南海西部修井新模式的可行性研究与应用

由于角二段储层具有提液增油的潜力,南海西部油田决定对涠洲11-1油田A8S2井进行换大泵作业。但该油田属于无修井机海上平台,传统钻井船修井模式具有"两高、一慢、一难"等特点。针对如何解决无修井机平台以较低经济成本快速完成修井作业的问题,提出了液压举升装置修井新模式。通过对225K液压举升装置的可行性评估,主要包括风载计算、绷绳锚点布局、隔水导管腐蚀检测、隔水导管和防喷器组承载力校核等,论证了在作业工况下其整体强度满足现场安全要求。A8S2井先导性试验结果表明,除去天气和铳孔作业的影响,作业时效将会比计划提前2.37 d,与钻井船修井模式相比节省费用682.21万元,累计增油预计达到0.98×10~4m~3。研究认为,通过液压举升装置修井新模式能够以低成本迅速解决油水井动管柱作业,为同类无修井机海上平台及时恢复故障井生产、降本增效等提供了借鉴。     

HXJ180MB变轨距海洋轻型钻机的开发与应用

目前中海油天津分公司调整井作业量大,钻井船资源紧张,采用搬迁修井机到其它平台钻井作业的方式费用高、周期长。鉴于此,研制了HXJ180MB变轨距海洋轻型钻机。该钻机的下移动座设计为跨距可调式,可满足不同海洋平台导轨跨距要求;上、下移动座采用平行及垂直2种布置形式的切换,可增强该钻机对不同海洋平台的适应性;上移动座3面甩钻设计可满足不同海洋平台甩钻区域要求。至今,该轻型钻机已在中海油天津分公司顺利实施了4口调整井作业,包括采用垂直布置方式完成了1口平台极限井位的调整井作业。     

南海西部乌石海域■508 mm隔水导管简易井口稳定性研究

南海西部海域常规探井简易水上井口前期普遍采用■762 mm×25.4 mm大尺寸隔水导管,作业成本较高。从隔水导管桩土承载力、海底土浅层破裂压力、极端海况下隔水导管强度等方面分析■508 mm×25.4 mm隔水导管稳定性。结果表明:隔水导管最小入泥深度为45 m时,能满足井口承载1 000 kN要求;极端海况下隔水导管能满足强度要求,在水面及泥线下2 m附近出现最大弯矩与应力,泥线以下10 m后应力较小。现场应用表明,乌石海域采用■508 mm隔水导管可实现后续安全钻井作业,相比■762 mm大尺寸隔水导管方案,可降低作业工期与费用。     

北部湾盆地勘探井小尺寸隔水导管技术

海上隔水导管设计直接影响到作业安全、工期及费用,在满足作业安全的前提下,如何设计合适的隔水导管来提高钻井速度、降低钻井成本是区域勘探井钻井的关键问题之一。基于边界约束条件,考虑作业海域水文气象季节性影响,建立了小尺寸隔水导管强度设计方法及稳定性分析,并进行了实际应用。结果证实,在北部湾海域非台风季节下作业,小尺寸隔水导管技术可以弥补常规?508 mm隔水导管设计工期长、费用高的问题,同时也能解决?508 mm×?339.73 mm变径组合隔水导管“盲替”固井方式的缺陷。该技术的成功应用,突破了传统常用的?508 mm隔水导管井口稳定需求的限制,为今后北部湾勘探井隔水导管设计提供了新的参考方向,也为后续勘探井可持续发展的安全高效作业奠定基础。     

海上平台超大尺寸预留隔水导管井槽高效利用技术

考虑到后期调整井的需要,海上油田建造导管架时一般会预留部分井槽,这些预留井槽一般尺寸较大,且未锤入隔水导管。目前海上通过钻入法下入的隔水导管最大尺寸为φ762 mm,要下入φ914.4 mm单筒双井隔水导管需要解决一系列技术问题。以锦州25-1南油田平台φ914.4 mm单筒双井隔水导管下入为例,结合槽口情况,分析了单筒双井隔水导管的技术要求,优化了隔水导管串、相配套的套管串及井口装置的设计,避免了转盘、导向槽的限制,成功实现了φ914.4 mm井槽单筒双井隔水导管的钻入法下入。该技术在国内尚属首次应用,这为充分利用海上油田的有限槽口资源,节省海洋浮吊资源,降低开发成本,摸索出一套成功的作业经验。     

南海西部乌石海域ø508 mm隔水导管简易井口稳定性研究

南海西部海域常规探井简易水上井口前期普遍采用ø762 mm×25.4 mm大尺寸隔水导管,作业成本较高。从隔水导管桩土承载力、海底土浅层破裂压力、极端海况下隔水导管强度等方面分析ø508 mm×25.4 mm隔水导管稳定性。结果表明:隔水导管最小入泥深度为45 m时,能满足井口承载1 000 kN要求; 极端海况下隔水导管能满足强度要求,在水面及泥线下2 m附近出现最大弯矩与应力,泥线以下10 m后应力较小。现场应用表明,乌石海域采用ø508 mm隔水导管可实现后续安全钻井作业,相比ø762 mm大尺寸隔水导管方案,可降低作业工期与费用。     

无钻井船作业技术在海洋弃井作业中的应用

无钻井船弃井作业是指采用专门设计的工程船以及各种专用的水上及水下设备进行海上油田弃井作业,其主要设备包括具有动力定位的工程船、吊装设施、各种线缆及绞车、水下井控设备以及相应的辅助工具等。与常规的钻井船作业技术相比,该弃井作业方式具有作业费用低,安全性能好的优点,同时该技术在海洋深水油气井的修井作业以及增产措施的实施中都有着广泛的应用前景。     

LIFTBOAT平台在海洋油田的应用分析

受海洋油田已生产(采油)平台上空间、钻修井机能力资源配置等的限制,钻调整井、大修井、压裂、酸化等增产作业难以开展,如由钻井船停靠实施相关增产作业将大大增加成本,延长作业周期。LIFTBOAT多功能平台带3个圆柱形桩腿,自带航行推进器与控制系统,桩腿为电控液压马达驱动齿条,具备自升式钻井船的升降功能,能完成各功能橇块在海上运输以及组装,为钻修机提供迅速、经济的运输和作业平台,实现近距离快速搬迁和工作。LIFTBOAT多功能平台作业成本低,可降低油田开发的综合成本。     

修井机隔水管开窗钻进作业分析及应用

在海上油气开发中主要采用丛式井模式,井槽较密,使防碰要求增加,同时隔水管锤入时由于群桩效应,易导致隔水导管拒锤变形,造成槽口无法使用,随着油田的开发推进,产量逐年递减,因此高效利用珍贵的槽口资源,弥补产量亏欠,成为油田保产的重要措施。此次南海涠洲A油田成功采用修井机对变形的φ609.6mm隔水管开窗,而后再钻进17.5in井眼重新下入17.5in无接箍隔水管,有效节省钻井船作业的作业成本,充分盘活槽口资源,取得了良好的经济效益,,对后续槽口使用具有借鉴意义。     

海洋修井机改造工程实施方案分析及经验总结

海洋修井机总体设计均为模块式,可搬迁应用于不同平台。中海油CB-B平台原K400修井机已经报废拆除,需要新配置一套大吨位海洋修井机实施调整井作业。HXJ180MB海洋修井机为机动设备,作业能力强,将HXJ180MB海洋修井机安装应用到CB-B平台上,需要解决多方面的技术问题,因为海洋石油生产平台的井口区设置及接口设计均各有特征,所以使得海洋修井机适应性改造工程变得复杂。文章通过对中海油渤海油田CB-B平台安装HXJ180MB海洋修井机实施方案的分析,总结了该类工程的特征和一系列技术问题的解决方案。因该工程改造内容全面,具有普遍代表性,可供同类型工程参考。     

北部湾WX油田隔水导管最小入泥深度研究

隔水导管是海洋钻井关键部分,确定合理的下入深度对于安全钻完井作业具有非常重要的意义。随着WX油田开发,针对隔水导管下入深度问题,此文根据隔水导管不同工况,建立了基于钻井液安全循环和基于最大地层承载能力导管最小入泥深度计算模型,提供了计算方法及步骤,该计算模型指导了北部湾WX油田隔水导管入泥深度设计和现场施工作业,满足了开发的要求。     

秦皇岛32-6钻井帽在渤中25-1开发项目中使用的可行性分析

利用钻井用导管架帽 (简称钻井帽 )进行钻井作业是解决某些钻井船不能悬跨导管架钻井问题的好方案。钻井帽是临时性结构 ,使用时间即给定周期 ,一般约 1～ 2年。基于以最短的时间实现渤中 2 5 1E平台用钻井帽钻井的设想和节省工程费用的原则 ,提出用主结构尚完好的原秦皇岛 32 6钻井帽 ,在渤中 2 5 1E导管架新增底座上有限滑移 ,以满足非悬臂式钻井船渤海 5号在渤中 2 5 1E平台上钻井的要求 ,并进行了结构强度校核。经论证 ,此方案可用 ,它可缩短设计、建造周期 ,节省工程费用。     

海油固定平台修井机BOP控制装置与游车大钩联控改造

修井机作为井下作业的主要动力设备,是下钻具、吊升设备、驱动转盘等作业过程中不可或缺的一部分。在油田开发生产过程中,修井作业是油田增产、稳产的一个重要手段。而任何钻修井作业都时刻面临着井喷井涌,本方案通过对油田修井机BOP系统、游车大钩控制系统改造,将两套系统的应急关断系统合二为一,进行控制系统简化,有效降低和控制井喷井涌所带来的风险。     

液压转盘小修作业矿场适用性分析

随着油田隐患井数量逐年增加,井况日益复杂。为实现有效降低修井作业成本,减少工人劳动强度,各油田提出了小修代替大修作业。液压转盘是油田修井作业时用于钻水泥塞以及浅井套铣、造扣等井下作业的一种新型机械化设备,可为倒扣打捞提供旋转动力,扩大小型修井机的作业范围和能力。在J油田进行8井次试验,单井缩短作业周期15 d以上,节省作业费用￥40多万元,实现了降本增效的目的。     

南海高温高压气田密集丛式井表层?660.4 mm井段安全钻井技术

南海高温高压气田采用丛式井模式,表层?660.4 mm井段集中批钻作业面临着上层隔水导管鞋易漏失、浅部松软地层钻进造斜率难保证、密集型井槽井眼碰撞的难题,限制了表层钻井的作业时效。为此,针对性地采取井槽防窜漏工艺、优化井眼预斜钻具组合、开展表层防碰设计及安全钻进参数控制,形成了适合该区域的丛式井表层?660.4 mm井段安全钻井关键技术。现场应用效果表明:(1)?660.4 mm井段钻井采用顺序"跳打"方式,在隔水导管内清淤,出隔水导管后实施钻进参数控制,并在固井时实施中间液附加量和排量控制,解决了表层大尺寸井眼、槽口密集环境下的井间窜漏问题;(2)优选大尺寸马达导向工具,根据预斜情况调整马达弯角至1.5°,提高了在浅部松软地层海水钻进作业的预斜效果;(3)钻具组合中配套MWD工具、新增Mob Stab工具,满足一趟钻预斜、稳斜、防碰要求;(4)基于隔水导管不同偏斜角度的表层防碰设计及安全钻进参数控制的关键在于1～3个立柱钻进的钻井液类型选择、提拉与划眼操作选择以及不同位置的高低排量选择来确保造斜效果。结论认为该套技术能有效缓解该气田表层?660.4 mm井段作业中的窜漏和防碰压力,作业提效50%以上。     

某海洋修井机钻具对中超限值问题

分析某海洋修井机钻具与转盘中心对中偏差超限值的问题,收集平台设计、建造、运行过程中的数据并对修井机在不同井位时相关结构的变形数据进行校核,在确认导管架桩基承载力和上部组块杆件的强度仍满足要求后,提出对已发生变形的滑轨进行整体更换并重新调平的方案,经过测试确认所提方案满足修井作业的要求。     

打桩作业隔水导管接头的设计与现场工况校核

针对150m水深范围内隔水导管打桩作业问题,设计了一种具有自主知识产权的隔水导管接头,指标达到了APISpec16RD级要求。利用ANSYS的数值模拟对接头进行力学校核优化,通过分析得知接头现场工况模拟中其力学指标均满足设计要求,应力集中区域未超过材质屈服强度。打桩作业隔水导管接头的设计与开发,对于完善海油具有自主知识产权的石油管产品序列,降低作业成本具有一定的价值和意义。     

吸力桩式水下钻井基盘安装技术研究

半潜式平台预钻井,需要预先安装水下基盘。钻井船安装水下基盘有占用钻机时间长,作业费用高,作业工序复杂,对海况的要求较高等缺点。针对紧张的钻井船资源状况与传统的基盘安装的一些缺点,经过专家的可行性论证,首次采用吸力桩技术,成功地安装水下基盘,安装精度完全满足作业要求。吸力桩方式安装不需要占用钻机,可节省钻机时间,且费用比钻井船安装低很多,是一种值得推广的水下基盘安装技术。     

南海西部油田表层隔水导管稳定性分析技术

南海西部W油田是中海油重要的原油生产基地,该油田拟新增调整井以进一步挖掘产能和提高产量,同时,为持续降本增效,新增调整井计划简化井身结构,将隔水导管尺寸从原?762 mm优化为?508 mm,为避免采用小尺寸隔水导管而可能产生的井口失稳风险,并克服表层钻进易井漏失返的难题,亟需开展隔水导管稳定性研究。对此创新提出了横向力学、纵向力学及水力学"三位一体"的隔水导管稳定性综合分析思路和方法,首先运用有限元建模分析并推荐采用了钢级K55、壁厚14.3 mm的?508 mm隔水导管,其次通过分析计算海底土承载力和浅层破裂压力,优化得到隔水导管最佳入泥深度为50 m。现场应用结果表明,W油田新增调整井表层作业过程中始终保持了井口稳定,且未发生井漏、井口失返等复杂情况,确保了现场作业安全顺利,缩短作业周期近3 d,降本增效显著。     

深水喷射钻井导管力学分析与强度校核

深水喷射钻井作业中导管强度是确保井口稳定以及后续钻井作业顺利进行的有力保障。对最危险工况下的导管柱横向受力进行了分析,并基于有限元技术提出一种导管强度校核的方法。分别建立隔水管和导管系统的力学分析模型,尤其针对下入有倾斜及固井有缺陷的导管进行了强度校核,求得钻井船最大许用偏移。算例表明,钻井船偏移对导管强度的影响主要集中在泥线下较短一段管柱,导管2°内倾斜与固井缺陷对其横向承载能力影响较小。