国外海洋油气修井作业技术

一、海上修井作业技术发展历程海洋油气的勘探开发是陆地石油开发的延续．经历了一个由浅水到深海、由简易到复杂的发展过程。1887年．在美国加利福尼亚海岸数米深的海域钻探了世界上第一口海上探井,拉开了海洋石油工业序幕。海洋油气勘探开发维护性作业也相继开展,早期海上石油的勘探开发多使用陆上钻井设备和修井设备．有的直接在采油平台上安装钻井井架．钻完井后不拆除,以备日后修井使用。     

一种钻井环保技术——岩屑回注

中国的环境保护政策正越来越严格，中国海域零排放政策即将出台，该政策将对海上钻井活动提出新的挑战，因此进行岩屑回注作业势在必行，尤其是在渤海地区，岩屑回注作业将是整个钻井作业不可或缺的一部分。介绍了岩屑回注的方式、回注流程以及设备工艺。     

东海第一个油气田平湖油气田开发实施情况

平湖油气田是我国东海海域第一个发现并投入开发的以天然气为主的油气田。该油气田按项目管理模式开展建设。经历了陆地工程建造阶段,预钻井实施阶段,海上安装、连接、调试阶段和投产准备阶段,直至油气田投产。     

半潜式钻井平台螺杆泵测试技术研发与应用推广

螺杆泵在海上稠油DST测试中具有优势,但由于受到钻井平台升沉特性制约而无法直接应用在半潜式钻井平台DST测试中。自主研发设计了半潜式钻井平台螺杆泵测试井口操作台和井口补偿配套系统,解决了钻井平台、测试管柱、抽油杆、驱动泵头在起下抽油杆、组装驱动泵头以及调整防冲距时存在相对运动的问题,从而实现了螺杆泵在半潜式钻井平台DST测试中的应用。半潜式钻井平台螺杆泵测试技术目前已在南海东部海域进行10余口井近20次作业,落实了近亿立方米的稠油地质储量,取得了显著经济效益,而且已被推广至南海西部及东海等海域,具有广阔的应用前景。     

超深大位移井井筒清洁技术及工程实践

东海油气田勘探开发的规模不断扩大,有效利用海上现有的生产平台,充分运用大位移井钻井技术,可以实现对周边油田的勘探开发。但在东海大位移井的钻进作业期间,存在如摩阻扭矩大、井筒清洁状况不佳等问题,针对钻井过程中出现的井筒清洁难点问题,通过随钻工程实时模拟监测、配合工程技术措施和钻井液措施优化,形成了东海超深大位移井井筒清洁关键技术。并成功应用于X井等工程项目,实现作业的安全、高效完成。     

多功能辅助发电机房的设计

针对北方高寒地区钻井作业的需求,设计开发了一种多功能辅助发电机房,该房整体强度高,结构设计合理,具有保温、防尘、隔热、操作维修方便等特点,是提高钻井设备规格化的理想用房。     

东海第一个油气田平湖油气田开发实施情况

平湖油气田是我国东海海域第一个发展并投入开发的天然气为主的油气田,该油气田按项目管理模式开展建设,经历了陆地工程建造阶段,预钻井实施阶段,海上安装,连接,调试阶段和投产准备阶段,直至油气田投和。     

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。     

无基盘钻井技术在我国海上油气田开发中的首次应用

采用预钻井方式开发的海上油气田,对水下钻井基盘钻井槽孔用完后增钻的调整井,可采用无基盘钻井方式作业。无基盘钻井技术在我国海上油气田开发中属首次应用。对无基盘钻井技术的特点,以及在东海平湖油气田应用该项技术时开眼钻井方式的选择、相应的技术措施作了详细阐述,并介绍了现场实施情况。无基盘钻井技术在平湖油气田的成功应用,对今后海上油气田开发中类似情况的解决具有借鉴和指导意义。     

海上薄油层多分支水平井钻井技术

为提高海上中后期油田的生产能力,针对储量分散、天然能量弱的薄层油藏,决定采用多分支水平井技术提高单井产量和采收率,降低综合开发成本。根据某海域A油田的油藏特点,分析了薄油层钻井作业设备能力有限、工程设计限制多、中靶精度要求高、井眼轨迹控制挑战多、钻井施工风险高、储层保护难度大等问题。通过对平台钻井设备评价改造、井身结构及井眼轨道优化设计、复杂井眼轨迹的精细控制、钻井液优选等方面的研究及应用,成功实施了水平井、分支井、小井眼和薄油层的钻探作业,提高了油田勘探开发整体效益,为今后海上薄油层多分支水平井的钻井作业提供了参考。     

萨哈林亚极地海域自升式钻井平台的优选

在萨哈林亚极地海域,海上钻井面临着气温、海况、环保、运输等诸多问题,在自升式钻井平台市场上并非每一条平台都具备在该海域钻井作业的能力。选择一条适合区域特点的平台是钻井作业成功的关键。通过对区域内自然条件、工程条件、环保要求和运输方式等的研究分析,得出了萨哈林亚极地海域自升式钻井平台优选的关键性指导参数与流程并在平台优选实际过程中进行了应用。结果表明该优选方法符合区域条件特点,能有效保证所选平台的工作质量。     

半潜式钻井平台在恶劣海况下的一开技术

在南海海域,海洋的高流速环境会对半潜式钻井平台一开作业产生很大影响,为了使海洋钻井的昂贵费用有所降低,钻井作业者急需一种应付高流速问题的技术。文中介绍了半潜式钻井平台在高流速海域钻井作业时,防止表层打斜的一种新方法。应用该方法突破现行的常规作业程序,可以让半潜式平台在海流较大的情况下正常开钻,从而避免了为等平流而耽误开钻时间。该方法在南海西部莺歌海高流速海域的成功应用表明这种新技术是可靠的,可以有效节约建井时间和成本。     

DSJ300-1海洋钻井平台节流压井管汇设计

在充分考虑海洋钻井平台特点、行业标准和用户要求的基础上,设计了DSJ300-1海洋钻井平台节流压井管汇。管汇布置采用倒L形结构,降低了阀门高度,方便操作、维修和维护;阀门采用比系统更高一级额定工作压力,为平台在不同海域、不同方位和不同水深作业时系统升级提供便利;阀门与四通、管线采用螺栓连接,提高设备的互换性;阀门与钢质垫环的密封槽采用堆焊不锈钢工艺,使设备具有抗H2S腐蚀的能力;采用双节流、双压井的冗余式结构,可利用高压钻井系统和固井系统的水泥浆进行压井作业,完成部分试井和试油工作。现场试验结果表明,该节流压井管汇具有可靠的井控功能,可保障平台作业人员和设备的安全。     

钻井平台的远航

正"海洋石油941"是一艘用于海上石油和天然气勘探、开采工程作业的钻井装置,适合世界范围122米水深以内各种海域环境条件下的钻井作业。今年3月24日,该平台被拖航抵达渤中19-6WHPA井位,正式启动凝析油气田国家重点开发项目,为渤中19-6气田开发全面按下快进键。那么海上钻井平台到底是如何移动阵地的呢?     

含油岩屑深度固控技术在东海的应用

为解决东海在钻井作业过程中油基钻井液含油岩屑的处理问题,研究形成了海上含油岩屑深度固控技术。本文介绍了该技术的工作原理、主要设备及工艺流程,与传统处理含油岩屑的方式进行了对比。以N1井为例,分析总结了该技术在东海现场的应用情况,在应用过程中未发生任何性质油基钻井液及含油废料污染问题,处理后的岩屑含油量满足国家海洋法对钻井废弃物排放含油量的排放标准,实现了含油岩屑的全部达标排放。     

东海某气田大位移井钻井液技术室内研究

依托平湖气田平台现有设施,利用大位移井可实现东海某边际气田难动用储量的经济开发,但目前东海海域尚未有大位移井的应用实践,东海复杂的地层情况给大位移井开发带来了前所未有的挑战。对东海某大位移井油基钻井液技术开展室内研究和评价,建立了一套大位移井油基钻井液体系。试验结果表明,该油基钻井液性能稳定,有着合适的流变参数,能够满足大位移定向井井眼清洁的携砂性能,具有降低钻具旋转摩阻性能防止地层垮塌及煤层坍塌的封堵性能,并在需要时可以及时消除高压疏松易漏地层的钻井液漏失,能够满足东海大位移井钻井技术的实践要求。     

东海水平分支井悬空侧钻技术

随着油藏开发要求的不断提高,单靠增加水平段长度难以有效地提高油藏动用程度和单井产量,多分支水平井具有增加油藏泄油面积、提高单井产量、节约钻井费用等优点,是高效开发油气藏的理想井型。但是水平分支井侧钻存在失败以及虽然侧钻成功但作业时间过长的情况,海洋钻井作业高成本的矛盾十分突出。此文总结了东海使用旋转导向工具侧钻水平分支井的措施,结合东海水平分支井侧钻实践,总结了成功进行水平分支井作业的关键在于按照合理的施工程序操作,并在预定侧钻位置提前造大狗腿斜坡,有利于侧钻时更容易形成新井眼,提高悬空侧钻成功率。     

东海西湖凹陷安全高效钻井技术优化研究

东海西湖凹陷钻井作业钻井速度较慢,深部井段井下复杂情况频发,作业效率不高.为了增加东海西湖凹陷的钻井速度、提高钻井效率,在表层井段采取了减小井眼尺寸并建立力学模型分析下入深度的技术方案;优化了井身结构,减少了作业开次;中下部井段改用油基钻井液;使用了一体化钻具组合,优化了钻井参数.通过对表层提速、井身结构、钻井液性能、...     

南海高温高压勘探钻井技术现状及展望

南海北部莺- 琼盆地高温高压区域具有巨大的天然气资源勘探潜力。但该区域具有温度高、压力高、压力台阶多、安全密度窗口窄等地质特性,对高温高压钻井工程设计和作业提出了巨大的挑战。经过三十余年的技术攻关和在该海域超过50 口高温高压井的作业实践,形成了适用于南海高温高压天然气勘探的钻井关键技术体系,包括多机制地层超压预测、抗高温钻井液、压稳防窜固井、窄压力窗口安全钻井、高温高压一体化钻井与提速等关键技术,克服了南海复杂高温高压环境下的勘探钻井技术难题,实现了南海高温高压勘探钻井作业的安全和高效。这一套较为成熟完善的海上高温高压探井安全高效钻井技术体系和管理模式,为石油工业海上高温高压钻探提供了借鉴。     

自由水钻井液体系在大斜度井段中的优化与应用

东海某气田φ311.15 mm井段主要使用低自由水钻井液体系,总体作业顺利,但是由于地层存在大量的泥岩和砂泥岩互层,导致前期钻井作业过程中存在一定的起下钻遇阻和憋扭矩问题。后期该气田钻井更多地采取了大斜度井方式开发,由于井斜角大、裸眼段长,井壁稳定和井眼清洁问题更加突出。依据泥岩地层失稳机理,通过在低自由水钻井液体系中引入氯化钠,降低体系的活度和增强体系的抑制性,减少了滤液侵入和地层泥岩膨胀。现场应用结果显示,在加入氯化钠后,优化后的低自由水钻井液体系性能更加稳定,现场钻进过程中钻井液性能变化较小,井壁稳定,实现了直接起下钻,提高了起下钻效率,很好地解决了东海大斜度井泥岩段的钻进问题,缩短了钻井工期,提高了钻井时效,为东海类似井型和岩性地层的钻井提供了良好的技术支持。