Perdido区块主平台位于墨西哥湾超深水区域内，并以丛式钻井方式开采两组第三纪下油组——包括几口直井,其余均为分支井。其范围覆盖7英里以内，水深为7,800ft和9600ft。对其开发试运行以及投产初期运行情况的确认，即区别于主要油公司深水作业标准方法的Perdido深水液力模型和操作方法。

选定好的方案

Perdido项目包括the Great White, Tobago和Silvertip油田以及Texas的Galveston以南250英里的Alaminos峡谷857处，距墨西哥海运边界仅6英里。油田所开发的海底油井均回接到主平台，并具有足够的管道传输油气的处理能力。spar平台可视为一个hub，其由三条从海底补偿钻井中心出口的三条管线输至host（悬挂井口组合底盘下的管汇系统）。所有的生产管汇均铺设在海床上，且不设置通向spar平台的管汇立管。悬挂井口组合底盘下的管汇系统连接邻近井和本平台生产油井至海底分离和使用电潜泵的人工举升系统。

在了解流体的流态和风险过程中，设计实现灵活性操作，对大量的流体取样、分析以及在勘探和评估阶段进行流体特性评价。最初，Great White，Silvertip和Tobago油田开发显示不同流体性质的两个相对低温和低压的含油层位。Wilcox上油组的产出液为典型的轻质墨西哥湾（GOM）原油，而Oligocene油组产出液为高浓度的生物降解重质稠油。

深水环境下的水合物管理可视为意义重大的挑战，Perdido项目面临的主要风险是水合物的固体流动保障。地层温度低，气/油比（GOR）值相对高，立管内壁出现显著的膨胀冷却现象导致产生一个较大的压力降危险事实。Wilcox上油组属于较大的水合物形成区域，在40℉以及60 psig水合物分解压力下，并伴随侵蚀性的水合物构造运动。甚至在低压和适当低温冷却条件下，实验室测试显示两种流体均存在固体水合物形成堵塞现象。该设计对水下分离技术起到杠杆平衡效应，其显示在脱气条件下的液柱水合物曲线上移10～20℉，由立管中的常态流动获得经验，即消除气体极度膨胀的冷却效果。

油藏特征显现出一些有关排量确定的问题，考虑其它情况对排量的间接影响，如位于Great White油田侧面的佩尔迪大峡谷崎岖海底，大量化学合成的生物群落、海底侵蚀及陡峭山坡。此外，基于油藏划分的保险，重新钻井计划可以保持成本效益的灵活性。基于定向钻井可实现多井位服务方面的考虑，驱使在主平台具备同时完成钻完井作业的功能。当我们还在使用传统的一口井/一个立管方法时，可容纳较多井数且经济的大规模主平台优势体现出来了。被选定的方案是5个井槽用于悬浮沉箱/ESP生产立管，第六口井用于主平台钻机接入局部，或定向直（DVA）井。

人工举升方法保障生产

位于Perdido地区在开发的Great White油田及其周边探区经研究、探索和采样，流体特性程度非常高，其关键是为开发寻找一个保证流量的生产方法。一些大型项目关注的是超深水深度，第三系模拟生产产量不足，生产系统长期处于低生产率的可能性。开发方案所涉及的因素诸如油井井数、井型，钻完井井架使用、输油方式与船体类型均被详细研究以获取相关显著收益的项目以及可收回量的概率。这些研究对流动保证相关的岩壁和生产主平台处理条件依赖性很强。所有相关的调查工作已经启动，其中一些已完成，且开发方案的确定是基于对估计产量与可采量值估算。通过储层建模得出共识清楚地表明，当海底压力下降到几百psi压力值时，生产率将大大提高。由于底产油层的相对地下油气比值较高，随着油藏的超时开发生产导致GOR期待值升高，气举举升方式在井筒或海底管线处的优势降低，低压力的多相泵系统增强生产层开发效率并产生数值非常高的实际气体体积分数，因为气体压缩存在将导致举升所需功率大大增加。所述重点是系统将在海床上分离游离气体，并顺流至host（悬挂式组合底盘），仅举升液体。这就需要一个功能强大的、高处理能力的气体/液体分离工作。

泥线人工举升系统采用的方法是升举油井内绝大多数以液态形式存在的生产液流。由于实现相对浅显的目标即技术/经济性的可钻井来满足多钻中心需求，井内人工举升（电机功率200～500hp类型的ESP机组）的产生趋于非常复杂的深水电力网和因多ESP机组运行引起的井间干扰。在天然压力条件下，使用井内ESP机组或保持新井产液的能力，管汇系统和顶部入口容器处不可避免的出现显著的段塞流现象。即使有效地对段塞现象进行抑制，但还需使用大型高压液体段塞捕集分离器，并不断地将压力偏离额定值传回至油井/ESP机组/完井。

最有吸引力的替代品涉及的是一个简单的两相分离和适合8000英尺水深的现有泵机组提供的动力所组成的深水举升系统。以Perdido油田的情况为例，由ESP技术应对这些规则要求，基本上在像井筒样的一个构型内应用ESP。此外，流动的生产井液可携带走ESP和其动力电缆产生的热量。这部分多余的热量转化为一个更有效的Host抵达温度，尤其与向上流至立管的未经分离且大量析出气体的井液作比较，即使立管隔热性完好以及油井处在高峰流动是的井口温度，也会导致戏剧性的自冷现象出现和到达温度接近于水的冰点值。

同所有的驱动设备使用人工举升方式一样，Perdido的合作伙伴为充分挖潜油藏潜能，提高油井产液量及最终采收率，完成并制定了一套关键决策。鉴于海底断续性的出现段塞现象，优选上部处理套件为体积较小的容器。在不同压力下，气液的入口液流被排列以降低ESP机组的最小进口压力并且增加其有效泵送能力。相当的额外工作将需要被用于分析和设计位于海底的第一级分离器和举升系统。

排量策略是关键

Perdido油田处理井液的优势在于正确的排量执行政策，与环路管汇容许清管和热油循环作业相对应，该项决策对单独管汇适用。对于两套驱动装置共用同根管汇的配置，则需寻求合适的方法应对，确保排量并满足降低成本和设备结构复杂性的要求。

将产自具有墨西哥湾生产液流中的代表性颗粒与来自Perdido油田勘探钻井取出的流体样品进行研究比对。采用一种热“保留和化学”禁止的方法把连续流体中的固体集结起来；同时对瞬时操作、化学预防、降压和危险流体的物理替换组合及使用进行更准确地修正。建立海底低压有益于油田生产的必需元素，与允许使用一套健全的减压方法来保护在非计划生产关断后Great White油田管汇相比更安全。局部管汇服务端Tobago和 Silvertip与host之间的落差是7,825ft～9,600ft。正因为这个高度差值的存在，该段管汇不能进行彻底吹扫，应研究使用传统的回路管汇。然而，从顶部开始的热油循环过程中，其浑浊的低温流体段均处于热油的前端，不可避免地会出现因温度差造成水化物形成风险。相比传统的热油回路法而言，低温吹扫去除管汇中天然气和水的方法具有安全且低成本的优点。为使该段管汇内流动通畅，必须有足够体积量的原油以应对关断发生后依靠吹扫管汇内的死油容积量将气体补偿体积进行置换。对此，在spar hull内部建造大型原油存储舱。选择一条未保温的小直径管线来替代全套热油管汇的办法是个极好的例子以消除被挑战和确定性不强、快速降低硬件投资的风险为前提，建立长期确保排量的方法。

Southwest Cluster位于host以下海底250ft处，因此其管汇可自行降压至水下分离器，是因为其可排空最少量的生产液流。在领域允许范围内，该可替换站点可使碳氢区域以外的区域管汇排放效率更高，并且假定排出了对区域服务管汇的需求。该站点的非计划性负面效应是将延长Great White油田管汇和在通向主管汇和人工举升装备的路径之间出现较明显的一个倾斜段。Great White油田服务管汇内流动的足够量的流体以任何减压的形式汇入沉箱并直至灌满，并注入起吹净管汇作用的气体立管。一旦其在气体立管内的液位上升到足够高度值以平衡管汇内的压力时，上升的液位将因降压而停止。在不同技术条件下，模拟斜坡段管汇吹扫过程，通常情况下，管汇处于管线末端采油树之后的碳氢区域内。解决这项阻碍的方法是移除流入的井液使管汇能够继续让气体随气体立管向上流动。运行ESP机组泵送该井液在固定Great White油田管汇方面取得成功的原因是ESP机组泵送和存储能力，或相反的是一旦液位到达顶部，井液随即被泵送掉。ESP泵送和一些处理工艺均在顶部进行，在设备功能不能满足吹扫的要求时，使用ESP机组进行循环。因此，该选项是判断host较浅的位置与区域服务管汇的组合方案是否具有吸引力标准。最终Host位置是按照可以实现绝大多数油井轨迹进行驱动并且能够到达多数生产目标来决定的，不通过采用确保排量的办法，但结果还是颇受欢迎的。