冀东南堡油田4号构造路岛工程的建造对潮流影响的试验研究

通过冀东南堡油田4号构造路岛工程整体物理模型试验,研究该路岛工程建造后与周边海域潮流的相互影响。试验结果表明,人工岛建成后仅改变人工岛附近的东、西坑坨浅滩局部水流形态,滩面平均水流强度减小13%～15%,人工岛对涨落潮滩面水流的漫滩归槽有一定的引导和归顺作用,对曹妃甸海域宏观水流强度、流态影响较小。考虑到波浪长期作用,建议4-1号人工岛南侧和引堤前岸滩的底床防护范围为50～60 m,人工岛南岸线东西两端防护范围适当增加。     

南堡油田1号构造海底管道潮流数学模型研究

根据渤海湾曹妃甸海域的潮流特点,应用平面二维潮流数学模型,研究南堡油田1号构造人工岛工程建成后对海底管道海域水动力环境的影响。计算结果表明,工程建成后,管道海域潮流主要在人工岛附近发生绕流,远离人工岛的水流变化不大;NP1-1D人工岛离岸较近,其水动力变化比NP1-2D和NP1-3D小。就单个人工岛而言,人工岛迎流侧水流受到建筑物阻挡,背流侧为绕流隐蔽区,流速均有所减小;平行流向侧由于建筑物束窄了潮流通道,流速有所增加。潮流数学模型研究结果可为海床稳定性评价及岸滩演变分析提供水动力条件。     

南堡油田1号构造海底管道波浪数学模型研究

以采用考虑底摩擦损耗和风能输入的抛物型缓坡方程为控制方程建立数学模型,研究了冀东南堡油田1号构造人工岛建成后对周边海底管道海域波浪场的影响。研究结果表明,由于管线沿线水深较浅,外海波浪传至近岸大多在浅滩发生破碎,多数点处的波高达到极限波高。在50年一遇波浪条件下,工程区主要是受S~SE方向的外海波浪控制,人工岛NP1-1D至NP1-2D海底管线沿线波高H_(1%)为3.84~4.28 m,NP1-1D至NP1-3D海底管线沿线波高H_(1%)为3.46~5.07 m。     

冀东油田人工岛丛式井钻井防碰技术

冀东油田人工岛丛式井井网密度大,钻进中易发生井下碰撞问题,为解决该问题,研究了防碰技术。通过分析冀东油田人工岛丛式井的钻井技术难点,提出了针对性技术措施:正钻井碰撞高风险井段使用牙轮钻头;应用低刚性钻具组合,使井下钻具获得更大的挠度变形空间;进行随钻MWD磁场强度监测,根据磁场强度异常值判断正钻井与邻井套管的距离,预警碰撞风险,指导正钻井防碰。综合这些技术措施形成的冀东油田人工岛丛式井钻井防碰技术,在冀东3号人工岛丛式井组进行了应用,降低了钻进中发生井下碰撞的概率,表明该技术是防止正钻井与邻井套管碰撞的有效技术,可为冀东油田人工岛加密钻井提供安全保障。      

新型人工岛模块钻机完成起升试验

2008年8月14日，宝鸡石油机械有限责任公司生产的ZJ70DB41-1人工岛移动式模块钻机在北井场完成起升试验，这台新型人工岛钻机是在1号人工岛模块钻机的基础上优化设计制造的，它将在冀东2号人工岛钻井平台上发挥重要作用。     

岛屿文化建设让“宝石花”更璀璨

正冀东油田开发建设30年来,立足南堡滩海实际,广泛吸收国内外先进技术,大力开展集成创新,依托人工岛推进滩海油气资源勘探开发,建有5个人工岛和4个陆地平台,建筑总面积达到3360亩。截至目前,冀东油田南堡滩海人工岛累计生产油气当量1200万吨,年油气产量占油田总产量的2/3。自南堡滩海人工岛开发建设以来,冀东油田坚持把企业文化建设融入生产经营的全过程,积极探索滩海岛屿文化建设的新思路、新途径和新举措,引导广大干     

冀东油田提升单井产量

南堡1—3人工岛是冀东油田2009年产能建设的重要战场,这座人工岛已开井24口,日产油达到700t,日产天然气达到35-3万m^3。冀东油田海陆并进,有力地拉动了单井产量相对增长。南堡油田滩海产能建设已投产井平均单井日产油达到29-3t。     

三层包覆防护技术在冀东油田海洋钢桩防腐修复中的应用

冀东油田滩海地区的人工岛从建成投用至今约有10年时间,2016年和2018年对人工岛登陆点(含引桥和码头)几百根钢桩进行了检测,发现有一定数量的钢桩原有防腐涂层脱落,钢桩本体出现了较严重的腐蚀,因此在2018年对冀东油田4座人工岛的登陆点钢桩采用三层包覆防护技术进行了防腐修复。具体介绍了三层包覆防腐修复的施工工艺、施工过程及施工效果,阐述了质量控制措施和水下桩段施工方法。实践结果表明修复效果良好,该方法特别适用于在役海洋钢桩的防腐及防腐层修复。     

冀东油田人工端岛大位移井钻井完井技术

为解决冀东油田人工端岛大位移井摩阻扭矩大、携岩困难,馆陶组玄武岩、东营组东二段泥岩和沙河街组泥岩易垮塌,裂缝及断层易漏、深层井段定向托压、套管下入困难等问题,开展了人工端岛大位移井钻井完井技术研究。利用Landmark软件对井眼轨迹、钻井参数、井眼清洁、摩阻、扭矩、钻具和套管下入安全性等进行了分析,研究了钻井液排量、钻井液流变性、岩屑床破坏器安装位置与岩屑床的关系,以及KCl成膜封堵钻井液配合新型润滑、防塌、封堵剂解决定向托压、井漏、井塌问题及降摩减扭接箍的安装位置和安装方法,形成了装备配套、软件预测和优化、润滑防塌封堵钻井液体、井眼清洁、减摩减扭、岩屑床破坏、套管安全下入等技术。冀东油田人工端岛4口水平位移超4 000.00 m的大位移井的钻井完井情况表明,钻井完井周期明显缩短,井下故障得到了有效控制,完钻井最深6 387.00 m,水平位移达4 940.99 m。研究认为,冀东油田人工端岛大位移井钻井完井技术实现了该油田人工端岛油区的安全高效开发,具有较好的推广应用价值。      

冀东油田南堡四号人工岛开始整体压裂作业

<正>2015年6月16日,冀东油田南馒41-斜4595井顺利实施了压裂施工.标志着冀东油田南堡四号人工岛开始整体压裂作业。该井是一口注水井.根据南堡4-l区中深层压裂部署意见.为提高这个区块沙河街组沙一段油藏水驱动用程度。对这口井96号层进行笼统压裂改造.压裂后笼统注水。该井压裂共挤入压裂液     

滩海油田人工岛水-土-气腐蚀环境的多方位分析与评价

为解决滩海油田人工岛生产设施的腐蚀问题,从海水、土壤及大气三个角度对冀东油田人工岛的腐蚀环境进行了多方位分析。结果表明:人工岛周围环境具有海水电导率高、土壤腐蚀性局部较强、大气腐蚀环境等级为C4高级别的特点。基于这种特点,建议综合考虑滩海区域腐蚀环境中水质、土壤和大气三种因素的影响,提高防腐蚀方案设计所依据的环境等级,从而减缓钢质生产设施的腐蚀速率,推动滩海区域海洋资源的高效开发。     

冀东 3号岛大斜度井钻井技术

冀东油田 3号人工岛四面环海,岛体面积 0.1475 km2。为加快油田开发速度,达到多部钻机同时作业互不影响的目的,采用了丛式井组布井方式,通过方案优化合理规避了上部井眼碰撞的风险。针对岛上大斜度井多 , 馆陶组有大段玄武岩易垮、可钻性差的特点,以 NP13-X1046井和 NP13-X1042井 2口井为例,进行了井身结构优选、钻井液体系研制、钻头优选和钻井技术措施的研究,并应用在实际钻井过程中,使岛上的大斜度井钻井能够顺利进行。     

正电聚醇钻井液体系在老堡南1井的应用

老堡南1井是冀东油田在近海部署的第一口预探井。该区块油气层埋藏深，地质构造复杂，馆陶组地层底部存在砾岩和玄武岩，易发生坍塌、渗漏，下部奥陶糸地层以灰岩为主，裂缝发育，地层压力乐数低，易发生井漏、井喷等复杂事故。现场正电聚醇钻井痕体系的应用，有效地解决了玄武岩地层的坍塌，该体系配合堵漏材料的使用，顺利完钻，并且电测一次成功。同时该体系具有较强的抑制防塌、润滑防卡能力，体系本身无毒、无荧光，有利于发现和保护油气层，满足了海上环保要求。目前，老堡南1卉已获高产工业油流。正电聚醇钻井液体系的成功应用，开辟了海上预探井的钻井液应用新领域，为冀东油田海上全面开发创造了良好的开端。     

冀东油田高浅北地区交联聚合物调驱适应性评价

冀东油田G104-5区块浅层油藏储层胶结疏松,边底水活跃,随着采液速度的提高,边水沿高渗透带突进,油井含水上升速度快,油藏的复杂性给调剖调驱工艺带来一定难度。针对冀东油田地质和开发情况,通过深入分析、研究,在大量室内物模的基础上筛选研制了一种适合冀东油田浅层油藏调驱的交联聚合物体系并应用到现场,取得了良好的降水增油效果,两年来累计增油4.4×104t,有效地控制了该区块边水推进速度,改善了开发效果,为冀东油田夺油上产提供了技术保障,同时为其它浅层油藏区块提高原油采收率提供技术方法和参考依据。     

HXJ135E人工岛海洋钻修机的研制

月东油田A岛为典型人工岛,井口呈双排直线排列,采用直线式抽油机采油,岛区空间紧凑,常规海洋钻修机不能满足作业要求。鉴于此,研制了HXJ135E人工岛海洋钻修机。该钻修机采用一体化高位钻台及管子堆场结构,可适应月东油田A岛直线式抽油机作业要求;采用小模块结构,减小设备安装对大型吊机的依赖性;采用大推力步进式液压缸移动结构,伸缩式和折叠式管线槽和电缆结构,满足钻修机丛式井移动作业要求。有限元分析与模拟试验结果表明,在各种大钩载荷下,HXJ135E人工岛海洋钻修机的强度、刚度和稳定性均满足设计要求,结构应力均符合API相关规范要求。     

冀东油田复杂砂岩储层测井评价对策与实践

冀东油田在地质构造上位于渤海湾盆地黄骅坳陷北部,沉积环境以河流、扇三角洲、三角洲和水下扇为主,岩性、物性、水性等地质条件十分复杂,发育大量非典型隐蔽油气层,测井评价的难度非常大。冀东油田以加强测井评价管理为基础,进行了针对性的攻关研究,对复杂砂岩储层形成了科学的测井评价思路、方法和技术系列,取得了较好的成果。     

波长偏差解释评价方法在冀东油田油气层评价中的应用

2010年三维定量荧光录井技术在冀东油田开始推广应用,基于该技术的解释评价方法地域性较强,研究适用于冀东油田的解释评价图板与标准是确保成功应用的关键。针对这一现状,首先,借助大港油田成功应用该技术的经验,在系统分析冀东和大港两个油田190口井原油样品和314种钻井液添加剂的基础上,总结出了原油和钻井液添加剂图谱分布特征;然后,经过现场对冀东油田36口井三维定量荧光图谱的分析研究,结合试油数据,依据三维定量荧光图谱特征,首次引入了解释评价参数一波长偏差;最后,通过该油田9口井定量荧光数据的统计分析,结合试油结果,得出了定量荧光对比级别分别与最佳激发和最佳发射波长偏差的解释评价图板及标准,以此为基础形成了波长偏差解释评价方法。现场应用表明,该方法能够快速有效地指导录井现场进行油气显示判断与储集层流体性质评价,解释评价符合率为82％。     

平面非均质边水驱油藏来水方向诊断和调整

冀东油田12#油层是高1045区块的主力小层,属于河流相沉积,平面非均质性强,边水能量活跃,是该小层的驱动动力.对该层位渗透率等值图进行了分析,抽象出一个实验物理模型.该模型在形状和渗透率分布上基本与地质模型相似,并以充分接触的水线模拟边水,符合地质原型边水驱油实际情况.在两种井网模式下模拟了边水侵入后前缘突进规律.结果表明,渗透率是控制边水侵入的主要因素,边水侵入后沿主河道推进速度最快.井网部署方式与储层非均质性有一定的适应性,合理的井位能抑制边水突进.示踪剂监测解释结果表明,在主河道西部,边水自西北向东侵入;主河道东部边水自东北向西南入侵,与主河道砂体展布方向一致.实验模拟结果与示踪剂监测结果吻合.根据研究结果在现场实施边水调剖措施,取得了很好的效果.