工程创新技术在南海西部边际油气田开发中的应用

在低油价环境下工程项目投资是制约边际油气田能否成功开发的关键。结合边际油气田实际开发中遇到的具体问题,总结了南海西部在边际油气田开发及项目调整实施过程中在新型导管架结构、加挂井槽及海管等方面积累的一系列有效控制成本、提高效益的工程创新技术,如三直腿三裙桩新型导管架,内、外挂井槽及外挂井口架,国产软管,电力组网等。详细论述了上述工程创新技术在南海西部边际油气田开发具体工程项目中的应用情况及取得的经济效益。本文研究成果可为进一步降低工程投资成本,促进更多边际油气田开发提供参考。     

导管架平台外挂桩腿扩建技术实践与改进

利用外挂两根桩腿对现有导管架平台进行扩建的方式在渤海和南海北部湾的推广实施,有效解决了在役井口平台增加井槽打调整井,生产平台增大甲板面积扩容工艺系统等生产需求。该技术具有简单可靠、投资少、见效快的特点,外扩平台能充分利用现有平台上的吊机、修井机以及公用和消防救生设施,大幅降低了油气田调整改造的工程建设投资和生产操作费。     

外挂井槽对导管架平台抗震性能影响研究

新增桩腿外挂井槽技术对海洋导管架平台结构改造较大,会对平台抗震性能产生较大影响。鉴于此,在基于工程实例归纳新增桩腿外挂井槽设计要点之后,利用响应谱法得出外挂井槽影响导管架平台抗震性能的敏感因子,研究在新增桩腿外挂井槽的同时确保导管架平台抗震性能的方法,并使用SACS软件进行了算例验证。研究结果表明,当导管架平台结构在Y向水平地震力作用下处于最危险情况时,若对原平台进行新增桩腿外挂井槽,井槽应外挂在原平台X向,以确保其抗震性能。     

油气田开发效益产量分析模型研究

影响油气田开发产能建设项目的因素,主要有建设投资、运行成本、原油价格、原油产量。投资和成本为油气田开发产能建设的投入,价格和原油产量决定油气田开发产能建设的产出,而产量、成本等都与地质条件、油气田开发过程中的技术构成、科技创新、管理水平以及经营机制等有关。为此,根据油气田开发产量变化的阶段性,结合油气田开发成本构成和成本习性,应用经济学的边际分析原理,分别从油气田开发成本构成和成本习性角度确定了油气田开发效益产量分析模型,对油气田开发效益产量分析具有一定的指导意义。     

油气田开发生产中加密井边际成本分析及应用

在油气田开发生产过程中。加密调整井边际效益变化规律遵循加密井边际产量递减规律、加密井边际成本变化规律和加密井效益变化规律。随着油田开发程度的加深，资源劣化加剧，加密调整井增产及增加可采储量的效果不断变差。边际成本不断上升。应用这一规律，可对油气生产过程加以控制，确定合理井网密度和单井增油界限，提高油气田开发经济效益。     

北部湾盆地开发井表层钻井模式

南海西部海域北部湾盆地地质条件复杂,进行开发井表层钻井时,存在井壁失稳、钻井液性能不易控制、井眼轨迹不易控制等问题,导致表层钻井井眼携岩困难、定向滑动钻进摩阻大效率低,还存在较大的防碰风险。而目前该盆地以低品位油气藏或边际油气田为主,油田开发效益低,因此需要进行有效的钻井成本控制。介绍了北部湾盆地开发井表层钻井的技术难点;通过优化井身结构、选用经济适用型海水膨润土浆钻井液体系、优化设计螺杆钻具组合及改进随钻测量系统,形成了一套提高该盆地开发井表层钻井效率、降低作业风险的方法。现场应用表明,该模式能在保障作业安全与质量的前提下,提高钻井效率,降低钻井成本,该模式也可为现场施工人员提供技术参考。     

非常规井身结构在南海某大位移井技术实践

在仅有的2个Ф762mm隔水导管井槽已被使用的条件下,中国南海东部地区某油田使用Ф609.6mm隔水导管槽口,创新应用"Ф609.6mm隔水导管+Ф508mmФ558.8mm井眼/Ф473.07mm套管+Ф406.4mm井眼/Ф339.73mm套管+Ф311.15mm井眼/Ф244.47mm套管+Ф215.90mm井眼/Ф17.80mm尾管"非常规井身结构,并配套使用"Ф558.8mm偏心扩眼器完成Ф508mm井眼扩眼"技术,成功实施新增大位移开发井作业,节省昂贵的工程改造成本,在短时间内实现油田的高效开发。该技术应用为同类型的新增开发井提供的宝贵的实践经验。     

南海陵水17-2深水气田开发工程方案研究

陵水17-2气田是中国海油在南海自主勘探发现的第一个自营深水气田,该气田所在海域水深1 220~1 560 m。针对陵水17-2气田气藏的分布状况,提出了回接至浅水导管架平台开发和回接至深水浮式平台开发2种工程方案。基于中国现有海洋工程工业技术水平及南海的适应性,确定了适用于陵水17-2气田的深水浮式平台方案;基于该方案及南海现有油气管网的分布现状,首次提出了凝析油储存在深水半潜式浮式平台的创新方案;在确定了水下生产系统及深水半潜式浮式平台方案的基础上,对回接浅水导管架平台开发和回接深水浮式平台开发2种工程方案进行了对比研究,得到了气田采收率、技术和经济性等多方面的对比结果,最终选择采用深水浮式平台方案对陵水17-2气田进行开发,并对深水浮式平台特殊技术进行了研究。本文研究思路和方法有效支持了陵水17-2气田开发工程方案的科学决策,对于南海深水油气田开发具有一定的指导意义。     

井口架技术的应用

介绍了一种在南海北部湾海域投产使用的新型简易平台形式——井口架的应用。以涠洲6-8油田的井口架为例,介绍了井口架的结构形式,安装方法,分析了井口架与常规导管架平台相比的优势,并研究了其在边际油田开发中的推广意义。     

南海东部油田群勘探开发一体化实践与认识

南海东部海域L油区近年来大中型油气田发现少、老油田产量递减快、已发现油田边际难动用、储量接替不足。针对上述问题,创新思维,形成勘探开发一体化理念。在高品质地质油藏研究基础上,将大数据信息、技术一体化,勘探、开发、工程、生产一体化,区域整体研究一体化等多层面结合,紧紧围绕价值投资高效运转。勘探开发一体化理念的应用助推了南海东部L油区边际油田的开发进程,带动了周边滚动勘探,找到了储量接替的新增长点,实现了可持续生产。5个在评价边际油田已进入基本设计阶段,累计可贡献动用储量超过5000×10~4m~3,预计累计产油量超1000×10~4m~3。     

三立柱大型半潜式生产储卸油平台设计

针对中国南海典型深水油气田开采,结合陵水17-2深水油气田开发工程项目,提出一种三立柱高效大型半潜式生产储卸油平台新船型概念,具有2万t上部组块有效载荷和2万m3原油储油功能。该三立柱深水半潜式生产储卸油平台与目前四立柱半潜式生产平台船型相比,减少1组立柱-浮箱-锚链,采用大跨度三角形桁架式轻型甲板设计和自主研发油水置换高效储油技术,有效载荷比显著提高,可以大幅降低平台建造与安装工程总成本,为南海深水油气田开发提供一种高效低成本的技术解决方案。     

“油气人工运移”技术探索与实践

南海西部存在较多的规模小、分布分散、储层复杂的低品位边际油气藏,受海上投资成本制约,采用常规开发模式难以经济有效开发。"油气人工运移开发技术"应用压差原理将低品位边际储量通过人工运移通道运移至已开发储层,利用现有生产设施可实现间接经济有效的开发。在W-1油田成功投产前,解决了独立油藏合并、井筒油藏耦合、运移量预测与测量三大技术问题,预测人工运移井累积运移气量0.51×10~8m~3,累增油3.63×10~4m~3,提高采收率7.5%,有效盘活了低品位边际油气藏储量。     

老平台新增井槽技术的应用与发展

老油田的二次开发难度较大,为充分利用老平台设备资源,解决现有海上平台存在的预留井槽不足的问题,曾提出并成功应用了内挂、外挂、新增桩腿外挂等增加井槽的方式,但井槽增加的方位和数量受到限制。结合两平台短距离连接和修井机双向滑移避让钻井船技术,提出了新的修井机共用方式。通过采用双向滑轨实现了修井机在新建平台和老平台间的往复滑移。此技术节约了开发投资,为今后类似项目提供参考和借鉴。     

隔水导管相碰后钻井绕障技术

在海洋导管架上利用丛式井组开发海洋油气田时,隔水导管常以锤入方式下至泥面以下。在进行隔水导管作业过程中经常发生偏斜现象,严重时甚至与邻井隔水导管相碰,影响后续作业甚至会导致相应井槽报废。东海某平台井槽B10井在锤入φ609.6 mm隔水导管时与邻井隔水导管相碰,一开φ444.5 mm钻头钻至导管鞋处遇阻无法继续钻进。此文以该井为例介绍了隔水导管相碰后的钻井绕障技术。     

深水导管架平台技术研究

导管架平台是一种适用于300m~500m水深海域油气田的干式井口开发模式的平台。该文对可用于此水深范围的几种干树平台及对最终选择何种平台的原因进行了初步的分析,总结了国内外深水导管架的现状。以墨西哥湾海域的五座深水导管架平台为例,介绍了深水导管架平台的结构特点、建造、安装、投资和应用情况。讨论了深水导管架平台的重量控制、建造和安装关键技术,特别举例说明了分段安装技术。最后论述了导管架平台在南海的应用受特定水深的限制,主要是由于缺乏建造、运输和安装的经验,且由于自重过大使其失去了经济性。     

海洋平台加挂井槽研究

目前通过在海洋平台上加挂井槽增加调整井的技术在海洋油田生产中得到了广泛的应用。文章结合旅大10-1WHPA平台工程应用实例,对内挂井槽和外挂井槽的优缺点进行了比较分析,确定了外挂井槽的最终方案,分两期实施。提供的结论可供今后类似项目参考和借鉴。     

分支水平井技术在半潜式平台的首次应用

文昌14-3油田井槽较少,为提高该油田最终采收率,达到高产的目的,同时减少投资,降低开发风险,经济有效地开发油藏,该油田设计了文昌14-3-A3水平分支井,并获得成功,得到预期效果,这是在南海西部的首次应用分支水平井技术.由于采用半潜式平台作业,受海况影响较大,平台始终存在升沉,钻井参数较难稳定,给悬空侧钻造台阶带来很多不便.通过优选钻头及钻具组合,利用近钻头井斜控制井眼轨迹,放慢钻井速度等措施,顺利钻完成了该井眼,为分支水平井技术在南海西部的推广提供了有益的参考.     

南海西部海域边际油田开发浅谈

南海西部海域有数十个未开发边际油田,采用常规开发模式和技术难以投入生产。为了经济有效开发这些海上边际油田,分析了制约南海西部海域边际油田开发的主要因素:地理环境、基本地质条件、储量规模和评价程度,探讨了边际油田开发的有利条件,包括当前的高油价、开发技术发展、本海域油田开发实际模式和经验等,在此基础上总结了一套适合南海西部海域边际油田开发的基本思路,即勘探开发一体化、合理开发模式、先进开发技术、少井高产和借鉴已开发经验,并在涠洲油田群、文昌油田群具体实施。开发实践表明,开发思路和技术合理有效,开发效果和经济效益十分显著。对于类似边际油田开发具有重要的借鉴和指导作用。     

数值试井技术在南海油气田中的应用

针对南海油气田存在的邻井干扰试井问题、多相流试井问题及非均质油气藏试井问题,开发了新型的数值试井技术--Voronoi数值试井技术。首先以渗流力学理论和物质平衡理论为基础,建立油气水三相渗流数学模型;然后利用Voronoi网格技术将数学模型进行空间及时间离散化,将油气藏离散为多个网格单元;最后采用迭代求解,得到各网格单元压力分布及各种物性参数。该技术以精细的Voronoi网格刻画了油气藏的实际地质情况,实现了精细的试井解释;与常规技术相比较,能将局部精细网格和基本粗化网格结合在一起,做到井筒、断层等附近采用精细网格,而离井较远的地方采用稀疏的基本网格,这样既能真实刻画油气藏地质特征,又可以最大限度地减少网格数据,提高了试井运算速度和精度。在南海油气田的实际应用效果表明,该技术能很好地解决多相流等疑难试井问题,为南海复杂油气田的试井分析提供了依据和方向。     

崖城13-4气田水下管汇研究与应用

崖城13-4气田位于我国南海,属于边际油气田,其所在海域水深约89 m。针对崖城13-4气田开发需求,设计了一种新型的水下管汇。该水下管汇采用了吸力桩固定、机械复合管焊接技术、2种管卡固定方式、管道快速连接器与旋转法兰相结合连接、跨接管水下试压、水下清管、在线检测泄露等创新技术或措施,大大减少了投资费用。崖城13-4气田已于2012年初顺利投产。