La producción diaria de petróleo crudo del yacimiento petrolífero marino más septentrional de China alcanza los 1.080 metros cúbicos

Servicio de Noticias de China, Tianjin, 6 de diciembre (Wang Zaiyu y Wang Junyan) Un periodista se enteró por la sucursal de CNOOC en Tianjin el día 6 de que el campo petrolífero 9-3 de Jinzhou, el campo petrolífero más septentrional del campo petrolífero marino de China, ha estabilizado el petróleo y controló el agua, explotó profundamente el potencial y realizó ajustes finos. Con el conjunto completo de medidas para aumentar la producción, la producción diaria de petróleo crudo alcanzó con éxito los 1.080 metros cúbicos.

La producción diaria de petróleo crudo del campo petrolífero Jinzhou 9-3, el yacimiento petrolífero más septentrional de las aguas costeras de China, ha alcanzado con éxito los 1.080 metros cúbicos. Foto cortesía de la sucursal de CNOOC en Tianjin
Se entiende que el campo petrolífero Jinzhou 9-3 está ubicado en la parte norte de la bahía de Liaodong del mar de Bohai. Es el yacimiento petrolífero marino más septentrional de China, con la profundidad de agua más baja y la latitud más alta. El campo petrolífero tiene 6 plataformas de producción, incluida la primera "base de pilotes" del mundo. La plataforma multifuncional resistente al hielo tipo cajón es una unidad de producción marina integral que integra la extracción, el procesamiento y la exportación de petróleo y gas.
Desde que se puso en producción en 1999, el campo petrolero ha entrado en las etapas media y tardía de desarrollo y producción. Gradualmente se han hecho evidentes una serie de problemas tales como dificultad de ajuste, energía de formación débil, alto contenido de agua y baja productividad de un solo pozo. Especialmente debido a su ubicación al norte, el severo hielo marino traerá cada invierno enormes desafíos a la seguridad de la producción en alta mar.
En respuesta al rápido aumento del contenido de agua y la rápida disminución de la producción en el área occidental del campo petrolero, el campo petrolero adoptó de manera innovadora un nuevo modelo de "red de pozos diluidos + control de campo de flujo". Al cambiar la capa de inyección de agua, se forma un conjunto de redes de pozos de inyección de agua para los grupos petroleros principales y no principales sobre la base de la fila original de pozos de inyección y producción, y se cambia el campo de flujo. Al mismo tiempo, la relación inyección-producción se ajusta de manera oportuna de acuerdo con los cambios en el contenido de agua del pozo petrolero y la producción de líquido, y el campo de agua de inyección se controla con precisión para garantizar que las capas de petróleo con bajo corte de agua sean más efectivas.
Mientras hacía un buen trabajo de estabilización del petróleo y control del agua, el personal del yacimiento, basándose en el entendimiento de que el petróleo restante está relativamente enriquecido cerca de la falla, incrementó los esfuerzos de extracción de líquidos en esta área y exploró profundamente el potencial del petróleo restante. Entre ellos, tras el reemplazo de la bomba grande en el Pozo W10-4H, el aumento máximo diario de petróleo alcanzó los 102 metros cúbicos; Después del reemplazo de la bomba grande en el pozo C20, el aumento máximo diario de petróleo también alcanzó los 30 metros cúbicos, encontrando un nuevo punto de crecimiento para la producción del campo petrolero.