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。     

渤海导管架平台外挂井槽对桩基承载力的影响

外挂井槽技术可经济有效地满足现有平台增加井槽的需求,但外挂井槽方案的实施受到多种因素的影响,其中桩基承载力是影响外挂井槽方案是否可行的重要影响因素之一。以渤海油田4腿平台为例,将外挂井槽对桩基承载力的影响分为3个方面,重点分析外挂井槽引起的水平载荷变化、垂向载荷变化和修井机井位变化对桩头力的影响。对比平台外挂井槽改造前后桩头力大小,总结外挂井槽改造引起平台桩头力的变化规律,对平台桩头力的变化进行预估,预估结果误差较小,在前期研究方案设计阶段可作为外挂井槽方案是否需要增加桩腿的判断依据。     

外挂井槽工况下在役HXJ90海洋修井机底座强度计算评估

为解决生产需求,某海上平台新增2×5井槽油井以及一个平台导轨。新增井槽后,整个修井机底座受力情况与原设计变化较大,加之服役时间较长,本文使用有限元法对该平台修井机底座进行了强度和稳定性校核,计算结果表明:该平台修井机底座在分析工况下的最大UC值为0.97,满足强度要求;将底座滑动导轨与平台导轨固接处的螺栓改为M64×4,则底座能满足稳定性要求。     

在海洋平台上利用修井机进行调整井钻完井作业风险分析与控制研究

为降低使用修井机进行调整井作业风险, 首先描述了利用修井机在海洋平台上进行调整井钻完井作业流程, 以此为基础, 识别、 分析了用修井机打调整井钻完井作业过程中存在的风险和有害因素, 结合调查和现场实践, 提出了控制风险的有效措施, 为用修井机打调整井作业提供参考依据。     

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。     

海洋石油平台外挂井槽技术的初步研究

结合以往的工程实例,通过对平台增加外挂井槽方案的分析和比较,提出了一项平台增加外挂井槽的新技术,为今后有效经济地进行平台扩展工程提供了一定的参考依据和借鉴。     

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。     

基于成本最低的海上丛式井平台位置优选新方法

海上丛式井平台位置优选直接影响油田经济开发效益,而以钻井总进尺最小兼顾钻井难度的方法不能完全反映钻完井成本的高低。鉴于此,考虑影响钻完井投资的因素(井深、工期及其他现场因素),依据丛式井分类方法,按照标准测算其他因素引起的钻完井费用,建立了目标油田钻完井总投资函数,将其作为成本最低优选平台位置的基础条件。在"最小进尺法"与"权重法"的基础上,合理划分平台位置分布边界,利用网格法确定可能的平台位置,并在井型分类和井眼轨迹设计的基础上利用钻完井投资目标函数测算对比可能平台位置的钻完井投资,优选出成本最低的位置作为最终平台位置,建立了以费用最低优选平台位置的新方法。应用实例表明:基于成本最低优选的平台位置钻完井投资比最小进尺法优选的平台位置钻完井投资减少约2 000万元。研究结果可为丛式井的平台位置优选提供新思路。     

油管完井在QHD32-6-A平台的成功应用

由于目前渤海湾钻完井作业较多,各类钻完井资源均较为紧张,在保证作业能力的条件下如何最有效地优化配置钻完井资源成为一个新的课题。介绍了QHD32-6A平台3口调整井用油管进行完井的应用案例。对油管管柱轴向载荷、抗扭强度进行了分析和校核,校核结果满足标准要求。现场应用表明,油管完井具备起下钻时间短,降低劳动强度并且适应于低负荷修井机的优点。油管完井在QHD32-6A平台的成功应用,开拓了开发调整井的新模式,为后续的调整井的开发提供了宝贵的经验。     

气举井工况诊断仪的研制与应用

针对现有的流压梯度测试工况诊断技术不能对气举井生产过程进行连续检测的问题 ,研制成功气举井工况诊断仪 ,该仪器通过对井口油、套压力的连续测量记录来分析和判断气举井的工作状况 ,实现了连续检测。 30 5井次现场应用表明 ,利用该诊断仪判断气举井工况 ,具有连续、直观、准确的特点 ,为及时调整合理的注气量和制定科学的管理措施提供了依据     

海上气田钻完井工程合作项目的管理

T气田是中国海油和中国石化双方合作,中国海油为作业者开发的第一个气田。由于T气田井深、井下高温、地质情况复杂,设计方案多变,钻完井工程技术难度大,加之涉及单位多、管理程序复杂、设备新、队伍新、人员新、平台多边同时作业等等,给管理带来很多麻烦。项目组采取了简化管理程序、充分利用母公司资源、从源头控制事故隐患、充分利用先进技术等措施,保证了施工质量,缩短了开发井1.48%的工期,节约了开发井1.32%的投资、调整井0.95%的投资,并为今后类似项目的管理积累了有益经验。     

海洋平台加挂井槽技术研究与实例分析

近几年,通过在老平台上加挂井槽用于钻调整井的做法在中海油得到了较多的应用。对加挂井槽的形式和方法作了一定的归纳和总结。     

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。     

海上油田同井注采一体化技术研究与应用

针对海上油田采油平台油井投资高、井间距大、井槽数量少的特点,在充分进行国内外调研的基础上,通过研制适宜的工艺管柱及配套的井下工具,研发了同井注采一体化技术,包括同井注气采油、同井采油注水、同井采水注水和水聚分注技术,可以把原来的1口井变成2口井,在不增加新井的前提下成功缓解了海上油井数量对油田增产的制约,节省了油田钻井和平台建设的开发成本,降低了油田生产投资风险,为油田产量快速增长和节能减排(减排污水、CO2减排)等方面做出了贡献,并在现场应用中获得显著的经济效益。     

鱼骨型水平分支井在渤海油田的应用研究北大核心CSCD

有效治理低产低效井和挖潜剩余油,是渤海油田实现增产目标的关键,而高效利用平台井槽并提高单井产能是实现少井、高产和降本增效的有效手段。本文以渤海油田X区块的2口鱼骨型水平分支井为例,结合油田开发现状及地质油藏特点,分析了鱼骨型水平分支井钻完井高造斜率保障困难、悬空侧钻井段容易发生钻具阻卡、夹壁墙易坍塌失稳、钻井液性能要求高等方面的技术难点,介绍了分支井钻进方式、裸眼悬空侧钻技术、井眼轨迹控制技术、配套钻井液技术及主井眼防砂完井技术等多项关键技术,并以X4H1井为例分析鱼骨型水平分支井钻完井技术的应用效果。研究结果表明,鱼骨型水平分支井可有效提高单井产能、实现少井高产的目的,同时可高效利用主井眼井筒,节省平台槽口,大幅节省钻完井投资。本文研究成果为鱼骨型水平分支井在渤海油田低产低效井治理和老油田挖潜中的推广提供了一定的借鉴。     

水平分支井钻井及完井技术

QHD32-6油田于2001年10月投入生产,该油田属河流相沉积,储层分布非常复杂。为了最大程度地动用油田石油地质储量,提高经济效益,在油田现有开发井的基础上,结合油田生产现状,决定在原有的丛式井平台上补钻水平分支井QHD32-6-D27ma井。文中介绍了QHD32-6-D27ma井的钻井及完井技术难点及应对措施,包括井眼防碰技术、领眼钻井技术、地质导向钻井技术、分支井眼侧钻技术、大斜度井段固井质量检测技术、克服摩阻技术、油层保护技术和裸眼内下入筛管的完井技术。另外,还对所用的Schlumberger公司的PowerDrive旋转导向工具做了介绍。     

调整井钻井过程中的出水问题与处理

为了解决断块油田开发中、后期由于地质情况复杂、注采不平衡引起的新井钻井井涌、漏失问题，在选定的平衡井下液柱压力、相邻注水井停注泄压的适当压井工艺条件下，对老区调整井钻井过程中的出水外溢、井漏等复杂问题进行了调查分析，并结合实例加以佐证，探讨了油田注水开发中由于各种干扰引起的压力异常，对处理技术措施和效果进行了评价。压力异常是调整井钻井井源、井漏的主要原因。     

海上油田开发后期调整对初期钻修井机具选择的影响分析

海上油田开发初期钻井方式、中后期修井和钻调整井方式直接影响海上平台的数量和形式,同时开发后期调整井作业又制约着前期总体开发方案机具选择.以渤海A油田开发实例,计算分析了油田开发后期钻调整井的时间和工作量对前期研究时钻修井机具选择的影响.研究结果表明,后期调整井作业影响油田新建时钻修井机具的选择,该认识可为海上油田开发初期钻修井机具选择提供参考.     

浅谈江汉油田调整井固井技术

江汉油田地层复杂，而且油田开发已进入中后期，地层压力失衡给调整井固井增加了一定的难度。从调整井的套管设计和水泥浆设计原则出发，总结了江汉调整井固井运用的两凝水泥浆固井措施、管外封隔器的运用、水泥外加剂的研究使用等固井技术。为巩固调整井固井成果，提出了可行性建议。     

TLP干式钻完井技术特点分析

TLP使得干式井口在深水的应用成为可能,与常规的深水开发模式水下井口相比,TLP降低了钻完井作业的难度和费用,尤其在后期修井和调整井作业时,能够大大降低项目的投资,经济效益明显。TLP目前在墨西哥湾、北海及印度尼西亚深水油气田均有采用。目前针对TLP的钻完井设计和作业程序国内开展研究较少,制约了深水油气田开发前期方案设计工作的开展。因此,重点介绍了TLP对钻完井程序的影响;对于不同的平台钻机配置,总结了TLP的钻完井程序;提出了钻完井设计和作业过程中,TLP对回接套管、升沉补偿等问题的要求,分析了与常规深水湿式井口的温度剖面差异,为开展TLP钻完井技术研究和前期方案设计提供参考。