 盆地技术之路：风雨兼程的40年》，对Campos盆地30多个油气田开发中80多个生产系统开发和应用的重要技术进行了介绍。透过这篇文章，巴西石油天然气行业发展的脉络图似乎也一笔一笔被勾勒出来。或许，对今天我国石油行业和行业从业者来说，都有着重要的参考和借鉴意义。
Enchova油田第一口油井日产量达到了1万桶，是当时巴西历史上单井产量最高的油井。尝到甜头后，巴西国油进行了更多的创新和尝试，并获得丰厚的石油资源。在2018年OTC大会上,一篇名为《Compas 盆地技术之路：风雨兼程的40年》，对Campos盆地30多个油气田开发中80多个生产系统开发和应用的重要技术进行了介绍。透过这篇文章，巴西石油天然气行业发展的脉络图似乎也一笔一笔被勾勒出来。或许，对今天我国石油行业和行业从业者来说，都有着重要的参考和借鉴意义。
1.海底未处理海水注入系统
2012年Campos盆地的Albacora油田采用海底未处理海水注入系统（Subsea Raw Water Injection System）。由于在一些成熟的海上油田，平台上的设备所用的传统技术可能会限制海水注入作业的实施。因为传统系统需要在生产单元上安装许多设备，占用大量面积，在寸土寸金的平台上，这几乎是不可实现的。2012年，为了解决Albacora油田的这些问题，巴西国油在水深400-600米的地方安装了三套海底未处理水注入系统(SRWI )，并在海床上方100米水深处安装了取水系统。其中两套SRWI各连1口注入井，第三套SRWI同时连接3口注入井 。目前，该系统每天通过注入大概8300立方米的海水，来增加Albacora的油藏压力。
2.海底高压多相泵
2012年在Campos盆地的Barracuda油田，巴西国油采用了首个海底高压多相泵。过去几年，海底作业增大，海底流体压力增高，作业人员面临重大挑战。2007年，挪威设计并制造了高压多相泵，并在次年2月进行了首次测试。经过两年多的试验，该增压技术被证明能够满足现场要求。2012年，Barracuda油田的第一个高压多相泵开始在水深1040米处正式运行，到目前为止，该泵已经连续作业超过六年。该系统的主要技术参数为压差6MPa、轴功率820 KW和最大含气率70%。
3.悬浮泥浆帽控压钻井技术
2015年，悬浮泥浆帽控压钻井技术首次应用在Campos盆地的Marlim East 油田（Drilling Campaign with MPD and FMCD）。2015年，位于Marlim East油田，作业水深1422米的7-MLL-60D-RJS井，成为世界上第一口采用悬浮泥浆帽控压钻井技术的油井。由于碳酸盐岩存在大量天然裂缝，常规钻井方式难以实施，而悬浮泥浆帽控压钻井技术能以“全漏失”的方式钻穿此类地层。泥浆帽钻井(MCD)是在钻井液漏失的情况下作业，使低成本钻井液（一般为淡水和海水）携带钻屑单向流入天然裂缝和断层，减少井下复杂情况的发生。所以钻遇储集层高度枯竭的地层时，建议使用该技术。同时，使用该技术时需要不断地将“牺牲流体”(Sacrificial Fluid) 以最小流速通过钻柱和环空注入地层，以免油气侵入井桶，到达地表。
4.双套管施工技术
2017年，Roncador油田2口井采用了双套管施工技术（Dual Casing Running (conductor and surface) 。7-RO-167井和7-RO-168井(水深1800m左右)同时开钻，下入组装在一起的表层套管和导管，并同时对导管和表层套管进行固井作业，该技术有效降低了作业时间和成本。
02. 进一步加大技术及勘探投入
GaroupaPargoBadejoNamoradoEnchovaBonito和Pampo等油田，显示出了巴西巨大的石油生产潜力，将巴西对石油进口的需求降到了最低。早期生产系统、水平井、采油树标准化、挠性管、海底处理和增压等新技术的开发和应用，使降低成本和风险成为了可能。为了加快技术的发展，1986年巴西启动了深水和超深水技术计划，即深水生产系统技术发展计划(PROCAP)，一直支持了Campos盆地技术的发展和新领域的探索。整体来看，Campos盆地的开发得益于广泛采用了多学科专家及公司开发的各项技术。它的成功历程与自1971年以来为实现这一目标而努力的所有人的创造力、胆魄和勇气密切相关。无论是成功抑或是失败，他们从每一次应用新技术的过程中，吸取经验教训，推动Campos盆地的成功，同时也推动了内部计划(例如PROCAP)的建立以组织和支持整个工作。
在今年的OTC大会上，巴西国油首席技术和生产开发执行官Rudimar Andreis Lorenzatto表示，未来技术仍是Campos盆地开发议程上的关键环节。Lorenzatto表示，该公司的技术目标包括：帮助优化生产的数字双胞胎技术、水下二氧化碳和天然气分离技术、使用智能可视化分析的安全监控系统以及更先进的封堵技术等。关于数字化, Lorenzatto指出，“数字转型已经发生在我们生活的各个领域。在巴西国油，我们可以说这是公司的战略，而不是技术上的挑战。“我们坚信，这种数字化转型和数字化技术能够显著改变我们的流程和活动，带来更高的效率和更好的结果。”Lorenzatto称，Campos盆地将在未来五年获得约200亿美元的资本支出，主要用于Marlim油田和Roncador油田等地区的项目。如果您想了解《Compas 盆地技术之路：风雨兼程的40年》完整报告内容，敬请联系小编。未经允许，不得转载本站任何文章：
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