海上油田规模化多元热流体吞吐关键装备与技术

随着海上南堡35-2油田B平台稠油热采规模化开发,单井注热作业与生产平台的增产增注措施以及常规修井作业交叉,同时受平台甲板面积、外输能力以及生活支持等因素制约,使得目前作业模式难以满足海上稠油热采开发需求,迫切需要一种新的热采开发模式。通过利用生产平台现有的热采资源,同时对LIFTBOAT进行适应性改造,优化注热设备内部结构,合理布局设备摆放格局,改进注热管线连接方式,对多元热流体注热装备所需的场地、水、电、油等进行了合理的配置和优化,基于LIFTBOAT为作业主体设计了一套较为完善的工艺流程,解决了导致南堡35-2油田南区热采作业时效降低问题及多项作业的生活支持问题,满足了海上热采作业的生产和安全需求,为该油田南区高效、经济开采开辟了一个新的开发模式,同时也为渤海湾的中小平台稠油油田开发提供了宝贵经验。     

自升式钻井船就位作业防滑移措施与应用

随着渤海油田需求的变化,钻井船在采油平台的应用频次大幅增加,相应地,就位滑移问题的严重性也日益突出。滑移问题将导致作业失败,造成桩靴坑的复杂化,使得其他钻井船的再就位变得更加困难,带来巨大的额外成本和风险,严重影响工程进度和油田开发计划。因此,通过对旧桩靴印、土质等因素的深入分析,并进行合适的钻井船选型,在就位过程中根据滑移现象和就位难度的变化,及时调整策略,是降低总作业时间、实现安全高效作业的关键。     

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。     

50m自升式钻井平台总体设计及关键技术

挖掘圆柱桩腿自升式平台的潜力,扩大其适应范围,提高其作业性能对于我国边际油田的开发具有重要意义。介绍了50 m圆柱桩腿自升式钻井平台的总体设计和关键技术,包括船型优化、总体布置和主要设备配置,其关键技术为桩腿长度设计和布置优化、悬臂梁尺度优化及桩靴型式优化。该平台采用了多型平台结合的船型优化技术、水深与气隙组合的桩腿长度设计技术及全方位分层喷冲技术,具有大插深、大气隙和多井组钻井等特点,与L-780MODⅡ型平台桁架桩腿相比具有较大的价格优势。实际使用结果表明,该平台入泥深度20 m并能顺利拔桩,作业气隙20 m,完全适合我国浅海边际油田的勘探开发。     

无钻井船作业技术在海洋弃井作业中的应用

无钻井船弃井作业是指采用专门设计的工程船以及各种专用的水上及水下设备进行海上油田弃井作业,其主要设备包括具有动力定位的工程船、吊装设施、各种线缆及绞车、水下井控设备以及相应的辅助工具等。与常规的钻井船作业技术相比,该弃井作业方式具有作业费用低,安全性能好的优点,同时该技术在海洋深水油气井的修井作业以及增产措施的实施中都有着广泛的应用前景。     

南海西部修井新模式的可行性研究与应用

由于角二段储层具有提液增油的潜力,南海西部油田决定对涠洲11-1油田A8S2井进行换大泵作业。但该油田属于无修井机海上平台,传统钻井船修井模式具有"两高、一慢、一难"等特点。针对如何解决无修井机平台以较低经济成本快速完成修井作业的问题,提出了液压举升装置修井新模式。通过对225K液压举升装置的可行性评估,主要包括风载计算、绷绳锚点布局、隔水导管腐蚀检测、隔水导管和防喷器组承载力校核等,论证了在作业工况下其整体强度满足现场安全要求。A8S2井先导性试验结果表明,除去天气和铳孔作业的影响,作业时效将会比计划提前2.37 d,与钻井船修井模式相比节省费用682.21万元,累计增油预计达到0.98×10~4m~3。研究认为,通过液压举升装置修井新模式能够以低成本迅速解决油水井动管柱作业,为同类无修井机海上平台及时恢复故障井生产、降本增效等提供了借鉴。     

渤海某油田水平井裸眼同层侧钻技术应用

随着油田开采时间的增加,利用老井糟实施侧钻是油田稳产增产的重要技术手段。在众多侧钻技术中,水平井裸眼同层侧钻又是最直接、最高效的一种方式。针对此侧钻技术面临的较多难点,文章主要阐述了渤海某油田的成功做法,其筛盲管切割打捞工艺、水平产层注水泥塞弃置技术及窄窗口侧钻工艺等技术系列较好的克服此项技术难点,同时此技术系列能广泛应用于其他油田类似情况井,能够降低钻完井作业风险及成本,是调整井作业"降本增效"的重要技术手段。     

研究探讨

正随着海上油气资源的大规模开发利用,自升式钻井船正成为海上油气开采的重要一环。而自升式钻井船在进行钻修井作业时,通常需要在海上固定平台附近进行作业,因此平台桩靴的贯入过程对邻近基桩的变形及承载能力可能会造成一定程度的影响。为确保邻近海上固定平台桩基础的稳定性,"基于ALE法分析桩靴插桩对邻近基桩承载力的影响"一文,针     

渤海油田侧钻井槽口优选设计方法

低效井侧钻是渤海油田稳产增产的主要手段之一,合理匹配低效井槽口与侧钻井位是降本增效的首要之举。此文以渤海某油田三口低效井为例,通过分析低效井槽口与侧钻井位的位置关系,将其进行合理匹配,从全角变化率变化、井斜角变化、方位角变化、造斜段长度、井深、进尺等方面展开研究,形成一种槽口优选设计方法。现场实施结果表明,应用该方法选择难度较小的方案,节约成本两百余万元,该油田三口低效井槽口优选方案合理,作业难度及作业成本均有所降低。形成了一套渤海油田侧钻井槽口优选设计方法,可有效降低作业难度及成本,为渤海油田侧钻井槽口优选提供借鉴。     

搬迁修井机进行海上生产井弃井的研究

钻井船实施弃井作业费用高昂,采用修井机实施弃井作业可节省费用,但修井机的设计只考虑修井作业工况,未考虑弃井工况,搬迁修井机实施弃井作业需要进行功能校核及适应性改造。通过对渤海海域修井机筛选,找出从动力来源、井口覆盖等方面满足Q油田W平台作业需求的修井机,并且针对修井机转盘开口太小无法通过大尺寸隔水导管的难题,拆除转盘的旋转单元,加工大尺寸转盘工装,满足隔水导管的拆除作业要求。经作业效率对比和经济性评价,搬迁修井机弃井较钻井船弃井方案可有效节省弃井作业投资。通过可行性论证证明,搬迁修井机弃井方案可满足弃井作业要求,且具有较好的推广前景。     

渤海油田低效井侧钻技术应用前景分析

渤海油田目前低效井越来越多。新钻调整井或治理低效井面临着成本高、手段单一等难题。针对此问题,通过分析渤海油田稳产现状、剩余油分布规律,提出了低效井侧钻的必要性。根据渤海油田钻完井技术水平,提出了利用平台现有修井机进行低效井侧钻中短半径井眼的低成本侧钻思路,分析了钻完井方案可行性,评估了修井机作业能力。研究结果显示,渤海常规的φ152.4mm钻头+动力钻具+随钻测井工具(LWD+MWD)+非磁钻铤+震击器+钻杆的钻具组合可实现10°/30m以下的造斜率要求。优化的侧钻小井眼的井身结构和完井防砂技术方案适用于渤海油田的侧钻井作业。目前海洋修井机从提升能力、最大扭矩、水力清洁等方面均能满足侧钻井要求,海上平台现有修井机进行低效井中短半径井眼的侧钻作业在渤海油田具有可行性。结合具体实例进行了低效井侧钻技术应用经济效益评估,侧钻中短半径井眼技术及优化管理措施可大幅度降低钻井成本,提高经济效益。     

南黄海铁板砂海床插桩问题分析与对策——常州35-2-1井插桩及作业过程分析

南黄海盆地勿南沙隆起西北部海区的海床表层土质为中密实的粉砂质细砂和砂质粉砂 ,俗称铁板砂。自升式钻井平台在这种土层中就位插桩时 ,桩腿插入困难 ,插桩深度很浅 ,但在钻井作业过程中平台桩腿又时常发生下沉现象 ,严重影响钻井作业 ,甚至危及平台安全。通过分析平台桩腿下沉原因 ,结合常州 35 - 2 - 1井作业的实践 (该井在作业中桩腿曾下沉 2 8次 ) ,提出对策和建议 ,为今后类似的钻井作业提供借鉴     

岩屑回注井井口改造在海上油田中的应用

渤海某油田前期由中海油与国外一石油公司合作开发,该油田外方作业期间为减少平台钻屑处理费用特设计一口钻屑回注井。油田后期综合调整已无空槽口可用,需把原钻屑回注井侧钻为生产井,但由于钻屑回注井与生产井井口在结构、压力、防腐级别等方面均不同,需对井口进行置换,以满足生产要求。以往类似井改造
均采用浅层切割回收技术套管方式更换井口,侧钻和弃井方式局限性较大,且作业复杂、井控风险大、工期费用高,如存在浅层防碰风险,将导致无法浅层切割套管换井口。鉴于此,文章经过方案论证优选采用一种全新工艺--井口由内向外、从上而下,甲板地面置换井口方法,该方法简单实用、风险可控、工具常规、费用低等优点,该工艺的成功实施不仅为今后类似井作业积累了丰富的经验,还拓宽了侧钻方式,并大大降低了钻完井作业成本。     

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.     

南黄海铁板砂海床插桩问题分析与对策——常州35-2-1井插桩及作业过程分析

南黄海盆地勿南沙隆起西北部海区的海床表层土质为中密实的粉砂质细砂和砂质粉砂,俗称铁板砂.自升式钻井平台在这种土层中就位插桩时,桩腿插入困难,插桩深度很浅,但在钻井作业过程中平台桩腿又时常发生下沉现象,严重影响钻井作业,甚至危及平台安全.通过分析平台桩腿下沉原因,结合常州35-2-1井作业的实践(该井在作业中桩腿曾下沉28次),提出对策和建议,为今后类似的钻井作业提供借鉴.     

海上油田互调钻机模式在老平台及外挂平台中的应用

海上某老油田为最大限度地释放产能，降低钻完井及修井作业成本和风险，在原有老井口平台一侧外挂新井口平台，新井口平台采用能力较强的HXJ225修井机，以满足该油藏绝大部分钻完井和大修作业需求。然而外挂平台的扩延使老平台面积增大，致使钻井平台悬臂梁无法覆盖内排槽口进行钻完井作业，钻机频繁搬迁费用较高，为降低作业费用和解决实际难题，在进行油田储量和经济评估后，创造性地提出在新井口平台设置变轨滑道，采用“推箱子”方式解决新老井口平台两台钻机避让问题。该外挂井口平台投入使用之后，修井机的相互调用，为该油藏开发带来了可观的经济效益。     

米桑油田大斜度井钻杆传输测井技术

米桑油田井斜大于60度的大斜度井及水平井测井电缆无法下放、随钻测井（LWD）成本高昂且测井数据处理后解释可靠度低的问题。针对上述测井作业难点，为提升测井作业时效降低测井成本，米桑油田应用了钻杆输测井技术（PCL,Pipe Conveyed Logging）。相比于电缆测井和随钻测井，PCL在提高作业时效、强化井控能力和降低作业成本方面具有明显优势。PCL技术目前已成功应用于米桑油田大斜度井及水平井测井，并形成了一套PCL现场作业关键技术，实现了降本增效，为米桑油田大斜度井测井作业提供了有力的技术支持。     

可移动生产储油平台结构设计研究

针对南海百米左右水深边际油田的开发,结合应用于浅海的沉垫座底式平台和深水钻井船采用的桁架式桩腿,提出了一种新型可移动生产储油平台.采用两种通用有限元软件对平台进行了结构分析,分析结果的对比证明了平台在南海海域的适用性.     

液压转盘小修作业矿场适用性分析

随着油田隐患井数量逐年增加,井况日益复杂。为实现有效降低修井作业成本,减少工人劳动强度,各油田提出了小修代替大修作业。液压转盘是油田修井作业时用于钻水泥塞以及浅井套铣、造扣等井下作业的一种新型机械化设备,可为倒扣打捞提供旋转动力,扩大小型修井机的作业范围和能力。在J油田进行8井次试验,单井缩短作业周期15 d以上,节省作业费用￥40多万元,实现了降本增效的目的。     

四级分支井钻完井技术在曹妃甸11-1油田的应用北大核心CSCD

渤海曹妃甸11-1油田综合含水率高、原油采出程度低、平台槽口少,该油田剩余油挖潜亟需采用四级分支井钻完井技术。结合曹妃甸11-1油田地质油藏特征及开发要求,深入分析井眼重入难度大、侧钻窗口质量和钻井液性能要求高、下尾管“盲找”困难、水平段固井质量难以保障、井眼清洗质量要求高、完井工具下入难度大等分支井钻完井技术实施难点,形成了主井眼/分支井眼重入技术、套管侧钻开窗技术、聚合物钻井液技术、下尾管固井技术、配套完井防砂管柱优化设计等四级分支井钻完井技术。该技术已在曹妃甸11-1油田3口分支井取得成功应用,日增产油200 m^3,控水增产效果良好,可有效解决老井低产、剩余油挖潜难题,为渤海油田中后期调整提供了新的思路。