深水钻井动力定位平台允许漂移范围分析

目前深水钻井动力定位平台允许漂移范围计算需委托国外专业公司分析,且计算过程保密、结果考虑不全面,在分析了南海深水钻井动力定位平台作业风险和平台漂移警戒区划分的基础上,基于深水钻井平台隔水管系统挠性接头和伸缩节物理极限、平台应急解脱程序和作业经验分析,建立了深水钻井动力定位平台允许漂移范围实用计算方法,该方法可对平台极限解脱、红圈、黄圈和绿圈允许漂移范围进行全面的计算,已在国内外多个深水钻井平台数十口深水井得到了成功应用,保证了深水钻井动力定位平台的作业安全。     

西非某区块E-1井稠油人工举升测试实践

深水稠油测试一般采取电潜泵、气举等作为人工举升手段。针对西非某区块深水稠油油藏的特点以及资料极其匮乏而无法做好精细测试设计的实际情况,通过对拟测试层的储层特征、原油物性、作业环境等的深入研究,优选出地面杆驱螺杆泵作为人工举升手段,最终采用射孔枪+防砂管+DST+螺杆泵联作测试工艺,以及空心抽油杆内电缆加热、保温油管保温的降黏措施,成功克服了稠油、出砂以及水深低温对测试造成的困难,最终取得了较为理想的效果,为同类区块的测试作业提供了有益的借鉴。     

深水钻井装置浅水区动力定位方式风险研究

当今世界上先进的深水钻完井装置具有锚泊及动力定位2种方式作业能力,业内推荐做法为水深小于1 500 m都可以使用锚泊方式定位,对于动力定位方式在浅水区的适应性和风险则缺少分析。通过对动力定位方式的原理及其漂移限制进行论述,包括了浅水定位的理论限制以及规避风险的措施,提出如何设定观察圈范围及浅水作业使用动力定位方式时应考虑因素、作业风险及应对措施,除了环境及深水钻井装置应急解脱时间影响因素外,还将考虑隔水管系统极限、水下井口和结构套管强度、通讯系统、定位传感器系统等影响因素,应对措施包括井口设备选择、隔水管系统分析、人员交流培训和使用者和承包商协议等,对浅水区使用定位方式作业有一定的指导意义。     

陆丰13-2油田滨岸相储层流动单元研究

在沉积微相研究的基础上,选用流动分层指标法,将陆丰13-2油田2370层划分为6类流动单元。研究表明,流动单元与沉积微相具有较好的对应关系,Ⅰ和Ⅱ类流动单元物性较好,主要发育于内砂坝;Ⅲ和Ⅳ类流动单元物性中等,主要发育于外砂坝;Ⅴ和Ⅵ类流动单元物性较差,主要发育于下滨面砂。流动单元的划分加深了对储层内部结构的进一步认识,在沉积微相的指导下,纵向上将2370层划分为31个次一级的构成单元,并实现了流动单元在井间上的对比和预测。     

某平台至FPSO海底管道缓蚀剂评价与应用

海底管道随着油田产液量、含水率的上升和腐蚀介质含量的增加而面临着越来越大的腐蚀风险。缓蚀剂经济、高效,是海底管道最有效的防腐措施。采用常用的室内评价方法评价了流速对某待选缓蚀剂的影响,结果表明添加60μg∕g的缓蚀剂可以显著降低腐蚀速率,但流速超过2 m/s,缓蚀效率降低。在海底管道的出口安装了电感探针监测系统,对缓蚀剂现场应用的效果进行评价,现场监测结果说明海底管道腐蚀得到了有效控制。     

深水钻井表层套管固井井口稳定性及防下沉实践

深水表层土壤松软,导管通常采取喷射的方式下入,井口径向稳定性能薄弱,尤其在深水新区块探井海底地质情况不明确、浅层土质强度参数不准确的情况下,水下井口径向稳定性问题尤为重要。为提高水下井口径向载荷的稳定性,针对现场作业中表层套管在固井前循环及注水泥固井期间出现的井口下沉现象,进行导管在表层套管固井期间的径向受力情况分析,结合现场作业实践,提出了防止井口下沉的方法,并且在作业实践中得到了成功应用,提高了水下井口径向载荷的稳定性,有效促进了深水表层作业的顺利、安全进行,保证了深水钻井的安全性。     

白云凹陷深水区井壁稳定性研究及应用

白云凹陷深水区是珠江口盆地重要的储量增长点,但是深水钻井安全钻井液密度窗口窄,钻井风险高,因此准确评估白云凹陷深水区井壁稳定性的规律和特点,对白云凹陷下一步的开发十分必要。针对白云凹陷深水区的钻井情况和地质特点,研究了地层压力体系特征,认为幂律模型和Eaton模型能够获得精度较高的地层密度和地层孔隙压力,得出了地层压力体系随水深的变化规律,其中地应力和破裂压力受水深影响明显。利用得到的地层压力对白云凹陷深水区的安全钻井液密度窗口进行了评估,认为白云凹陷深水区井壁坍塌风险较低,漏失风险高,主要是砂岩渗透性漏失,钻井液设计时需考虑其影响。     

中国南海礁灰岩油田储层电阻率成像特征及产能主控因素分析

礁灰岩储层由于沉积时礁体纵向和横向上的叠加,储层以非均质性强、横向厚度变化快、邻井对比差为特征。通过岩心资料对礁灰岩储层进行描述是最直接最有效的手段,但是其受控于有限的井点,无法对储层在横向上的展布特征进行连续的刻画。在前人研究成果的基础上,利用随钻电阻率成像测井结合岩心对南海珠江口盆地流花油田礁灰岩储层特征进行了详细分析和描述,并对裂缝及次生溶蚀进行了定性和定量表征。结果表明,储层裂缝发育规律性明显,礁核部位裂缝最为发育,裂缝数量最多;礁后平台裂缝发育一般,礁后斜坡裂缝发育良好。次生溶蚀分析表明,礁后平台最为发育,其次是礁核,最后为礁后斜坡。结合实际产能情况,利用灰色关联分析法对产能主控因素进行分析,研究结果表明裂缝强度和次生溶蚀是影响流花油田产能的主控因素。     

图版修正法水露点测量技术在海上气田的应用

天然气水露点是衡量天然气质量的重要指标,鉴于传统水露点测量的不足,针对三甘醇脱水工艺,以接触塔出口平衡水露点、贫三甘醇质量分数及入口气温度的关系图为基础,提出了一种图版修正法水露点测量技术。测量前通过试验测试获得气田平衡水露点与实际水露点之间的偏差量。测量中通过采集三甘醇脱水系统中接触塔入口天然气温度以及贫三甘醇质量分数,代入已知的图版,获得平衡水露点,在平衡水露点基础上增加偏差量修正,获得测量水露点。为便于精确读图,开发出了测量软件。图版修正法水露点测量方法操作简便,测量精度高,在海上气田取得了良好的应用效果,可广泛推广使用。     

南海孤立内波对海上安装作业的影响及预防

南海孤立内波是南海北部海域特有的一种灾害性海洋现象．它对海洋石油开发现场的安装作业影响很大,是海上安装作业必须考虑的安全风险因素之一。文章总结了南海孤立内波的形成机理,孤立内波对海上各种安装作业的影响,孤立内波的检测方式和优缺点,并重点介绍了孤立内波实时检测技术在南海海上安装作业中的首次应用实例及效果。